BAB IIURAIAN PROSES

2.1. Bahan Baku

2.1.1 Bahan Baku Utama

Bahan baku utama yang diproses oleh JOB Pertamina Talisman Jambi-

Merang adalah gas alam yang berasal dari beberapa sumur gas dalam perut bumi

hasil eksplorasi dan pengeboran yang memiliki kandungan komposisi dan

karakteristik gas alam tertentu yang memerlukan proses pengolahan baik secara

kimia maupun fisika.

Bila ditinjau dari sifat fisiknya, gas alam merupakan senyawa berfasa gas

yang mempunyai nilai pembakaran gravimetrik yang tertinggi, yakni sekitar

55.900 kJ/kg atau 24.000 Btu/lbm. Nilai pembakaran volumetrik gas alam adalah

sekitar 37.000 kJ/m3 atau 1.000 Btu/ft3 pada 1 atm dan 20oC (68oF), merupakan

bahan paling mudah terbakar dan bercampur dengan udara secara sempurna. Gas

alam dapat terbakar secara bersih dengan sedikit abu dan dapat dikonversikan

menjadi bahan bakar cair pada -127oC. Jika ditinjau dari susunan senyawa-senyawa

penyusunnya gas alam terdiri dari senyawa hidrokarbon utama seperti metana,

etana, propana, butana, pentana, dan heksana serta gas non hidrokarbon seperti N2,

CO2, dan H2S, jarang ditemukan heptana dan oktana.

Komposisi gas alam yaitu sebagai berikut:

1. Komposisi Gas Alam

a. Komponen Hidrokarbon

Gas bumi merupakan campuran senyawa hidrokarbon yang mempunyai titik

didih sangat tinggi, sehingga pada tekanan atmosfir dan suhu ruang berbentuk

gas. Campuran tersebut biasanya terdiri dari metana, etana, propana, butana,

pentana, dan sejumlah kecil heksana, oktana dan fraksi yang lebih berat. Propana

dan butana merupakan komponen gas bumi yang kadangkala dipisahkan dari

LPG. Senyawa hidrokarbon berat, iso-pentana atau hidrokarbon yang lebih berat,

10

11

dapat terkondensasi dan terkumpul di tempat tertentu pada jaringan pipa,

sehingga mengurangi efisiensi pipa. Pada jaringan transmisi, kandungan senyawa

ini dibatasi sekitar 0,2 galon per 1000 ft3 gas bumi. Sebagai gambaran, pada

Tabel 2 menunjukkan kompoisisi gas bumi, sedangkan Tabel 3 menunjukkan

beberapa sifat komponen hidrokarbon.

Tabel 2. Komposisi Gas Alam

Sumber : Laboratorium building JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

Tabel 3. Sifat Komponen Hidrokarbon Gas Bumi

Sifat komponen C1 C2 C3 C4 C5

Berat Molekul 16,03 30,05 44,07 58,09 72,11

Densitas (lb/cuft) 0,045 0,084 0,084 0,124 0,163

Panas

Pembakaran

(Btu/lb) 21,502 20,416 19,929 19,665 19,499

Kcal/mol 171,759 341,261 488,527 635,384 782,04

Sumber : Laboratorium building JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

Komponen Rumus Kimia Fraksi MolMetanaEtanaPropanai-Butanan-Butanai-Pentanan-PentanaHexanaHeptana dan Hidrokarbon BeratKarbon DioksidaHidrogen SulfidaNitrogenTotal

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C4H10

C5H12

C5H12

C6H14

C7H16, dstCO2

H2SN2

0,84070,05860,02200,00350,00580,00270,00250,0028

0,00760,01300,00630,03451,000

12

b. Komponen Kontaminan

Untuk memenuhi kebutuhan pembeli dan pemeliharaan peralatan yang ada,

maka sebelum gas bumi ditransmisikan, gas tersebut harus memenuhi spesifikasi

yang telah ditentukan, terutama senyawa kontaminan yang harus dibatasi

jumlahnya.

Uap air dalam gas bumi dapat terkondensasi atau membentuk hidrat. Jika

dalam sistem terdapat CO2 atau H2S, maka kondensasi uap air tersebut akan

mengakibatkan korosi. Hidrat adalah senyawa kristalin yang terbentuk dari

campuran hidrokarbon dan air pada kondisi tertentu. Senyawa hidrat dalam

gas bumi dapat menghambat aliran gas pada jaringan pipa transmisi dan

distribusi. Rumus kimia senyawa hidrat antara lain adalah CH4.7H2O,

C2H6.8H2O, C3H8.18H2O dan CO2.7H2O.

Karbon Dioksida dalam gas bumi dapat menurunkan nilai panas campuran

gas tersebut, karena karbon dioksida tidak memiliki kandung energi. Selain

itu, dengan adanya air, karbon dioksida akan berubah menjadi asam karbonat

yang dapat menimbulkan korosi peralatan. Pada gas bumi dalam jaringan

pipa transmisi dan distribusi, kandungan CO2 dibatasi sekitar 2 %.

Gas bumi sering kali mengandung senyawa sulfur yang dapat berbentuk

asam sulfida, merkaptan, karbonil sulfida, dan disulfida. Asam sulfida

maupun produk pembakarannya, SO2 dan SO3, merupakan gas beracun.

Fluida yang mengandung air dan asam sulfida dapat membentuk asam sulfat

yang merupakan lingkungan korosif. Bisa juga terbentuk besi sulfida yang

bersifat katodik terhadap besi dan dapat menyebabkan tingkat korosi yang

berat. Kandungan asam sulfida sebaiknya tidak melebihi 0,25 gram per 100

ft3 gas.

Gas bumi pada umumnya mengandung merkuri dengan konsentrasi sangat

rendah, di bawah 100 ppb. Uap merkuri bersifat racun dan dapat

mengakibatkan kerusakan saraf, terserap melalui kulit dan paru-paru yang

13

selanjutnya akan tersirkulasi melalui darah dan tertimbun dalam hati maupun

ginjal. Senyawa ini berbahaya terutama bila terbentuk senyawa alkali-

merkuri rantai pendek yang stabil dan bersifat racun.

Nitrogen bersifat inert, tidak korosif ataupun toksik, tetapi komponen ini

menurunkan kandungan energi gas bumi karena tidak mempunyai nilai

kalor. Kandungan nitrogen sebaiknya tidak melebihi 3 % volume.

Secara alami, umumnya oksigen tidak terkandung dalam gas bumi. Gas ini

masuk pada aliran gas bumi bertekanan rendah melalui pipa yang bocor atau

karena kesalahan operasi. Oksigen dapat sangat korosif, tergantung pada

kondisi lingkungan.

Untuk lebih jelasnya mengenai komposisi inlet raw gas Sungai Kenawang

dapat dilihat pada Tabel 4.

Tabel 4. Komposisi inlet Raw Gas Sungai Kenawang

Komponen Jumlah % MolNitrogenMetana

Karbon DioksidaEtana

Propanai-Butanan-Butanai-Pentanan-PentanaHexanaHeptanaOktanaNonanaDekana

GHV (BTU/SCF)NHV (BTU/SCF)

Wobbe Index (BTU/SCF)SG

0,37780,5704,6017,9764,6460,7870,8760,0780,0400,0030,0040,0030,0240,015113310261344

0,7113Total 100

Sumber : Laboratorium building JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

14

2.1.2 Bahan Baku Penunjang

Proses produksi juga memerlukan bahan-bahan penunjang untuk mengolah gas

alam menjadi sales gas. Bahan-bahan penunjang tersebut berperan dalam unit proses

untuk membantu kelancaran proses. Bahan-bahan penunjang yang digunakan dalam

proses produksi yaitu sebagai berikut:

1. Amine

Amine adalah zat kimia yang dapat digunakan untuk menyerap kandungan acid

gas (CO2 + H2S) yang terkandung dalam gas alam. Terdapat lima jenis amine yang

bisa digunakan yaitu MEA (Monoethanolamnie), DEA (Diethanolamine), DGA

(Diglycolamine), MDEA (Methyldiethanolamine), dan DIPA (Diisopropanolamine).

Di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang jenis amine yang digunakan yaitu jenis

MDEA (Methyldiethanolamine). Pemilihan ini karena MDEA selektif terhadap H2S

yang tinggi.

MDEA (Methyldiethanolamine) adalah amine tersier yang memiliki tiga

kelompok hidrokarbon dan tidak mengandung atom hidrogen yang terikat pada atom

nitrogen. Secara umum digunakan pada konsentrasi 45 - 50 % wt. Acid gas loading

tinggi 0,7 – 0,8 mol acid gas per mol amine. Karena acid gas loading yang tinggi

maka dapat mengurangi jumlah (flowrate) dari sirkulasi larutan amine (hal ini juga

berarti mengurangi konsumsi energi pompa). MDEA juga tidak mudah terdegradasi

baik secara termal maupun kimia, dan mempunyai heat of reaction dengan H2S yang

rendah.

Berikut beberapa sifat fisika dan kimia dari MDEA :

a. Rumus Molekul : (CH2CH2OH)2CH3N

b. Berat Molekul : 119,2 kg/kmol

c. Bentuk fisik : cairan

d. Warna : kuning muda, transparan

e. Titik didih : 246-248oC

f. Titik nyala : 126oC

g. Titik beku : -21oC

15

h. Tekanan uap : < 0,01 mmHg (20oC)

i. Specific Gravity : 1.041 pada 20oC

j. pH : 11,5

k. Kelarutan : dapat bercampur dengan air

l. Berat jenis : 1,04 g/ml (20oC)

m. Pengaruh MDEA terhadap kesehatan

Penghirupan : menyebabkan penurunan stamina tubuh dari uap pada suhu

kamar.

Kontak dengan mata : menyebabkan iritasi pada kornea mata,

melemahnya daya lihat yang permanen, bahkan dapat menyebabkan

kebutaan

Kontak dengan kulit : kontak sesaat dapat menyebabkan iritasi dengan

rasa gatal, memerah dan bengkak. Kontak beberapa jam menyebabkan

lebih memerah dan pembengkakan, menyebabkan kulit berlubang dan

memungkinkan terjadi pendarahan.

2. Glycol

Jenis glycol yang digunakan di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang adalah

jenis TEG. Triethylene glycol digunakan oleh industri minyak dan gas untuk

dehidrasi gas alam. Dengan rumus kimia C6H14O4 tidak berwarna dan tidak berbau.

3. Arang aktif

Arang adalah suatu bahan padat yang berpori dan merupakan hasil pembakaran

dari bahan yang mengandung karbon melalui proses pirolisis. Sebagian pori-porinya

masih tertutup dengan hidrokarbon, ter dan senyawa organik lain. Komponennya

terdiri dari karbon terikat (fixed carbon), abu, air, nitrogen, dan sulfur (Djatmiko dkk,

1985).

Arang aktif adalah padatan amorf yang mempunyai luas permukaan dan jumlah

pori yang sangat banyak (Baker et al, 1997). Arang aktif beebentuk Kristal mikro,

karbon non grafit, yang pori-porinya telah mengalami proses pengembangan

16

kemampuan untuk menyerap zat-zat yang tidak terlarut atau terdispersi dalam cairan

(Roy, 1985).

Hartoyo (1974) mengemukakan bahwa sifat fisik arang aktif dibagi menjadi

dua macam :

a. Keras dan memiliki bobot jenis tinggi, sesuai untuk menyerap gas.

b. Lunak dan memiliki bobot jenis rendah, sesuai untuk menyerap cairan.

2.2 Proses Produksi

2.2.1 Gambaran Umum Proses Pengolahan Gas di JOB Pertamina-TalismanJambi Merang

JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang merupakan perusahan yang bergerak

dibidang oil and gas yang memiliki produk utama berupa gas alam dan kondensat.

Hasil gas alam dan kondensat tersebut diproses di dalam rangkaian unit produksi

(plant) pengolahan gas, yang bertujuan untuk mengolah bahan baku gas mentah

(sweet gas) yang didapat dari sumur-sumur gas (well) menjadi gas dengan komposisi

atau spesifikasi yang siap untuk digunakan oleh konsumen.

Di JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang sendiri memiliki dua unit area

produksi yaitu unit produksi Sungai Kenawang Central Gas Plant dan unit produksi

Pulai Gading Gas Plant. Dari proses keseluruhan berpusat di unit produksi Central

Gas Plant Sungai Kenawang. Gas dan kondensat yang didapat dari well di area Gas

Plant Pulau Gading akan diproses di unit produksi Gas Plant Pulau Gading, dan

kemudian dikirim melalui pipa transfer menuju ke unit produksi di Center Gas Plant

Sungai Kenawang. Gas dan kondensat tersebut akan diproses ulang bersama dengan

gas dan kondensat dari well pada unit produksi Central Gas Plant Sungai kenawang

untuk dijadikan gas jual (sales gas) dan kondensat.

Sales gas ini kemudian dikirim kepada konsumen melalui pipa TGI

(Transportasi Gas Indonesia) dan diukur penjualannya pada metering point.

Kondensat yang dihasilkan dikirim ke Geragai Metering.

17

Mengingat bahwa kandungan gas di dalam well terbatas, maka dilakukan

kegiatan eksplorasi dan seismik untuk menemukan sumber gas baru. Sumber gas baru

yang ditemukan diperhitungkan apakah ekonomis atau tidak, jika terbukti ekonomis

maka akan dilakukan proses pengeboran. Hasil dari produksi sumber gas baru

tersebut kemudian akan dikirim ke unit Central Gas Plant Sungai Kenawang untuk

diproses lebih lanjut menjadi gas jual (sales gas). Secara umum tahapan proses dan

sistem yang digunakan dalam pengolahan gas dapat dilihat pada Gambar 6.

Gambar 6. Proses Pengolahan Gas di JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang

2.2.2. Pengolahan Gas di Central Gas Plant Sungai Kenawang

Fluida hasil produksi dari Sungai Kenawang Gathering System (SK)

dikumpulkan dan dialirkan menuju SK Central gas Plant melalui dua flowline. Liquid

dan gas didinginkan dan kemudian dipisahkan di dalam train berkapasitas 2 x 50%

yang terdiri dari SK Production Cooler (SK-15-E-01 A/B), 3-phase SK Production

18

Separators (SK-15-V-01 A/B) dan SK Produced Water Hydrocyclone Packages (SK-

40-PK-01 A/B).

Gambar 7. Sungai Kenawang Process Overview

Kondensat yang meninggalkan SK Production Separators (SK-15-V-01A/B)

dikirim ke Condensate Surge Vessel (SK-15-V-04) dan fasa air dikirim ke SK

Produced Water Hydrocyclone Packages (SK-40-PK-01 A/B) untuk membuang

minyak dari kandungan minyak 1000 ppmv menjadi 100 ppmv. Air terproduksi dari

hydrocyclone kemudian dibuang kandungan gasnya di SK Produced Water Degasser

(SK-40-V-01) dan dikirim ke SK Produced Water Tank (SK-40-T-01). Air dari SK

Produced Water Tank dipompa dengan SK Produced Water Pump (SK-40-P-01 A/B)

ke sumur reinjeksi air (SKN-1) di SK Wellpad-1 setelah disaring dengan SK

Produced Water Filter (SK-40-F-01) hingga partikel berukuran 10 mikron.

Kondensat dari Condensate Surge Vessel dikirim ke Condensate Stabilizer

Column (SK-35-C-01) untuk penstabilan kondensat yang telah ditentukan dengan

RVP 12 psia. Kemudian kondensat dialirkan ke Condensate Mercury Removal

System. Konsentrasi maksimum merkuri di outlet adalah sekitar 1 ppb berat.

19

Overhead gas dari column setelah tekanan dinaikkan di Stabilizer Overhead

Compressors (SK-35-K-01 A/B) dicampur dengan gas yang meninggalkan SK

Production Separators (SK-15-V-01 A/B) dan gas yang dikirim dari fasilitas

lapangan Pulau Gading. Gas yang telah tercampur kemudian dikirim ke Gas Mercury

Removal System. Konsentrasi maksimum merkuri di outlet adalah 0.01 μg/Nm3.

Setelah membuang kandungan merkuri, gas dialirkan ke CO2 Removal System.

Di dalam sistem ini CO2 dibuang menggunakan proses absorpsi amine. Gas miskin

CO2 yang meninggalkan CO2 Removal System dikirim ke Dehydration System untuk

membuang kelembaban air. Gas yang bebas dari kelembaban (01.1 ppmv atau kurang

dari 0.1 ppmv) didinginkan di dalam Gas-gas Exchanger (SK-45-E-01) dimana gas

sebagian dicairkan.

Gas dan liquid dipisahkan di dalam Cold Separator (SK-45-V-01). Gas yang

telah dipisahkan diekspansi di Turbo Expander (SK-45-K-01) dan gas hasil

pendinginan masuk ke De-Ethanizer Column (SK-45-C-01). Liquid dari separator

mendinginkan gas yang masuk di dalam Gas-Gas Exchanger (SK-45-E-01) dan

kemudian masuk ke De-Ethanizer Column (SK-45-C-01). De-Ethanizer Column

memisahkan NGL di bagian dasar dengan gas jual meninggalkan di bagian atas

column. Panas untuk proses distilasi dipasok dari reboiler oleh hot oil (heating

medium). Overhead vapor dari bagian atas De-Ethanizer Column dikirim ke Reflux

Exchanger (SK-45-E-02) untuk mendinginkan dan sebagian mengkondensasi pada

sisi hisap aliran uap dari De-Ethanizer Column. Liquid yang terkondensasi digunakan

sebagai reflux ke De-Ethanizer Column. Untuk meningkatkan pemulihan kembali

propana, liquid yang ditarik dari De-Ethanizer Column dipanaskan di dalam Reflux

Exchanger untuk mendinginkan aliran reflux dan kemudian diumpankan ke De-

Ethanizer Column sebagai aliran 2-fasa.

Natural Gas Liquid yang diproduksi dari De-Ethanizer Column dan kondensat

yang telah mengalami stabilisasi dari Condensate Stabilizer Column didinginkan,

dicampur dan disimpan di dalam NGL Surge Sphere (SK-55-V-01).

20

Gas jual meninggalkan bagian atas De-Ethanizer Column, tekanannya

dinaikkan oleh Expander-Compressor (SK-45-K-02) dan Sales Gas Compressor (SK-

50-K-01 A/B) sebelum dikirim ke grid gas jual. Gas jual dikirimkan ke PGN

SSWJ/Grissik (kontrak penjualan akhir ke PLN) dan TGI melalui pipeline gas. Gas

jual dianalisis dan diukur dengan fiscal meter di dekat tie-in point.

Facilities yang digunakan di Central Gas Plant Sungai Kenawang dijelaskan

sebagai berikut :

1. SK Gas Treatment

a. Wellpads, Gathering Lines and Main Pipeline (SK-10), dapat dilihat pada

Gambar 8.

Gambar 8. Sungai Kenawang Wellpad Overview

Tujuan dari production wellheads adalah untuk mengalirkan fluida

sumur ke permukaan. Fluida dari reservoir mengalir melalui lubang-lubang

perforasi pada string produksi untuk kemudian masuk ke tubing produksi.

Tubing produksi menaikkan fluida dari reservoir ke production wellhead

yang terletak di permukaan.

Fasilitas pemrosesan pada SK Well Pads, Gathering Lines and Main

Pipeline System dirancang untuk menghasilkan fluida sumur dari Well Pad-1

(SKN-5, SKN-6 dan SKN-7) dan Well Pad-2 (SKN-4 dan SKN-3) kemudian

21

mengekspor fluida ke SK GPF melalui dua flowline. Terdapat dua well pad.

Well Pad-1 memiliki tiga sumur produksi (SKN-5, SKN-6 dan SKN-7) dan

satu sumur injeksi air. Well Pad-2 memiliki dua sumur produksi (SKN-4 dan

SKN-3). Fluida terproduksi dari well heads kemudian dikumpulkan dan

dialirkan ke SKN GPF melalui dua flow lines.

SIHTP sumur SKN adalah 3610 psig. Terdapat kandungan CO2 dalam

jumlah 8-10% volume pada fluida sumur, dan kandungan klorida di dalam air

terproduksi dalam jumlah 20.000 ppm. Test manifold untuk pengetesan sumur

termasuk penyediaan koneksi test separator untuk future terletak di Fasilitas

Lapangan SK. Pengetesan Sumur dari well head (SKN-5/6/7) dialirkan

menuju Well Pad-1 Test Manifold melalui jalur wellhead individual.

Pengetesan sumur dari well head (SKN-4/3) dialirkan menuju Well Pad-2 Test

Manifold melalui jalur well head individual. Pengetesan sumur dari well head

(SKN-4/3) dialirkan menuju Well Pad-2 Test Manifold melalui jalur wellhead

individual. Operator akan membuka valve untuk mengalirkan output dari

setiap sumur tunggal dari production manifold ke test manifold. Titik injeksi

metanol disediakan di upstream well head Choke Valve untuk menginjeksikan

metanol untuk mencegah pembentukan hidrat di sepanjang choke valve

selama start-up sumur gas setelah shutdown dalam jangka waktu lama.

Terdapat dua (2) production manifold. Well Pad-1 Production Manifold

mengumpulkan fluida dari sumur produksi gas SKN-5/6/7 dan Well Pad-2

Production Manifold mengumpulkan fluida sumur dari sumur produksi gas

SKN-4/3. Untuk melihat gambar lokasi well pad Sungai Kenawang dapat dilihat

pada gambar 9.

22

Gambar 9. Sungai Kenawang Well Pads Location Map

b. Gas and Liquid Separation System (SK-15)

Tujuan/fungsi dari Sungai Kenawang (SK) Gas Liquid Separation System

adalah untuk memisahkan fluida reservoir menjadi tiga (3) yaitu kondensat

terproduksi, air terproduksi dan gas proses sebelum pemrosesan lebih lanjut untuk

memenuhi spesifikasi ekspor. Fasilitas pemisahan memastikan kebutuhan umpan

untuk gas downstream, kondensat terproduksi dan sistem air terproduksi terpenuhi.

SK gas plant memiliki sebuah inlet manifold yang mencampur bahan baku fluida

sumur dari kedua flowline. Peralatan produksi di Sungai Kenawang dirancang

berdasar pada masukan gas sejumlah 150 MMscfd dari sumur SK untuk produksi

tahun berikutnya untuk mengakomodasi kondisi ketika plant berjalan dengan pasokan

gas dari sumur SK. Untuk fleksibilitas yang lebih besar 2-50% kapasitas train yang

disediakan memiliki dua SK Production Coolers (SK-15-E-01 A/B) dan dua SK

Production Separators (SK-15-V-01 A/B) dan dua SK Produced Water

Hydrocyclone Packages (SK-40-PK-01 A/B). Pada kasus salah satu train mengalami

trip, maka train yang lain akan melanjutkan operasi dan melanjutkan pasokan gas

jual.

23

Aliran menuju train dikendalikan oleh sebuah flow control valves yang

terletak di outlet gas 3 fasa SK Production Separators berdasar aliran gas di outlet

SK Production Separators (SK- 1 5-V-0 1 A/B). Fluida terproduksi kemudian

didinginkan di SK Production Cooler jenis pendinginan udara ambien dari 246°F ke

110°F. Fluida yang didinginkan masuk ke SK Production Separators yang

merupakan sebuah separator 3-fasa yang beroperasi pada 1046 psig.

Gas yang meninggalkan SK Production Separator 3-fasa dari kedua train

akan dicampur dan kemudian dikirim ke CO2 Removal System melalui Mercury

Removal System. Liquid dari kedua SK Production Separators dikirim ke Condensate

Surge Vessel (SK-15-V-04) yang beroperasi pada 300 psig. SK Production

Separators (SK-15-V-OlA/B) dirancang sehingga kondensat yang meninggalkan

separator memiliki kandungan air 150 ppmv.

c. Mercury Removal System (SK-18)

Pada sistem ini, kandungan merkuri di dalam aliran kondensat dikurangi dari

200 ppb (berat) hingga kurang dari 1.0 ppb (berat). Condensate Mercury Removal

System terdiri dari sebuah Condensate Mercury Removal Vessel (SK-18-V-02 A)

yang memiliki tipe bed adsorbent non regeneratif dengan umur rancangan satu tahun

dan sebuah Condensate Mercury Post Filter (SK-18-F-03 A).

1. Gas Mercury Removal System

Fungsi dari Gas Mercury Removal System adalah untuk membuang merkuri

yang terbawa dari aliran gas. Merkuri dikurangi di inlet dengan konsentrasi

rancangan 100 micrograms per Nm3 ke konsentrasi di outlet mencapai 0.01

microgram per Nm3.

Ketika Gas Mercury Removal System di Pulau Gading tidak bekerja, gas

umpan dari PG Gas KO Drum (SK-15-V-02) akan mengalir melalui SK Mercury

Removal System bercampur dengan gas umpan dari Production Separator (SK-15-V-

24

01A/B) dan dari Stabilizer Overhead Compressor Discharge KO Drum (SK-35-V-

02) akan masuk ke SK Inlet Filter Coalescing Separator (SK-18-F-01 A).

SK-18-F-01 A akan membuang setiap partikel liquid yang terbawa dari aliran

gas. Karena gas dalam kondisi jenuh, heat tracing yang dipasang untuk meningkatkan

suhu dinding 5°C (9°F) di atas suhu operasi. Heat tracing akan mencegah kondensasi

liquid yang akan berakibat pada kinerja adsorbent. Kapasitas SK Gas Mercury

Removal Unit adalah 160 MMscfd.

2. Condensate Mercury Removal System

Kondensat dari Production Separator (SK-15-V-01 A/B), Stabilizer Overhead

Compressor Discharge KO Drum (SK-35-V-02), PG Gas KO Drum (SK-15-V-02)

dan PG Field Facility dikumpulkan di dalam Condensate Surge Vessel (SK-15-V-04)

dan mengalir menuju Condensate Stabilizer package (rujuk ke SK-PID-15-014).

Setelah proses mencapai stabil, kondensat mengalir menuju Condensate

Mercury Removal Vessel (SK-18-V-02 A) yang berjenis non-regeneratif. Umur dari

bed adalah sekitar 1 tahun. Merkuri dikurangi dengan konsentrasi rancangan di inlet

200 bagian per satu miliar (ppb) berat menjadi 1 ppb berat. Kemudian aliran NGL

mengalir menuju Condensate Mercury Post Filter (SK-18-F-03 A) untuk membuang

partikel (jika ada). Kondensat kemudian dicampur dengan kondensat terstabilisasi

dari De-ethanizer NGL Product Cooler (SK-45-E-03) dan disimpan di NGL Surge

Sphere (SK-55-V-01).

d. CO2 Removal/ Amine System (SK-25)

Fungsi dari CO2 Removal/ Amine System adalah untuk memproses sour gas

dengan larutan amine yang digunakan untuk menyerap CO2 dari sour process gas

untuk menghasilkan aliran sweet gas sesuai spesifikasi yang dibutuhkan.

Gas umpan dari Gas Mercury Removal System dipanaskan pada Amine Feed-

Product Exchanger (SK-25-E-01), dengan gas yang telah mengalami perlakuan dari

Amine Absorber (SK-25-C-01) untuk meningkatkan suhu gas umpan di atas titik

embunnya. Gas umpan kemudian masuk ke Amine Absorber (SK-25-C-01) dimana

25

akan berkontak dengan solvent yang telah diregenerasi dan didinginkan di bagian atas

tower. Gas yang telah mengalami perlakuan kemudian dicuci dengan air di bagian

atas Amine Absorber dan didinginkan dengan Amine Feed-Product Exchanger (SK-

25-E-01), mengalir masuk ke dalam Treated Gas KO Drum melalui Treated Gas

Cooler (SK-25-E-02) dan kemudian masuk ke Molecular Sieve Dehydration System.

Level CO2 di dalam gas di outlet Amine Absorber (SK-25-C-01) adalah

sekitar 4 % mol. CO2 analyzer (SK-25-AI-100) yang terkoneksi ke sample connection

(SK-25-SC-120) di outlet Dust Filter (SK-30-F-01) untuk memantau level CO2.

Aliran solvent dari sisi bagian dasar Amine Absorber (SK-25-C-01) disebut

rich solvent, dan dikirim ke HP Flash Drum (SK-25-C-02). Di HP Flash Drum,

hidrokarbon yang di coabsorbed dengan CO2 dilepaskan dari rich solvent. Gas yang

terbuang dari HP Flash Drum kemudian keluar dari CO2 Removal System dan dikirim

ke Thermal Oxidizer (SK-25-H-01). Solvent dari HP Flash Drum dikirim ke LP

Flash Column (SK-25-C-03), dimana overhead gas dari Amine Regenerator (SK-25-

C-04) digunakan untuk melepaskan sebagian CO2 dari solvent. Acid gas dari LP

Flash Column sebagian terkondensasi di Acid Gas Condenser (SK-25-E-05)

kemudian dikirim ke Amine Regenerator Reflux Drum (SK-25-V-02) untuk

memisahkan acid gas dan kondensat. Acid gas yang keluar dari Amine Regenerator

Reflux Drum (SK-25-V-02) dan dikirim ke Thermal Oxidizer (SK-25-H-01) untuk

pembuangan gas ventilasi yang aman.

Air yang terkondensasi kemudian dikembalikan sebagai reflux menuju LP

Flash Columnn (SK-25-C-03) melalui Amine Regenerator Reflux Pump (SK 25-P-04

A/B). Aliran solvent dari LP Flash Column (SK-25-C-03) dinaikkan tekanannya oleh

Rich Solvent Pump (SK-25-P-02 A/B) dan dikirim ke Rich/Lean Solvent Exchanger

(SK-25-E-03 A/B/C). Di Rich/Lean Solvent Exchanger suhu rich solvent dinaikkan

oleh heat exchanger dengan lean solvent dari Amine Regenerator (SK-25-C-04). Rich

solvent kemudian dikirim ke Amine Regenerator (SK-25-C-04), dimana solvent

diregenerasi menggunakan hot oil di dalam Amine Reboiler (SK-25-E-06).

26

Lean solvent dari sisi bagian dasar Amine Regenerator (SK-25-C-04)

kemudian dikirim ke sisi lain Rich-Lean Solvent Exchanger (SK-25-E-03 A/B) dan

Lean Solvent Cooler (SK-25-E-04) melalui Lean Solvent Booster Pump (SK-25-P-

03), 10% dari laju aliran lean solvent disaring oleh Lean Solvent Pre Filter (SK-25-F-

01) dan 40% dari aliran slip disaring dengan menggunakan Carbon Filter (SK-25-F-

02) dan Lean Solvent Post Filter (SK-25-F-03). Tekanan lean solvent kemudian

dinaikkan oleh Lean Solvent Circulation Pumps (SK-25-P-05 A/B) sebelum dikirim

ke bagian atas Amine Absorber (SK-25-C-01).

Solvent dari drainase dan skimming pertama akan dikumpulkan di Solvent

Recovery Drum (SK-25-D-06) untuk memperoleh kembali hidrokarbon dari solvent.

Liquid hidrokarbon kemudian dialirkan menuju SK LP Flare KO Drum/CHD Drum

(SK-75-V-01). Solvent dari Solvent Recovery Drum (SK-25-D-06) kemudian dibuang

secara manual ke Solvent Drain Drum (SK-25-Y-01). Dari vessel ini, solvent

dipompa kembali menuju Amine Regenerator (SK-25-C-04) menggunakan Solvent

Drain Pump (SK-25-P-07 A/B) melalui Solvent Drain Drum Filter (SK-25-S-03).

Lean solvent untuk make-up disimpan di Lean Solvent Storage Tank (SK-25-

D-07). Solvent dikirim ke sistem utama dengan Transfer Pumps (SK-25-P-09 A/B-

satu di warehouse) melalui Make-Up Filter (SK-25-S-04).

Antifoam diberikan untuk mencegah terjadinya busa. Antifoam diperlukan

pada saat terjadinya busa di dalam Absorber dan atau HP flash drum. Operator akan

menambahkan air yang telah dihilangkan kandungan mineralnya dan antifoam

dengan perbandingan 3:1 (3 bagian H2O dan 1 bagian antifoam) pada Antifoam Tank

(SK-25-D-05). HP Antifoam Injection Pumps (SK-25-P-12 A/B) dan LP Antifoam

Injection Pumps (SK-25-P-11 A/B) disediakan untuk menginjeksi antifoam ke

suction Amine Regenerator Reflux Pumps (SK-25-P-04 A/B), Lean Solvent

Circulation Pumps (SK-25-P-05 A/B), Rich Solvent Pumps (SK-25-P-02 A/B) dan

Water Wash Pumps (SK-25-P-01 A/B).

27

e. Dehydration System (SK-30)

Tujuan/fungsi Sungai Kenawang Dehydration System adalah untuk

membuang kelembaban yang ada di dalam aliran gas yang meninggalkan CO2

removal system. Gas yang telah dikeringkan dari sistem ini memiliki tingkat

kelembaban kurang dari 0.1 ppmv yang kemudian dikirim ke Gas-gas Exchanger

pada LPG Recovery Unit.

Dehydration system berjenis saringan molekuler dengan dua Dehydration

Vessels (SK-30-V-01 A/B). Disetiap saat sebuah vessel beroperasi dan yang lainnya

dalam proses regenerasi.

Adsorbent diregenerasi dengan hot regenerating gas pada tekanan operasi 942

psig. Bed regeneration mengalami siklus pemanasan dan pendinginan. Aliran slip

ditarik dari header gas terdehidrasi dan dipanaskan hingga 550°F di Regeneration

Gas Heater (SK-30-H-01) dan dikirim ke vessel dengan cara regenerasi. Gas panas

dibuang kelembabannya dari bed yang telah jenuh dengan kelembaban. Gas

meninggalkan regenerating vessel didinginkan di Regeneration Gas Cooler (SK-30-

E-01) hingga 110°F dan kelembabannya dikeluarkan di Regeneration Gas KO Drum

(SK-30-V-02). Gas meninggalkan KO drum kemudian dicampur dengan gas yang

datang ke Dehydration System setelah dinaikkan tekanannya dengan menggunakan

Regeneration Gas Compressor (SK-30-K-01). Karena adsorbent mengalami siklus

pemanasan dan pendinginan, umur minimum adsorbent adalah tiga tahun untuk

mengurangi downtime.

f. LPG Recovery System (SK-45)

Tujuan dari LPG Recovery System adalah memberikan informasi dan

prosedur yang diperlukan oleh seorang Teknisi Operasi untuk mengoperasikan Jambi

Merang Gas Plant Facilities dengan cara yang aman dan efisien. Prosedur operasi ini

berlaku pada Jambi Merang Gas Plant facilities LPG Recovery System (System 45)

yang digunakan untuk membuang Propana dan komponen hidrokarbon berat (C3+)

dari gas hasil.

28

Gas kering masuk ke train pemrosesan gas melalui lintasan “A” dari beberapa

aliran Feed Gas Exchanger (SK-45-E-01) yang didinginkan hingga 6.50F. Gas umpan

yang telah didinginkan diumpankan ke Cold Separator (SK-45-V-01). Liquid

dipisahkan dari gas umpan di Cold Separator. Liquid yang telah terpisah di Cold

Separator kemudian dilewatkan melalui lintasan “B” Feed Gas Exchanger ke bagian

tengah umpan dari De-Ethanizer column (SK-45-C-01). Gas yang keluar dari bagian

atas Cold Separator kemudian diumpankan ke bagian Expander (SK-45-K-01) atau

Joule Thompson (JT) valve. Tekanan tinggi gas kemudian direduksi di bagian

Expander dan dihasilkan energi poros untuk menggerakkan booster compressor (SK-

45-K-02). Apabila Expander tidak tersedia maka digunakan JT valve. Expander/ JT

valve exhaust keluar dengan suhu -83.94 0F ke bagian atas Deethanizer Column,

panas diperoleh dengan menyirkulasikan hot oil di deethanizer reboiler (SK-45-E-04

A/B). Gas yang tidak terkondensasi dari Reflux Accumulator (SK-45-V-02) akan

dicampur dengan bagian yang lebih kecil untuk menyeimbangkan produk overhead di

Deethanizer pada -40,21 0F dan 247.6 0F dan melewatkan ke lintasan “C” reflux

exchanger (SK-45-E-02) dan kemudian memanaskan hingga 104 0F di lintasan “ C”

gas gas exchanger (SK-45-E-01). Gas yang keluar dari lintasan “C” gas gas

exchanger diumpankan ke Expander/ Booster Compressor. Gas keluar dari

Expander/booster compressor dengan tekanan 363.3 Psi kemudian didinginkan di

Expander/Booster Compressor After Cooler. Gas yang keluar dari Expander/Booster

Compressor After Cooler dialirkan ke Sales Gas Compressor Suction Scrubber.

Untuk meningkatkan Propane Recovery, liquid yang ditarik dari Deethanizer

dipanaskan di lintasan “B” Reflux Exchanger untuk mendinginkan aliran reflux dan

kemudian diumpankan ke Deethanizer sebagai aliran 2-fasa. Uap dari Deethanizer

masuk ke lintasan “C” di Reflux Exchanger untuk pendinginan dan liquid

terkondensasi dikumpulkan di Reflux Accumulator (SK 45-V-02).

2 (Two) Deethanizer reflux pumps (SK-45-P-01A/B) satu stand by digunakan

untuk memindahkan liquid reflux dari reflux accumulator ke bagian atas Deethanizer

29

Column untuk menjaga suhu bagian atas dan kemurnian gas yang meninggalkan

bagian atas Deethanizer Column.

LPG yang diproduksi dari bagian dasar Deethanizer didinginkan di

Deethanizer NGL cooler (SK-45-E-03) dan disimpan di Condensate Storage Sphere

(GD-60-V-01).

g. Sales Gas Compression System (SK-50)

Export Compression System (System SK-50) dirancang untuk mengkompresi

gas residu dari discharge expander compressor hingga tekanan yang dibutuhkan

untuk pengeksporan sebagai gas jual.

Gas discharge dari Expander Compressor (SK-45-K-02) dikompresi dengan

2x60% Sales Gas Compressor (SK-50-K-01 A/B) ke tekanan discharge pada

1140 psig dari 352 psig. Sebelum masuk ke kompresor, gas umpan dilewatkan

melalui Sales Gas Compressor Suction Scrubber (SK-50-V-01 A/B) dan discharge

dari kompresor didinginkan di Sales Gas Compressor After coolers (SK-50-E-01

A/B) hingga 1100F sesuai batasan pipeline ekspor.

h. Flare System (SK-75)

Tujuan/fungsi SK Flare System adalah untuk memfasilitasi sistem

pembuangan yang aman dan handal pada fasilitas Sungai Kenawang, yang

disebabkan oleh kondisi darurat dan gangguan, dan dari kondisi operasi seperti start-

up, shutdown, venting, depressurize, purging dan draining dari peralatan dan pipa

kerja.

Flare header bertekanan rendah akan mengumpulkan seluruh relief dan

ventilasi sistem bertekanan rendah dan mengalirkannya menuju PG LP Flare Tip

(PG-75-S-01) melalui PG LP Flare KO Drum (PG-75-V-01). Sistem bertekanan

rendah melayani purge gas dari Fuel Gas System, TEG Regeneration Package,

Letdown Degasser, dan ventilasi dari Production Cooler.

30

LP Flare KO Drum menyediakan pemisahan relief dan ventilasi hidrokarbon

dari LP flare header untuk menjaga gas relief yang terbawa masih dalam batas yang

diijinkan flare tip. Drum ini juga melayani liquid yang didrainase yang digerakkan

oleh tekanan; dari vessel untuk tujuan pemeliharaan. Liquid yang terakumulasi dan

terkondensasi didaur ulang kembali ke Production Separator dengan beberapa

operasi seri PG LP Flare KO Drum Pumps (PG-75-P-01 A/B) dan PG LP Flare KO

Drum Booster Pumps (PG-75-P-02 A/B).

Flare header bertekanan tinggi akan mengumpulkan seluruh buangan dan

blow down dari system flare bertekanan tinggi dan mengalirkannya menuju PG HP

Flare Tip (PG-75-S-02) melalui PG HP Flare KO Drum (PG-75-V-03). HP flare tip

dirancang dengan system sealing sonik yang berfungsi untuk mencegah kebisingan

pada flare tip untuk mengurangi kebisingan hingga level yang dapat diterima.

Penurunan tekanan di HP Flare tip dibatasi maksimum 25 psi. Selama operasi

normal, sejumlah kecil flash gas dari roduction Separator dibakar melalui sistem HP

flare header.

PG HP Flare KO Drum menyediakan pemisahan fluida buangan dan blow

down dari HP flare header dalam menjaga gas buangan yang terbawa mengalir masih

di dalam batas yang diijinkan di flare tip. Liquid yang terakumulasi dibuang ke PG

HP Flare KO Drum di bawah mekanisme kendali level.

2. Condensate Treatment

a. Condensate Stabilizer System (SK-35)

Tujuan/fungsi dari SK Condensate Stabilizer System adalah untuk

menstabilkan kondensat untuk mencapai RVP 12 psia sebelum dikirim ke

Condensate Mercury Removal System.

Panas dipasok ke Condensate Stabilizer Column pada Stabilizer Reboiler

(SK-35- E-03) dengan bantuan hot oil. Kondensat stabil diproduksi di aliran liquid

bagian dasar yang didinginkan dan dikirim ke NGL Surge Sphere (SK-55-V- 01)

melalui Condensate Mercury Removal System. Pada sistem ini, kandungan merkuri di

31

dalam kondensat dikurangi dari 200 ppb (berat) hingga kurang dari 1.0 ppb (berat).

Condensate Mercury Removal System terdiri dari sebuah Condensate Mercury

Removal Vessel (SK-18-V-02 A) yang memiliki jenis bed adsorbent non-regeneratif

dengan umur rancangan satu tahun dan sebuah Condensate Mercury Post Filter (SK-

18-F-03 A).

Overhead gas dari stabilizer pada suhu 147OF dicampur dengan flash gas

yang meninggalkan Condensate Surge Vessel dan dikompresi di Stabilizer Overhead

Compressor (SK-35-K-01 A/B) hingga 1041 psig dan didinginkan oleh Stabilizer

Overhead Compressor after Cooler sebelum dikirim ke Gas Mercury Removal

System inlet dari CO2 Removal System.

b. Condensate Treatment Storage System (SK-55)

c. Condensate Stabilizer Column (SK-35-C-01) akan memisahkan NGL sebagai

aliran liquid pada bagian dasar. RVP di bagian dasar maksimum adalah 12

psia. Produk di bagian dasar stabilizer kemudian didinginkan dan dikirim ke

NGL Surge Sphere (SK-55-V-01) melalui Condensate Mercury Removal

System untuk mengurangi kandungan merkuri (Hg) dari 200 ppb menjadi

kurang dari 1 ppb berat. Condensate Stabilizer Column (SK-35-C-01)

menghasilkan 8475 Stdbbl/day NGL.

De-Ethanizer Column (SK-45-C-01) memisahkan NGL di bagian dasar dengan

gas jual yang keluar ke bagian atas. NGL yang keluar dari bagian dasar De-Ethanizer

Column didinginkan dan disimpan di dalam NGL Surge Sphere (SK-55-V 01). Aliran

produk NGL mengandung etana tidak lebih dari 2% mol relatif terhadap propana. De-

Ethanizer Column (SK-45-C-01) menghasilkan 9753 Std_bbl/day NGL.

Kondensat stabil dari Condensate Stabilizer Column (SK-35-C-01) dan produk NGL

dari De-Ethanizer Column (SK-45-C-01) dicampur dan disimpan di dalam NGL

Surge Sphere (SK-55-V-01). NGL kemudian dipompa menuju PCI menggunakan

NGL Shipping Pumps (SK-55-P-01A/B). Tidak ada NGL analyzer sebelum

pengiriman karena NGL akan diproses lebih lanjut di PCI NGL recovery Plant. NGL

yang dihasilkan dari bagian dasar Condensate Stabilizer Column (SK-35-C-01) dan

32

De-Ethanizer Column (SK-45-C-01) dicampur dan disimpan di dalam NGL Surge

Sphere (SK-55-V-01). Selama operasi normal, NGL dipompa dengan NGL Shipping

Pumps (SK-55-P-01A/B) melalui pipeline sepanjang 140 km berdiameter 8" NB

menuju PCI NGL Recovery untuk pemrosesan lebih lanjut.

Selama skema ESC sebelum penyelesaian fasilitas permanen penjualan liquid

di PCI, produk NGL dari NGL Surge Sphere dikirim ke fasilitas pemuatan laut

dengan NGL Shipping Pumps (SK-55-P-01A/B) melalui pipeline yang sama.

3. Produced Water Treatment

a. Produced Water Treatment System (SK-40)

Air yang dipisahkan dalam 3-phase SK Production Separators (SK-15-V-01

A/B) dikirim ke SK Produced Water Hydrocyclone Packages (SK-40-PK-01 A/B)

untuk mengurangi kandungan minyak dari 1000 ke 100 ppmv. Minyak yang telah

terpisah dari hydrocyclone dikirim ke SK HP Flare KO Drum. Air dari SK Produced

Water Hydrocyclone dikirim ke SK Produced Water Degasser (SK-40-V-01).

Degasser beroperasi pada 15 psig untuk membuang gas terlarut dari air. Gas dari

degasser dikirim ke SK LP flare Header. Air terproduksi setelah proses pembuangan

gas disimpan di SK Produced Water Tank (SK-40-T-01) dengan kapasitas kerja

1100 bbl (kapasitas total 1897 bbl). Air dipompa dengan SK Produced Water Pumps

(SK-40-P-01 A/B), disaring hingga 10 mikron dan dikirim untuk reinjeksi ke dalam

sumur reinjeksi air (SKN-1A) di SK Wellpad-1. Tekanan injeksi air adalah 1000 psig

pada flange di wellhead untuk tujuan hidraulik. Disediakan dua pompa yang memiliki

kapasitas 50 USgpm. Sebuah mechanical filter (SK-40-F-01) disediakan dengan by

pass untuk saringan future.

Ketika Fasilitas PG telah menurun, Fasilitas SK akan berjalan dengan

kapasitas 150 MMscfd hanya dari sumur SK. Untuk menangani air produk ketika

Fasilitas SK berjalan dengan kapasitas 150 MMscfd dari sumur SK, PG Produced

Water Pumps (PG-40-P-01 A/B) dan Filter (PG-40-F-01) dapat dipindahkan dari PG

ke SK sebagai pompa tambahan.

33

2.2.3. Proses Pengolahan Gas di Gas Plant Pulai Gading

Gambar 10. Pulau Gading Facility Overview

Fluida yang dihasilkan di Pulai Gading gathering system (PG) dikumpulkan

dan dialirkan menuju fasilitas lapangan PG melalui dua flowline. Pada fasilitas

Iapangan, liquid dan gas didinginkan di PG Production Cooler (PG-15-E-01) dan

kemudian dipisahkan di 3-phase PG Production Separator (PG-15-V-01).

Gas yang meninggalkan PG Production Separator dikirim ke TEG

Dehydration Package (PG-20-K-01) melalui Gas Mercury Removal System.

Konsentrasi maksimum merkuri di outlet adalah 0.01 μg/Nm2. Di TEG Dehydration

Package, kandungan air di dalam gas dikurangi hingga mencapai 10 lb/MMScf dan

kemudian diekspor melalui pipeline gas 12" ke SK Central Gas Plant.

Kondensat yang telah dipisahkan di PG Production Separator dikirim ke

Sungai Kenawang Central Gas Plant melaui pipeline kondensat 6". Aliran air

meninggalkan PG Production Separator dikirim ke PG Produced Water

Hydrocyclone Package (PG 40-PK-01) untuk membuang minyak dari air dari

kandungan minyak 1000 ppmv menjadi 100 ppmv. Air produk dari hydrocyclone

34

dibuang kandungan gasnya di PG Produced Water Degasser (PG-40-V-02) dan

dikirim ke PG Produced Water Tank (PG-40-T-01). Air dari PG Produced Water

Tank dipompa dengan PG Produced Water Pumps (PG-40-P-01 A/B) ke sumur

injeksi air (PGD-2) di PG Wellpad-2 setelah disaring oleh PG Produced Water Filter

(PG- 40-F-0 1) hingga ukuran partikel 10 mikron. Untuk melihat Proses Pengolahan

Gas di Gas Plant Pulai Gading dapat dilihat pada gambar 10.

Facilities yang digunakan di Gas Plant Pulai Gading dijelaskan sebagai

berikut :

1. Gas Treatment

a. Wellpads, Gathering Lines and Main Pipeline (PG-10) (Gambar 2.6)

Tujuan dari production wellheads adalah untuk mengalirkan fluida sumur ke

permukaan. Fluida reservoir mengalir melalui lubang-lubang perforasi di string

produksi untuk kemudian masuk ke tubing produksi. Tubing produksi menaikkan

fluida reservoir ke production wellhead yang terletak di permukaan.

Terdapat lima Well pads yang mengumpulkan produksi fluida dari lima sumur

(PGD-1, PGD-J, PGD-3, PGD-F dan PGD-H). Setiap wellpad memiliki sebuah

sumur. Fluida yang diproduksi dari setiap wellpad dikumpulkan dan dialirkan menuju

fasilitas PG melalui dua flowline. Tekanan disetiap flowline sumur dikendalikan oleh

choke individual. Tekanan balik di downstream choke dikendalikan bergantung

kepada tekanan kedatangan gas di SK central gas plant. Flowline individual memIliki

rating ANSI 1500#, material Duplex dan dirancang untuk tekanan penutupan sumur.

Isolation valve terakhir di flowline berlokasi di pad dalam posisi locked open.

Selama start-up awal, suhu wellhead akan diseimbangkan dengan suhu

ambien. Suhu minimum ambien adalah sekitar 730F. Selama start-up terjadi

pendinginan gas disepanjang choke valve yang diakibatkan oleh ekspansi dari tekanan

2350 ke ± 1200 psig. Untuk mencegah potensi pembentukan hidrat, COMPANY akan

memasok sistem injeksi metanol sementara. Titik injeksi metanol disediakan pada

upstream setiap well head choke valve.

35

Test manifold untuk pengetesan sumur termasuk penyediaan koneksi future

test separator berlokasi di Fasilitas Lapangan Pulai Gading. Pengetesan sumur dari

well pad 1/2/4 mengalir menuju test manifold melalui test header dan well pads.

Pengetesan sumur dari well pad 3 dan 5 mengalir menuju test manifold melaui jalur

pengetesan sumur di Fasilitas Lapangan Pulai Gading. Jalur tes untuk well pad 2 dan

well pad 4 disediakan oleh pihak lain. Untuk melihat Wellpads System Overview dan lokasi

wellpads di Pulau Gading dapat dilihat pada gambar 11 dan gambar 12.

Gambar 11. Pulai Gading Wellpads System Overview

36

Gambar 12. Pulau Gading Well pads Location Mapb. Gas and Liquid Separation System (PG-15)

Tujuan/fungsi dari Pulai Gading (PG) Gas Liquid Separation System adalah

untuk memisahkan fluida reservoir menjadi tiga (3) yaitu kondensat terproduksi, air

terproduksi dan gas proses sebelum pemrosesan lebih lanjut untuk memenuhi

spesifikasi ekspor. Fasilitas pemisahan memastikan kebutuhan umpan untuk gas

downstream, kondensat terproduksi dan sistem air terproduksi terpenuhi.

Fasilitas Lapangan PG memiliki sebuah inlet manifold yang mencampur

bahan baku fluida sumur dari kedua flowline. Aliran campuran mengalir menuju

fasilitas dikendalikan oleh sebuah flow control valve yang berlokasi pada Production

Separator gas outlet based on the gas flow inlet to TEG system via Mercury Removal

system. Fluida yang diproduksi kemudian didinginkan dengan PG Production Cooler

(PG-15-V-01) berjenis pendingin udara ambien dari 199°F ke 110°F. Fluida yang

telah didinginkan masuk ke PG Production Separator (PG-15-V-01) yang merupakan

pemisah 3-fasa yang beroperasi pada tekanan 1150 psig.

Kondensat dari Production Separator akan dikirim ke Sungai Kenawang

melalui pipeline kondensat 6".

37

c. Mercury Removal System (PG -18)

Fungsi dari Gas Mercury Removal System adalah untuk membuang merkuri

yang terbawa dari aliran gas. Merkuri dikurangi di inlet dengan rancangan

konsentrasi 100 micrograms per Nm3 ke outlet dengan konsentrasi 0.01 microgram

per Nm3.

Umpan dari Mercury Removal System berasal dari Production Separator (PG-

15-V-01) dan masuk ke PG inlet Filter Coalescing Separator (PG-18-F-01A). PG

inlet Filter Coalescing Separator akan membuang setiap partikel liquid yang terbawa

dari aliran gas. Gas dalam kondisi jenuh, sehingga heat tracing dipasang untuk

meningkatkan suhu dinding 5°C di atas suhu operasi. Gas kemudian mengalir menuju

PG Gas Mercury Adsorbent (PG-18-V-01A) untuk membuang kandungan merkuri.

Sebelum gas dikirim ke sistem, gas akan disaring di PG Mercury Dust Filter (PG-18-

F-02A).

Heat tracing mencegah kondensasi liquid yang akan berakibat kepada kinerja

adsorbent. Kapasitas PG Gas Mercury Removal Unit adalah 90 MMscfd. Mercury

bed berjenis non regeneratif dengan umur rancangan satu tahun operasi.

d. TEG Dehydration (PG-20)

Tujuan/fungsi dari PG TEG Dehydration System adalah untuk menghilangkan

kelembaban (kandungan air) di dalam aliran gas yang meninggalkan Gas Mercury

Removal System. Titik embun gas proses dikurangi untuk memperoleh titik embun

hidrokarbon yang dibutuhkan sebagai spesifikasi gas jual. Tri Ethylene Glycol (TEG)

digunakan sebagai pelarut untuk membuang air dari gas basah. TEG Dehydration

System terdiri dari TEG Contactor dan TEG Regeneration System. TEG Contactor

beroperasi untuk proses absorpsi guna membuang air dari gas masuk, sementara TEG

Regeneration System meregenerasi glikol.

Gas dari PG Gas Mercury Removal System dilewatkan melalui TEG

Contactor (PG20-C-01). Gas yang masuk ke bagian dasar TEG Contactor dan akan

38

dilewatkan melalui integral scrubber untuk memisahkan liquid yang terbawa di

dalam gas umpan. Kemudian, gas dikontakkan dengan lean glycol untuk membuang

air sebelum dikirim menuju Center Gas Plant Sungai Kenawang, sementara minyak

yang telah dipisahkan dikirim ke HP Flare Header.

e. Flare System (PG-75)

Tujuan/fungsi SK Flare System adalah untuk memfasilitasi sistem

pembuangan yang aman dan handal dari fasilitas Pulai Gading, yang disebabkan oleh

kondisi darurat dan gangguan, dan dari kondisi operasi seperti start-up, shutdown,

venting, depressurize, purging dan draining dari peralatan dan pipa kerja.

Flare header bertekanan rendah akan mengumpulkan seluruh relief dan

ventilasi sistem bertekanan rendah dan mengalirkannya menuju PG LP Flare Tip

(PG-75-S-01) melalui PG LP Flare KO Drum (PG-75-V-01). Sistem bertekanan

rendah melayani purge gas dari Fuel Gas System, TEG Regeneration Package,

Letdown Degasser, dan ventilasi dari Production Cooler.

LP Flare KO Drum menyediakan pemisahan relief dan ventilasi hidrokarbon

dari LP flare header dalam menjaga gas relief yang terbawa masih di dalam batas

yang diijinkan flare tip. Drum ini juga melayani liquid yang didrainase yang

digerakkan oleh tekanan, dari vessel untuk tujuan pemeliharaan. Liquid yang

terakumulasi dan terkondensasi didaur ulang kembali ke Production Separator

dengan beberapa operasi seri PG LP Flare KO Drum Pumps (PG-75-P-01 A/B) dan

PG LP Flare KO Drum Booster Pumps (PG-75-P-02 A/B).

Flare header bertekanan tinggi akan mengumpulkan seluruh buangan dan

blow down dari sistem flare bertekanan tinggi dan mengalirkannya menuju PG HP

Flare Tip (PG-75-S-02) melalui PG HP Flare KO Drum (PG-75-V-03). HP flare tip

dirancang dengan sistem sealing sonik yang berfungsi untuk mencegah kebisingan

pada flare tip untuk mengurangi kebisingan hingga level yang dapat diterima.

Penurunan tekanan di HP Flare tip dibatasi maksimum 25 psi. Selama operasi

39

normal, sejumlah kecil flash gas dari Production Separator dibakar melalui sistem

HP flare header.

PG HP Flare KO Drum menyediakan pemisahan fluida buangan dan blow

down dari HP flare header dalam menjaga gas buangan yang terbawa mengalir masih

di dalam batas yang diijinkan di flare tip. Liquid yang terakumulasi dibuang ke PG

HP Flare KO Drum dibawah mekanisme kendali level.

2. Produced Water Treament

Tujuan/fungsi Pulai Gading (PG) Produced Water System adalah

untukmengurangi kandungan minyak di dalam produk fluida oil water di Separation

System (PG-15-V 01 A) dari 1000 ppmv ke maksimum 100 ppmv. Produk air akan

digunakan sebagai air reinjeksi sumur.

a. Produced Water Treatment System (PG-40)

Air yang telah dipisahkan di 3-phase PG Production Separator dikirim

menuju PG Produced Water Hydrocyclone Package (PG-40-PK-01) untuk

mengurangi kandungan minyak dari 1000 ke 100 ppmv. Separated oil dari

hydrocyclone dikirim ke PG HP Flare KO Drum.

Degasser beroperasi pada 15 psig untuk membuang gas terlarut dari air. Gas

dari degasser dikirim ke PG LP flare Header. Air terproduksi setelah proses

pembuangan gas disimpan di PG Produced Water Tank (PG-40-T-01) dengan

kapasitas kerja 1100 bbl (kapasitas total 1897 bbl). Tangki penyimpanan dilingkupi

dengan fuel gas. Degasser dapat beroperasi pada tekanan rendah tergantung kepada

level di tangki penyimpanan.

Air terproduksi dari tangki penyimpanan dipompa dengan PG Produced

Water Pumps (PG- 40-P-01 A/B), disaring hingga 10 mikron dan dikirim untuk

reinjeksi ke dalam sumur reinjeksi air (PGD-2) di PG Wellpad-2. Tekanan injeksi air

adalah 1000 psig pada flange di wellhead untuk tujuan hidraulik. Disediakan dua

40

pompa yang memiliki kapasitas 50 USgpm. Sebuah mechanical filter (PG-40-F-01)

disediakan dengan by pass untuk saringan future.

Ketika Fasilitas PG telah menurun, PG Produced Water Pumps (PG-40-P-01

A/B) dan PG Produced Water Filter (PG-40-P-01) harus direlokasi oleh JOB

Pertamina-Talisman Jambi Merang ke Center Gas Plant SK untuk menangani air

terproduksi di SK, ketika SK berjalan pada 150 MMscfd.

2.3 Produk

2.3.1 Produk Utama

Produk utama yang dihasilkan di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

adalah sales gas. Gas dari Pulai gading dan sungai kenawang dicampur untuk

mendapatkan komposisi yang sama. Produk gas (sales gas) mengalir melalui sales

gas matering untuk dilakukan pengukuran jumlah gas yang ditransfortasikan.

Banyaknya gas yang dialirkan disesuaikan dengan permintaan konsumen. Gas

mengalir melalui jalur pemipaan milik Perusahaan Gas Negara (PGN) menuju duri

Steamflood milik PT. Caltex Pacific Indonesia, Singapura, dan Batam.

Mengenai komposisi gas jual dapat dilihat pada Tabel 5.

Tabel 5. Spesifikasi sales gas

Parameters Units ValueExport Sales Gas to PGN SSWJ/Grissik

BBtud 85

Pressure at Tie-in PGN SSWJ/Grissik

Psig 1060

Export Sales Gas to TGI BBtud 35Pressure at Tie-in TGI Psig 860Hydrocarbon Dew Point Of 55Gross Heating Value Btu/scf 950-1250Wobbe Index Btu/scf 1320 (+7% & -8%)Water Content Lb/MMscf 15 (max)CH4 Mol% 80 (min)CO2 Mol% 5 (max)N2 Mol% 5 (max)

Parameters Units ValueTotal Inerts Mol% 10 (max)

41

H2S Ppmwt 8 (max)Total Sulphur Ppmwt 30 (max)

Parameters Units ValueOxygen Mol% 0,1 (max)Sodium & Potassium Mol% 0,5 (max)Magnesium Ppmwt 2 (max)Lead Ppmwt 1 (max)Particulates Ppmwt 3 (max) of 10 microns

2.3.2 Produk Samping

Produk utama yang dihasilkan di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

adalah kondensat. Sumber utama kondensat dihasilkan di unit seperator pada gas

plant sungai kenawang (SK) dan pulai gading (PG) yang kemudian dialirkan ke

Condensate Surge Vessel (SK-15-V-04) untuk pemisahan kondensat lebih lanjut.

Sebelum dikirim ke konsumen, kondensat mengalami proses stabilisasi di

Condensate Stabilizer (SK-35-C-01) yang kemudian kondensat ditampung pada

Condensate Storage System dengan menggunakan satu jalur pipa, kondensat dikirim

ke Petrochina Jabung LTD.

1. Spesifikasi Produk NGL dan Kondensat

NGL dari kolom De-Ethanizer bagian bawah fraksi C2/C3 akan dibatasi sehingga

memiliki nilai maksimum 2% mol. Adapun kondensat dari yang keluar dari bagian

bawah kolom stabilizer akan memiliki RVP maksimum 12 psia.

2. Air Produk

Air produk memiliki spesifikasi yang ditampilkan pada Tabel 6.

Tabel 6. Spesifikasi air terproduksi

Wellhead Injection Pressure (at wellhead flange) psig 1000Oil Content ppmv 100Chloride content in produced water ppmv 20000

Sumber: Laboratorium Building JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

42

2.4 Utilitas

Untuk mendukung kelancaran operasional, pabrik memiliki sistem utilitas

yang mencakup sistem pembangkit listrik, sistem penyediaan air, sistem penyediaan

steam dan instrument/utility air.

2.4.1 Sistem Pembangkit Listrik

JOB Pertamina Jambi Merang memiliki sistem pembangkit listrik untuk

memenuhi kebutuhan sendiri, tidak bergantung kepada sistem listrik dari PLN.

Sistem pembangkit listrik tersebut merupakan unit Power Generation and

Distribution System, yang bertujuan untuk membangkitkan dan mendistribusikan

tenaga listrik yang cukup pada tegangan yang dibutuhkan ke seluruh

pengguna di Jambi Merang Gas Processing Facility.

Unit Power Generation and Distribution System ini dirancang untuk

memasok seluruh beban listrik di bawah kondisi operasi, fasilitas pemrosesan

dan camp akomodasi yang berdekatan. Main power dibangkitkan pada 6,600V

AC, 3-phase, 50 Hz yang digerakkan oleh turbin gas. Tenaga listrik

didistribusikan pada 6.600 V AC dalam 3-phase (MV), dan pada 400/230 V AC

dalam 3-phase dengan neutral (LV) yang didistribusikan ke gas plant, offsite

building, dan camp setelah terlebih dahulu mengalami penyesuaian tegangan dan

fasa dari tiap-tiap sistem yang akan menggunakan energi listrik tersebut.

2.4.2 Sistem Penyediaan Air

Kebutuhan air di JOB Pertamina Talisman Jambi Merang dipenuhi dengan

menyuplai air yang bersumber dari sungai kenawang, air yang digunakan terlebih

dahulu melalui proses treatment. Sebagian air akan melewati proses treatment dengan

sistem injeksi soda caustic dan chlorine yang kemudian disaring dari padatan-padatan

yang tidak diinginkan. Air yang telah melalui water treatment akan menuju portable

tank, yang kemudian dipompakan untuk keperluan utility dan camp, sedangkan

43

sebagian air yang tidak melalui water treatment menuju ke fire water tank lalu

dipompakan menuju ke hydrant sebagai air yang akan digunakan bila terjadi

kebakaran.

2.4.3 Sistem Instrument/Utility Air

Sistem Instrument/Utility Air berfungsi untuk menyediakan suplai udara

instrumen untuk kebutuhan penggerak instrumen sebagai prioritas pertama, dan

suplai udara plant untuk kebutuhan stasiun utilitas pada fasilitas Sungai

Kenawang sebagai prioritas kedua.

Udara dikompresi oleh SK Instrument Air Compressor Package SK-85-

PK-01 A/B dan dikeringkan oleh SK Instrument Air Dryer Package SK-

85-PK-02 A/B untuk menurunkan titik embunnya menjadi -20oF pada tekanan

operasi 110 psig. Udara yang telah dikompresi meninggalkan dryer package

dirancang untuk memenuhi kualitas udara instrumen dan kemudian

didistribusikan ke pengguna udara instrumen dan udara prabik melalui

Instrument Air Receivers SK 85-V-03 A/B.

Kedua kompresor udara beroperasi dengan modus lead-lag (kompresor

yang bertugas sebagai lead dan kompresor cadangan sebagai lag),

disediakan sehingga setiap kompresor dirancang untuk memenuhi kebutuhan

maksimum udara instrumentasi. Pada operasi normal kebutuhan udara disuplai

oleh kompresor yang bertugas dan setiap kenaikan kebutuhan udara akan

dipenuhi oleh lag (stand by) compressor.

Spesifikasi kualitas udara untuk udara instrumentasi adalah sebagai berikut:

Titik embun adalah pada suhu -20oF pada tekanan operasi 110 psig.

Kandungan zat pendingin/liquid adalah kurang dari 0.01 ppm-berat.

Partikel debu berukuran kurang dari 2 mikro-meter.

Instrument air receivers (SK-85-V-03 A/B) dirancang untuk memasok

selama 10 menit berdasarkan penggunaan normal secara kontinyu dari tekanan

44

header antara 130 psig dan 105 psig.

2.5 Pengelolaan Lingkungan2.5.1 Pengolahan Limbah Cair

Untuk limbah cair dibuang dengan sistem buangan tertutup. Sistem buangan

tertutup digunakan sebagai saluran dan pengumpul produced water yang berasal dari

separator atau alat-alat lain yang beroperasi pada tekanan tinggi. Sistem bekerja

untuk menangani sistem buangan limbah cair yang mengandung hidrokarbon.

Buangan dari setiap sistem pemprosesan yang menghasilkan hidrokarbon dialirkan

melalui saluran pemipaan ke Closed Hydrocarbon Drain untuk selanjutnya dialirkan

ke flare knock-out drum. Pada KO Drum terjadi proses pemisahan gas dengan cairan

hidrokarbon. Kemudian gas dialirkan ke top burning flare stack, sedangkan cairan

hidrokarbon terakumulasi di flare knock-out drum untuk dipompakan ke slope tank

diinjeksikan kembali ke well injection.

2.5.2 Pengolahan Limbah Gas

Pada proses operasi di JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang menghasilkan

limbah gas berbahaya, khususnya untuk daerah operasi di gas plant yang

menghasilkan limbah gas berupa CO2, H2S, dan gas hidrokarbon. Limbah CO2 dan

H2S diolah dengan sistem Waste Gas Incinerator sedangkan limbah gas hidrokarbon

diolah dengan Sistem Flare.

2.5.3 Pengolahan Limbah Padat

Limbah padat yang dihasilkan pada JOB Pertamina Talisman Jambi Merang

ini sedikit yang diperoleh dari ampas filter di unit glycol dan kotoran dari pipa.

Limbah padat juga dihasilkan dari camp berupa sampah makanan, plastik, kertas serta

buangan lainnya baik organik maupun anorganik. Limbah tersebut kemudian diolah

atau dibakar.