pengembangan lpg plant pt pertamina gas: proses...

Satisfaction, HSE Concern, Operation

Excellent, Profit, Personal Improvement

CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Presented on One-Day Course: Petroleum Industry Downstream

SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, GADJAH MADA UNIVERSITY STUDENT CHAPTER

Yogyakarta, November 10th, 2012

Pengembangan LPG Plant PT Pertamina Gas: Proses

Bisnis, Peluang & Tantangan di Masa Depan

Ir. Gunung Sardjono Hadi, MT

President Director of PT Pertamina Gas




Materi :

1. Kebijakan Energi di Indonesia

2. Industri Minyak dan Gas Bumi di Indonesia

3. Rantai Bisnis Industri Migas

4. Proses Pengolahan Gas

5. Bisnis PT Pertamina Gas

6. LPG Plant di PT Pertamina Gas

7. Peluang dan Tantangan Bisnis LPG

8. Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi




1. Kebijakan Energi di Indonesia




Peran Industri Migas di Indonesia

4Sumber: Ditjen Migas, 2012




Kebutuhan Energi Indonesia

5Sumber: BPMIGAS, 2012




Kebijakan dan Target Migas Indonesia

6Sumber: Dirjen Migas, 2012




Pasal 10 ayat 1 dan 2 :

Bentuk usaha atau bentuk usaha tetap yang melakukan kegiatan usaha hulu dilarang

melakukan kegiatan usaha hilir

Bentuk Usaha atau bentuk Usaha Tetap yang melakukan Kegiatan Usaha Hilir tidak

dapat melakukan Kegiatan Usaha Hulu

Pasal 11 : Kegiatan Usaha Hulu sebagaimana dimaksud dalam Pasal 5 angka 1 dilaksanakan

oleh Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap berdasarkan Kontrak Kerja Sama

dengan Badan Pelaksana.

Pasal 13 ayat 1 dan 2 : Kepada setiap Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap hanya diberikan 1 (satu)

Wilayah Kerja.

Dalam hal Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap mengusahakan beberapa Wilayah

Kerja, harus dibentuk badan hukum yang terpisah untuk setiap Wilayah Kerja

Undang-Undang No 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi

PERUBAHAN PERATURAN MIGAS




8Sumber: Ditjen MIgas, 2012

Peralihan dari Minyak ke Gas




Peralihan dari Barat ke Timur Indonesia





2. Industri Minyak dan Gas Bumi di Indonesia




11Sumber: BPMIGAS, 2012

Cadangan Minyak Bumi Indonesia





Cadangan Gas Bumi, Sumber CBM, dan

Potensial Shale Gas di Indonesia




13

0

100

200

300

400

500

600

700

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

Mill

ion

bar

rels

Chevron Pacific Indonesia

CICO

Other PSC’s

1941

1944

UU no.8/1971UU

22/2001

PENURUN PRODUKSI

TERJADI SEJAK TAHUN

1997

Profil Produksi Minyak Bumi Indonesia

Sumber: BPMIGAS, 2012




14

Posisi Pertamina sebagai Gas Producer di Indonesia




15

Indonesia Gas Balance 2011 – 2025

Sumber: Ditjen Migas, 2012




Understanding Pertamina Scope of Business

Upstream• Producer of oil and gas domestically and overseas

• Supplier for geothermal energy

Downstream• Refining

• Fuel business (kerosene, HSD/Diesel/MFO, etc) for

industry

• Special fuel business for retail (gasoline, kerosene, HSD,

PertaminaDex, Pertamax/PertamaxPlus)

• Aviation business

• Lube base business

• LPG business

• Petrochemical business

• Responsible for distributing fuel for Public Service

Obligation (PSO), such as kerosene, gasoline, HSD

• Executor for kerosene conversion to LPG

Subsidiaries/Joint Ventures in Pertamina’s business

are related to core business & non core business:

Core Business :

PT Pertamina EP, PT Pertamina Gas, PT Pertamina

Hulu Energi, PT Pertamina Drilling Service, PT

Pertamina Geothermal Energi, PT Elnusa, Tbk., PT

Usayana, PT Patra Niaga, Petral, PT Pertamina

Retail, PT Badak LNG, PT Arun LNG, PT Nusantara

Regas, PT. Pertamina Cepu, EP Technology Center,

dll

Non core Business:

PT. Patra Jasa, PT Pelita Air Service, PT Pertamina

Tongkang, PT Pertamina Bina Medika (RSPP),

PT Tugu Mandiri, dll.

Refinery Shipping/Piping Depot Transportation Gas stationUpstream

http://images.google.com/imgres?imgurl=http://members.bumn-ri.com/pictures/PTMNdfc0097e.pjpeg&imgrefurl=http://members.bumn-ri.com/pertamina/graphics.html&h=173&w=260&sz=13&hl=en&start=9&tbnid=XZyPuL8G3smw6M:&tbnh=75&tbnw=112&prev=/images?q=PERTAMINA&svnum=10&hl=en&lr=




BPMIGAS BPHILIR

MIGASMINISTER OF

E.S.D.MMINISTER OF BUMN

PRODUCTION SHARING

CONTRACT(KKKS)

Share Holder Meeting as an Ownership( Melalui RUPS selaku pemegang saham)

PT PERTAMINA

GASPT PERTAMINA GEOTHERMAL

ENERGY

PT PERTAMINA EP

PT PERTAMINA HULU

ENERGI

PT PERTAMINA EP

CEPU

PT PERTAMINA

RANDUGUNTING

PT PERTAMINAPERSERO

DIRECTORE GENERALMINERAL, COAL & GEOTHERMAL

DIRJEN MINERBA & PABUM

UPSTREAM

DIRECTORATE

E & P OVERSEAS

PEMERINTAH INDONESIA

POSISI PERUSAHAAN TERHADAP PEMERINTAH INDONESIA




Employees

14.591 persons

Affiliation

Subsidiaries: 18 units

Affiliates: 13 units

Upstream

13 own-operated working areas

3 major upstream subsidiaries for

jointly-operated areas:

− PT Pertamina EP: 29 TAC

− Pertamina Hulu Energi: 9 JOB, 15

IP/PPI (including 4 PPI of CBM)

− PT Pertamina EP Cepu (PI Cepu)

7 international exploration areas

Total oil & gas production

− Oil: 189 MBOPD

− Gas: 1.459 MMSCFD

Geothermal working areas

− 8 own-operated areas

− 5 joint-operation areas

− 2 joint venture areas

Geothermal production:

− Steam: 13.92 million tons

− Electricity: 1.833 GWh

Total gas transmission pipeline length of

1.589 km with total transmission

capacity of 7.810 mmscfd

33 on shore drilling rigs

Refining

6 refineries

Total capacity: 1,031 mbsd

Marketing

8 marketing regions

113 fuel depots

17 LPG filling plants

4874 retail gas stations

57 aviation depots

3 LOBP (lube oil blending plants)

184 tankers

− 41 owned

− 143 leased

18 LPG tankers leased

5 LNG tankers leased

Upstream Operations Downstream OperationsOverview

Pertamina in Brief (2011)




In addition to its 13 own-operated areas across 3 regions and 7 UBP-EPs, Pertamina also owns 29

TACs, amounting to 46 production blocks, 160 production fields and a 140,000km2 working area

Singapore

Malaysia

Central

Sumatra DOH

Sumatra

Java

SulawesiKalimantan

Irian Jaya

Rantau

Pangkalan Susu

Geo Sungai Lilin

Indrillco

PrabumulihAir Serdang

Pendopo

JatibarangSubangTambun

CepuSukowati

Tanjung Area

Sangatta

Matindok Sorong

Wiriagar

Kendal

Benakat Barat

Own operationTACUBEPKSO

Patina

Kamundan

Jambi Elnusa Tristar Babat Kukui Senami Jambi Insani

Mitrasani Akar Golindo BWP Meruap Limau

Abab, Dewa, Raja

Langsa Telaga Said Darat Salamander Energy Putra Kencana

Pertalahan Arnebatara Natuna Retco Prima Energy Pilona Petro Lontar Radiant Ramok Senabing Indojaya Sukaraja Indama Putra Kayapratama Binatek Reka Kruh

KSO Pacific Oil & Gas

Sukatani Pelangi Haurgeulis Rainbow Emerald Jatirarangon Bangadua Petroleum

Poleng

Formasi Sumatera

Geraldo

Bunyu Intermega Sabaku Intermega Salawati IBN Holdico Petrindo Persada

Maju

Medco EP Sembakung EMP Semberah/ Semco

Tarakan & Sanga2

Indelberg

Lirik

6 Area Region Sumatera, 4 Area Region Jawa, 3 Area Region KTI, 6 Business Unit EP (UBEP) : UBEP Limau, UBEP Tanjung,

UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Sanga-sanga, UBEP Ramba & UBEP Adera. 23 TAC commercial production, 2 TAC Non

Commercial Production, 6 TAC non production, 9 KSO production, 6 KSO exploration.

Pertamina EP – Key Assets

Ramba




INDONESIA

PAPUA

SULAWESI

JAWA

KALIMANTAN

MALUKU

PHE WEST

MADURA

PHE KARAMA

PHE MAKKASAR STRAIT

PHE DONGGALA

PHE TENGAH(1)

PHE

CORRIDOR

PHE CPP/ BOB

BSP

PHE SOUTH JAMBI

PHE JABUNG

PHE MFK

PHE KAKAP

(10%)

PHE GEBANG

PHE JAMBI

MERANG

PHE

RAJA

PHE

PASIRIAMANPHE OGAN KOMERINGPHE TUBAN EAST JAVA

PHE TOMORI

PHE

SIMENGGARIS

PHE

SALAWATI

JOB IP/PPI

PHE SALAWATI BASIN PHE METANA SANGATTA I

PHE METANA SANGATA II

PHE TANJUNG ENIM

PHE MUARA ENIM

PHE MUARA ENIM I

PHE KAMBUNA

ONWJ (2)

RANDUGUNTING

PHE SEMAI II

PHE OSES

PHE METANA

TANJUNG II (100%)

PT Pertamina Hulu Energi – Domestic Working Areas




MALAYSIA

VIETNAMSUDAN

LIBYAIRAQ

QATAR

AUSTRALIA

Block 17-3

Sabratah Offshore

Libya

Block 123-3

Sirte Onshore

Libya

Block 3

WD, Iraq

Block 3

Offshore,

Qatar

Block 13

Red Sea

Offshore, Sudan

Block 10 & 11.2

Vietnam

Block SK-305

Malaysia

Block VIC/L 26,

27 & 28

Australia

Under exploration Under development Under production

PT Pertamina Hulu Energi – International Working Areas




PERTAMINA GAS Transmission System

43 Segments, Length 1589.29 KM / 32,674.70 KM - INC




Upstream – Geothermal

PT Pertamina Geothermal Energy Working Area’s (Total Area : 2.350 Ha)




Pertamina Geothermal Operations In 15 Regions In Indonesia

PAPUANEW GUINEA

KALIMANTAN

SULAWESI

IRIAN JAYA

BALI

NUSATENGGARA

TIMOR

MALUKU

JAVA350 MWe

5,331 MWe

9,562 MWe

2,850 MWe

N

500 KmCAMBODIA

THAILAND

MALAYSIA

BRUNEI

PHILIPPINES

SINGAPORE1,565 MWe

Kamojan

Semarang

Medan

Tanjung Karang

Bandung

Manado

Total Installed Capacity : 1.207 MW

Sibayak

12 MW

Sarulla

Hululais

Lumut

Balai

Ulubelu

Patuha

Kamojang

200 MW

Kotamobagu

Lahendong

60 MW

BedugulKaraha

Bodas

Wy, Windu

227 MW

Salak

377 MW

Darajat

271 MWDieng

60 MWOwn Operations

Joint Operating Contract

Joint Venture

Keterangan:




RU II – Dumai

Sungai Pakning

RU III - Plaju

RU V –

Balikpapan

RU VI - Balongan

RU VII –

Kasim/Sorong

RU IV – Cilacap

RU II

170 MBSD

RU III

118 MBSD

RU IV

348 MBSD

RU V

250 MBSD

RU VII

10 MBSD

RU VI

125 MBSD

LPG

10,600 tpa

PTA

225,000 tpa

Polypropylene

45,200 tpa

Green Coke

375,000 tpa

Paraxylene

270,000 tpa

Lube Base Oil

428,000 tpa

RE

FIN

ER

YP

ET

RO

CH

EM

ICA

LS

LP

G

NCI = Nelson Complexity Index*)

v.3 (1 Oct 2010) – fua

Downstream – Refinery Units and Petrochemical Plants

Bunyu

Methanol

Plant

Bunyu




KUPANG

SIAK

MEULABOH

SIBOLGA

G. SITOLI

BENGKULU

JAMBI

PANJANG

P. NATUNA

P. BATAM

SEMARANG

SURABAYA

CAMPLONG

MENENG

AMPENANBIMA

BADUNG

REO

ENDE

WAINGAPU

MAUMERE

L. TUKA

KALABAHI

ATAPUPU

DILI

SAUMLAKI

TUAL

FAK - FAK

MERAUKE

MANOKWARI

BULA

MASOHI

NAMLEA

PONTIANAK

SINTANG

SAMPITCILIK RIWUT

PKL.BUN P. PISANG

BANJARMASIN

BALIKPAPAN

SAMARINDA

TARAKAN

TOLI - TOLI

MOUTONG

DONGGALA

PARIGI

POSO

GORONTALO

KOLONDALE

PALOPO

KOTA BARU

PARE - PARE

P. SAMBU

BONTANG

PLUMPANG

LUWUK

KENDARI

KOLEKA

RAHA

BAU -BAU

UJ. PANDANG

SUBUNG

BANGGAI

Pkl. Susu

Tj. Uban

Surabaya

Balikpapan

Ujung Pandang

Tj. Santan

TT. Manggis

Dumai

Jabung

Natuna

Palembang

Plaju

Medan

Padang

Bontang

Region I (SumUt, NAD, Riau, Kep. Riau dan

Sumbar)

Region VI (Sulawesi, Kalimantan excl West

Kalimantan, Maluku, Papua)

Region III (DKI, western of Java &

Pontianak) Region IV (Central of Java & DIY)Region V (East Java, Bali & Nusa Tenggara)

LPG Distribution FacilitiesLPG Depo : 17

SPPBE/SPBE 3 kg : 323

SPPBE/SPBE/SPPEK 12&50 kg : 99

LPG 3 kg agents : 2639

LPG 12 & 50 kg agents : 608

Floating storage : 220,000 MT

Tanker VLGC (@44,000 MT) : 3

Tanker semi-ref. (@10,000 MT) : 6

Tanker pressurized (@1,800 MT) : 9

Skid tank : 938

Downstream: LPG Plants and Working Areas

Region II (Sumsel, Lampung,

Bengkulu, Jambi, Babel)




Targeted Mini Receiving Terminal LNG in

Eastern IndonesiaLocations : Tg.Batu, Batakan, Bontang,

Semberah, Bali, Maros, Likupang,

Pomalaa, dan Halmahera

Capacity : 1 MTPA (total)

Project Owner : Pertamina & PLN

Main Consumer : PLN’s power plants

On-stream Target : Q2 & Q3 - 2013




30

3. Rantai Bisnis Industri Migas




31

Eksplorasi & Produksi

Gas Pipa Industri

Kapal Tangker

Minyak Mentah

Fraksinasi Minyak BumiSPBU

NGL PlantKapal LNGLNG FSRUPower Plant

Separasi




Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia

Sumber: Ditjen Migas, 2012




33

4. Proses Pengolahan Gas




Pemrosesan / Pengolahan Gas Bumi

34

Slug

CatcherSeparation Stabilization

Produced

Water

Treatment

Condensate

Storage

Compression Hg RemovalCO2/H2S

Removal

CO2 & H2S Treatment/Disposal

DehydrationNGL Recovery

•Demethanizer

Fractionation Train

•Deethanizer

•Depropanizer

•Debutanizer

LNG StorageLPG StorageCondensate

Recovery

Tank Return

Gas

Compression

Fuel Gas

System

Gas Well Head




Gas Alam, terdiri senyawa :

CH4 (Metana)

C2H6 (Etana)

C3H8 (Propana)

i/n C4H10 (iso/normal Butana)

i/n C5H12 (Pentana)

C6H14 (Heksana)

C7H16 (Heptana)

C8H18++ (Oktana plus)

CO2 (Karbon Dioksida)

H2O (Uap Air formasi)

N2 (Nitrogen)

Hg (Merkuri/Air Raksa)

Mercaptan

H2S (Asam Belerang)

Solid Particle

Komponen LNG

Komponen LPG

Komponen Kondensat

Komponen Pengotor

(Impurities)

Jika jumlahnya signifikan, layak

diolah sendiri/Ethane Cracking

Dalam jumlah tertentu

diperdagangkan sebagai Liquid

& Solid CO2

Jika jumlahnya memadai dapat

diperdagangkan sebagai

Powder / Liquid Sulfur

Jika volumenya signifikan, layak

diolah sendirimenjadi Solvent dan

BBM atau Aromatic Center

1

2

3

4

PEMISAHAN GAS BUMI

Kategori Keterangan




Pengaruh Impuritas Gas Bumi

36

Debu/ Pasir/ Lumpur:

Penyebab:

Packer di sumur bocor atau jepitan valve di

kepala sumur dibuka terlalu besar.

Dampak:

• Naiknya pressure drop.

• Terjadinya abrasif.

• Pipa tersumbat.

Solusi:

• Pipa di-pigging dengan air dan dikeringkan.

• Menggunakan gas filter dalam pipa.

Gambar Debu & Pasir, Petani #GS

Gambar Gas Filter, Petani #GS

Gambar Lumpur, SE Bekasap #08





37

Air Formasi (Air Bebas):

Dampak:

• Korosi internal pipa (dengan CO2 dan H2S)


Solusi:

• Dipisahkan dari gas sebelum gas diproses lebih lanjut.

Gambar Horizontal Separator, Bunyu #KMB





38

Air Terikat:

Dampak:

• Korosi internal pipa (dengan CO2 dan

H2S)


• Tidak dapat terpisah di separator

karena terikat ke dalam gas (jenuh).

Solusi:

• Untuk mengurangi air terikat,

digunakan molsieve dehidrator atau

diserap menggunakan glikol.

Gambar Molsieve Dehidrator & Mercury Removal

Gambar Glikol Dehidrator





39

Oksigen:

Penyebab:

• Jarang terdapat di dalam komponen gas.

• Umum nya fluida dari reservoir tidak

mengandung O2.

• Terdapat di beberapa sumur SBS #Area.

• Dapat juga berasal dari flare, jika bypass valve

tidak ditutup. O2 masuk melalui flare ke inlet

kompresor.

Dampak:

• O2 mempercepat korosi CO2 dan H2S.

• Adanya O2 mengurangi nilai bakar gas.





40

Karbondioksida:

Dampak:

• Menyebabkan korosi. CO2 menyebabkan korosi jika ada air dan atau O2.

• Menyebabkan icing pada proses cryogenic.

• Dapat merusak ozon/atmosfir di lingkungan.

• Terdapat hampir di semua formasi batuan.

• Adanya CO2 mengurangi nilai bakar gas.

• Kandungan CO2 dalam gas yang dikirim berkisar 2 – 10%.

Solusi:

• CO2 dipisahkan menggunakan proses absorbsi.

• Untuk membantu menurunkan CO2 dalam gas pipa, diinjeksikan gas lain

yang kadar CO2-nya rendah.

• Untuk LNG Plant, kadar CO2 yang diijinkan maks 50 ppm (LINDE, B&V,

Kryopak, APCI).

• Untuk LPG plant, kadar CO2 yang diijinkan maks 10% (McKenzie, UOP,

PROMAX).

• Menggunakan membrane system.





41

H2S:

• Beberapa sumur alami melepaskan H2S.

Dampak:

• Menyebabkan korosi.

• Merupakan racun bagi katalis.

• Menyebabkan hujan asam pada lingkungan.

• H2S menyebabkan pitting corrosion.

• Gas berbahaya dapat menyebabkan kematian pada dosis rendah (100

ppm)

• Batas maksimum dalam gas adalah 25 ppm. Di beberapa PJBG hanya

maksimum 2 ppm.

• Sangat berbahaya untuk alat proses selanjutnya (katalis / separator /

scrubber / filter / meter).





42

Merkuri:

• Terdapat alami dalam jumlah yang sangat kecil (0.1 – 10 ppb).

Dampak:

• Berbahaya jika masih terikut ke alat – alat proses dengan material

alumunium (Heat Exchanger) dengan membentuk amalgam (material larut

ke dalam merkuri)

Solusi:

• Proses pemisahan merkuri biasanya terdapat di LNG plant. Proses

pemisahan merkuri melindungi alat penukar bahan utama (Main Heat

Exchanger) yang terbuat dari aluminium.

• LNG Plant Arun memisahkan merkuri ±1000 kg per tahun.





43

Kondensat/ Hidrokarbon berat:

Dampak:

• Menaikkan pressure drop.

• Menaikkan Dew Point.

• Meningkatkan nilai bakar melebihi spesifikasi gas.

• Menurunkan kualitas gas.

• Mengganggu kinerja kompresor yang tidak cocok

dengan wet gas (kandungan kondensat/

hidrokarbon berat tinggi).

Solusi:

• Dipisahkan menggunakan separator.

• Jika gas sangat basah, pada sistem dapat

dipasang condensate trap.

Gambar Separator vertikal untuk memisahkan

Kondensat/Hidrokarbon berat dari aliran gas, KMB #RF, Bunyu




Proses Pemisahan Padatan, Kondensat/Hidrokarbon Berat,

dan Air Bebas

44

• Packer Sub Surface

• Separator (horizontal/ vertikal)

• Separator (3 fasa / 2 fasa)

• Scrubber

• Gas Filter Separator

• Knock Out Drum

• Slug Catcher

• Flash Drum

• Filosofi pemisahan secara

gravitasi & penyaringan

• Refrigerasi

• Flashing




Proses Pemisahan Air Terikat

(Gas Dehydration Process)

45

• Molsieve

• Glikol

• Metanol

• Silika / Alumina gel

• Refrigerasi

• Membran

• Gas jenuh (saturated gas)

• Hidrat gas (metanol untuk hidrat gas)




Proses Pemisahan CO2 dan H2S

(Sweetening Process)

46

Proses absorpsi kimia, antara lain terdiri dari proses Amine, Hot

Carbonat (Benfield), Catacarb, dan Giammarco-Vetrocoke.

Proses absorpsi fisika, diantaranya terdiri dari proses Fluor

Flexorb, Shell Sulfinol, Selexol, Rectisol, dan Purisol.

Proses absorpsi hibrida (campuran absorpsi fisika dan kimia),

terdiri dari proses Amisol dan proses Sulfinol.

Proses pemisahan dengan membran, terdiri dari membran

polimida, polietersulfon, membran campuran selulosa asetat dan

selulosa triasetat, serta membran keramik.

Proses adsorpsi, terdiri dari adsorpsi dengan molecular sieve,

iron sponge, ZnO, dan adsorpsi dengan karbon aktif.

Proses Distilasi Cryogenic.




Proses Pemisahan Merkuri

47

• Unit Mercury removal bertujuan mengurangi

kadar merkuri dalam gas bumi hingga

maksimum 0,01 μg/Nm3 (Bukacek, 1982).

• Adsorbsi oleh berbagai adsorben seperti: sulfur

(S), sulfida, iodida, Ag, dan oksida logam.

• Penghilangan merkuri dengan cara adsorbsi oleh

sulfur (S) yang diimpregnasi dalam pori-pori

karbon aktif. Hg akan bereaksi dengan S

membentuk HgS (amalgam). Amalgam ini

merupakan senyawa yang tidak dapat

dihilangkan melalui regenerasi, sehingga jika

adsorben karbon aktif sudah terjenuhkan harus

segera diganti dengan adsorben yang baru

(adsorben non-regeneratif).

Gambar Mercury Removal & Adsorben




Proses Pemisahan Merkuri dan Air

48

• UOP telah mengembangkan

adsorben HgSIV yang disamping

mengeringkan gas bumi, juga

sekaligus dapat menghilangkan

merkuri dari aliran gas bumi.

• Tidak seperti halnya adsorben

karbon aktif, adsorben HgSIV

merupakan jenis adsorben

regeneratif, yaitu dapat diregenerasi

setelah mengalami kejenuhan.

• Adsorben HgSIV adalah molecular

sieve berbentuk pelet, yang di

permukaan luarnya mengandung

silver.

• Air dan merkuri yang terserap oleh

adsorben HgSIV dapat diregenerasi

dengan teknik pengeringan gas

secara konvensional (Corvini dkk,

2002).

Gambar Diagram alir adsorpsi air dan merkuri

(Corvini-UOP, 2002)




NGL/LNG Process: AET NGL Recovery

49

• Aplikasi: Teknologi unit pemulihan NGL proses AET menggunakan

absorpsi berbasis propane-refrigeration untuk memulihkan C2+ atau

C3+ NGL dari aliran gas bumi.

• Deskripsi: NGL yang terabsorpsi dalam rich solvent dari bagian

bawah kolom absorber NGL difraksinasi dalam kolom regenerator

solvent, yang memisahkan NGL di bagian atas dan lean solvent

pada bagian bawah. Setelah perpindahan panas, lean solvent

dijenuhkan dengan gas dari bagian atas absorber. Solvent yang

telah didinginkan kemudian mengalir ke bagian atas kolom absorber.

Gas yang telah dipisahkan dari separator presaturator akan

membentuk gas jual.

• Kondisi operasi:

• Rentang tekanan operasi lebar: 200 psig – 1.200 psig masuk

sebagai umpan absorber tanpa disertai kompresi gas inlet.

• Material kolom murah: temperatur terendah yang dibatasi oleh

refrijerasi C3, mengijinkan penggunaan material yang

didominasi oleh carbon steel.

PFD: AET NGL Recovery

• Perlakuan awal umpan: CO2 removal tidak dibutuhkan, dan injeksi glikol untuk dehidrasi telah memadai. Proses ini

menggunakan lean oil yang lebih ringan. Dalam beberapa aplikasi, tidak dibutuhkan penggantian solvent .

• Keekonomian:

• Investasi dan biaya operasi yang rendah: biaya awal dan selanjutnya lebih rendah dimana fleksibilitas pemulihan

atau penolakan ethane merupakan hal yang penting.

• Pemulihan ethane yang tinggi: pemulihan ethane sekali alir menghasilkan +96%.

• Fleksibilitas komponen NGL: pengaturan online, dari +96%-C2 dan +99%-C3 sampai < 2%-C2 dan +98%-C3 dengan

kendali sederhana.

• Peningkatan refrigeration plant sederhana: Unit tambahan memperkaya pemulihan propane, dari 30%-55% sampai

+96%, dengan memproses gas separator dingin. Tergantung pada keekonomian pemulihan ethane, operasi AET

NGL plant dapat diatur secara online dari pemulihan C2+ menjadi pemulihan C3+ tanpa mempengaruhi tingkat

pemulihan propane.

• Licensor: Advanced Extraction Technologies.




NGL/LNG Process: AP-X LNG Process Equipment and Technology

50

• Aplikasi: Proses pencairan gas bumi.

• Produk: Liquefied Natural Gas (LNG) pada nilai kalor dan spesifikasi

kualitas yang disyaratkan, dengan pemulihan produk LPG

terintegrasi bila diperlukan.

• Deskripsi: Proses AP-X merupakan hibrida propane yang

didinginkan siklus refrijeran campuran untuk pendinginan awal dan

pencairan gas bumi dan siklus kompresor/ekspander gas nitrogen

untuk sub-pendinginan LNG. Prosesnya mencapai efisiensi yang

tinggi dan biaya produksi yang rendah dengan menggunakan kedua

siklus tersebut untuk kinerja terbaiknya. Propane digunakan untuk

menyediakan pendinginan mencapai temperatur sekitar 30C. Umpan

tersebut kemudian didinginkan dan dicairkan oleh refrijeran

campuran , dan keluar dari main cryogenic heat exchanger (MCHE)

pada temperatur sekitar -120ºC. Sub-pendinginan LNG akhir

dilakukan menggunakan siklus ekspander nitrogen yang sederhana

dan efisien.daripada refrijeran campuran. Perwujudan lainnya

termasuk versi dual MR dimana siklus refrijeran campuran

menggantikan propane untuk proses pendinginan awal.

PFD: AP-X LNG Process

Equipment and Technology

Energi yang terbagi pada beban refrijerasi proses pendinginan awal, pencairan, dan sub-pendinginan adalah fleksibel dan

dapat dimanipulasi dengan mengganti rentang temperatur dari tiga siklus refrijeran tersebut. Kondisi ini mengijinkan

fleksibilitas dalam mencocokkan compressor driver set menjadi turbin industrial rangka besar, motor listrik, atau gabungan

dari keduanya.

• jKeekonomian:

Proses AP-X dapat memenuhi permintaan industri dengan skala ekonomis yang dapat menghasilkan kapasitas single-train

yang lebih besar. Kapasitas train mencapai 10 juta ton/tahun sangat layak dengan menggunakan ukuran compressor dan

rangka driver yang ada, tanpa alat kompresi duplikat ataupun paralel dan menggunakan single main cryogenic heat

exchanger. Biaya produksi LNG diturunkan secara signifikan agar berskala ekonomis yang dicapai dengan proses AP-X.

• Licensor: Air Products and Chemicals, Inc.




51

5. Bisnis PT Pertamina Gas




SKEMA BISNIS PT PERTAMINA GAS

Direktur Gas

VP Strategic Planning &

Business DevelopmentSVP Gas

Kebijakan Makro :

• Strategi Perencanaan & Investasi

• Pedoman & Kontrol Arus Keuangan

• Pengelola Portofolio Usaha

• Pengembangan Usaha

PERTAGAS PT BADAK NGLNUSANTARA REGAS

ANAK PERUSAHAAN

HULU GAS HILIR

DONGGI SENORO LNG

VP Technology




VISION to become A World Class National Gas Business Enterprise in 2015.

MISSION to carry out natural gas and other related business activities professionally in a way

that provides added value to stakeholders, and is environmentally friendly,

prioritizing health, safety and excellence.

Visi dan Misi Perusahaan




SKEMA BISNIS PT PERTAMINA GAS

Source: Internal Company Records

PERTAGAS NIAGA(PTG 99 %)

PERTA-SAMTAN GAS(PTG 66 %)

Perta Kalimantan Gas(PTG 70 %)

PTG-MOELADIKHT - CILAMAYA

PT PERTAMINA GAS(PERTAGAS)

(Kepemilikan Share : Pertamina (Persero) 99.99 %, Pertamina Retail 0.01 %)

KERJASAMA DENGAN MITRA

ANAK PERUSAHAAN

PTG – REBANA PIPA CITARIK -

TEGAL GEDE

PTG – YUDISTIRA -BBWM (BUMD)

LPG PONDOK TENGAH

1. PT Medco E&P Tuban

2. PT PHE West Glagah Kambuna

3. PT PHE Metana Kalimantan A

4. PT PHE Metana Kalimantan B

5. PT PHE Metana Sumatra II

6. PT PHE Metana Sumatra Tanjung Enim

7. PT Pertamina EP Randu Gunting

8. PT PHE ONWJ

9. PT PHE Semai II

KERJA SAMA PENGELOLAAN KEPEMILIKAN SAHAM

PERTAGAS – SAGN PIPA KALTIM

PERTAGAS – TJPPIPA JAWA TIMUR

PTG – YUDISTIRA -GASUMA

LPG MUDI SUKOWATI

PERTA DAYA GAS(PTG 65 %)




BIDANG USAHA PERTAMINA GAS

Transportasi

Gas & Minyak

Mentransportasikan Gas dan Minyak(Produksi : Pertamina EP, PHE / JOB, Pertamina EP Cepu, dan KKKS)

Niaga Gas Membeli dan Memasarkan Gas (Produksi : Pertamina EP, PHE / JOB, Pertamina EP Cepu, dan KKKS)

Procesing GasExtraction Plant (LPG dan produk extraksi lain),

Petrochemical Plant

CNG, LNG Receiving Terminal, Mini LNG Plant, Independent

Power Producer (IPP)Bisnis lain terkait




56

6. LPG Plant di PT Pertamina Gas




SUCCESS STORY – LPG PLANT PONDOK TENGAH

Lokasi : Desa Huripjaya, Kab. Bekasi

Feed Gas : 15 MMSCFD

Kapasitas : Lean Gas 12 MMSCFD

LPG 123,7 ton/hari + Kondensat 150 bbl/hari

Onstream : Maret 2011

• Mendukung Kebijakan Pemerintah untuk substitusi minyak tanah ke LPG

• Optimalisasi pemanfaatan associated gas produksi Lapangan Pondok Tengah dan Tambun

• Meningkatkan produksi LPG domestik

• Meningkatkan pendapatan PT Pertamina (Persero) secara korporasi




Condensate Plant Tambun

58

• Manufacturer / Fabricator : Armindo Jaya Mandiri

• Inspector : Depriwangga

• Contactor : Putra Dharma Harmoteknik

• Kapasitas Disain, MMSCFD : 12

• Hasil Kondensat, BOPD : 150 - 170 (aktual)

• Coolant : EG (Etilen Glikol)

• Heater : Hot Oil

Condensate

Stabilizer

Liquid - Liquid

Separator

Low Temperature

Separator

Gas Cooler




LPG Plant Pondok Tengah

59

LPG Storage Tank

Demethanizer

(C4 Recovery)Molsieve

Dryer

LPG Column

LEF Column

• Manufacturer/ Fabricator : Gerbang Sarana Baja

• Lisensi : McKenzie

• Contractor : Yudistira Energy

• Kapasitas Disain, MMSCFD : 15

• Hasil Kondensat, BOPD : 176 (Dokumen Lelang)

• LPG, TPD : 138 (Dokumen Lelang)

• Lean Gas, MMSCFD : 11.8 (Dokumen Lelang)




SKEMA BISNIS – LPG PLANT PONDOK TENGAH

KONDENSAT &

LEAN GAS

LPG

FEED GAS

15MMSCFD

PJBG

TERPROSES

PERJANJIAN BOO LPG

PLANT

KONSTRUKSI &

OPERASIONAL

LPG PLANT

YUDISTIRA

ENERGY

PEMATANGAN

LAHAN

KONSORSIUM

LPG PLANT

INTEGRATED SUPPLY CHAIN DIT. PEMASARAN & NIAGA

LPG PLANT PDT

PERJANJIAN

KONSORSIUM




836,00 881,00

965,00

883,00 831,00 855,00

820,00 767,00 774,00 790,00

887,50

1028,75

1198,75

993,13

863,13

733,13

603,13

775,00

945,00

-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep

PR

ICE

(US$

/TO

N)

SAUDI CP ARAMCO PRICE

LPG MIX (60:40) PROPANE BUTANE ASUMSI LPG

REALISASI OPERASIONAL – LPG PLANT PONDOK TENGAH

20122011

• Rata-Rata Harga LPG sebesar US$ 865/ton > Asumsi Harga LPG dalam Feasibility Study (US$ 500/ton)




PROYEK KILANG LPG LAINNYA

Share Project : PERTAMINA GAS 5% (Golden Share)

Investasi : Sebagai penjamin terlaksananya proyek



LPG 80 ton/hari, Kondensat 890 bbl/hari

Sulfur 14 ton/hari

Onstream : Q3 2012

LPG PLANT + SWEETENING UNIT TUBAN, JAWA TIMUR




PROYEK KILANG LPG LAINNYA

Extraction Plant Pabumulih

Fractination Plant Sungai GerongShare Project : PERTAMINA GAS (66%) SAMTAN (34%)

Investasi : US$ 172,55 juta



LPG 710 ton/hari

Kondensat 2024 bbl/hari

Onstream : Q4 2012

NGL PLANT SUMATERA SELATAN




64

7. Peluang dan Tantangan Bisnis LPG




LESSON LEARNED – LPG PLANT PONDOK TENGAH

• Produksi LPG di bawah desain rencana, terkendala:

o Komposisi C3 dan C4

o Kebutuhan minimum Pressure Feed Gas

o Kestabilan volume Feed Gas

• Kondisi top-tank akibat terkendalanya Lifting LPG

• Opportunity Loss terhadap momentum harga LPG yang tinggi




PELUANG BISNIS LPG PLANT

2007 2008 2009 2010 2011 2012*

1,287,691 1,888,016 2,884,416 3,789,316 4,379,907 2,887,415

Supply Domestic 1,242,180 1,629,982 2,016,994 2,338,537 2,252,339 1,505,674

Import 50,193 332,274 1,052,160 1,545,109 2,077,224 1,463,301

Total Supply 1,292,373 1,962,255 3,069,154 3,883,646 4,329,564 2,968,975

4,682 74,240 184,738 94,330 (50,343) 81,560

Keterangan

Demand

Selisih D/S

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

4.500.000

5.000.000

2007 2008 2009 2010 2011

Supply Import

Supply Domestic

Demand

“ Rata-rata pertumbuhan

demand LPG sebesar 37%.

Sedangkan supply domestic

hanya sebesar 17% per tahun.

Hal ini menyebabkan

peningkatan signifikan rata-

rata import LPG per tahun

sebesar 215%” *

*berdasar perhitungan data 2007-2011

LPG import dipenuhi dengan:

LT Contract (CP ARAMCO + $18)

Spot Purchase (CP ARAMCO + $100)




PELUANG BISNIS LPG PLANT

*presentasi PT Pertamina (Persero) dalam World LPG Forum 2012




Tantangan Ke Depan :

68

Harga produk LPG yang fluktuasi

Impuritas yang tinggi seperti CO2 dan H2S

Masalah sosial seperti perijinan, pembebasan

lokasi dll

Sumber gas yang jauh dari infrastruktur, sehingga

butuh waktu untuk pengembangannya




69

8. Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi




Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi

70

Pengembangan riset dan teknologi di bidang

Infrastruktur Migas.

Kontribusi mahasiswa melalui program Kerja Praktek

dan Kuliah Kerja Lapangan di Industri Migas.

Pengembangan program kemahasiswaan untuk

membentuk soft skill mahasiswa untuk penyediaan

Sumber Daya Manusia.

Keterlibatan Perguruan Tinggi dalam pembangunan

infrastruktur Migas.

Penguatan kerjasama sesama Perguruan Tinggi dan

Perguruan Tinggi dengan Industri di dalam dan luar

negeri untuk pembangunan infrastruktur Migas di

Indonesia.




71

pengembangan lpg plant pt pertamina gas: proses...

Documents