laporan kerja prakte1
DESCRIPTION
favTRANSCRIPT
i
LAPORAN KERJA PRAKTEK
PROSES CO2 REMOVAL PADA AMINE SYSTEM DI BETARA GAS PLANT (BGP)
PETROCHINA INTERNATIONAL JABUNG LTD
Dibuat untuk Memenuhi Syarat Kurikulum Tingkat Sarjana
pada Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Sriwijaya
Oleh:
Hasanah Oktavia Pane 03101403004
Sondang Purnama Sari 03101403039
JURUSAN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS SRIWIJAYA
2014
i
ii
KATA PENGANTAR
Alhamdulilah, Puji syukur kepada Tuhan Yang Maha Esa, atas berkat, rahmat
dan karunia-Nya, laporan ini dapat terselesaikan dengan judul “Proses CO2 Removal
pada Amine System di BGP PetroChina Internasional Jabung Ltd “.
Laporan ini disusun dan diajukan sebagai salah satu syarat untuk menyelesaikan
Mata Kuliah Kerja Praktek di Jurusan Teknik Kimia Universitas Sriwijaya. Tidak
sedikit hambatan dan halangan dalam menyelesaikan laporan ini, akan tetapi berkat
semangat dan dorongan serta dukungan dari berbagai pihak, laporan ini dapat
diselesaikan. Untuk itu Rasa hormat dan terimakasih diberikan kepada:
1. Dr. Ir. Hj. Tri Kurnia Dewi, M.Sc selaku Dosen Pembimbing Kerja Praktek.
2. Bapak Syarofi dan Bapak Irwansyah selaku Training Development Section,
Bapak Fadil, Bapak Rahmad, Bapak Hamdani, Ibu Ida, dan Ibu lisa selaku
Production Engineer, dan Bapak Achyar Lubis selaku pembimbing di BGP,
PetroChina International Jabung Ltd.
3. Keluarga tercinta, teman-teman angkatan 2010 Teknik Kimia UNSRI, serta
semua pihak yang tidak dapat disebutkan satu-persatu yang telah membantu
dalam penyelesaian laporan ini.
Penyusunan dan penulisan laporan ini, masih jauh dari kesempurnaan. Namun,
laporan ini diharapkan agar dapat bermanfaat bagi para pembaca, khususnya
mahasiswa Teknik Kimia Universitas Sriwijaya.
Geragai, Maret 2014
Penulis
DAFTAR ISI
ii
iii
Halaman
DAFTAR ISI................................................................................................
DAFTAR GAMBAR...................................................................................
DAFTAR TABEL........................................................................................
BAB I PENDAHULUAN............................................................................ 1
............................................................................................................
I.1.. Latar Belakang 1
I.2.. Sejarah dan Perkembangan Perusahaan 2
I.2.1. Lambang Perusahaan 2
I.2.2..Visi dan Misi 3
I.2.3..Pemasaran Produk 3
I.3.. Lokasi dan Tata Letak Perusahaan 3
I.3.1..Daerah Operasi dan Kegiatan Operasional 4
I.3.2..Geologi Lapangan Minyak Blok Jabung 7
I.3.3..Reservoir Lapangan Minyak North Gerragai 9
BAB II STRUKTUR ORGANISASI 10
2.1..Struktur Organisasi di PetroChina International Jabung Ltd 10
2.2..Departemen di PetroChina International Jabung Ltd 11
2.2.1.Healt, Safety, Enviroment Department 11
2.2.2. Production 12
2.2.3.BGP (Betara Gas Plant) Departement 12
2.2.4.NGF (North Geragai Fractination) Operation
Departement 12
2.2.5.Maintenance Department 13
2.2.6.Heavy Equipment Operation (HEO) and Construction 14
2.2.7.Administration Department 14
iii
iv
2.2.8.Logistic Department 14
2.2.9.Marine Department 15
2.2.10. Field Engineering Department 15
2.2.11. Government and Public Department 16
2.3.. Ketenaga Kerjaan 16
BAB III PENJELASAN PROSES PRODUKSI.......................................... 18
3.1. CPS (Central Processing Station)............................................. 18
3.1.1. Pengolahan Crud Oil....................................................... 18
3.1.2. Pengolahan Gas............................................................... 19
3.1.3. Pengolahan Water........................................................... 20
3.2. NGL ( Natural Gas Liquid)/ Hamilton Plant......................... 21
3.3. JT Plant................................................................................... 24
3.4. NGF ( Natural Gas Fractination)........................................... 24
3.5. BGP ( Betara Gas Plant )........................................................ 25
BAB IV TUGAS KHUSUS.........................................................................
4.1. Pendahuluan............................................................................ 30
4.1.1. Latar Belakang.............................................................. 30
4.1.2. Batasan Masalah........................................................... 31
4.1.3. Tujuan........................................................................... 31
4.1.4. Ruang Lingkup............................................................. 31
4.1.5. Manfaat......................................................................... 31
4.2. Tinjauan Pustaka.............................................................. 31
4.2.1. Amine........................................................................... 31
4.2.2. Karbondioksida (CO2).................................................. 36
4.2.3. Peralatan di Amine System........................................... 37
Halaman
4.2.4. Proses Removel Gas CO2 pada Amine system............. 39
iv
v
4.2.5. Problem Pada Amine system........................................ 42
4.2.6. Neraca Massa................................................................ 42
4.3. Metodologi.............................................................................. 44
4.3.1. Pengumpulan Data........................................................ 44
4.3.2. Pengolahan Data........................................................... 44
4.4. Hasil dan Pembahasan............................................................ 50
4.4.1. Hasil.............................................................................. 50
4.4.2. Pembahasan.................................................................. 51
4.5. Kesimpulan dan Saran............................................................ 52
4.5.1. Kesimpulan................................................................... 52
4.5.2. Saran............................................................................. 52
BAB V PENUTUP....................................................................................... 53
5.1. Kesimpulan............................................................................. 53
LAMPIRAN A
LAMPIRAN B
LAMPIRAN C
DAFTAR GAMBAR
v
vi
Gambar 1.1. Peta Blok Jabung.................................................................. 2
Gambar 1.2. Peta Daerah Operasi Blok Jabung........................................ 5
Gambar 1.3. Kolom Stratigraphy............................................................... 8
Gambar 2.1. Struktur Organisasi............................................................... 11
Gambar 4.1. Mekanisme Reaksi Penyerapan CO2 Menggunakan Amine.......... 34
Gambar 4.2. Proses CO2 Removal pada Amine System........................................ 39
DAFTAR TABEL
vi
vii
Tabel 4.1. Konsentrasi dan Volume Pengikatan Acid gas Dari
Berbagai Tipe Amine ................................................................... 32
Tabel 4.2. Data analisa komposisi (615-C-101 Feed) (2013)................... 45
Tabel 4.3. Hasil yang diperoleh dari stream 1........................................... 46
Tabel 4.4. Data Analisa komposisi Lean Amine........................................ 46
Tabel 4.5. Hasil yang didapat dari stream 2 ............................................. 47
Tabel 4.6. Data Analisa Komposisi Sweet Gas............................................. 48
Tabel 4.7. Hasil yang didapat dari stream 3.............................................. 49
Tabel 4.8. Data Analisa Komposisi Rich Amine........................................... 49
Tabel 4.9. Hasil yang didapat dari stream 4 ............................................. 50
vii
1
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
PT PetroChina Internasional merupakan salah satu perusahaan ekplorasi dan
ekspoitasi minyak serta pengolahan gas di Indonesia. Pengolahan minyak dan gas
yang ada disana sangat menerapkan ilmu Teknik Kimia, terutama pengolahan gasnya
merupakan pengolahan gas yang sangat kompleks di Indonesia. Oleh sebab itu,
perusahaan ini dipilih sebagai tempat Kerja Praktek.
1.2. Sejarah dan Perkembangan Perusahaan
PetroChina International Jabung Ltd Companies di Indonesia, merupakan
suatu perusahaan Kontraktor Kontrak Kerja sama (KKKS) minyak dan gas bumi
yang memiliki beberapa daerah operasi di daerah Kepala Burung Irian Jaya, Tuban
(Jawa Timur) dan Tanjung Jabung Barat dan Tanjung Jabung Timur (Jambi).
Februari 1993 telah ditandatangani suatu kontrak bagi hasil atau production
sharing contract antara Pertamina sebagai perusahaan milik pemerintah dengan
Trend International Jabung Ltd (Santa Fe Energy Resources Inc) dan Anadarko
Indonesia Company untuk mengembangkan prospek lapangan minyak di Blok
Jabung, Jambi dengan daerah operasi seluas 5.339 km2.
Trend International Jabung berganti menjadi Santa Fe Energy Resources
Jabung Ltd bersama Anadarko Indonesia Cp dan Kerr McGree Sumatra Ltd untuk
mengembangkan lapangan North Geragai yang berlokasi di Blok Jabung di bawah
pengoperasian Santa Fe Energy Resources Jabung Ltd.
Sejak tahun 1995 sampai awal tahun 1996 telah dilakukan survei seismik serta
studi geologi dan geofisika. Hasil studi tersebut memberikan estimasi positif
mengenai kandungan hidrokarbon yang ada di daerah Blok Jabung.
1
2
Akhir tahun 1997 sumur produksi di lapangan North Geragai mulai diproduksi
yang kemudian dialirkan ke Central Processing Station (CPS). Gas yang dihasilkan
selain digunakan untuk lift gas, juga diinjeksikan kembali ke dalam formasi dengan
tujuan pressure maintenance (injection gas), LPG, power plant, dan sebagian
dibakar.
Pada bulan Juli tahun 2001 saham Santa Fe Energy Resources dibeli oleh
perusahaan Amerika bernama “Devon Energy Ltd”. Pada bulan Juli tahun 2002
saham Devon Energy Ltd dijual kembali secara resmi yang dibeli oleh perusahaan
minyak nasional Cina dan sejak tanggal 18 Juli 2002 berubah namanya menjadi
PetroChina International Ltd.
PetroChina Jabung saat ini memiliki dua plant besar yaitu BGP (Betara Gas
Plant) yang terletak di Kecamatan Betara, Tanjung Jabung Barat dan NGF (North
Gegarai Fractionation) yang terletak di Kecamatan Geragai, Tanjung Jabung Timur.
Selain itu, juga terdapat fasilitas pengolahan minyak mentah di Geragai (Central
Processing Station / CPS), Gemah Station, North East Betara Station, North Betara
Station, Ripah Station dan South West Betara Station. Produk yang dihasilkan PT
PetroChina Internasional Jabung berupa Methane dan Ethane (Sales Gas), Propane,
Butane, Condensate, dan Crude Oil.
1.2.1. Lambang Perusahaan
Gambar 1.1. Lambang PetroChina
Lambang PetroChina melambangkan komitmen untuk memastikan
keselarasan antara pengembangan energi dan lingkungan. Warna Logo berbentuk
3
bunga adalah orang-orang dari bendera nasional China, dengan sepuluh kelopak
mewakili inti dari bisnis. Basis merah solid menggambarkan kekuatan PetroChina
dan kebersamaan, sementara matahari terbit menyoroti masa depan yang cemerlang.
1.2.2.Visi dan Misi
Visi PT PetroChina adalah menciptakan nilai guna yang tidak hanya untuk
berbagi keuntungan antar pemegang saham, tetapi juga pada seluruh masyarakat dan
area sekitar lokasi, sedangkan misi PT PetroChina adalah ikut berkontribusi dalam
pertumbuhan dengan menciptakan dan mengirim pendapatan dari penemuan
hidrokarbon di Indonesia melalui peningkatan dan penyatuan teknologi dan solusi
bisnis.
1.2.3.Pemasaran Produk
Semua produk minyak dan kondensat dikumpulkan dan diproses lebih lanjut
di Central Processing Station (CPS), setelah terkumpul minyak dan kondensat
dikirim melalui pipeline ke Floating Storage Offloading (FSO) di selat berhala
melalui jalur pipa ukuran 10” sepanjang 58 km untuk dijual. Sedangkan gas yang
diproduksi diolah menjadi methane dan ethane (sales gas) untuk dijual ke Singapura
melalui pipa dasar laut sedangkan propane dan butane dikirim menuju Fix
Processing Unit (FPU) melalui jalur pipa ukuran yang berbeda dengan 8” untuk
propane, sedangkan butane dengan ukuran 6” sepanjang 59,5 km sebelum dialirkan
menuju tanker untuk dijual. Disamping itu, sebagian produk gas juga dialirkan ke
PLTG Tanjung Jabung Power.
1.3. Lokasi dan Tata Letak Perusahaan
Lokasi PT PetroChina Jabung berkantor pusat di Desa Pandan Jaya,
Kecamatan Geragai, Kabupaten Tanjung Jabung Timur, Provinsi Jambi. Lokasi dapat
dijangkau melalui jalan darat ke arah Barat Daya sejauh 50 km Jambi. Lokasi Blok
Jabung PT PetroChina seluas 5.339 km2.
4
Lapangan North Geragai berlokasi dalam Blok Jabung yang terletak di bagian
selatan Sumatera, di lapangan North Geragai terdapat Central Processing Station
(CPS) dan Natural Gas Fractionation (NGF). Lapangan North Geragai terletak lebih
kurang 50 km dari kota Jambi.
1.3.1. Daerah Operasi dan Kegiatan Operasional
PetroChina International Jabung Ltd mempunyai daerah operasi di Blok
Jabung, Jambi. Blok Jabung dibagi menjadi dua yaitu East Jabung dan West Jabung.
Di South Jabung telah dikembangkan beberapa lapangan yaitu:
a) North Geragai Field
b) Makmur Field
Sedangkan di North Jabung yang berhasil dikembangkan yaitu :
a) North Betara Field
b) North East Betara Field
c) Gemah Field
d) Ripah Field
e) South West Betara Field
f) West Betara Field
g) South Betara Field
h) Marmo Field
i) Panen Field
5
Daerah operasi dan kegiatan operasional dapat dilihat pada peta Blok Jabung
sebagai berikut:
Sumber: Production Office of PetroChina International Jabung Ltd
Gambar 1.2. Peta Daerah Operasi Blok Jabung
PT PetroChina Internasional Jabung juga telah mengembangkan wilayah
produksinya di daerah Bangko. Dalam proses pengolahan gasnya PetroChina Jabung
telah memiliki dua plant besar yaitu:
1) Betara Gas Plant yang terletak di Kecamatan Betara, Kabupaten Tanjung Jabung
Barat
2) Hamilton Plant yang terletak di Kecamatan Geragai, Kabupaten Tanjung Jabung
Timur.
Proses pengolahan minyaknya PetroChina Jabung memiliki fasilitas – fasilitas
pengolahan minyak mentah antara lain:
1) Central Processing Station (CPS)
Central Processing Station (CPS) merupakan station berkumpulnya minyak
yang berasal dari Gemah Station dan dari sumur-sumur minyak yang berada di
Geragai dan Makmur. Minyak dari Gemah Station dialirkan melalui pipe line ukuran
6”sepanjang 35.6 km, CPS juga menerima pig atau sebagai pig receiver dari Gemah
6
Station, minyak yang dikumpulkan di station ini nantinya akan diolah, disini akan
dipisahkan kandungan gas dan air yang terdapat dalam minyak. Station ini
merupakan station utama untuk pemisahan dan pengolahan minyak.
2) Gemah Station
Gemah Station merupakan pengumpulan sementara minyak dari NEB Station,
dalam proses pengangkutannya menggunakan jaringan pipe line. Gemah Station juga
menerima Pig atau sebagai Pig Receiver dari NEB Station. Untuk minyak yang
berasal dari Ripah Station, NEB #8, SWB #1 dan #2, WB, SB, NB,GE-08 Pad, GE-
11 Pad, GE-21 Pad serta Bangko akan diangkut menggunakan vacum truck menuju
Gemah Station, di Gemah Station akan dilakukan pemisahan antara gas,minyak dan
air, disini gasnya akan langsung dikirim ke Betara Gas Plant, sedangkan minyak akan
dilakukan pengolahan tahap selanjutnya yang akan dilakukan di CPS, untuk airnya
akan di injeksikan ke dispossal well.
3) North East Betara Station (NEB)
North East Betara Station merupakan tempat berkumpul minyak yang berasal
dari NEB #5, #7, #11, #12, #13, #16, #19, #20, #27, #31, #32, #33, #34 menuju NEB
#10 Station, juga berasal dari SWB station. North East Betara Station akan
melakukan pemisahan antara campuran minyak, air, dan gas. Gasnya akan langsung
dikirim menuju Betara Gas Plant sedangkan campuran minyak dan air akan dikirim
ke Gemah Station.
4) North Betara Station
Minyak dari station ini akan dikirim ke Gemah Station menggunakan vacum
truck.
5) Ripah Station
Minyak yang berasal dari Ripah Station akan dikirim menuju ke Gemah
Station menggunakan vacum truck.
7
6) South West Betara (SWB) Station
Minyak yang berasal dari SWB Station akan dikirm menuju ke NEB Station
melalui pipe line ukuran 6” sepanjang 28,113 km.
7) North Geragai Offshore Facilities
North Geragai Offshore Facilities terdiri dari Fixed Processing Unit (FPU),
dua kapal Floating Storage dan Offloading (FSO) yang satu untuk minyak mentah
dan kondensat dan yang satunya lagi untuk menyimpan propana dan butana. Semua
produksi minyak maupun gas dikumpulkan di Central Processing Station (CPS).
Setelah terkumpul, minyak dikirim ke Off Shore melalui jalur pipa 10” sepanjang
56,67 km. Sedangkan gas yang terproduksi ada yang dibakar di flare, dijadikan
propana, butana, kondensat, diinjeksikan ke formasi untuk pressure maintenance (gas
injection) dan gas lift.
Air hasil produksi dinjeksikan kembali ke dalam formasi, tujuan dari injeksi air
ke dalam sumur adalah untuk pressure maintenance, mempertahankan tekanan
reservoir, dan menjalankan program zero water discharge.
1.3.2.Kondisi Geologi Lapangan Minyak Blok Jabung.
Stratigafi pada blok Jabung terdiri atas beberapa formasi yaitu Lemat (Lahat),
Talang Akar, Batu Raja, Telisa, dan Gumai, terbentuk pada fase Transgresi,
sedangkan yang terbentuk pada fase Regresi terdiri atas beberapa formasi juga berupa
Air Benakat, Muara Enim, dan Kasai. Adapun kolom stratigafi pada Blok Jabung
dapat dilihat pada gambar 1.3 dibawah ini:
8
Sumber: Production Office of PetroChina International Jabung Ltd
Gambar 1.3. Kolom Stratigraphy
Lapangan North Jabung berlokasi di bagian selatan Blok Jabung, terletak
lebih kurang 50 km ke arah kota Jambi. Blok Jabung digambarkan sebagai bagian
dari paparan Sunda bagian selatan. Hasil dari perpotongan seri graben Sumatera dan
Jawa, setelah mengalami berbagai macam proses geologi dan zaman Miocene
pertengahan hingga Miocene akhir terbentuk suatu jenis structural trap yang lebih
dikenal sebagai Sunda fold.
Lapisan South Jabung merupakan gabungan dari pergeseran antiklin formasi
air Benakat dan Gumai Atas pada zaman Miocene pertengahan. Reservoir-nya sendiri
merupakan kombinasi antara sandstone, clay, shale, dan limestone. Dimana pada
lapangan ini tidak ditemukan adanya formasi Talang Akar.
9
Lapisan produktif pada lapangan South Jabung khususnya lapangan North
Geragai adalah formasi Gumai, sedangkan untuk lapangan Makmur adalah formasi
air Benakat, dimana kedua lapisan tersebut mempunyai karakteristik batuan yang
hampir sama, tetapi berbeda dari segi umur dan lekatnya. Sedangkan, Lapangan
North Jabung lapisan produktifnya adalah formasi Talang Akar, namun formasi Air
Benakat dan Gumai tidak ditemukan di sana.
Lapisan produktif pada North Jabung umumnya adalah reservoir gas.
Lapangan ini merupakan lapangan yang komplek akan permasalahan, lapangan ini
banyak terdapat fault (patahan) dan di antara fault tersebut terdapat seal, yang
menyebabkan lapisan produktif satu dan lainnya tidak terhubung, sehingga sulit
membuat korelasi antara sumur-sumurnya.
1.3.3.Reservoir Lapangan Minyak North Geragai
1. Data Reservoir
Lapisan minyak memiliki porositas rata-rata sekitar 23% dan saturasi air rata-
rata 25% sedangkan lapisan gas memiliki porositas rata-rata sekitar 20,8% dan
saturasi air rata-rata sekitar 25%. Skin di bawah lima, permeabilitas rata-rata lebih
dari 100 MD dan Productivity Index rata-rata lebih dari 15 bbl/psi.
2. Sifat – Sifat Fluida
Komposisi fluida dari penguji terhadap sampel di lapangan North Geragai
terdiri dari Crude Oil dengan 0API berkisar 49,6. Pour Point di bawah 500F dengan
kandungan H2S sangat rendah. Gross Heating Value untuk gas sebesar 1.423 Btu/scf
dan Specific Gravity 0.84, Water Content rata-rata di atas 90%.
10
BAB 2
STRUKTUR ORGANISASI PERUSAHAAN
2.1. Struktur Organisasi di PT PetroChina Internasional Jabung
PT PetroChina Internasional Jabung adalah sebuah perusahaan besar dalam
bidang eksploitas minyak dan gas bumi, untuk itu diperlukan suatu struktur organisasi
kepemimpinan yang baik dan benar. Semua kegiatan eksplorasi dan produksi PT
PetroChina di kantor cabang atau di lapangan selalu dibawah kendali kantor pusat
yang berkedudukan di Jakarta.
Pada setiap wilayah operasi penanggung jawab utama kegiatan di lapangan
dipegang oleh Field Manager. Dalam melaksanakan tugasnya Field Manager dibantu
oleh para Superintendent yang membawahi para Supervisor (Division) dimana dalam
melaksanakan tugasnya, Supervisor yang dibantu oleh para karyawan PT PetroChina
Internasional Jabung. Adapun karyawan yang diperkerjakan, selain dibawah dari
Management PT PetroChina Internasional Jabung sendiri ada juga yang melalui
kontraktor lain. Field Manager membawahi beberapa departemen diantaranya Field
Admin Department, Fire, Safety and Enviroment, Production Department,
Maintenance Department, HEO Construction Department, Marine Department,
Logistic Department, Field Engineering Department, Government and Public
Relation Department. Departemen - departemen ini dipimpin oleh Superintendent
berguna untuk membantu menyelesaikan tugas Field Manager.
Adapun skema dari struktur organisasi PT PetroChina Internasional Jabung,
sebagai berikut (Gambar 2.1):
11
Gambar 2.1. Struktur Organisasi
2.2. Departemen di PT PetroChina Internasional Jabung
PT PetroChina Internasional Jabung mengginginkan sistem pengawasan dan
manajemen produksi yang baik, maka untuk mendukung hal tersebut dibentuklah
departemen pendukung proses produksi yang dibagi menjadi menjadi beberapa
bagian.
2.2.1. Health, Safety, and Environment Department
PT PetroChina merupakan perusahaan yang bergerak dibidang industri
perminyakan dan gas, disini lingkungan kerjanya tergolong memiliki resiko yang
besar dari bahaya api maupun kecelakaan personal yang dapat saja terjadi setiap saat,
Field Manager
Management Secretary
Mantenence Supr
Marine Operation
Supr
NGF Operation
Supr
Logistic
Supr
H.S.E. Security
Supr
BGP Supr
Government and publick
Relation Supr
Field Engineering
Supr
Field Administration
Supr
Production
Supr
H.E.O and Construction
Supr
12
oleh karena itu diperlukan pengamanan. Healt, Safety, and Environment Department
(HSE), merupakan salah satu departemen yang bertugas untuk menanggulangi
terjadinya kebakaran, menciptakan keselamatan kerja, menjaga kesehatan dan
lingkungan. Departemen ini mengeluarkan petunjuk-petunjuk keselamatan yang
harus dipatuhi oleh seluruh karyawan agar tidak terjadi kecelakan selama
melaksanakan pekerjaan.
2.2.2. Production Department
Production department merupakan departemen yang bertugas melakukan
proses produksi minyak mentah dan gas bumi yang berasal dari North Jabung, dan
South Jabung. Minyak yang telah diproduksi di North Jabung dan South Jabung
kemudian akan dikumpulkan di Central Processing Station (CPS) yang berlokasi di
North Geragai, Tanjung Jabung Timur. Tugas lainnya dari department ini adalah
menjalankan pengolahan, memberikan laporan produksi harian, dan juga mengawasi
setiap aliran yang masuk dari seluruh field.
2.2.3. Betara Gas Plant Department
Betara Gas Plant (BGP) merupakan tempat pengolahan gas utama yang ada di
Blok Jabung. Plant ini merupakan plant pengolahan gas. Gas yang ada di BGP ini
akan dikirim ke Singapore melalui Perusahaan Gas Negara (PGN) berupa gas metana
dan etana, sedangkan NGL-nya dikirim ke NGF Plant untuk proses lebih lanjut.
2.2.4. North Geragai Fractination (NGF) dan Hamilton Plant Operation Department
Plant NGF PetroChina Jabung, terletak di North Geragai, merupakan bagian
dari proses produksi pengolahan gas yang terdapat beberapa sub-plant, yaitu:
a) Plant Hamilton/NGL, memproduksi sales gas dan NGL
b) Plant Joint Thomson (JT), memproduksi sales gas dan NGL
c) Plant Natural Gas Fractination (NGF), memproduksi propane, butane, dan
condensate.
13
2.2.5. Maintenance Department
Maintenance Department adalah departemen yang memiliki tugas serta fungsi
untuk memasang, memelihara, serta memperbaiki seluruh peralatan yang digunakan
dalam produksi. Pada dasarnya alat-alat tersebut bekerja berdasarkan prinsip
mekanik, elektrik, dan instrumentasi. Departemen ini dibagi kedalam tiga kelompok
yaitu Electrical Maintenance, Mechanical Maintenance, Instrument Maintenance.
1) Electrical Maintenance
Secara umum sub-departemen ini adalah berhubungan dengan kelistrikan dan
semua sistem operasi. Kebutuhan akan listrik di suatu sistem produksi sangat besar
sehingga dibutuhkan suatu generator yang dapat menyuplai seluruh kebutuhan listrik
yang ada. PT Petrochina menggunakan generator yang berbahan bakar gas sebagai
pembangkit listriknya. Untuk itu dibutuhkan electrical maintenance yang bertugas
untuk menjaga agar alat tersebut dapat berfungsi dengan baik dan mengatur kerja
serta memantau keluaran generator tiap harinya.
2) Mechanical Maintenance
Pemeliharaan dan perbaikan peralatan yang dipakai perusahaan merupakan
tugas dari Mechanical Maintenance, adapun pemeliharaan dan perbaikan peralatan
ialah peralatan produksi, transportasi serta peralatan-peraalatan di Base Camp.
Mechanical Maintenance juga berhubungan dengan power generator, kompresor, dan
pompa. Semua kerja alat tersebut akan selalu dikontrol oleh mechanical maintenance.
3) Instrument Maintenance
Sistem instrument di PetroChina, sebagian besar menggunakan instrument
pneumatic, yaitu dengan menggunakan tekanan sebagai controller sebagai media
akuator. Instrument maintenance dalam pelaksanaan tugasnya menggunakan sistem
komputer untuk mengatur secara otomatis alat-alat produksi, seperti mengatur valve,
heater, dan fire water system.
14
2.2.6. Heavy Equipment Operational (HEO) and Construction
Heavy Equipment Operation (HEO) Department merupakan suatu departemen
yang mendukung kegiatan departemen lain dengan menyediakan fasilitas alat-alat
berat yang dibutuhkan oleh departemen lain dalam proses pekerjaan mereka. Alat-alat
berat yang difasilitasi oleh HEO diantaranya adalah craine, escavator, truck, dan
sebagainya.
Construction department bertanggung jawab dalam segala jenis pekerjaan
konstruksi dalam rangka meningkatkan fasilitas maupun melakukan suatu perbaikan.
Pada departemen ini terdapat berbagai divisi seperti fabrication shop, civil
construction, surveyor, dan drilling construction.
2.2.7. Field Administration Department
Field administration department memiliki tugas utama yang sama pada semua
departemen administrasi lain yaitu mengurus seluruh masalah administrasi dari
tingkat blok atas hingga ke tingkat divisi, selain itu administration department juga
mengurus segala macam pelatihan (training) ataupun praktek kerja lapangan beserta
segala administrasinya pada Blok Jabung. Divisi yang berada di bawah Field
Administration Department yaitu: cost control, camp maintenance, accounting,
contract administration, dan klinik kesehatan.
2.2.8. Logistic Department
Logistic department adalah departemen yang mengolah barang-barang dan
peralatan yang dibutuhkan perusahaan. Pengaturan barang masuk atau keluar hingga
ke tangan konsumen menjadi tanggung jawab departemen ini. Purchasing division
yang ada di dalam departemen inilah yang bertugas dalam pengadaan barang secara
tander, sehingga barang yang didapat sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan serta
dengan harga yang murah. Dalam departemen ini terdapat beberapa jenis barang yang
dikelola yaitu barang stok dan barang non stok.
a) Barang Stok
15
Barang stok adalah barang yang di-record berdasarkan kode barang kemudian
digudangkan dan tidak langsung di pakai. Contohnya: pipe drilling, tubing,
chasing rig, dan sebagainya.
b) Barang Non Stok
Barang non stok adalah barang yang tidak di-record dan langsung dipakai oleh
user. Misalnya mesin las, generator dan sebagainya.
c) Barang Rental
Barang rental adalah barang milik pihak lain yang digunakan untuk kepentingan
perusahaan dimana pembayaran dilakukan setelah pemakaian yang sesuai dengan
kontrak.
2.2.9. Marine Department
Marine department adalah departemen yang memonitor kelancaran
operasional perusahaan di lepas pantai. Namun pada Blok Jabung ini, tidak ada sumur
atau pengeboran sumur minyak di laut, departemen ini hanya mengurus bagian
penjualan hasil produksi melalui kapal tanker untuk selanjutnya dibawa oleh pembeli.
2.2.10. Field Engineering Department
Field engineering department ini membawahi beberapa section diantaranya
laboratory, quality control dan production engineering. Di PetroChina Jabung
terdapat dua laboratory yaitu, NGF laboratory dan BGP laboratory. Keduanya
bekerja untuk menganalisa sifat fisik dan sifat kimia dari fluida produksi. Fungsi
laboratorium secara umum adalah menunjang kegiatan operasional yaitu dengan cara:
1) Menganalisa kualitas dan komposisi produk yang dihasilkan yaitu berupa gas alam
seperti metana (CH4), etana (C2H6), propana (C3H8), butana (C4H10), kondensat
(C5+) dan minyak mentah.
2) Mengontrol kualitas bahan-bahan kimia (chemical) yang akan digunakan dalam
potable water treatment.
3) Menganalisa kualitas air buangan (disposal water) dan untuk selanjutnya
dilaporkan kepada environmental section.
16
4) Mengevaluasi penggunaan produksi zat-zat kimia.
5) Mengontrol pemakaian serta dosis produksi kimia yang akan digunakan di dalam
proses produksi.
2.2.11. Government and Public Department
Government and public department ini membawahi beberapa divisi
diantaranya, Public Relation, Land Condenation, dan Formality. Departemen ini pada
dasarnya bertugas dengan segala pekerjaan yang berurusan dengan pemerintah
ataupun dengan masyarakat umum. Tujuan dari divisi ini adalah menciptakan,
mempertahankan, dan melindungi reputasi perusahaan, menampilkan citra-citra yang
mendukung sehingga akan tercipta komunikasi yang baik antara perusahaan dengan
pemerintah atau masyarakat umum.
2.3. Tenaga Kerja
Pegawai yang bekerja di PT PetroChina Internasional Jabung terbagi menjadi
dua, yaitu pegawai tetap dan pegawai kontrak.
1. Pegawai Tetap
Pegawai tetap merupakan pegawai yang namanya terdaftar di BP MIGAS dan
dianggap sebagai tetap dan tidak terikat jangka waktu dalam melaksanakan pekerjaan.
Pegawai tetap terbagi menjadi :
(a) Pegawai Staff
Pegawai staff yaitu pegawai yang bekerja tanpa mendapat uang lembur.
(b) Pegawai Non-Staff
Pegawai non-staff yaitu pegawai yang bekerja dengan lembur atau over time,
maka mereka berhak atas uang lembur.
2. Pegawai Kontrak
Pegawai kontrak adalah pegawai dengan waktu kerja terbatas sampai jangka
waktu tertentu. Kontrak dapat diperpanjang jika perusahaan menginginkan atau
pekerjaan yang diperkerjakan belum selesai dicapai. Pegawai kontrak merupakan
pegawai yang berada dibawah kontraktor yang disewa oleh perusahaan untuk
17
melakukan pekerjaan tertentu. Bila masa kontraknya habis, maka pegawainya
berhenti dari perusahaan. Pegawai kontrak juga dibagi menjadi dua yaitu staff dan
non-staff.
BAB 3
URAIAN PROSES
3.1. Central Processing Station (CPS)
Central Processing Station merupakan station berkumpulnya minyak yang
berasal dari sumur-sumur yang berada di Makmur (MK #6, #16, #18, #20, #25, #24,
#26, #27, #27D, #29D) , North Geragai Well (NG #6, #7, #7D, #8, #18, #15, #22,
#23, #28, #31, #34, #34D, #36, #39, #39D, #40, #40D) dan Gemah Station. CPS
merupakan station utama pemisahan dan pengolahan minyak. Minyak yang
dikumpulkan di station, nantinya akan diolah, dan dipisahkan kandungan gas dan air
yang terdapat dalam minyak.
3.1.1. Pengolahan Crude Oil
Sumber fluida yang berasal dari sumur-sumur minyak terdiri dari dua jenis
fluida bertekanan yaitu Low Pressure (dibawah 550 psi) dan High Pressure (460-550
psi). Sumber fluida yang berasal dari sumur LP Makmur (MK #6, #16, #18, #20, #25,
#24, #26, #27, #27D, #29D) rata-rata memiliki tingkat slug yang tinggi. Maka dari
itu, dialirkan terlebih dahulu ke Slug Catcher (PV-2900) untuk menyaring lumpur
yang terkandung di dalam fluida tersebut sebelum masuk ke 1st Stage Separator (410-
V-3440). Sedangkan, sumber fluida yang berasal dari sumur High pressure akan
dialirkan ke HP Separator (PV-3430)/ Separator dua phase. Apabila ingin
mengetahui komposisi dari produksi sumur, maka fluida yang berasal dari sumur-
sumur minyak tersebut dialirkan ke Test Separator (PV-3420).
Fluida yang berasal dari sumur- sumur minyak yang Low Pressure dialirkan
ke dalam 1st Stage Separator (410-V-3440). Pemisahan antara minyak, air, dan gas
18
akan terjadi di dalamnya. Minyak yang keluar dari 1st Stage Separator (410-V-3440)
dengan kondisi 1000F dipanaskan hingga mencapai temperatur 140-150 0F
menggunakan Heater, guna membantu pemisahan dari fraksi-fraksi yang terkandung,
sebelum diumpankan ke 2nd Stage Separator (PV-3410). Di 2nd Stage Separator (PV-
3410) terjadi pemisahan yang berupa air, minyak dan gas berdasarkan berat jenis.
Minyak yang keluar dari 2nd Stage Separator (PV-3410) dialirkan menuju
Degassing Boot (TK-8530/8440/8430) untuk memisahkan gas dan minyak. Minyak
yang dihasilkan kemudian disimpan di Oil Storage Tank (TK-8400/8410/8500) yang
berkapasitas 10.000 BBL lalu dipompakan menggunakan shipping pump melalui
pipeline sepanjang 57,97 km ke FSO (Floating Storage Offloading) Federal I,
sedangkan fluida yang berasal dari sumur- sumur minyak High Pressure dialirkan ke
dalam High Pressure Separator (PV-3430)/ Separator Dua Phase.
Sumur-sumur minyak yang masuk ke dalam High Pressure Separator berasal
dari SWB Station, SBD Station dan HP Makmur Station. Fluida yang berasal dari
sumur-sumur tersebut akan terjadi pemisahan di dalam High Pressure Separator
berupa gas dan liquid (minyak-air). Keluaran dari HP Separator yang berupa liquid
(minyak-air) dialirkan menuju 1st Stage Separator (410-V-3440) bergabung dengan
fluida yang berasal dari sumur-sumur Low Pressure. PT PetroChina Internasional
Jabung memproduksi crude oil sebanyak 6.653 BOPD (Barrel Oil Per Day).
3.1.2. Pengolahan Gas
Gas yang berasal dari sumur-sumur minyak terbagi menjadi gas yang Low
Pressure (dibawah 550 psi) dan High Pressure (460- 550 psi). Gas tersebut keluar
setelah terjadi pemisahan di Separator. Gas yang Low Pressure berasal dari 1st Stage
Separator/ Separator Tiga Phase (410-V-3440), sedangkan gas High Pressure
berasal dari High Pressure Separator (PV-3430)/ Separator Dua Phase.. Gas yang
berasal dari 1st Stage Separator terlebih dahulu diumpankan ke Compressor (CP-
5100/5200/5300) untuk menaikkan tekanannya sebelum bergabung dengan gas High
Pressure.
19
Gas yang telah bergabung kemudian diumpankan ke Hamilton Plant
sebanyak 46,42 MMSCFD. Feed gas tersebut dibagi menjadi dua aliran berdasarkan
kapasitas. Feed gas sebesar 2.000 BPD untuk NGL Produk, sedangkan residunya
berupa sales gas, lift gas dan recycle gas/ injection gas. Residu tersebut dengan
pressure 450 psi dialirkan kedalam 2nd Stage Separator (PV-3410) naik menjadi 1100
psi, gas yang keluar dari 2nd Stage Separator (PV-3410) sebanyak 7 MMSCFD
sebagai lift gas sisanya diumpankan ke dalam 3rd Stage Separator sehingga
tekanannya naik menjadi 1.500 psi. Dengan pressure tersebut sales gas dikirim ke
metering sebanyak 20 MMSCFD bergabung dengan sales gas yang berasal dari BGP
sedangkan sisanya diinjeksikan kembali ke dalam well sebagai recycle gas.
Minyak yang keluar dari 1st Stage Separator (410-V-3440) dengan kondisi
100oF dipanaskan hingga mencapai temperatur 145 0F menggunakan Heater, guna
membantu pemisahan dari fraksi-fraksi yang terkandung, sebelum diumpankan ke 2nd
Stage Separator (PV-3410). Di 2nd Stage Separator (PV-3410) terjadi pemisahan
yang berupa air, minyak dan gas.
Minyak yang keluar dari 2nd Stage Separator (PV-3410) dialirkan menuju
Degassing Boot (TK-8530/8440/8430) untuk memisahkan gas dan minyak. Gas yang
keluar dari Degassing Boot (TK-8530/8440/8430) masuk ke dalam VRU (Vapour
Recovery Unit). Gas tersebut dengan kondisi 1 psi diumpankan ke Compressor (PV-
4000/4010) hingga tekanannya naik menjadi 1,5 psi lalu dialirkan ke dalam Cooler
Compressor (CP-4000) mencapai pressure 50 psi. Setelah di masukkan ke dalam
Cooler Compressor (CP-4000) terdapat sebagian gas yang berubah menjadi
kondensat yang langsung dialirkan kembali ke Degassing Boot (TK-8530/8440/8430)
sedangkan, gas yang tidak mengalami perubahan fase diumpankan ke Booster
Compressor (PV-4020) untuk meningkatkan pressure dari gas tersebut, kemudian
dialirkan menuju 3rd Stage Compressor (CP-5300). Sedangkan, Gas yang keluar dari
2nd Stage Separator (PV-3410) langsung diumpankan ke 3rd Stage Compressor (CP-
5300) bergabung dengan gas yang berasal dari Cooler Compressor (CP-4000).
20
3.1.3. Pengolahan Air
Air yang keluar dari semua separator baik 1st Stage Separator (410-V-3440),
2nd Stage Separator (PV-3410), maupun Test Separator (PV-3420) akan ditampung di
Produk Water Skim Tank (TK-121) dengan kapasitas 10,000 bbl melalui pipa 10”
dengan kondisi 30 psi. Di Water Skim Tank (TK-121) terjadi pemisahan berdasarkan
berat jenis. Dari pemisahan ternyata masih terdapat minyak yang terikut. Minyak
tersebut diumpankan kedalam Skim Tank (TK-125) yang berada dibawah tanah,
sedangkan air yang keluar dari Water Skim Tank (TK-121) dipompakan ke Media
Filter (F-7700/7710). Di dalam Media Filter (F-7700/7710) terdapat walnut guna
menyaring kotoran yang terbawa oleh air. Kotoran yang tersaring akan dilarikan
menuju pengolahan limbah Seven Stages Water Treatment Pond, sedangkan air yang
bebas dari kotoran akan dipompakan ke Injection Water Surge Tank (T-126)
menggunakan reda pumps (66 psi) menuju Disposal Well (WH-1700).
3.2. Natural Gas Liquid (NGL)/ Hamilton Plant
Produksi utama Hamilton plant berupa NGL (Natural Gas Liquid) dan sales
gas. Feed gas yang berasal dari 1st Stage Separator (410-V-3440) dan High Pressure
Separator (PV-3430). Feed gas yang dari 1st Stage Separator/ Low Separator (410-V-
3440) terlebih dahulu dikompres tekanannya melaui 1st stage Compressor (CP-5100)
hingga mencapai tekanan 500 psi agar dapat bergabung dengan gas dari pipeline High
Pressure Separator. Lalu gas tersebut dengan kondisi pressure 480- 500 psi dan
temperatur 130-135 0F dialirkan ke Inlet Cooler (01-E-103), hanya untuk
menurunkan temperatur sampai 95- 100 0F tanpa diikuti terjadinya perubahan fase
sebelum ke Inlet Separator (V-120). Di dalam Inlet Separator (V-120) ternyata masih
terdapat kandungan air sebanyak 90%.
Air yang telah dipisahkan di dalam Inlet Separator (V-120) dikembalikan ke
2nd Stage Separator (PV-3410), sedangkan fraksi gas hidrokarbon ringan (C1,C2,dan
NGL) yang berupa gas dengan temperatur 95-100 0F diturunkan temperaturnya secara
bertahap melalui tiga Heat Exchanger yaitu (E-130), (E-140), (E-150) guna untuk
21
terjadi pemisahan antara NGL dengan residu gas. Sebelum diumpankan ke Exchanger
(E-130) terlebih dahulu diinjeksikan glycol jenis Mono Ethyline Glycol guna
mengikat uap air yang masih terbawa. Glycol yang diinjeksikan harus sebanding atau
harus lebih banyak dari komposisi air yang keluar dari Inlet Separator (V-120).
Pada Exchanger (E-130) terjadi pertukaran temperatur antara gas-gas,
sedangkan Exchanger (E-140) maupun (E-150) merupakan exchanger antara gas-
liquid. Gas yang berasal dari Inlet Separator (V-120) dengan temperatur 95-1000F
masuk ke bagian Shell Exchanger (E-130), outlet dari shell menuju Exchanger (E-
140). Gas tersebut mengalami penurunan temperatur menjadi 60 0F, karena inlet
dibagian Tube Exchanger (E-130) berasal dari Cold Separator (01-F-160) dengan
temperatur -1 – 20F berupa fraksi gas hidrokarbon ringan (C1 dan C2), sedangkan
outlet dari tube terjadi kenaikkan temperatur menjadi 85-100 0F sehingga berupa
menjadi residu gas. Residu gas tersebut dialirkan kembali ke 2nd Stage Separator
(PV-3410) yang berada di CPS untuk selanjutnya diproses menjadi produk sales gas.
Gas yang keluar dari Exchanger (E-130) masuk ke dalam Shell Exchanger
(E-140) berupa gas dengan temperatur 60 0F, sedangkan inlet bagian Tube Exchanger
(E-140) berasal dari Cold Separator (01-F-160) dengan temperatur 320F yang berupa
NGL. Outlet dari Shell Exchanger (E-140) dialirkan ke Exchanger (E-150),
sedangkan Outlet bagian Tube Exchanger (E-140) diumpankan menuju High
Pressure Flash Separator (01-V-170). Didalam Exchanger (E-140) terjadi
pertukaran panas sehingga temperatur dari Outlet Shell Exchanger (E-140) terjadi
penurunan temperatur menjadi 30 0F, sedangkan temperatur dari Tube Exchanger (E-
140) terjadi kenaikkan temperatur menjadi 460F.
Outlet dari Shell Exchanger (E-140) diumpankan ke bagian Shell (E-150)
berupa gas, sedangkan tube dari (E-150) berupa propane refrigerant. Dengan adanya
pertukaran panas yang terjadi sehingga outlet bagian Shell (E-150) mengalami
penurunan temperatur menjadi -1 – 2 0F dan outlet bagian Tube (E-150) mengalami
kenaikkan temperatur menjadi 38-40 0F.
22
Gas yang keluar dari Shell (E-150) dialirkan menuju Cold Separator (01-F-
160) yang dimana di dalam separator tersebut terdapat Coaleser, sehingga terjadi
pemisahan antara gas hidrokarbon ringan (C1 dan C2), NGL, dan Glycol-Air
berdasarkan berat jenisnya.
Gas hidrokarbon ringan (C1 dan C2) dialirkan menuju inlet Tube Exchanger
(E-130), sedangkan NGL dan Glycol-Air pindah ke bilik sebelah yang ada didalam
Cold Separator (01-F-160) guna pemisahan kembali antara NGL dengan Glycol-Air.
Setelah terjadi pemisahan NGL diumpankan ke inlet Tube Exchanger (E-140),
sedangkan Glycol-Air berada di bottom Cold Separator dikembalikan ke Glycol
Separator (455-V-501). Gas yang keluar dari Tube Exchanger (E-140) yang dialirkan
ke High Pressure Flash Separator (01-V-170) guna memisahkan NGL dengan
hidrokarbon ringan (C1 dan C2) yang masih terikut.
Hidrokarbon ringan (C1 dan C2) yang masih terikut tadi naik ke atas
(mengalami flashing) dikembalikan menuju 1st Stage Separator (410-V-3440),
sedangkan NGL yang berada di bottom dialirkan ke De-ethanizer Tower (01-C-190)
melalui Exchanger (E-180) untuk pemanasan awal agar kerja reboiler (01-E-200)
diminimalisir dan mempermudah pemisahan. Di De-ethanizer Tower (01-C-190)
terjadi pemisahan fraksi ringan antara hidrokarbon ringan (C1 dan C2) berupa vapour
dengan NGL berupa liquid berdasarkan berat jenis.
Hidrokarbon ringan (C1 dan C2) keluar dari De-ethanizer Tower (01-C-190)
dengan temperatur 1200F melalui bagian atas menuju bagian Shell Exchanger (E-210)
untuk didinginkan menjadi 69 0F sehingga fasenya yang tadi berupa vapour berubah
menjadi liquid. Liquid tersebut dialirkan ke De-ethanizer Reflux Accumulator (01-V-
220) untuk menampung agar NGL yang terikut dapat terpisah dari hidrokarbon
ringan (C1 dan C2). Sedangkan, inlet bagian Tube Exchanger (E-210) berupa Propane
Refrigerant keluarannya menuju Refrigerant Compressor yang mengalami kenaikkan
temperatur akibat pertukaran panas yang terjadi di Exchanger (E-210).
23
Hidrokarbon ringan (C1 dan C2) berupa vapour telah terpisah dari NGL di
dalam De-ethanizer Reflux Accumulator (01-V-220) berdasarkan berat jenis.
Hidrokarbon ringan (C1 dan C2) tersebut dikembalikan lagi ke 1 st Stage Separator
(410-V-3440) melalui bagian top De-ethanizer Reflux Accumulator, sedangkan NGL
yang berupa liquid dipompakan kembali menuju De-Ethanizer Tower melalui bagian
bottom De-ethanizer Reflux Accumulator (01-V-220). Kemudian NGL yang ada di
bottom De-Ethanizer tower menuju De-Butanizer Tower (01-C-250) namun hanya
by-pass lalu dialirkan ke Overhead Condenser (EA-270) untuk diturunkan temperatur
dan tekanan sehingga dapat masuk ke De-Butanizer Accumulator (01-V-280) sebagai
tempat penampung NGL dan pada akhirnya diumpankan menuju NGL sphere (V-
131A/B) bergabung dengan NGL yang berasal dari BGP Plant.
3.3. Joint Thomson (JT) Plant
Proses di JT Plant kurang lebih sama dengan proses di NGL /Hamilton Plant,
menghasilkan produk NGL dan sales gas. Namun, dengan adanya Betara Gas Plant
(BGP) dan feed gas yang masuk ke Natural Gas Fractionation (NGF) mulai
berkurang atau tidak stabil.
3.4. Natural Gas Fractionation (NGF) Plant
NGF Plant merupakan plant yang memproduksi Propane (C3), Butane (C4),
dan Condensate (C5+). Feed yang masuk ke NGF Plant adalah NGL yang berasal dari
Hamilton Plant, Betara Gas Plant (BGP) dan JT Plant yang ditampung di NGL
Sphere (V-131A/B). NGL kemudian akan dipompakan menuju Condensate
Exchanger (E-101A/B), guna untuk mempermudah proses pemisahan di dalam De-
Propanizer Tower (710-C-101), dan mempermudah kerja reboiler. Prinsip kerja
Condensate Exchanger adalah pertukaran panas antara umpan yang dingin dan
umpan yang panas. Disini terjadi kenaikkan temperatur dari 83 0F menjadi 144 0F.
Pemisahan fraksinasi terjadi setelah melewati De-Propanizer Tower (710-C-
101). Propane dengan fraksi yang lebih ringan akan keluar sebagai top product yang
24
akan melewati De-Propanizer Condenser (710-E-102) untuk mendinginkan uap
panas dari temperatur 127 0F menjadi 1220F sehingga menjadi cair yang akan di
tampung di De-Propanizer Reflux Drum (710-V-201). Propane yang tidak ikut
menguap akan dipanaskan kembali menggunakan De-Propanizer Reboiler (E-
103A/B) lalu dikembalikan lagi ke De-Propanizer Condenser.
Propane yang keluar dari De-Propanizer Reflux Drum (710-V-201) akan
masuk menuju Pre filter dan kemudian akan di-adsorb di dalam Adsorber
(V-205A/B/C). Propane yang telah melewati tahap pengeringan akan di alirkan ke
Propane Treater (710-V-202) guna menghilangkan kontaminan mercury dan (H2S).
Jenis katalis yang digunakan 50% puraspec 5158 dan 50% H2S Puraspec 5038.
Keluaran dari Propane Treater (710-V-202) selanjutnya dialirkan menuju Propane
Storage Sphere (770-V-203) untuk dikirim ke Fix Processing Unit (FPU).
Propane yang telah diserap airnya sebagian akan dialirkan ke Vaporizer (E-
107), Super Heater (E-103) dan Electric Heater (E-101), disini terjadi kenaikkan
temperatur menjadi 426 0F. Setelah melalui 3 alat tersebut lalu kembali ke Adsorber
untuk proses regeneration adsorber (Heating). Panas yang telah dihasilkan dari
Electric Heater (E-101) akan membawa air yang ada di adsorber menuju Coalescer
(710-V-206) melalui Condenser (E-109) untuk didinginkan. Propane-nya yang akan
kembali sebagai Adsorber Inlet dan airnya akan dikirim ke 2nd Stage LP Separator
(PV-3410) yang ada di CPS.
Butane yang keluar dari De-propanizer Tower (710-C-101) akan menuju ke
De-Butanizer Tower (710-C-102). Butane dengan fraksi yang lebih ringan akan
keluar menjadi top product, masuk menuju DeButanizerr Condenser (710-E-105),
guna mendinginkan uap panas agar menjadi cair lalu di tampung di De-Butanizer
Reflux Drum (710-V-203). Butane yang tidak ikut menguap dipanaskan kembali
menggunakan De-Butanizer Reboiler (E-106), dan kembali lagi ke De-Butanizer
Condenser (710-E-105). Butane yang keluar dari De-Butanizer Reflux Drum (710-V-
203) dialirkan ke Butane Treater (710-V-204) guna menghilangkan kontaminan
(H2S). Selanjutnya, dialirkan menuju Butane Storage Bullets untuk dipompakan ke
25
FPU. Sedangkan, bottom product yang keluar dari De-Butanizer berupa kondensat
(C5+) akan dikirim ke Condensate Storage melalui Condensate Exchanger
(E-101A/B) dan Condensate Rundown Cooler (E-104).
3.5. Betara Gas Plant (BGP)
Betara Gas Plant merupakan tempat pengolahan gas utama yang berada di Blok
Jabung. Gas yang diolah di BGP ini akan didistribusikan ke Singapore Power melalui
jalur Perusahaan Gas Negara (PGN), sedangkan NGL yang dihasilkan akan dikirim
ke NGF Plant. Gas yang diolah di BGP ini berasal dari Gemah, North East Betara
(NEB) dan Low Pressure North East Betara (LP NEB).
Gas yang masuk ke BGP ada yang high pressure dan low pressure. Gas yang
low pressure berasal dari LP NEB dan Gemah, sedangkan gas yang high pressure
berasal dari North East Betara (NEB). Gas yang dari sumur low pressure akan
dialirkan ke LP Slug Catcher (V-219) untuk pemisahan gas dan kondensatnya.
Kondensatnya akan dialirkan sebagai feed menuju inlet separator, sedangkan gasnya
menuju Suction Scrubber (V-220) untuk pemisahan gas dan kondensat. Tekanan gas
akan dinaikkan melalui kompressor dari 375 psi menjadi 741 psi, selanjutnya
digabungkan dengan gas dari HP Slug Catcher (V-201).
Gas yang dari sumur High Pressure menuju Slug Catcher (V-201). Gasnya
menuju Feed Gas Cooler, dan kondensatnya menuju Inlet Separator Pre-Heater (E-
105) kemudian ke Inlet Separator (V-202). Di Inlet Separator (V-202) terjadi
pemisahan tiga fase, yaitu gas, kondensat dan air.
1) Gas
Gas yang keluar dari Inlet Separator akan dialirkan ke O/H KO Drum (V-203)
untuk memisahkan condensate yang terikut. Gasnya akan dinaikkan tekanannya dari
254 psi menjadi 733 psi menggunakan O/H Compressor (K-101A/B), kemudian
didinginkan di After Cooler (E-102).
Liquid yg terbentuk ditampung di O/H After KO Drum (V-205). Disini
kondensatnya akan dikembalikan lagi ke Inlet Separator, sedangkan gas nya akan
26
masuk ke Feed Gas Cooler (610-E-101) bergabung dengan gas dari Slug Catcher (V-
201) dan Inlet LP Compressor (605-K-102).
Gas yang berasal dari Slug Catcher (V-201), O/H Compressor After KO Drum
(V-205), dan Inlet LP Compressor (605-K-102) bergabung di Feed Gas Cooler (610-
E-101) menuju ke Pretreatment Gas Exchanger 1(E-102) dan Pretreatment Gas
Exchanger 2 (E-107 A/B). Dimana tahap pretreatment ini bertujuan untuk
menghilangkan heavy hydrocarbon pada gas sebelum gas masuk ke Membrane
System. Setelah gas melewati Pretreatment Gas Exchanger, gas menuju Pretreatment
Gas Chiller (E-103) hingga mencapai temperatur 74 0F. Dengan temperatur yang
sedemikian, sehingga dapat mencegah terbentuknya hydrate pada aliran gas. Dari gas
chiller menuju Pretreatment Separator (V-201) untuk memisahkan heavy
hydrocarbon dari gas.
Gas yang telah melalui Pretreatment Separator (V-201) akan menuju ke
Pretreatment Coalescer (F-101A/B), untuk menghilangkan kandungan heavy
hydrocarbon. Kemudian, menuju Memguard Adsorber (V-202 A/B) untuk
melindungi membrane dari heavy hydrocarbon, lalu ke Partikel filter (F-102 A/B)
agar partikel yang masih terbawa dapat tersaring. Sebelum masuk ke membrane, gas
terlebih dahulu dipanaskan di Preheater (E-108) agar temperatur inlet membrane
tercapai yaitu 1030F. Adapun media pemanas yang digunakan pada kedua exchanger
ini adalah Hot Oil yang dikontrol secara otomatis. Setelah melewati membrane
kandungan CO2 menurun dari 32% menjadi 14%. Di membrane dihasilkan permeate
gas yang akan dibakar di Thermal Oxidizer (PK-102A/B).
Outlet membrane dengan memiliki kandungan CO2 sebesar 14% dialirkan
menuju Amine System. Pemisahan CO2 dilakukan secara fisika dan secara kimia..
Membrane lebih mengarah secara fisika, sedangkan secara kimia dilakukan
menggunakan amine. Gas yang telah melewati Amine System mengalami penurunan
kandungan CO2 menjadi 3-4%. Ini telah memenuhi syarat sebagai sales gas. Proses
penyerapan CO2 menggunakan Amine System akan dibahas di Bab Selanjutnya.
27
Sweet gas yang dihasilkan dari Amine Contactor (C-101) akan masuk ke
dalam Booster Compressor Suction Drum (655-V-201) untuk menangkap air yang
terikut, setelah itu pressure dinaikkan di Booster Compressor (655-K-101) dari 619
psi menjadi 849 psi. Setelah melewati Booster Compresor Gas Exchanger (650-E-
101),gas tersebut diumpankan menuju Booster Compresor Discharge Chiller (E-103)
disini terjadi penurunan temperatur dari 97oF menjadi 80oF, sehingga terjadi
kondensasi. Setelah melewati Discharge Chiller (655-E-103), gas masuk ke Warm
Separator (V-203), kemudian gasnya akan menuju Filter Coalescers (F-104A/B) dan
Molseive Dryer (V-204A/B), guna menghilangkan kandungan uap air dari gas.
Gas yang dihasilkan dalam bentuk dry gas akan diumpankan menuju Dry Gas
Filter (F-105A/B), guna menyaring partikel yang terikut. Outlet gas dari Molseive
Dryer menjadi sangat kering dengan water dew point temperature 1450F kemudian
gas akan melalui Expander Cold Box Chiller (E-101). Disini terjadi perubahan
temperatur dari 80 0F menjadi 15 0F. Prinsip dari Expander Cold Box Chiller (E-101)
itu sendiri adalah pertukaran panas. Gas yang telah keluar daari Expander Cold Box
Chiller (E-101) akan ditampung di Low Temperature Separator (655-V-202), disini
gas dan NGL akan dipisahkan. Gas akan dialirkan menuju Turbo Expander (KE-101)
dan NGLnya akan menuju De-Ethanizer (C-102).
Pada Expander tekanan akan diturunkan dari 794 psi menjadi 255 psi. Outlet
Expander akan menuju Absorber (C-101), disini terjadi aliran dua fase, yaitu gas dan
NGL. NGL yang ditampung oleh Absorber (C-101) akan dialirkan ke De-Ethanizer
(C-102) melalui Cold Box Chiller (E-104), yang mana akan terjadi peningkatan
temperatur dari -58.60F menjadi 850F.
Pada De-Ethanizer (C-102) terjadi pemisahan fraksinasi, ethane akan
dialirkan ke De-Ethanizer Condenser (E-105) untuk dikondensasikan dan akan
ditampung di De-Ethanizer Reflux Drum (V-204). Disini ethane yang menguap akan
dikembalikan ke Absorber melalui Cold Box Chiller (E-104), sedangkan propane
akan terkondensasi dalam Reflux Drum (655-V-204), selanjutnya akan dikembalikan
ke De-Etanizer Tower (C-102) yang berupa reflux.
28
NGL yang dihasilkan dari De-Ethanizer (C-102) sebagai bottom product akan
disimpan di NGL Liquid Storage Bullet (670-V-201/202/203) untuk dikirim ke NGF.
Sedangkan, gas yang keluar dari Absorber (C-101), akan dialirkan ke Booster
Compresor Gas Exchanger (650-E-101) melalui Cold Box Chiller (E-104),
peningkatan temperatur dari -92 0F menjadi 64 0F terjadi disini. Selanjutnya, akan
masuk ke dalam Sales Gas Compressor Suction KO Drum (650-V-201A/B/C) untuk
memisahkan sales gas dari condensate dalam jumlah kecil. Namun, apabila terdapat
kondensat akan dialirkan ke flare, sedangkan sales gas-nya akan dikompres di 2nd
Stage Compressor (650-K-101) guna menaikkan tekanan dari 230 psi menjadi 1.070
psi. Kemudian, dialirkan ke Sales Gas Matering bergabung dengan gas yang berasal
dari NGF sebelum dialirkan ke Perusahaan Gas Negara (PGN).
2) Kondensat
Semua kondensat yang dihasilkan dari semua proses akan di tampung di Inlet
Separator (V-202) untuk dialirkan menuju Condensate Stripper (605-C-101) melalui
Pre-Heater (E-109) sehingga temperaturnya naik dari 108,50F menjadi 1700F. Pada
Condensate Stripper (605-C-101) terjadi pemisahan secara fraksinasi, gas dengan
fraksi yang lebih ringan akan menguap ke atas menuju O/H KO Drum (605-V-203)
untuk proses lebih lanjut. Sedangkan, kondensatnya akan masuk kembali ke
Condensate Stripper Pre-Heater (E-109). Condensate Stripper (605-C-101) dibantu
dengan pemanas Condensate Stripper Reboiler (E-103) untuk membantu proses
fraksinasi.
3) Air
Air yang dihasilkan dari pemisahan Inlet Separator (605-V-202) serta dari
sumber yang lain (Booster Kompresor, Regeneration gas KO Drum, Pretreatment
feed separator, dan Molseive Dryer) akan masuk ke dalam sistem Produced Water
Treatment. Semua air ini akan ditampung di Produce Water Degassing Drum (660-
V-201), di sini apabila ada gas yang terikut akan dialirkan ke flare untuk dibakar,
sedangkan airnya akan masuk ke Slop Tank (T-101). Air yang telah terbebas dari
29
kandungan hydrocarbon akan dialirkan ke Disposal Water Tank (T-102) untuk
diinjeksikan ke Water Injection Well A/B.
BAB 4
TUGAS KHUSUS
MENGHITUNG EFISIENSI PENYERAPAN KARBONDIOKSIDA (CO2)
PADA AMINE CONTACTOR DI BETARA GAS PLANT (BGP)
4.1. Pendahuluan
4.1.1. Latar Belakang
Salah satu produk yang dihasilkan oleh PT PetroChina Jabung adalah gas. Gas
alam yang berasal dari sumur gas dengan suhu dan tekanan yang berbeda, masih
mengandung air dan impurities (CO2 dan H2S). Gas yang diproduksi oleh PetroChina
digunakan sebagai sales gas dan sebagian sebagai bahan bakar untuk plant.Gas sales
dijual ke Singapura dengan kadar karbondioksida (CO2) sebesar 3-4% mol sesuai
dengan persyaratan jual, sedangkan sumur-sumur gas yang terdapat di Jabung Blok
memiliki kadar karbondioksida sebesar 33-34% mol. Dengan besarnya
karbondioksida yang terkandung di dalam gas, maka dibutuhkan fasilitas dalam
pengurangan kadar CO2.
Pada Operasinya Betara Gas Plant menggunakan dua sistem dalam
pengurangan kandungan CO2 yaitu secara mekanik (Membrane System) dan secara
kimia (Amine System). Tugas Khusus ini membahas proses pengurangan kadar CO2
dan perhitungan efisiensi penyerapan karbondioksida pada Amine System khususnya
di Amine Contactor. Karbondioksida yang terkandung pada sales gas dapat berkurang
hingga 3 – 4%. Ini terjadi karena adanya proses penyerapan pada Amine System.
Proses penyerapan sendiri terdiri dari dua proses utama, yaitu proses absorbsi dan
proses regenerasi. Proses absorbsi terjadi di Amine Contactor, sedangkan proses
regenerasi terjadi di Amine Flash Column.
30
Pada setiap penjualan sales gas, persentase mol karbondioksida yang
terkandung di dalam sales gas selalu mengalami perbedaan. Perbedaan yang ada
terkadang mencapai satu persen. Dengan adanya perbedaan tersebut dan tidak pernah
diadakan perhitungan efisiensi penyerapan karbondioksida pada Amine Contactor
oleh perusahaan, sehingga perlu dilakukan perhitungan nilai efisiensi penyerapannya.
4.1.2. Permasalahan
Permasalahan yang ada yaitu tidak diketahui besarnya efisiensi penyerapan
karbondioksida pada Amine Contactor.
4.1.3. Tujuan
Tujuan yang ingin dicapai dari Tugas Khusus ini yaitu dapat mengetahui
besarnya efisiensi penyerapan karbondioksida dan pengaruh nilai efisiensi terhadap
besarnya persentase mol CO2 yang terkandung pada sales gas.
4.1.4. Ruang Lingkup Permasalahan
Batasan permasalahan pada Tugas Khusus ini yaitu efisiensi penyerapan CO2
pada Amine Contactor.
4.1.5. Manfaat
Penyelesaian Tugas Khusus ini diharapkan dapat dijadikan sebagai referensi
bagi perusahaan.
4.2. Tinjauan Pustaka
4.2.1. Amine
Amine adalah senyawa organik turunan dari amonia (NH3) dengan satu atau
lebih gugus organik (R) yang mensubtitusikan atom H. Amonia yang bobot
molekulnya rendah berbentuk gas dan mudah larut dalam air menghasilkan basa.
Amine adalah jenis bahan kimia yang digunakan dalam proses pemisahan acid gas
(H2S dan CO2).
31
Amine adalah basa organik amine dapat disebut primer, sekunder, atau tersier,
tergantung pada jumlah gugus R yang melekat pada nitrogen. Amine memiliki rumus
umum CnH2n+3N. Amine dapat digolongkan menjadi :
1) Amine primer : jika satu atom H dari NH3 diganti dengan gugus alkil
Rumus umum : CnH2n+1NH2 atau R – NH2
Contoh : MEA (Mono Ethanol Amine)
2) Amine sekunder : jika dua atom H dari NH3 diganti dengan dua gugus alkil
Rumus umum :
Contoh : DEA (Di Ethanol Amine)
3) Amine tersier : jika tiga atom H dari NH3 diganti dengan tiga gugus alkil
Rumus umum :
Contoh : MDEA (Methyl-Di Ethanol Amine)
Untuk kelompok amine primer atau sekunder ini merupakan basa kuat. Bereaksi
cepat dengan gas asam. Ada beberapa jenis amine yang digunakan untuk proses
pemisahan diantaranya :
(1) MEA (Mono Ethanol Amine)
(2) DEA (Di Ethanol Amine)
(3) MDEA (Methyl Di Ethanol Amine)
(4) DGA (Di Glycol Amine)
(5) Sulfinol merupakan campuran dari Alkanolamine dengan Sulfolane.
32
Keempat jenis amine tersebut mempunyai kelebihan dan kekurangannya
masing-masing, baik dalam hal konsentrasi penambahan air murninya ataupun
volume kecepatan pengikatan acid gasnya.
Tabel 4.1. Konsentrasi dan volume pengikatan acid gas dari berbagai tipe amine
TYPE OF AMINE
SOLUTION
CONCENTRATION OF LEAN SOLUTION
SOLUTION PICK-UP RATEm3 acid gas
per liter solution
cu ft acid gas per gallon solution
MEA 15 - 20 Wt % 0.023 - 0.030 3 – 4Inhibited MEA 20 - 30 Wt % 0.030 - 0.045 4 – 6DEA 20 - 30 Wt % 0.030 - 0.038 4 – 5Inhibited DEA 40 - 60 Wt % 0.038 - 0.053 5 – 7MDEA 40 - 60 Wt % 0.038 - 0.053 5 – 7DGA 50 - 70 Wt % 0.038 - 0.053 5 – 7Sulfinol 51 - 70 Wt % 0.038 - 0.053 5 – 7
Sumber:Training For Professional Performance In The Petroleum Industry (2003)
Dari tabel diatas dapat dilihat kemampuan amine mengikat acid gas dan
konsentrasinya. Makin banyak konsentrasi amine maka makin banyak acid gas yang
diikatnya. Tetapi semakin tinggi konsentrasinya maka amine jenis tersebut bersifat
jadi semakin korosif.
Dalam proses pemisahan dengan temperatur tinggi hanya bisa dilakukan oleh
DEA, DGA, dan Sulfinol. Amine jenis ini mempunyai volume kecepatan pengikatan
yang cukup tinggi. Tetapi harganya pun sangat tinggi. Oleh karena itu dalam
perancangannya dipilih jenis MDEA yang tidak terlalu mahal dan mempunyai
volume kecepatan pengikatan acid gas yang tinggi juga tidak terlalu korosif.
1) Methyl Di Ethanol Amine (MDEA)
a. Sifat Fisika Methyl Di Ethanol Amine (MDEA)
Adapun sifat fisika Methyl Di Ethanol Amine (MDEA), antara lain:
33
(1) Penampilan MDEA : Cairan warna bening kekuning -
kuningan
(2) Berat molekul MDEA : 119.16 kg/kmol
(3) pH : 11 – 12 dari 100 g/l, 20 oC
(4) Titik beku : < -10 oC
(5) Boiling point MDEA pure : 245 oC
(6) Boiling point aqueous solution : 110 – 120 oC
(7) Struktur kimia MDEA : H3C-N CH2CH2OH
CH2CH2OH
(8) Sangat stabil dan non degradasi
b. Sifat Kimia Methyl Di Ethanol Amine (MDEA)
Adapun sifat kimia Methyl Di Ethanol Amine (MDEA), antara lain:
(1) MethylDiethanolAmine (MDEA) merupakan cairan higroskopis, dan
berbau amoniak, bersifat alkanolamines dan larutannya akan menyerap
karbon dioksida dan hidrogen sulfida pada suhu rendah dan melepaskan
gas asam pada suhu yang lebih tinggi. Hal ini menjadi dasar untuk proses
pemisahan karbondioksida dan hidrogen sulfida dari aliran gas.
(2) Ada dua kemungkinan mekanisme untuk penyerapan CO2 dengan
menggunakan amine. Yang pertama adalah cepat, tetapi yang kedua
sangat jauh lebih lambat. Berikut ringkasan mekanisme reaksi yang
terjadi :
34
Gambar 4.1. Mekanisme reaksi penyerapan CO2 menggunakan amine
(Sumber: BASF Chemical Company)
2) Activator Methyl Di Ethanol Amine (aMDEA)
aMDEA adalah pelarut yang rekomendasikan oleh BASF, sebagai sebuah
nama dagang untuk pelarut pada pengolahan gas. Pelarut aMDEA terdiri dari tiga
bagian: a) MDEA - amine tersier
b) Air
c) Aktivator sistem
aMDEA adalah pengaktivasi oleh amine sekunder yang tidak terdegradasi
atau menyebabkan masalah korosi. Sistem aktivator BASF ini tidak mengandung
banyak alkanolamines primer atau sekunder, sehingga tidak terjadi degradasi.
Formulasi yang tepat dari sistem aktivator ini dimiliki oleh BASF dan dibuat khusus
untuk setiap proyek baru.
Perbandingan konsentrasi aMDEA dengan air yang akan digunakan adalah
50 : 50. Alasan digunakan aMDEA dengan konsentrasi 50% adalah karena dengan
konsentrasi 50% larutan amine memiliki kapasitas penyerapan CO2 12% lebih banyak
daripada larutan dengan konsentrasi 40%. Dengan konsentrasi yang lebih tinggi,
larutan aMDEA memiliki kecenderungan untuk menghasilkan foam yang lebih
rendah dari pada konsentrasi rendah.
Total amine pada aMDEA sebelum dicampur adalah 92 - 95%. Diharapkan
konsentrasi dari total amine adalah sekitar 47 - 52%. Namun target konsentrasi yang
ingin dicapai adalah sebesar 50%. Untuk penyesuaian akhir dan selama
berlangsungnya operasi, mungkin diperlukan dari waktu ke waktu untuk
menyesuaikan konsentrasi total amine ,karena berbagai alasan:
(1) Konsentrasi rendah :
a) Hilangnya konsentrasi larutan aMDEA
b) Air meningkat pada inlet (feed gas, wash water)
c) Kehilangan amine akibat aliran outlet gas
(2) Konsentrasi tinggi :
35
Konsentrasi uap meningkat melalui aliran outlet gas. Ada beberapa kerugian
aMDEA dan cara meminimalisir kerugian tersebut, yaitu dengan beberapa cara antara
lain:
a) Kebocoran dari seal atau gasket, pompa, katup. Cara meminimalisir dengan
penggantian filter dan pemeliharaan lain, menyebabkan peningkatan
pemeliharaan plant.
b) Entrainment dari pelarut aMDEA. Dapat diminimalisir dengan pengkoreksian
operasi dan pemeliharaan untuk tray pencuci pada head kolom, dan instalasi
dan pemeliharaan demister bantalan di atas kolom.
c) Adanya vapor kecil, kisaran ppm rendah, tetapi tidak dapat dihindari.
Reaksi kimia dari proses pengikatan acid gas oleh amine adalah sebagai
berikut: Acid (asam) + Alkali Salt (garam)
H2S + Amine Amine Sulfide
CO2 + Amine Amine Carbonate
4.2.2. Karbondioksida (CO2)
a) Sifat Fisika Karbondioksida
Adapun sifat fisika dari karbondioksida, antara lain:
1) Nama sistematis : Karbondioksida
2) Rumus molekul : CO2
3) Berat molekul : 44 gr/mol
4) Wujud / bentuk : Gas tidak Berwarna dan tidak berbau
5) Densitas : 1.600 gr/L (padat)
1,98 gr/L (Gas)
6) Titik leleh : −57 0C (216 K) (di bawah tekanan)
7) Titik didih : −78 0C (195 K) (menyublim)
8) Kelarutan dalam air : 1,45 g/L
9) Keasaman (pKa) : 6,35 dan 10,33
10) Viskositas : 0,07 cP pada −78 0C
11) Bentuk molekul : Linear
36
12) Rata-rata konsentrasi : 387 ppm
CO2 di atmosfer bumi
13) Titik tripel CO2 : 518 kPa pada −56,6 0C
14) Titik kritis CO2 : 7,38 MPa pada 31,1 0C.
b) Sifat Kimia dari Karbondioksida
Sifat kimia dari karbondioksida, antara lain:
1) Molekul karbondioksida (O=C=O) mengandung dua ikatan rangkap yang
berbentuk linear. Ia tidak bersifat dipol.
2) Karbondioksida (CO2) atau zat asam arang adalah sejenis senyawa kimia yang
terdiri dari dua atom oksigen yang terikat secara kovalen dengan sebuah atom
karbon.
3) Karbondioksida membentuk asam lemah yang dikenal sebagai asam karbonat
(H2CO3)dalam air, reaksi yang relatif lambat.
4.2.3. Peralatan di Amine System
Peralatan di dalam Amine System terdiri dari Amine Contactor, Amine Flash
Column, Amine Stripper, Amine Exchanger, Amine Reboiler, Acid Gas KO Drum,
Amine Cooler, Filter (Sock Filter, Mechanical Filter, Charcoal Filter, dan After
Filter), Amine Surge Tank, Amine Pure Tank.
1) Amine Contactor (615-C-101)
Amine Contactor (615-C-101) merupakan suatu kolom dimana tempat terjadi
proses absorbsi. Di dalam Amine Contactor terdapat peralatan berupa packing,
distributor pipe, tray, vortex breaker, dan demister.
a) Packing
Packing berguna untuk memperpanjang residence time dan untuk
memastikan kontak amine dengan feed gas secara menyeluruh.
b) Distributor pipe
Distributor pipe berguna untuk mendistribusikan amine di dalam Amine
Contactor (615-C-101) secara merata dan mengurangi kemungkinan
terjadinya channeling pada packing.
37
c) Tray
Tray berguna untuk menghambat amine terbawa oleh feed gas.
d) Vortex Breaker
Vortex breaker berguna untuk mencegah terjadinya pusaran cairan di dasar
Amine Contactor (615-C-101) agar feed gas tidak terikut bersama rich amine.
e) Demister
Demister berguna untuk mencegah amine terikut bersama feed gas.
2) Amine Flash Column
Amine Flash Column (615-C-102) merupakan suatu kolom dimana tempat
terjadi proses flash out. Amine Flash Column memiliki peralatan internal serupa
seperti Amine Contactor (615-C-101).
3) Amine Stripper
Amine Stripper (615-C-103) alat yang terdapat pada amine regenerasi.
Amine Stripper (615-C-103) merupakan suatu alat yang berguna dalam melepaskan
CO2 dari rich amine. Peralatan internal dari Amine Stripper antara lain:
a) Packing
Packing berguna untuk memperpanjang residence time dan untuk memastikan
kontak rich amine dengan gas CO2 secara menyeluruh.
b) Distributor pipe
Distributor pipe berguna untuk mendistribusikan rich amine di dalam Amine
Stripper (615-C-103) secara merata dan mengurangi kemungkinan terjadinya
channeling pada packing.
c) Vortex Breaker
Vortex breaker berguna untuk mencegah terjadinya pusaran cairan didasar
Amine Stripper agar gas karbondioksida tidak terikut bersama lean amine.
d) Chimney Tray
Chimney Tray berfungsi untuk menampung rich amine sebelum disirkulasikan
melalui Amine Reboiler (615-E-102A/B/C/D).
38
4) Amine Exchanger
Pada Amine Exchanger (615-E-101) terjadi pertukaran panas antara rich
amine dan lean amine yang berguna untuk mengurangi kerja dari Amine Reboiler
(615-E-102A/B/C/D).
5) Amine Reboiler
Amine Reboiler (615-E-102A/B/C/D) berfungsi untuk memberikan energi
panas pada CO2 agar dapat terlepas dari amine.
6) Acid Gas KO Drum
Acid Gas KO Drum (615-V-201) berguna untuk menampung amine yang
terkondensasi dari acid gas.
7) Amine Cooler
Amine Cooler (615-E-103) berguna untuk menurunkan temperatur lean amine
sebelum di kembalikan ke Amine Contactor (615-C-101).
8) Filter (Sock Filter, Mechanical Filter, Charcoal Filter, dan After Filter),
Filter berguna untuk membersihkan lean amine dari partikel- partikel kecil
yang terbawa oleh amine.
9) Amine Surge Tank,
Amine Surge Tank (615-T-101) berguna sebagai tempat menampung lean
amine.
10) Amine Pure Tank
Amine Pure Tank (615-T-102) berguna sebagai tempat menyimpan pure amine.
39
4.2.4. Proses CO2 Removal Pada Amine System
Gambar 4.2. Proses CO2 removal pada Amine System
Karbondioksida yang terkandung dapat berkurang hingga 3- 4% mol melalui
Amine Sistem. Hal ini dapat terjadi karena adanya proses penyerapan. Proses
penyerapan sendiri, terdiri dari dua proses utama, yaitu:
1) Proses Absorbsi
Feed Gas dialirkan ke bagian bawah dari Amine Contactor (615-C-101),
sedangkan lean amine akan diinjeksikan dari bagian atas Amine Contactor (615-C-
101), sehingga terjadi kontak antara feed gas dan lean amine secara countercurrent.
Dengan adanya kontak antara feed gas dengan lean amine, sehingga
kandungan gas CO2 yang keluar dari Amine Contactor (615-C-101) sebesar 3-4 %
mol. Untuk membantu proses absorbsi di dalam Amine Contactor (615-C-101) sangat
40
dipengaruhi oleh tiga hal yaitu tekanan, temperatur dan daya serap (dipengaruhi oleh
konsentrasi, flow rate dan residence time).
(a) Pressure Control
Efisiensi penyerapan yang dilakukan oleh amine terjadi pada pressure yang
lebih tinggi, untuk itu proses di Amine Contactor (615-C-101) dilakukan pada
pressure tersebut, sehingga dengan tingginya pressure di Amine Contactor (615-C-
101) maka penyerapan akan lebih baik.
(b) Temperature Control
Efisiensi penyerapan yang lebih baik dilakukan oleh amine akan terjadi pada
temperatur yang lebih rendah (diatas temperature dew point dari hidrokarbon),
sehingga temperatur dari amine yang masuk ke Amine Contactor (615-C-101) akan
diatur serendah mungkin.
(c) Daya Serap
Daya serap yang dilakukan oleh amine sangat ditentukan oleh flow rate,
residence time, dan concentration. Flow rate dari lean amine yang menuju Amine
Contactor (615-C-101) dapat diatur melalui suatu control valve. Residence time
dalam Amine Contactor (615-C-101) diperpanjang dengan adanya packing di dalam
Amine Contactor (615-C-101), sedangkan konsentrasi dijaga dengan mengatur laju
alir dari Makeup Water.
2) Proses Regenerasi
Amine yang telah menyerap gas CO2 yang disebut rich amine, akan
diregenerasi sehingga dapat digunakan kembali. Proses regenerasi juga sangat
dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur.
a) Tekanan
Proses regenerasi dilakukan pada tekanan rendah, untuk itu rich amine pada
tekanan tinggi yang keluar dari Amine Contactor (615-C-101) akan mengalami
penurunan tekanan melalui suatu alat control, sehingga gas CO2 akan flash out dari
rich amine di dalam Flash Column (615-C-102).
41
b) Temperatur
Proses regenerasi dilakukan pada temperatur tinggi. Rich amine yang keluar
dari Flash Column (615-C-102) akan dialirkan ke Amine Stripper (615-C-103),
dengan menggunakan amine reboiler temperaturnya akan dinaikkan mencapai kisaran
2450F. Pada temperatur tersebut gas karbondioksida yang masih terkandung di dalam
amine akan menguap, dan di kembalikan ke Flash Column (615-C-102) dan
selanjutnya diteruskan ke Acid Gas KO Drum (615-V-201) melalui Acid Gas Cooler
(615-E-104) untuk menampung amine yang terkondensasi.
Gas yang keluar dari Acid Gas KO Drum (615-V-201) akan dikirim menuju
Thermal Oxidizer (615-PK-102A/B), sedangkan amine yang keluar dari Acid Gas KO
Drum (615-V-201) akan dikembalikan ke Flash Column (615-C-102) sebagai reflux.
Amine yang keluar dari Reboiler (615-E-102A/B/C/D) disebut lean amine.
Lean amine akan dikembalikan ke Amine Stripper dan selanjutnya diteruskan ke
Amine Surge Tank (615-T-101) melalui Amine Exchanger (615-E-101A/B). Lean
amine dari Amine Surge Tank (615-T-101) akan dipompakan kembali ke Amine
Contactor (615-C-101) melalui Amine Cooler (615-E-103) untuk menurunkan
temperaturnya. Sebagian dari lean amine yang keluar dari Amine Cooler (615-E-103)
(5-10% volume) akan dialirkan melalui sistem penyaringan yang terdiri dari Sock
Filter, Mechanical Filter, Charcoal Filter, dan After Filter.
Sock Filter (615-F-106) dan Mechanical Filter (615-F-101) ditempatkan di
upstream charcoal filter untuk menghindari penyumbatan Charcoal Filter (615-F-
102) oleh padatan dan mencegah partikel karbon terkikis dari filter ke dalam sistem.
Charcoal filter (615-F-102) digunakan untuk menghilangkan sejumlah partikel
hidrokarbon yang sangat halus, produk amine yang terdekomposisi dan kontaminan
lainnya yang dapat mneyebabkan masalah operasional seperti larutan yang
membentuk foam. Setelah keluar dari sistim penyaringan lean amine, kemudian
dialirkan kembali menuju Amine Surge Tank (615-T-101). Apabila volume amine di
dalam amine sistem berkurang maka diinjeksikan kembali pure amine dari Amine
Pure Tank (615-T-102).
42
4.2.5. Problem Pada Amine System
Permasalahan yang sering terjadi pada Amine System berupa foaming dan
degradasi. Hal ini disebabkan oleh kontaminan seperti partikel padat atau
hidrokarbon. Tanda- tanda terjadinya foaming yaitu kadar CO2 meningkat,
entrainment pelarut dengan aliran gas, kehilangan solvent, terjadi ketidakstabilan
pada level control, dan perbedaan tekanan pada Flash Column naik. Untuk mengatasi
foaming yang terjadi di Amine Flash Column (615-C-102), maka anti foam (SAG
7133) diinjeksikan secara terus menerus, sedangkan untuk mengatasi degradasi dari
amine solution yaitu dengan mengalirkan amine solution melalui Charcoal Filter
(615-F-102).
4.2.6. Neraca Massa
Pada perhitungan neraca massa, akan selalu didasarkan pada Hukum
Kekekalan Massa. Dalam bentuk rumus yang dinyatakan dalam persamaan di bawah
ini:
= - … (1)
Dalam menghitung neraca massa, diperlukan faktor koreksi dan flow
terkoreksi agar dapat menentukan nilai yang akurat dalam perhitungan. Faktor
koreksi digunakan karena setiap alat yang ada di pabrik akan mengalami perubahan –
perubahan dalam skala perhitungannya sehingga tidak sesuai dengan design-nya.
Untuk itu digunakanlah faktor koreksi dan flow terkoreksi agar nilai yang dihitung
dapat mendekati nilai design-nya.
Rumus Faktor Koreksi:
… (2)
Dimana, Pa = Tekanan Aktual
Pd = Tekanan Design
43
Ta = Temperatur Aktual
Td = Temperatur Design
BMa = Berat Molekul Aktual
BMd = Berat Molekul Design
Rumus Flow Terkoreksi:
... (3)
Dimana, BMa = Berat Molekul Aktual
Flow = Flow Aktual
Selain itu untuk menentukan dan menghitung neraca massa dengan jumlah zat yang
banyak, maka kita harus menghitung Berat Molekul senyawa tersebut terlebih dahulu.
Untuk menghitung Berat Molekul senyawa digunakan rumus, sebagai berikut:
BMsenyawa = ∑ Xi. BMi … (4)
Dimana, Xi = Fraksi mol zat i
BMi = Berat molekul zat i
Rumus Menghitung Effisiensi Penyerapan CO2 Removal:
η = Inlet CO2 dalam sistem – Outlet CO 2 dalam sistem x 100 % Inlet CO2 dalam sistem … (5)
Pada perhitungan ini data yang digunakan adalah data yang berasal dari Laboratorium
Betara Gas Plant (BGP) dan dari Central Control Room (CCR).
4.3. Metodologi
4.3.1. Pengumpulan Data
Data – data yang digunakan dalam perhitungan terbagi menjadi dua jenis,
yaitu:
1) Data Operasi
44
Data Operasi merupakan data aktual, yaitu data yang diperoleh pada saat
operasi berlangsung. Data ini merupakan data yang berasal dari pembacaan di panel –
panel indikator yang berada di Central Control Room.
2) Data komposisi Natural Gas
Data Komposisi dari Natural Gas merupakan data analisa dari Laboratorium
Betara Gas Plant (BGP).
4.3.2. Pengolahan Data
Seluruh data yang diperoleh dari Laboratorium Betara Gas Plant (BGP) diolah
menggunakan neraca massa, dengan basis perhitungan 1 jam operasi.
3
2
Amine Contactor
(615-C-101)
1
4
Gambar 4.3. Blok Diagram Amine Contactor
Keterangan: Stream 1 : Input sour gas from pretreatment gas 1 (610-E-102)
Stream 2 : Input lean amine
Stream 3 : Output lean gas
Stream 4 : Output rich amine
1) Stream 1
Flowaktual = 2.734.881,4 kg/hr
Pressureaktual = 44,85 kg/cm2
Pressuredesain = 46,82 kg/cm2
Temperatureactual = 322,03 K
Amine Contactor
(615-C-101)
45
Temperaturedesain = 309,37 K
Tabel 4.2. Data analisa komposisi (615-C-101 Feed) (2013)
Komposisi BM (kg/kmol) % mol XBMi.Xi
(kg/kmol) Nitrogen 28,02 2,54 0,0254 0,711708 Carbondioxide 44,01 14,31 0,1431 6,297831 Methane 16,04 57,55 0,5755 9,23102 Ethane 30,07 10,46 0,1046 3,145322 Propane 44,09 10 0,1 4,409 iso-Butane 58,12 1,45 0,0145 0,84274 n-Butane 58,12 2,2 0,022 1,27864 iso-Pentane 72,15 0,28 0,0028 0,20202 n-Pentane 72,15 1,05 0,0105 0,757575 Hexanes (C6+) 86,17 0,16 0,0016 0,137872 Total 100,00 1,00 27,013728
Sumber : Laboratorium Betara Gas Plant (BGP)
BM actual = Σ Xi. BMi
= 27,013728 kg/kmol
BM design = 27,44 kg/kmol
Faktor koreksi (C)
C =
=
46
= 0,952
Flow Terkoreksi
=
= = 96379,92 kmol/h
Tabel 4.3. Hasil yang diperoleh dari stream 1
Komposisi X kmol/hBM
(kg/kmol) kg/h Nitrogen 0,0254 2.448,049968 28,02 68.594,3601 Carbondioxide 0,1431 13.791,96655 14,01 193.225,4514 Methane 0,5755 55.466,64396 16,04 889.684,9691 Ethane 0,1046 10.081,33963 30,07 303.145,8827 Propane 0,1 9.637,992 44,09 424.939,0673 iso-Butane 0,0145 1.397,50884 58,12 81.223,21378 n-Butane 0,022 2.120,35824 58,12 123.235,2209 iso-Pentane 0,0028 269,863776 72,15 19.470,67144 n-Pentane 0,0105 1.011,98916 72,15 73.015,01789 Hexanes (C6+) 0,0016 154,207872 86,17 13.288,09233 Total 1,00 96.379,92 2.189.821,947
2) Stream 2
Flowaktual = 4.520.604,3 kg/h
Pressureaktual = 1,4 kg/cm2
Pressuredesain = 1,3904 kg/cm2
Temperatureaktual = 355,3 K
Temperaturedesain = 335,15 K
Tabel 4.4. Data analisa komposisi lean amine
Komposisi % W BM X (kg) n (mol) X (mol) Xi.Bmi
aMDEA 50,44 119,2 0,5044 0,423 0,1343 60,12448
47
Water 49,12 18,02 0,4912 2,726 0,8613 8,851424 Total 99,56 0,9956 3,149 0,9956 68,975904
Sumber : Laboratorium Betara Gas Plant (BGP
BM actual = Σ Xi. BMi
= 68,976 kg/kmol
BM design = 68,59 kg/kmol
Faktor koreksi (C)
C =
=
= 0,977
Flow Terkoreksi
=
=
= 64.031,41 kmol/h
48
Tabel.4.5. Hasil yang didapat dari stream 2
Komposisi X kmol/h BM kg/haMDEA 0,5044 32.297,44 119,2 3.849.855Water 0,4956 31.733,97 18,02 571.846,1Total 1,00 64.031,41 4.421.701
3) Stream 3
Flowaktual = 1.657.046,16 kg/hr
Pressureaktual = 66,1338 kg/cm2
Pressuredesain = 65,77 kg/cm2
Temperatureaktual = 318,36K
Temperaturedesain = 314,03 K
Tabel 4.6. Data analisa komposisi sweet gas
Komposisi BM % mol X BM.X Nitrogen 28,02 3,52 0,0352 0,986304 Carbondioxide 44,01 3,74 0,0374 1,645974 Methane 16,04 78,89 0,7889 12,653956 Ethane 30,07 13,22 0,1322 3,975254 Propane 44,09 0,44 0,0044 0,193996 iso-Butane 58,12 0,01 0,0001 0,005812 n-Butane 58,12 0,01 0,0001 0,005812 iso-Pentane 72,15 0,14 0,0014 0,10101 n-Pentane 72,15 0,02 0,0002 0,01443 Hexanes (C6+) 86,17 0,01 0,0001 0,008617 Total 100,00 1,00 19,591165
BMactual = Σ XiBMi
= 19,591 kg/kmol
BMdesign = 19,593 kg/kmol
49
Faktor koreksi (C)
C =
=
= 0,9959
Flow Terkoreksi
=
=
= 84.235,22 kmol/hr
Tabel 4.7. Hasil yang didapat dari stream 3
Komposisi X kmol/h BM kg/h Nitrogen 0,0352 2.965,079744 28,02 83.081,53443 Carbondioxide 0,0374 3.150,397228 14,01 44.137,06516 Methane 0,7889 66.453,16506 16,04 106.590,768 Ethane 0,1322 11.135,89608 30,07 334.856,3952 Propane 0,0044 370,634968 44,09 16.341,29574 iso-Butane 0,0001 8,423522 58,12 489,5750986 n-Butane 0,0001 8,423522 58,12 489,5750986 iso-Pentane 0,0014 117,929308 72,15 8.508,599572 n-Pentane 0,0002 16,847044 72,15 1.215,514225
50
Hexanes (C6+) 0,0001 8,423522 86,17 725,8548907Total 1,00 84.235,22 1.555.754,177
4) Stream 4
Flowaktual = 5598439,54 kg/hr
Pressureaktual = 1,1723 kg/cm2
Pressuredesain = 2,171 kg/cm2
Temperatureaktual = 348,59 K
Temperaturedesain = 332,15 K
Table 4.8. Data analisa komposisi rich amine
Komposisi BM % Mol X BM.XCarbondioxide 44,01 10,57 0,1057 4,651857Water 18,02 80,2 0,802 14,45204aMDEA 119,2 9,23 0,0923 11,00216Total 100,00 1,00 30,106057
Sumber : Laboratorium Betara Gas Plant (BGP)
BM actual = Σ Xi. BMi
= 30,106 kg/kmol
BMdesign = 30,532 kg/kmol
Faktor koreksi (C)
C =
=
= 0,63
Flow Terkoreksi
51
=
=
= 117.153,3 kmol/hr
Tabel. 4.9. Hasil yang didapat dari stream 4
Komposisi X kmol/h BM kg/hCarbondioxide 0,1057 12.383,10381 44,01 544.980,3987Water 0,802 93.956,9466 18,02 1.693.104,178aMDEA 0,0923 10.813,24959 119,2 1.288.939,351 Total 1,00 117153,3 3.527.023,928
4.4. Hasil Dan Pembahasan
4.4.1. Hasil
Effisiensi CO2removal pada Amine Contactor adalah:
CO2removal =
=
= 77,157 %
4.4.2. Pembahasan
Berdasarkan data analisa komposisi (615-C-101 Feed) pada tahun 2013
diperoleh persentase mol karbondioksida pada sour gas yang berasal dari Membrane
System sebesar 14,31%. Besarnya persentase karbondioksida yang terkandung di
dalam gas tersebut, maka gas tersebut tidak layak dijual. Oleh sebab itu, diperlukan
proses selanjutnya, guna menggurangi jumlah karbondioksida yang terkandung
menjadi kecil, sehingga layak untuk dijual sesuai dengan ijin jual yaitu dibawah 5%.
52
Penggurangan karbondioksida yang terkandung pada sour gas terjadi pada
Amine Contactor. Pada Amine Contactor terjadi proses absorbsi. Proses absorbsi
beroperasi pada tekanan tinggi dan temperatur rendah. Sour gas dikontakkan dengan
larutan lean amine dengan jenis Methyl Di Ethanol Amine (MDEA) dengan
penambahan aktifator yang direkomendasikan oleh BASF sebagai solvent. Aktifator
ini berfungsi membantu mempercepat penyerapan CO2, sehingga kerja dari MDEA
menjadi optimal.
Pada proses absorbsi, amine yang tadinya berupa lean amine berubah menjadi
rich amine yaitu amine yang mengandung karbondioksida. Rich amine yang keluar
dari Amine Contactor selanjutnya diregenerasi agar larutan amine tersebut dapat
digunakan kembali dalam proses penyerapan CO2 selanjutnya.
Solvent strength dari aMDEA sangat berpengaruh pada kinerja aMDEA dalam
penyerapan pada tiap rentang temperatur dan tekanan, serta terhadap efek terjadinya
degradasi. Berdasarkan BASF Chemical Company yang digunakan pihak perusahaan,
bahwa nilai efisiensi kerja aMDEA secara desain yaitu sebesar 99,9 %, sedangkan
efisiensi minimum penyerapan karbondioksida oleh solvent strength aMDEA adalah
60 %. Jika efisiensi dari solvent strength pada larutan aMDEA dibawah 60 % maka
kinerja dari solvent tersebut rendah. Oleh sebab itu, perlu dipompakan pure amine.
Pure amine yang dipompakan biasanya maksimal dua kali selama enam bulan. Oleh
sebab itu, dilakukan perhitungan efisiensi penyerapan CO2.
Berdasarkan hasil perhitungan diperoleh efisiensi penyerapan CO2 pada Amine
Contactor sebesar 77,157. Dengan nilai efisiensi tersebut, maka kinerja dari aMDEA
dalam penyerapan CO2 masih bekerja dengan baik,. Hal ini dilihat dari besarnya
persentase mol CO2 pada sweet gas (sales gas) yang keluar dari Amine Contactor
berada dibawah 5% yaitu sebesar 3,74%. Apabila nilai efisiensi penyerapan
karbondioksida semakin mendekati nilai efisiensi desain maka semakin bagus,
sehingga karbondioksida yang terkandung pada sweet gas atau sales gas akan
semakin kecil, dan sebaliknya.
53
4.5. Kesimpulan dan Saran
4.5.1. Kesimpulan
Berdasarkan perhitungan diatas, diperoleh efisiensi penyerapan CO2 secara
aktual diatas nilai efisiensi minimum atau mendekati nilai efisiensi desain yaitu
sebesar 77,157, sehingga larutan aMDEA dalam penyerapan CO2 masih bekerja
dengan baik.
4.5.2. Saran
Perlu dilakukan analisa lean amine secara berkala untuk memastikan
konsentrasi larutan chemical yang digunakan masih dapat bekerja dengan baik atau
tidak dalam proses penyerapan CO2 pada Amine Contactor.
BAB 5
PENUTUP
5.1. Kesimpulan
Berdasarkan paparan yang telah disampaikan, maka dapat disimpulkan, yaitu:
1) Produk yang dihasilkan oleh PetroChina Jabung Ltd berupa crude oil, sales gas,
dan NGL (Propane, Butane, dan Condensate).
54
2) Central Processing Station (CPS) merupakan plant yang mengolah crude oil,
Hamilton Plant merupakan plant yang memproduksi NGL dan sales gas, dan
Natural Gas Fractination sebagai tempat memproduksi propan, butan, dan
kondensat.
3) Proses CO2 Removal di Betara Gas Plant (BGP) menggunakan dua cara yaitu
secara fisika dengan menggunakan Membrane System (13-14%) dan secara kimia
dengan menggunakan Amine System (3-4%).
4) Proses penyerapan sendiri, terdiri dari dua proses utama, yaitu: proses absorpsi
(pada tekanan tinggi dan temperatur rendah) dan regenerasi (pada temperatur
tinggi dan tekanan rendah).
5) Betara Gas Plant memilih MDEA (Methyl Diethanol Amine) dengan
penambahan aktifator yang direkomendasikan oleh BASF Chemical Company
sebagai solvent. Karena harganya yang tidak terlalu mahal dan mempunyai
volume kecepatan pengikatan acid gas dan CO2 yang tinggi juga tidak terlalu
korosif, serta dengan adanya aktifator dapat mempercepat proses pengikatan CO2
dan menghambat agar tidak terjadi degradasi.
6) Apabila nilai efisiensi penyerapan karbondioksida aktual semakin mendekati
nilai efisiensi desain maka semakin bagus, sehingga karbondioksida yang
terkandung pada sweet gas (sales gas) akan semakin kecil, dan
sebaliknya.Berdasarkan hasil perhitungan efisiensi penyerapan karbondioksida
(CO2) secara aktual pada Amine Contactor, bahwa nilai efisiensi yang diperoleh
mendekati nilai efisiensi secara desain atau diatas nilai efisiensi minimum yaitu
sebesar 77,157 %, sehingga aMDEA masih bekerja dengan baik.
DAFTAR PUSTAKA1)
Hulandari, Efan. 2011. Aktivitas Produksi Migas Di Lapangan Minyak BP-Migas
Petrochina International Jabung Ltd. Akamigas : Balongan
Kusuryanni, Yanni. 2012. Batuan Inti Penyimpanan Minyak dan Gas Bumi.
Lemigaas: Jakarta.
55
Rosen, Ward. 2003. Training For Professional Performance In The Petroleum
Industry. Petroleum Learning Programs: Texas.
Stewart, E.J. 1994. Reduce Amine Plant Solvent Losses. Golt Publishing: Texas.
56
LAMPIRAN A
A. Stream 1 (Input Gas Amine Contactor)
a) Flowactual = 161,67 MMSCD x x
57
= 152844450,9 x
= 6,36 x 106 Ft3/h
Massa sour gas = Densitas x Volume
Massa sour gas = x 6,36 x 106 ft3/h
= 6.029.280 x
= 2.734.881,4 kg/h
b) Pactual = 624 psig
= (624 + 14,7) psia
= 638,7 psia x x x
= 638,09 x x
= 44,82 kg/cm2
c) Pdesign = 652 psig
= (652 + 14,7) psia
58
= 666,7 psia x x x
= 666,066 x x
= 46,82 kg/cm2
d) Tactual = 120
= (120 – 32 )
= 48,88 oC + 273,15
= 322,03 K
e) Tdesign =97,2
= (97,2 – 32 )
= 36,22 oC + 273,15
= 309,37 K
B. Stream 2 (Input Lean Amine)
a) Flowactual = 93218 BBLD x x
= 392.481,7486 x
= 16.353,406 Ft3/h
59
x x
= 64,9253 lb/ft3
Massa sweet gas = Densitas x Volume
Massa sweet gas = x 16.353,406 ft3/h
= 1.061.749,791 x
= 481.600,0225 kg/h
b) Pactual = 5,1 psig
= (5,1 + 14,7) psia
= 19,8 psia x x x
= 19,78 x x
= 1,39 kg/cm2
c) Pdesign = 5,3 psig
= (5,3 + 14,7) psia
60
= 19,8 psia x x x
= 19,78 x x
= 1,3904 kg/cm2
d) Tactual = 179,8
= (179,8 – 32 )
= 82,11 oC + 273,15
= 355,2 K
e) Tdesign = 143,6
= (143,6 – 32 )
= 62 oC + 273,15
= 335,15 K
C. Stream 3 (Output Sweet Gas)
a) Flowactual = 137,3 MMSCD x x
61
= 1,3 x 108 x
= 5,4 x 106 Ft3/h
Massa sweet gas = Densitas x Volume
Massa sweet gas = x 5,4 x 106 ft3/h
= 3.653.100 x
= 1.657.046,16 kg/h
b) Pactual = 927 psig
= (927 + 14,7) psia
= 941,7 psia x x x
= 940,805 x x
= 66,1338 kg/Cm2
c) Pdesign = 921,81 psig
= (921,81 + 14,7) psia
62
= 936,51 psia x x x
= 935,62 x x
= 65,76 kg/Cm2
d) Tactual = 113,39
= (113,39 – 32 )
= 45,216 oC + 273,15
= 318,36 K
e) Tdesign = 105,6
= (105,6 – 32 )
= 40,88 oC + 273,15
= 314,03 K
D. Stream 4 (Output Rich Amine)
a) Massa Input = Massa Output
Massastream 1 + Massastream 2 = Massastream 3 + Massastream 4
(2.734.881,4 +481.600,0225) Kg/hr = 1.657.046,16 Kg/h + Massastream 4
Massastream 4 = 1.559.435,263 Kg/h
63
b) Pactual = 1,9938 psig
= (1,9938 + 14,7) psia
= 28,39 psia x x x
= 28,363 x x
= 1,9938 Kg/Cm2
c) Pdesign = 16,22 psig
= (16,22 + 14,7) psia
= 30,92 psia x x x
= 30,8906 x x
= 2,171 Kg/Cm2
d) Tactual = 167,8
= (167,8 – 32 )
= 75,44oC + 273,15
= 348,65 K
e) Tdesign = 138,2
64
= (143,6 – 32 )
= 59 oC + 273,15
= 332,15 K
65
LAMPIRAN B
66
FLOWSHEET CPS PLANT SIMPLIFIED FLOW DIAGRAM
67
NGF PLANT SIMPLIFIED FLOW DIAGRAM
68
BGP PLANT SIMPLIFIED FLOW DIAGRAM
FLOWSHEET AMINE SYSTEM
69
70
LAMPIRAN C
71
BGP Plant View
HP Slug Catcher LP Slug Catcher
72
Compressor Unit Pretreatment
Memguard Molsive
Propane Accumulator Tank Amine
73
Unit Amine Regenerasi Sales Gas Matering
Thermal Oxidizer Unit NGL Recovery
NGL Storage Disposal Tank
74
Flaring Chiller
Amine Kontactor Membrane
75