LPK Singa CPP PT Medco

LAPORAN KERJA PRAKTEK
SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)
PT. MEDCO E&P LEMATANG - INDONESIA
i
JURUSAN TEKNIK KIMIA
FAKULTAS TEKNIK – UNIVERSITAS DIPONEGORO
LAPORAN PRAKTEK KERJA
LAPORAN PRAKTEK KERJA
DI SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)
PT MEDCO E&P, LEMATANG
Disusun Oleh :
 Danugra Martantyo NIM 21030112140054
 Ignatius Ivan Hartono NIM 21030112140047
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS DIPONEGORO – SEMARANG
2016

ii
HALAMAN PENGESAHAN I
LAPORAN TUGAS UMUM
UNIVERSITAS DIPONEGORO
FAKULTAS TEKNIK
Nama/NIM : Danugra Martantyo / 21030112140054
Ignatius Ivan Hartono/ 21030112140047
Pabrik : SINGA CENTRAL PROCESSING PLANT (CPP)
PT. MEDCO E&P LEMATANG – INDONESIA
Semarang, 2 Juni 2016
Menyetujui,
Dosen Pembimbing
Teknik Kimia Universitas Diponegoro
Ir. Slamet Priyanto, M.S.
NIP. 195807121983031032

iii
HALAMAN PENGESAHAN II
LAPORAN TUGAS UMUM
TANGGAL : 1-30 APRIL 2016
Oleh:
Danugra Martantyo NIM.21030112140054
Ignatius Ivan Hartono NIM.21030112140047
Palembang, Juni 2016
Menyetujui,
Pembimbing Lapangan
Rustian Aquadesianto Octensi H.

iv
PRAKATA
Puji syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala limpahan rahmat, karunia
dan hidayah-Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan Laporan Praktek Kerja di Singa Central
Processing Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia dengan baik dan lancar tepat pada
waktunya. Laporan Praktek Kerja ini dibuat sebagai salah satu Laporan yang wajib diselesaikan oleh
Mahasiswa Teknik Kimia, Fakultas Teknik Universitas Diponegoro dalam rangka menempuh pendidikan
Sarjana Teknik.
Dalam penyusunan Laporan Praktek Kerja ini, penyusun menyakini sepenuhnya bahwa tidaklah mungkin
menyelesaikan Laporan ini tanpa doa, bantuan dan dukungan baik secara langsung maupun tidak
langsung dari berbagai pihak. Pada kesempatan ini penyusun ingin memberikan rasa terima kasih kepada
:
 Ir. Slamet Priyanto, M.S selaku dosen pembimbing Praktek Kerja Departemen Teknik Kimia
Fakultas Teknik Undip yang telah meluangkan waktu untuk memberikan pengarahan dan bimbingan
dalam penyusunan Laporan Praktek Kerja.
 Ir. Herry Santosa selaku Koordinator Praktek Kerja Lapangan Departemen Teknik Kimia Fakultas
Teknik Undip.
 Bapak Rustian Aquadesianto Octensi H selaku pembimbing Lapangan Singa Central Processing
Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia yang telah meluangkan waktu dalam
memberikan ilmu yang bermanfaat dan pengarahan mengenai sistem proses serta studi kasus di
Singa Central Processing Plant (CPP).
 Segenap Manajer, Lead, Supervisor, dan Karyawan Tim Produksi di Singa Central Processing
Plant (CPP), PT. Medco E&P Lematang – Indonesia yang tidak bisa kami sebutkan satu persatu
yang telah memberikan bantuan berupa informasi, pengalaman kerja, dan ilmu yang bermanfaat.
 Kedua orang tua atas doa, kesabaran, limpahan kasih sayang, dukungan, dan pengorbanan yang
telah diberikan.
Penyusun menyadari bahwa Laporan Praktek Kerja ini masih jauh dari kesempurnaan. Mohon maaf
apabila terdapat kekurangan atau kesalahan. Penyusun mengharapkan kritik dan saran yang membangun
dari semua pihak berkaitan dengan Praktek Kerja ini. Akhir kata, semoga Laporan Kerja Praktek ini
dapat bermanfaat bagi semua pihak dan dapat berguna sebagai bahan penambah ilmu pengetahuan.
Semarang, Juni 2016
Penyusun

v
DAFTAR ISI
LAPORAN PRAKTEK KERJA....................................................................................................... i
HALAMAN PENGESAHAN I..................................................................................................... ii
HALAMAN PENGESAHAN II .................................................................................................. iii
PRAKATA...................................................................................................................................iv
DAFTAR ISI.....................................................................................................................................v
DAFTAR GAMBAR......................................................................................................................viii
DAFTAR TABEL............................................................................................................................ix
1. BAB I........................................................................................................................................1
1.1. Sejarah Pendirian Pabrik .....................................................................................1
1.1.1. Sejarah Singkat PT.Medco Energi Internasional Tbk..........................................1
1.1.2. Sejarah Singkat PT. MEDCO E & P Lematang, SINGA Central Processing
Unit (CPP) 3
1.2. Lokasi Pabrik .......................................................................................................4
1.3. Bahan Baku dan Produk.......................................................................................5
1.4. Manajemen Perusahaan dan Struktur Organisasi................................................6
1.4.1. Visi dan Misi Perusahaan .....................................................................................6
1.4.2. Tata Nilai Perusahaan ..........................................................................................7
1.4.3. Strategi Perusahaan..............................................................................................7
1.4.4. Logo PT. Medco E&PIndonesia...........................................................................8
1.4.5. Area Operasional..................................................................................................9
1.4.6. Struktur Organisasi dan Kepegawaian Perusahaan ...........................................12
2. BAB II.....................................................................................................................................14
2.1. Konsep Proses.....................................................................................................14
2.2. Deskripsi Proses..................................................................................................18
2.2.1. Gas-Liquid Separation........................................................................................20
2.2.2. Unit Penghilangan Gas Asam (AGRU)...............................................................21
2.2.3. Unit Membran....................................................................................................22
2.2.4. Unit Amine System ..............................................................................................24

vi
2.2.5. Unit Dehidrasi (Dehydration Unit).......................................................................28
2.2.6. TEG Absorbers...................................................................................................29
2.2.7. TEG Regeneration System..................................................................................29
2.2.8. Unit Oksidasi Termal (Thermal Oxidizer)............................................................30
3. BAB III....................................................................................................................................32
3.1. Alat Utama .........................................................................................................32
3.1.1. Pressure Vessel...................................................................................................32
3.1.2. Column...............................................................................................................34
3.1.3. Heat-CoolingDevices...........................................................................................35
3.1.4. Pumps.................................................................................................................36
3.1.5. Tanks..................................................................................................................37
3.2. Alat Pendukung (Utility System)..........................................................................39
3.2.1. Pressure Vessel...................................................................................................39
3.2.2. Gas Turbin Generator........................................................................................40
3.2.3. Pumps.................................................................................................................41
3.2.4. Filter...................................................................................................................43
3.2.5. Tanks..................................................................................................................44
3.2.6. Air Compresor Unit............................................................................................46
3.2.7. Receiver..............................................................................................................46
3.2.8. Metering.............................................................................................................47
3.2.9. PigLauncher.......................................................................................................47
4. BAB IV....................................................................................................................................49
4.1. Penyediaan Air ...................................................................................................49
4.1.1. Fire Water..........................................................................................................51
4.1.2. Potabel Water.....................................................................................................51
4.1.3. Demineralized Water..........................................................................................52
4.2. Penyediaan Pemanas Hot Oil System...................................................................53
4.3. Penyediaan Tenaga Listrik.................................................................................54
4.4. Penyediaan Udara Tekan....................................................................................55
4.5. Penyediaan Fuel Gas System...............................................................................56

vii
4.5.1. Penanganan Limbah...........................................................................................58
4.5.2. Sistem Pengolahan Limbah Cair Singa CPP.......................................................59
4.5.3. Karakteristik Air Limbah...................................................................................60
4.5.4. Unit Pengolahan Produced Water........................................................................62
5. BAB V.....................................................................................................................................64
5.1. Program Kerja Laboratorium ............................................................................64
5.2. Alat-Alat Utama di Laboratorium......................................................................65
5.2.1. Gas Chromatography .........................................................................................65
5.2.2. Cara Kerja Kromatografi Gas............................................................................66
5.2.3. Cara Pengoperasian Gas Kromatografi..............................................................67
5.2.4. Sistem Peralatan Kromatografi Gas (GC)...........................................................68
DAFTAR PUSTAKA......................................................................................................................73
6. LAMPIRAN............................................................................................................................74

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

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

x
INTISARI
Gas alam merupakan senyawa hidrokarbon ringan yang terbentuk dari mahkluk hidup
yang telah mati jutaan tahun yang lalu di dalam perut bumi. Kandungan gas alam adalah
senyawa hidrokarbon ringan maupun hidrokarbon berat serta gas non hidrokarbon seperti CO2
dan H2S. Sumur yang diolah adalah sumur gas tapi tidak memungkiri adanya sebagian kecil
liquid maka digunakan Separator. Salah satu sistem separator adalah Inlet Separator. Didalam
inlet separator akan terjadi pemisahan antara dua fasa (gas-cair), biasanya, laju alir dari
sumur gas, manifold, pemipaan gas/cairan memilihi dua fase. Keluaran gas dari separator atau
peralatan proses biasanya mengandung cairan dalam jumlah yang relative sedikit tetapi tidak
dianggap memiliki 2 fase karena jumlah cairannya yang sangat sedikit. Aliran sistem multifase
gas-cair dapat menyebabkan erosi jika dalam kecepatan tinggi. Dalam sistem multifase
kecepatan fluida yang tinggi sering diinginkan untuk mengurangi kemungkinan penggumpalan
atau pengendapan partikel. Sedangkan Terminal velocity adalah kecepatan actual yang terjadi
didalam pipa.
Pengolahan data untuk menghitung erosional velocity didapat dari berbagai data pada
dari lapangan PT Medco E&P CPP Singa. Analisa perhitungan erosional velocity dan terminal
velocity menggunakan rumus yang didapat dari literature. Nilai tekanan pada perhitungan
erosional velocity sangat berpengaruh pada perhitungan, yaitu semakin besar tekanan maka nilai
erosional velocity makin rendah dan terminal velocity juga akan semakin rendah. Trend
erosional tidak terlalu berpengaruh selama nilai terminal velocity tidak melebihi nilai dari
erosional velocity karena pada dasarnya erosional velocity hanya sebagai indicator pembatas dan
terminal velocity adalah laju actualnya. Data perhitungan yang didapat dari data PT Medco E&P
Lematang CPP Singa nilai terminal tidak melebihi erosional velocity maka desain dari PT
Medco E&P Lematang sudah memenuhi kriteria dan desain tersebut sudah memenuhi syarat
umur desain yaitu selama 20 tahun.
Saran berdasarkan studi & analisa yang telah dilakukan adalah agar terminal velocity
didalam pipa cairan, gas dan fluid tetap kecil pada fase cairan memperbesar ID pipa dan
memperkecil liquid flow rate. Untuk fase gas salah satu saran menurunkan suhu gas didalam
pipa. Untuk multiphase salah satu saran memperbesar tekanan pada pipa multiphase.

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA
FAKULTAS TEKNIK –UNIVERSITAS DIPONEGORO 1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Sejarah Pendirian Pabrik
1.1.1.Sejarah Singkat PT. Medco Energi Internasional Tbk
PT. Medco Energi Internasional Tbk. (Medco Energi Korporat / Medco Energi / Perseroan)
didirikan pada 9 Juni 1980 oleh pengusaha muda Indonesia, Bp. Arifin Panigoro berdasarkan hukum
Republik Indonesia. Nama Perseroan telah berubah tiga kali, dari PT. Meta Epsi Pribumi Drilling
Company pada saat awal pendiriannya pada tahun 1980 dan saat itu ditetapkan sebagai perusahaan
kontraktor pengeboran nasional pertama. Kemudian berubah nama menjadi PT. Medco Energi
Corporation sebelum Penawaran Perdana saham ke Publik di tahun 1994 dan yang terakhir berubah
menjadi PT. Medco Energi Internasional Tbk. pada tahun 2000, sebagai tindak lanjut dari selesainya
restrukturisasi hutang pada akhir tahun 1999. Perseroan Medco Energi beserta entitas anak (anak
perusahaan) memulai usahanya sebagai perusahaan penyedia jasa anjungan pemboran dan merupakan
kontraktor pemboran swasta Indonesia.
Dalam upaya mendukung Pemerintah Indonesia agar dapat memenuhi kebutuhan minyak dan gas
bumi yang terus meningkat, sejak tahun 1992 Medco Energi memasuki industri E&P migas.
Sampai dengan saat ini, Medco Energi telah mendapatkan kepercayaan dari Pemerintah Indonesia untuk
melakukan ekpansi usaha melalui ekplorasi, pengembangan, partisipasi ekonomi, produksi, Coal Bed
Methane (CBM) dan kontrak jasa pada industri minyak dan gas yang tersebar di wilayah Indonesia
yaitu Sumatra (Blok A – Provinsi Aceh, Blok Merangin, Blok South Central Sumatra - Kampar, Blok
CBM Sekayu, Blok Merangin, Blok Lematang, Blok CBM Muralim), Jawa Timur (Blok Eksplorasi
Jeruk, Blok Bawean), Kalimantan (Blok Bangkanai, Blok Bengara, Blok Sembakung, Blok Tarakan,
Blok Simenggaris, Blok Nunukan), dan Sulawesi Tengah (Blok Senoro-Toili). Eksplorasi dan produksi
yang telah dilakukan oleh Medco Energi di Indonesia telah memberikan kontribusi yang cukup
signifikan bagi pembangunan bangsa dan negara. Pada tahun 2004, Medco Energi mulai memasuki
kancah E&P Internasional dengan berpartisipasi dalam operasi lapangan ekplorasi di negara Oman,
Yaman, Libya, dan Teluk Meksiko di Amerika Serikat. Eksplorasi dan produksi oleh pihak Medco
Energi dimana dikendalikan oleh anak perusahaan baik kontrak dalam negeri maupun luar negeri
memiliki penamaan perseroan yang berbeda-beda tergantung dari letak operasional plant, sebagai
contoh PT. Medco E&P Lematang, PT. Medco E&P Tarakan,Medco Yemen Amed Ltd., Medco Oman
LLC, dan lain-lain. Di dalam pengelolaan suatu blok eksplorasi minyak dan gas, Medco Energi melalui
anak perusahaannya yang menganut sistem kontrak Production Sharing Contract (PSC), Technical
Asistant Contract (TAC), dan Joint Operating Body (JOB) dengan bekerja sama dengan perusahaan
migas lain dalam mengoperasikan plant migas mempunyai status kepemilikan hak partisipasi yang
bervariasi antara 15% hingga 100%. Beberapa status kepemilikan hak partisipasi entitas anak Medco
Energi yang mencapai 100% atas blok ekplorasi minyak dan gas antara lain Blok Lematang (gas), Blok
Sembakung (minyak), Blok Tarakan (minyak dan gas), dan Blok Bawean (minyak).

Entitas Anak (anak perusahaan) Medco Energi yang bergerak dalam bidang eksplorasi dan produksi
minyak dan gas di Indonesia beroperasi berdasarkan berbagai kesepakatan bagi hasil dengan SKK
Migas yang sesuai dengan Undang-Undang Minyak dan Gas dan Peraturan Pemerintah yang berlaku.
Bentuk kesepakatan bagi hasil yang dilakukan oleh Medco Energi dengan SKK Migas adalah sebagai
berikut :
1. Production Sharing Contract (PSC)
Production Sharng Contract atau sering disebut Kontrak Bagi Hasil diberikan untuk mencari
dan mengembangkan cadangan hidrokarbon komersial di area tertentu sebelum berproduksi
secara komersial. Tanggung jawab kontraktor PSC umumnya termasuk menyediakan dana atas
semua aktivitas dan menyiapkan serta melaksanakan program kerja dan anggaran. Sebagai
imbalannya, kontraktor diizinkan untuk melakukan lifting atas minyak mentah dan produksi gas
yang menjadi haknya. Bagi hasil dalam bentuk First Tranche Petroleum (FTP) pada kisaran
10 - 20% dari total produksi sebelum dikurangi pemulihan biaya (cost recovery) tersedia untuk
Pemerintah dan kontraktor sesuai dengan persentase hak bagi hasilmasing-masing.
2. Technical Asistant Contract (TAC)
Technical Assistant Contract atau sering disebut Kontrak Bantuan Teknis merupakan suatu
kontrak pengelolaan lapangan migas yang dimiliki PT Pertamina (Persero) (Pertamina). Kontrak
diberikan pada wilayah yang belum atau telah berproduksi untuk jangka waktu tertentu.
Produksi minyak atau gas bumi akan dibagi terlebih dahulu menjadi bagian yang tidak dapat
dibagikan (non-shareable) dan bagian yang dapat dibagikan (shareable). Bagian yang tidak
dapat dibagikan merupakan produksi yang diperkirakan dapat dicapai dari suatu wilayah pada
saat perjanjian TAC ditandatangani dan menjadi hak milik Pertamina. Dalam TAC, bagian yang
dapat dibagikan berkaitan dengan penambahan produksi yang berasal dari investasi pihak
kontraktor terhadap wilayah yang bersangkutan secara umum dibagikan kepada kedua belah
pihak dengan cara yang sama sepertiPSC
3. Joint Operating Body (JOB)
Dalam JOB, kegiatan operasional dilakukan oleh badan operasi bersama yang dikepalai oleh
Pertamina dan dibantu oleh kontraktor sebagai pihak kedua dalam JOB. Dalam JOB, sebagian
produksi merupakan milik Pertamina dan sisanya adalah bagian yang dapat dibagikan kepada
kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC. Pada saat kontrak berakhir atau
diputuskan, pelepasan sebagian kontrak area, atau penutupan lapangan, kontraktor mungkin
diharuskan untuk memindahkan semua peralatan dan instalasi dari kontrak area dan melakukan
seluruh aktivitas restorasisesuai dengan syarat - syarat yang tercantum di kontrak atau peraturan
pemerintah yang berlaku.
Di usianya yang ke-30 di tahun 2010 yang lalu, Medco Energi telah tumbuh menjadi kelompok usaha
yang maju, berkantor pusat di Indonesia, dan bergerak di sektor energi terpadu dengan fokus pada
industri Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas (E&P Migas), Ketenagalistrikan dan Industri Hilir.
Medco Energi mampu mempertahankan komitmen untuk terus mengejar berbagai peluang guna
mengembangkan kegiatan usahanya di bidang energi yang didukung keberadaan Unit Inkubator Bisnis
Baru.

1.1.2.Sejarah Singkat PT. MEDCO E & P Lematang, SINGA Central Processing Unit
(CPP)
Kegiatan hulu Medco Energi dimulai dengan pengambilalihan kontrak E&P Migas milik Tesoro di
Kalimantan Timur (Blok Sanga-Sanga / Samboja / Tarakan TAC dan Blok Tarakan PSC) pada tahun
1992, dimana Medco Energi telah berhasil menunjukkan kemampuannya dalam mengembangkan
kembali dan meningkatkan produksi dari lapangan - lapangan matang di Kalimantan Timur. Dengan
kemampuan dan kepiawaian yang terbukti dalam mengembangkan kembali dan meningkatkan kinerja
lapangan yang sudah matang, serta keberhasilan Penawaran Perdana saham ke Publik pada awal
kuartal keempat 1994 dan dicatatkan di Bursa Efek Jakarta (BEJ) telah memperkokoh keyakinan
Medco Energi untuk memperluas kegiatan hulu dengan mengakuisisi 100 % saham PT. Stanvac
Indonesia yang memiliki beberapa kontrak E&P Migas (PSC) dengan wilayah resmi meliputi : Blok
Kampar, Blok Rimau, dan Pasemah di Sumatera Selatan dari Exxon dan Mobil Oil pada akhir 1995.
Minyak bumi yang dapat diproduksi oleh Perseroan saat itu 25.000 barel ekuivalen minyak per hari.
Pada tahun tersebut, tingkat produksi ini menjadikan Perseroan sebagai produsen minyak nasional
terbesar setelah Pertamina. Kemudian PT. Stanvac Indonesia berubah nama menjadi PT. Exspan
Sumatera.
Kemampuan dan kepiawaian PT. Exspan Sumatera dalam mengelola lapangan matang ini semakin
terbukti setelah ditemukannya lapangan minyak baru di Blok Rimau PSC, Kaji dan Semoga, yang
memiliki potensi kandungan minyak mentah terbesar di Indonesia pada saat itu di tahun 1996.
Produksi minyak perdana lapangan Kaji ini sebanyak 3000 BOPD pada tahun 1997. Di tahun 2000, PT.
Ekspan Sumatera dan PT. Ekspan Kalimantan digabung menjadi PT. Exspan Nusantara yang bertaraf
internasional. Pada tahun tersebut, produksi minyak mulai diekspor perdana secara langsung dari
lapangan Kaji-Semoga. Pada tahun 2004, PT Exspan Nusantara dengan berbagai pertimbangan berubah
nama menjadi PT. Medco E&P Indonesia.
Lapangan Singa adalah salah satu kawasan sumur penghasil gas milik PT. Medco E&P Indonesia
yang berlokasi di wilayah Blok Lematang, lebih tepatnya berada di Desa Suka Menanti, Kecamatan
Gunung Megang, Kabupaten Muara Enim, Provinsi Sumatera Selatan. Awalnya, wilayah ekplorasi
lapangan ini beroperasi berdasarkan PSC Blok Lematang yang dimiliki oleh Enim Oil Company yang
telah menandatangani kesepakatan dengan Pemerintah Republik Indonesia pada tanggal 6 April
1987. Pada tahun 2003, Medco Energi melalui entitas anak PT. Medco E&P Lematang memegang
hak partisipasi atas Blok Lematang sebesar 74,12 %. Kemudian eksplorasi dan produksi minyak dan
gas di Blok Lematang ini dijalankan atau dioperasikan oleh PT. Medco E & P Lematang.
Wilayah atau Blok Lematang terdiri dari beberapa lapangan eksplorasi, meliputi lapangan
Harimau, Singa, Tapir-1, Tupai-1, Kijang-1, dan Banteng. Seluruh Blok Lematang memiliki luas area
sekitar 409 km2. Eksplorasi Blok Lematang dimulai pada Agustus 1989 dengan membuat sebuah
sumur di Lapangan Harimau. Dengan keahlian dan kepiawaian para pekerja, di Sumur Harimau 1
ditemukan cadangan minyak dan gas didalamnya, kemudian dilanjutkan dengan pembuatan 11 sumur di
sekitar Lapangan Harimau yang dapat menghasilkan total minyak hingga 38,52 BOPD dan gas
sejumlah 1,2 MMSCFD. Minyak dan gas yang dihasilkan dari Lapangan Harimau kemudian dijual ke
Pertamina Plaju dan Perusahaan Listrik Negara (PLN) hingga produksinya berhenti pada tahun 2007.

Pada tahun 1997, bersamaan proses pengembangan eksplorasi Lapangan Harimau, dilakukan juga
ekplorasi gas alam di Lapangan Singa. Tempat eksplorasi sumur di Lapangan Singa ini disebut dengan
Singa Central Processing Plant (CPP). Singa CPP memiliki 4 sumur eksplorasi, yaitu Sumur Singa-1,
Singa-2, Singa-3, dan Singa-4. Namun, saat ini sumur yang beroperasi adalah sumur 1 dan sumur 3.
Produksi gas (sales gas) yang dihasilkan oleh areal ekplorasi Singa ini mencapai ± 50 MMSCFD.
Produk gas hasil pengolahan di Singa Gas Plant akan dijual kepada Meppogen Power Plant, PLN-
Indralaya Power Plant, PLN-Keramasan Power Plant, PLN-Borang power Plant produksi yang
diperkirakan dapat dicapai dari suatu wilayah pada saat perjanjian TAC ditandatangani dan menjadi
hak milik Pertamina. Dalam TAC, bagian yang dapat dibagikan berkaitan dengan penambahan produksi
yang berasal dari investasi pihak kontraktor terhadap wilayah yang bersangkutan secara umum
dibagikan kepada kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC.
1. Joint Operating Body (JOB)
Dalam JOB, kegiatan operasional dilakukan oleh badan operasi bersama yang dikepalai oleh
Pertamina dan dibantu oleh kontraktor sebagai pihak kedua dalam JOB. Dalam JOB, sebagian
produksi merupakan milik Pertamina dan sisanya adalah bagian yang dapat dibagikan kepada
kedua belah pihak dengan cara yang sama seperti PSC. Pada saat kontrak berakhir atau
diputuskan, pelepasan sebagian kontrak area, atau penutupan lapangan, kontraktor mungkin
diharuskan untuk memindahkan semua peralatan dan instalasi dari kontrak area dan melakukan
seluruh aktivitas restorasi sesuai dengan syarat - syarat yang tercantum di kontrak atau peraturan
pemerintah yang berlaku.
Di usianya yang ke-30 di tahun 2010 yang lalu, Medco Energi telah tumbuh menjadi kelompok
usaha yang maju, berkantor pusat di Indonesia, dan bergerak di sektor energi terpadu dengan fokus pada
industri Eksplorasi dan Produksi Minyak dan Gas (E&P Migas), Ketenagalistrikan dan Industri Hilir.
Medco Energi mampu mempertahankan komitmen untuk terus mengejar berbagai peluang guna
mengembangkan kegiatan usahanya di bidang energi yang didukung keberadaan Unit Inkubator Bisnis
Baru.
1.2. Lokasi Pabrik
Singa Central Processing Plant (CPP) merupakan salah satu fasilitas pengolahan dan
produksi gas alam yang dihasilkan dari sumur Singa-1 dan Singa-3. CPP Singa terletak di Blok
Lematang, lebih tepatnya di Desa Suka Menanti, Kecamatan Gunung Megang, Kabupaten Muara
Enim, Provinsi Sumatera Selatan. Blok Lematang terletak di sebelah Barat Daya kota Palembang
dan dapat ditempuh melalui jalur darat dari Kota Palembang sekitar 4 - 5 jam dengan jarak tempuh
sekitar ±430 kilometer. Kota terdekat dari Singa CPP (Blok Lematang) adalah kota Prabumulih
dan Muara Enim yang berjarak masing-masing ±68 km dan ±54 km.

Gambar 0.1 Peta Wilayah Kerja Sumatera Selatan dan Peta Blok Lematang
1.3. Bahan Baku dan Produk
Singa Central Processing Plant (CPP) merupakan salah satu fasilitas pengolahan gas alam yang
dihasilkan oleh sumur gas Singa-1 dan Singa-3, dimana kedua sumur tersebut terletak di Blok
Lematang. Kedua sumur gas tersebut termasuk dalam kategori sumur gas HPHT (High Pressure High
Temperature) dimana gas yang dihasilkan dari kedua sumur tersebut memiliki tekanan yang tinggi
dan suhu yang tinggi. Pada Wellhead Singa-1 tercatat gas dengan flowrate ±20 MMSCFD keluar
pada tekanan ±5300 Psig pada suhu ±320oF, sedangkan pada Wellhead Singa-3 gas dengan
flowrate ±45 MMSCFD keluar pada tekanan tekanan ±4700 Psig pada suhu ±340oF. Gas dari kedua
tersebut kemudian diturunkan tekanannya menggunakan Choke Valve hingga tekanan ±1200 Psig.
Akibat penurunan tekanan tersebut maka gas juga terjadi penurunan suhu hingga ±270oF. Choke Valve
tersebut dikontrol oleh Wellhead Controller (WHCP) yang dapat dikendalikan secara otomatis dari
Control Room menggunakan DCS (Distributed Control System) yang dapat dikontrol dan
dimonitor secara realtime. Gas tersebut kemudian dialirkan menggunakan pipa 12 inchi menuju inlet
manifold untuk selanjutnya diolah di Singa CPP. Raw feed gas yang masuk sebagai bahan baku utama
memiliki spesifikasi yang ditunjukkan pada Tabel 1.1 dan Tabel 1.2. sebagai berikut :
Table 0.1 Spesifikasi Feed Gas Singa CPP pada kondisi jenuh (Sumber: Enginerring Design Basiss, 2008)
PARAMETER NILAI
Kondisi Gas Jenuh dengan air (water saturated)
Preassure 1270 Psig
Temparature 250o
F
COMPOSITION (DRY BASIS)
CO2 38,41 %vol.

H2S 350 ppmv
N2 0,03 %vol.
C1 61,20 %vol.
C2 0,17 %vol.
C3 0,01 %vol.
i-C4 0,01 %vol.
H2O + 3000 BPD (saturated)
Table 0.2 Spesikasi Sales Gas Singa CPP (Sumber : Engineering Design Basis, 2008)
PARAMETER NILAI
Flowrate 50 MMSCFD
Pressure Max. 1194 Psig / Normal. 1025 Psig
Water Content Max. 8 lb/MMSCF
GHV Min. 950 BTU/SCF
CO2 Content Max. 4% vol.
H2S Content Max. 4 ppm vol.
HC Dew Point Max. 55oF at 1050 Psig
Wobbe Index 1320
BTU/SCF Total Sulphur Content 30
ppm weight N2 Content Max. 5% mole
Solid Particle Max. 3 ppm, not greater than 10
micron Lead Content 1 ppm weight
Total Inerts Max. 10% mole
1.4. Manajemen Perusahaan dan Struktur Organisasi
1.4.1. Visi dan Misi Perusahaan
Visi PT. Medco E&P Indonesia adalah menjadi Perusahaan Energi pilihan bagi investor, pemegang
saham, mitra kerja, karyawan serta masyarakat umum. Visi tersebut tercapai apabila PT. Medco E&P

Indonesia memiliki misi mengembangkan sumber daya energi menjadi portofolio investasi yang
menguntungkan (MedcoEnergi Annual Report, 2012).
1.4.2. Tata Nilai Perusahaan
Dalam rangka mencapai visi dan misi PT. Medco E&P Indonesia, maka terdapat beberapa tata
nilai perusahaan yang harus diamalkan, tata nilai perusahaan tersebut adalah sebagai berikut :
 PROFESIONAL
o Kompeten dalam bidangnya.
o Memiliki ―semangat juara.
o Meningkatkan kemampuan diri setiap saat.
o Memiliki kemampuan professional dan mengetahui batas kemampuannya.
 ETIS
o Menjalankan usaha secara adil dengan integritas moral yang tinggi.
o Menerapkan standar etika tertinggi setiap saat.
o Mengerti dan mentaati etika Perseroan dan kebijakan Tata Kelola Perusahaan yang baik.
 TERBUKA
o Mendorong informalitas dan keterbukaan dalam berkomunikasi di semua tingkatan.
o Membangun suasana rasa saling percaya di antara karyawan dan manajemen di Medco
Energi.
o Saling menghormati, berpikiran terbuka dan memiliki etika kerja yangtinggi.
 INOVATIF
o Membangun budaya untuk selalu ingin lebih maju.
o Senantiasa mencari terobosandemi tercapainya hasil yang lebih baik, lebih aman,
lebih murah, dan lebih cepat.
o Memiliki kematangan intelektual.
1.4.3. Strategi Perusahaan
Visi, Misi dan tata nilai perusahaan harus didukung dengan strategi-strategi yang dimiliki perusahaan
(MedcoEnergi Sustainability Report, 2010), antara lain :
1. Membangun usaha dengan pertumbuhan yang menguntungkan berdasarkan tiga kegiatan usaha
utama, yaitu E&P Migas, Ketenagalistrikan, dan Industri Hilir dengan memanfaatkan sumber
bahan bakar fosil maupun bahan bakar yang dapat diperbarui.
2. Mengembangkan posisi yang kuat di bidang industri bahan bakar yang dapat diperbarui dalam
lima sampai delapan tahun ke depan melalui rekonfigurasi dan fokus ulang terhadap kegiatan
industri hilir dengan memanfaatkan sumber daya pertanian Indonesia yang berlimpah.

3. Meningkatkan posisi Perseroan di pasar migas global dengan memperjelas arah dari kegiatan
internasional Perseroan.
4. Mengembangkan kegiatan Perseroan dengan pengalokasian modal secara fleksibel dan inovatif
melalui unit ―Inkubator Kegiatan Usaha Baru.
5. Meningkatkan efektifitas organisasi dengan menerapkan pengawasan keuangan secara disiplin,
menanamkan budaya kinerja tinggi dan mengembangkan kompetensi karyawan.
1.4.4. Logo PT. Medco E&P Indonesia
PT. Medco E&P Indonesia merupakan salah satu perusahaan di Indonesia yang bergerak di bidang
Eksplorasi migas (minyak & gas), pengembangan lapangan migas dan kegiatan produksi migas. PT.
Medco E&P Indonesia memiliki logo yang ditunjukkan pada Gambar 1.2. sebagai berikut :
Gambar 0.2 Logo PT. Medco E&P Indonesia
Logo PT. Medco E&P Indonesia merupakan titik pusat sistem identifikasi visual perusahaan,
sebagai ekspresi utama dari brand Medco Energi. Logo tersebut merupakan satu kesatuan yang tidak
dapat dipecah maupun penggunaan bagian dari logo tersebut digunakan secara terpisah, sehingga
penggunaan dan visualisasi logo tersebut secara konsisten dan menyeluruh dapat digunakan sebagai
identitas utama dan branding dalam perusahaan.
Simbol dan huruf logo mencerminkan atribut yang disandang oleh brand MedcoEnergi mencerminkan
profesional, simpel dan modern. Tipografi yang digunakan modern dan bold/kokoh, secara inovatif
melahirkan visual identitas yang menarik bagi perusahaan. Logo tersebut terdiri dari beberapa kesatuan
antara lain :
 Cincin Biru
 M
 Σ
 Wordmark ―MedcoEnergi‖
 Descriptor ―Oil & Gas‖
Arti dan makna dari kesatuan logo tersebut adalah

 Cincin biru secara grafis melambangkan Bumi, atau planet biru, seperti yang nampak dari luar
angkasa. Hal ini berkaitan dengan identitas Medco Energi dalam upaya menjawab tantangan
untuk membangun dunia yang lebih baik, sekaligus mencerminkan komitmen Medco Energi
terhadap kelestarian energi.
 Dengan memutar huruf ―M‖ sembilan puluh derajat, maka tercipta huruf ―E‖ untuk Energi, dan
menyerupai simbol ―sigma‖ dalam rumus matematika yang berarti penjumlahan. Pendekatan yang
inovatif ini mencerminkan fokus Medco Energi pada aspek inovasi dan kinerja dalam
industrinya. Sigma yang terletak diluar cincin biru menggambarkan peluang tak terbatas yang
terdapat dalam sektor bisnis energy
 Wordmark ―MedcoEnergi‖ menunjukan sebagai identitas perusahaan yang bergerak di sektor
energi. Descriptor ―Oil & Gas‖ mendeskripsikan bahwa perusahaan Medco Energi bergerak di
sektor energi khususnya di bidang minyak dan gas dalam bentuk eksplorasi, pengembangan
maupun kegiatan produksi (MedcoEnergi Brand Book, 2006).
1.4.5. Area Operasional
PT. Medco Energi E&P Indonesia memiliki daerah operasional yang cukup luas, daerah
operasional tersebut terdapat di dalam negeri maupun di luar negeri. Medco Energi telah terbukti
dan teruji dalam meningkatkan produksi sumur - sumur minyak tua di Sumatera dan Kalimantan.
Wilayah operasional PT. Medco Energi E&P Indonesia terbagi menjadi dua bagian yaitu daerah
operasional dalam negeri dan daerah operasional luar negeri. Seluruh kepentingan blok minyak dan
gas di Indonesia dikendalikan melalui anak perusahaan (Entitas Anak) yang dimiliki sepenuhnya oleh
Medco Energi Korporat. Sedangkan kegiatan eksplorasi, pengembangan dan produksi di Indonesia
dikelola dan dilakukan, baik secara langsung melalui PT Medco E&P Indonesia (MEPI), Entitas
Anak maupun bersama-sama dengan mitra strategis.
Daerah operasional di luar negeri tersebar di Amerika Serikat, Libya, Yaman, Oman. Sedangkan di
Indonesia PT. MedcoEnergi E&P Indonesia beroperasi di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi dan di Pulau
Jawa. Detail secara rinci mengenai daerah operasional PT. Medco Energi E&P Indonesia dapat dilihat
pada Gambar 1.3. & 1.4. dan Tabel 1.3. & 1.4. sebagai berikut :

Gambar 0.3 Peta Operasional dalam Negeri (Sumber: Medco Energi Annual Report, 2012)
BLOK
ENTITAS ANAK
PERUSAHAAN
WILAYAH STATUS
Rimau
PT. Medco E&P
Rimau
Sumatra Selatan Produksi
SCS
PT. Medco E&P
Indonesia
Tarakan
PT. Medco E&P
Tarakan
Kalimantan Timur Produksi
Sembakung
PT Medco E&P
Sembakung
Kalimantan Timur Produksi
Senoro-Toili
PT. Medco E&P
Tomori Sulawesi
Sulawesi Tengah
Produksi (Lapangan
Tiaka)
Bawean
Camar Resources
Canada,
Jawa Timur Produksi
Lematang
PT Medco E&P
Lematang
Block A
PT Medco E&P
Malaka
Aceh Pengembangan
Simenggaris PT Medco E&P Simenggaris PT Medco E&P

Merangin
PT Medco E&P
Merangin
Sumatra Selatan Eksplorasi
Bangkanai Bangkanai Petroleum Bangkanai Bangkanai Petroleum
Bengara
PT Medco E&P
Bengara
Kalimantan Timur Eksplorasi
Nunukan
PT Medco E&P
Nunukan
Kalimantan Timur Eksplorasi
Jeruk
Medco Straits Services
Pte Ltd
Jawa Timur Partisipasi Ekonomi
CBM Sekayu
PT Medco CBM
Sekayu
CBM Muralim
PT Medco CBM
Pendopo
CBM Lematang
PT Medco CBM
Lematang
Gambar 0.4 Peta Operasional di Wilayah Luar Negeri
Table 0.3 Wilayah Operasional Luar Negeri (Sumber: MedcoEnergi Annual Report, 2012)
Entitas Anak Kepemilikan Blok Negara Jenis Kontrak
Medco Energi US LLC Main Pass 64/65, East Amerika Serikat Lease Agreement

Cameron 316/317/318
Medco International
Ventures Ltd.
Area 47 Libya Exploration and
Production Sharing
Medco Yemen Amed
Ltd.
Blok 82 Yaman Production Sharing
Agreement-2027
Medco Yemen Arat
Ltd.
Blok 83 Yaman Production Sharing
Agreement-2027
Medco Yemen Malik
Ltd.
Block 9 Yaman Production Sharing
Agreement
Medco Oman LLC
Service
Karim Small Field Oman Service Agreement
1.4.6.Struktur Organisasi dan Kepegawaian Perusahaan
1.4.6.1. Struktur Organisasi Utama PT. Medco E&P Lematang
1.4.6.2. Struktur Organisasi Bidang Produksi PT. Medco E&P Lematang

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

2. BAB II
DESKRIPSI PROSES
2.1.Konsep Proses
Lapangan Singa Central Processing Plant (CPP) yang berada di Blok Lematang merupakan
daerah ekplorasi dan produksi gas alam on-shore yang dioperasikan oleh PT. Medco E&P Lematang.
Eksplorasi yang telah dilakukan merupakan kesepakatan bagi hasil dengan SKK Migas (pemerintah)
yang sesuai dengan Undang-Undang Minyak dan Gas dan Peraturan Pemerintah yang berlaku. Untuk
eksplorasi dan produksi gas alam Singa CPP, PT. Medco E&P Lematang mengoperasikannya dengan
sistem kontrak bagi hasil (PSC), dimana pembagian prosentase bagi hasilnya untuk pemerintah sebesar
70% dan kontraktor perseroan sebesar 30% setelah dikurangi untuk pemulihan total biaya produksi
(cost recovery).
Gas alam yang dieksplorasi dan diproduksi di Lapangan Singa CPP, Lematang merupakan gas
alam yang masuk kategori non-associated gas dimana di dalam reservoir hanya terdapat sedikit
kandungan atau tidak mengandung crude oil atau hidrokarbon berat (Kidnay & Parrish, 2006).
Sumur gas yang tidak terasosiasi ini juga bisa disebut sebagai sumur gas kering (dry gas). Dry gas
yang dieksplorasi dari Sumur lapangan Singa ini masih terdapat kandungan komponen hidrokarbon
yang lebih berat seperti C2 (etana), C3 (propana), C4 (butana), C5 (pentana), dan C6 (Heksana), tetapi
dalam jumlah persen volume yang sedikit, sehingga tidak memberikan pengaruh yang besar dan
masih masuk dalam spesifikasi pada pipeline quality gas.
Pemrosesan gas alam secara umum di industri digunakan untuk bahan bakar dan bahan baku
petrokimia. Pemrosesan raw natural gas diklasifikasikan menjadi tiga bagian yaitu purifikasi, separasi,
dan pencairan (liquefaction) (Kidnay & Parrish, 2006). Jika didalam gas alam terkandung impuritas
gas asam berupa H2S dalam jumlah sedikit, maka gas H2S ini harus dihilangkan, dibakar pada
suhu tinggi, dan dibuang ke atmosfer dalam bentuk SO2 yang tidak berbahaya, proses ini disebut
purifikasi. Sedangkan apabila terdapat sejumlah kandungan H2S yang cukup tinggi di dalam gas
alam, maka gas H2S harus dihilangkan dan dikonversi menjadi elemental sulfur, proses ini disebut
dengan separasi. Beberapa penggunaan sulfur dalam industri antara lain : untuk rubber
vulcanization, produksi asam sulfat dan pembuatan black gunpowder (Georgia Gulf Sulfur
Corporation, 2005). Untuk kemudahan transportasi, penyimpanan gas alam dalam kuantitas yang
tinggi, dan agar ukuran tangki penyimpanan gas alam tidak terlalu besar, maka beberapa perusahaan
pengolah gas, mengkonversi gas alam menjadi liquefied natural gas (LNG). Pemrosesan gas alam oleh
PT. Medco E&P Lematang di Singa Gas Plant termasuk kedalam proses purifikasi karena kandungan
H2S dalam gas alam sebesar 346 ppm-v tidak dimanfaatkan atau dikonversi menjadi elemen sulfur.
Gas H2S hanya dioksidasi dalam thermal oxidizer dan kemudian dibuang ke atmosfer.
Komposisi gas alam bervariasi dan berbeda-beda pada daerah eksplorasi satu dan daerah lainnya.
Spesifikasi gas alam yang dapat dijual setelah melalui serangkaian pemrosesan gas secara umum dapat
dilihat dari komposisi dan beberapa kriteria performance. Kriteria performance untuk gas alam ini
termasuk yaitu bilangan Wobbe, nilai bakar, total inert, air, oksigen, dan kandungan sulfur. Bilangan

Wobbe dan nilai bakar merupakan kriteria paling prinsip karena berkaitan dengan penggunaan gas
alam sebagai bahan bakar. Spesifikasi gas alam dalam industri biasanya ditetapkan melalui perjanjian
jual beli gas (PJBG) dan harus memenuhi semua kriteria komponen produk yang ditentukan.
Spesifikasi untuk pipeline quality gas dapat dilihat di tabel 2.1, tetapi penentuan ini tidakpasti.
Table 2.1 Spesifikasi untuk Pipeline Quality Gas
MAJOR COMPONENT MINIMUM MOL % MAXIMUM MOL%
Methane 75 -
Ethane - 10
Propane - 5
Butanes - 2
Pentanes & heavier - 0,5
Nitrogen & other inerts - 3
Carbon dioxide - 2-3
Total diluents gases - 4-5
TRACE COMPONENTS
Hydrogen Sulfide 0,25-0,3 g/100 scf
(6-7 mg/m )
Total sulfur 5-20 g/100 scf
(115-460 mg/m )
Water vapour 4,0-7,0 lb/MM scf
(60-110 mg/m )
Oxygen 1,0 %
OTHER CHARACTERISTICS
Heating value (gross, saturated) 950-1150 Btu/scf
(35400-42800 kJ/m3)
Liquids Free of liquid water and hydrocarbons at delivery
temperature and pressure
Solids Free of particulates in amunts deleterious to
transmission and utilization equipment
Proses eksplorasi gas alam yang dilakukan oleh PT. Medco E&P Lematang di Lapangan Singa,
Blok Lematang merupakan proses purifikasi gas alam dari material kontaminan berupa gas asam
sampai menjadi sales gas dengan spesifikasi tertentu untuk didistribusikan kepada konsumen (PT.
Perusahaan Gas Negara) melalui pipeline berdasarkan perjanjian jual beli gas yang isinya gas harus :
 memiliki hidrokarbon dengan dewpoint tidak lebih dari 55oF,
 memiliki GHV yang berkisar antara 950 dan 1050 BTU/SCF,
 memiliki wobbe index yang berkisar +7% atau -8% dari 1320 BTU/SCF,
 mengandung karbon dioksida tidak lebih dari 5% terhadap volume,

 mengandung sodium dan potassium tidak lebih dari 0,5 ppm-v,
 mengandung H2S tidak lebih dari 8 ppm-v,
 mengandung total komponen sulfur tidak lebih dari 30 ppm-v,
 mengandung total inerts tidak lebih dari 10% terhadap volume,
 mengandung nitrogen tidak lebih dari 5% terhadap volume,
 mengandung oksigen tidak lebih dari 1 ppm-v,
 mengandung timbal tidak lebih dari 1 ppm-v,
 mengandung magnesium tidak lebih dari 2 ppm-v,
 mengandung air tidak lebih dari 15 lbs/MMSCF,
 mengandung metana tidak kurang dari 80% terhadap volume total reaktan,
 mengandung partikulat tidak lebih dari 3 ppm-v dan tidak ada partikulat yang lebih besar dari
10μm.
 memiliki tekanan penyerahan dengan tekanan minimum sebesar 700 PSIG dan maksimum
sebesar 1050 PSIG.
Singa Central Processing Plant memiliki 4 sumur gas yaitu sumur Singa-1, Singa-2, Singa-3,
dan Singa-4. Namun, sumur Singa-2 dan Singa-4 tidak beroperasi dikarenakan pada saat pengeboran
dan analisis kandungan komposisi gas alamnya terdapat H2S yang tinggi dan apabila dieksplorasi tidak
ekonomis. Gas alam yang masih menghasilkan dan menguntungkan dari segi ekonomi adalah sumur
Singa-1 dan Singa-3. Kedua sumur gas tersebut termasuk dalam kategori sumur gas HPHT (High
Pressure High Temperature) dimana gas yang dihasilkan dari kedua sumur tersebut memiliki tekanan
yang tinggi dan suhu yang tinggi. Karakteristik gas alam yang dihasilkan di sumur Singa-1 dan Singa-3
merupakan gas yang tergolong sour gas ditunjukkan dengan kandungan CO2 dan H2S yang cukup
tinggi yaitu ±38,41%mol CO2 dan ±350 ppmv H2S. Menurut (Engineering Data Book, 2004)
spesifikasi untuk pipeline quality gas dengan parameter komponen CO2 kandungannya sekitar 2-
4%mol sedangkan komponen H2S sekitar 4-16 ppmv. Oleh karena itu, diperlukan unit sistem
pengolahan terintegrasi (gas treating) untuk memenuhi spesifikasi gas jual.
Untuk treating gas alam dengan kandungan jumlah hidrogen sulfida dan atau karbon dioksida
yang tinggi dapat menggunakan proses absorption dengan chemical solvents (e.g., alkanolamines).
Jenis alkanolamines yang dipakai oleh PT. Medco E&P Lematang untuk mengolah gas alam Lapangan
Singa adalah solven berbasis MDEA. Solven ini bernama Ucarsol yang diproduksi oleh Dow
Chemical. Reaksi antara gas asam (CO2 dan H2S) dengan amines dipelajari oleh (Ko & Li, 2000) yaitu
mengenai laju reaksi untuk absorbsi CO2 kedalam larutan MDEA. Dari ekperimen yang dilakukan oleh
dua peneliti diatas didapatkan sebuah persamaan laju reaksi order dua yatu :
(2.1)

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

2.2.Deskripsi Proses
Fasilitas Proses pengolahan gas alam secara keseluruhan dari Singa Gas Plant dapat ditunjukkan
pada Gambar 2.1.
Proses utama yang berada di fasilitas pengolahan Singa CPP adalah proses terintegrasi yang mencakup
Gas Gathering and Gas-Liquid Separation (Sistem Flowline Manifold dan Sistem Pemisahan
berdasarkan fase cair dan fase gas), Acid Gas Removal Unit (Amine Sistem dan Membran Sistem),
Dehydration Unit,dan Thermal Oxidizer Unit.Pada Wellhead Singa-1 tercatat gas dengan flowrate ±20
MMSCFD keluar pada tekanan ±5300 Psig pada suhu ±320oF, sedangkan pada Wellhead Singa-3 gas
dengan flowrate ±45 MMSCFD keluar pada tekanan ±4700 Psig pada suhu ±340oF. Gas dari kedua
sumur tersebut kemudian diturunkan tekanannya menggunakan Choke Valve yang terletak diatas
wellhead masing-masing hingga tekanan ±1200 Psig. Akibat penurunan tekanan tersebut maka gas juga
mengalami penurunan suhu hingga ±270oF. Choke Valve tersebut dikontrol oleh Wellhead
Controller Pressure (WHCP) yang dapat dikendalikan secara otomatis dari Control Room

menggunakan DCS (Distributed Control System) yang dapat dimonitor secara realtime. Aliran Gas
dari Singa-1 dan Singa-3 tersebut kemudian dialirkan menggunakan pipa 12‖ menuju Flowline
Manifold (31-ZZZ-507) untuk proses gas gathering atau penggabungan aliran. Raw gas kemudian
masuk kedalam production manifold lalu dialirkan menuju inlet separator (31-MBD-127) dan bila
diperlukan untuk pengecekan raw gas juga dapat dialirkan menuju test manifold.
Didalam inlet separator akan terjadi pemisahan antara dua fasa (gas-cair). Komponen air yang
ada didalam raw gas, dengan prinsip settling gravity, maka air akan terkondensasi, ditampung di
bagian bawah vessel, sedangkan raw gas yang terbebas dari liquid akan keluar dari bagian atas vessel.
Kemudian aliran raw gas dari atas vessel dan liquid dari bawah vessel dialirkan menuju inlet cooler
(31-HAL-201). Keberadaan kandungan H2O dalam raw gas akan mengurangi nilai panas atau
bakar. Selain itu, dengan keberadaan juga berpotensi membentuk kristal gas hydrate pada kondisi
diatas titik beku air yang bisa menyebabkan plugging pada pipeline dan meningkatkan pressure drop
pada aliran pipa.
Untuk analisis laboratorium mengenai kemungkinan adanya condensate atau hidrokarbon berat
dari raw gas yang keluar dari sumur, maka gas dialirkan juga menuju ke test manifold. Suhu keluar
dari test manifold masih cukup tinggi, maka raw gas dimasukkan terlebih dahulu di dalam inlet cooler
(31-HAL-201) sehingga suhunya turun menjadi 120oF yang bertujuan untuk mendekati kondisi
operasi dari Acid Gas Removal Unit (membran dan amine). Dengan adanya penurunan suhu,
sebagian dari kandungan gas ada yang terkondensasi. Kemudian untuk memisahkan cairan
yang terkondensasi dari gas, raw gas dimasukkan ke dalam test separator (31-MBD-102). Awalnya,
test separator ini difungsikan sebagai pengambilan sampling kondensat. Namun, seiring berjalannnya
waktu saat ini tidak terdapat kondensat dalam jumlah yang banyak, sehingga sekarang test
separator hanya difungsikan untuk membantu kinerja dan mengurangi beban pada production
separator (31- MBD-101).
Inlet cooler akan mendinginkan tiga aliran yaitu raw gas dan liquid dari inlet separator serta raw
gas dari test manifold. Proses pendinginan tersebut dilakukan hingga temperatur 120oF, bertujuan
untuk mendekati kondisi operasi pada proses amine unit. Penurunan suhu menyebabkan aliran raw
gas yang telah dipisahkan sebelumnya di inlet separator dan raw gas yang berasal dari test manifold,
maka sebagian gas (H2O) ada yang terkondensasi menjadi cairan. Untuk memisahkan fase gas dari
liquid nya akibat penurunan suhu dari inlet cooler, maka raw gas (from inlet separator) dialirkan
menuju production separator,sedangkan raw gas (fromtest manifold) dialirkan menuju testseparator.
Cairan (H2O) yang terkondensasi didalam dua separator tersebut, kemudian akan bergabung
dengan aliran liquid inlet separator yang telah didinginkan di inlet cooler. Ketiga aliran liquid yang
bercampur menjadi satu tersebut merupakan produced water. Aliran produced water tersebut dapat
ditunjukkan dengan garis warna biru pada [Gambar 2.1]. Produced water tidak dapat langsung dibuang
ke lingkungan tanpa dilakukan treatment,karena produced water tersebut masih mengandung gas H2S
terlarut, padatan terlarut, Chemical Oxygen Demand (COD) yang tinggi dan berpotensi mencemari
lingkungan. Oleh karena itu, dilakukan pretreatment produced water dengan menggunakan H2S

Stripper. Dimungkinkan air yang keluar dari H2S stripper itu masih mengandung komponen
pencemar, sehingga perlu diolah terlebih dahulu didalam Instalasi Pengolahan Air Limbah (IPAL),
dimana IPAL tersebut dioperasikan oleh PT. ASRY AmanahTimur.
Raw gas yang dihasilkan dari production separator dan test separator,kemudian akan bergabung
menjadi satu aliran menuju gas filter (35-MAJ-103). Didalam gas filter terjadi pemisahan partikel
padat yang terdapat dalam raw gas, dimana gas filter tersebut memiliki ukuran filter sebesar 10μm.
Raw gas yang bebas dari partikel padat selanjutnya dialirkan menuju sistem Acid Gas Removal
Unit (AGRU) yang bertujuan untuk mengurangi kandungan acid gas (gas sweetening process).
Terdapat dua sistem AGRU yang digunakan di Singa CPP, yaitu amine system dan membran system.
Sehingga ±45 MMSCFD raw gas masuk ke dalam AGRU-membran unit dan ±48 MMSCFD mengalir
ke amine system. Amine unit akan menghasilkan sweet gas, tetapi sweet gas tersebut masih
mengandung H2O (jenuh) akibat proses aborbsi CO2 dan H2S menggunakan solven amine. Untuk
mengurangi kandungan H2O dalam sweet gas¸maka gas tersebut dialirkan menuju dehydration unit
(DHU). Sementara itu, gas keluaran dari membrane unit masih mengandung kadar H2S yang belum
memenuhi spesifikasi gas jual sehingga gas perlu dilewatkan ke H2S Scavenger. Gas keluaran dari
H2S Scavenger dan Dehydration Unit akan bergabung menjadi satu sebagai sales gas. Selain
menghasilkan sales gas, amine unit dan membran unit juga menghasilkan acid gas. Sebelum dibuang
ke lingkungan, acid gas tersebut dilakukan pembakaran atau oksidasi di thermal oxidizer dan flare
system. Sales gas yang dihasilkan dari CPP Singa juga diambil sebagian kecil ±2.3 MMSCFD yang
digunakan sebagaifuel gas. Fuel gas tersebut digunakan sebagai bahan bakar Gas Turbine Generator
(GTG), stripping agent dan gas blanketing. Sebelum dikirim menuju Pagardewa Station, maka sales
gas yang dihasilkan oleh CPP Singa dilakukan metering system menggunakan orifice. Sales gas yang
telah dilakukan metering, kemudian akan bercampur dengan gas dari SSE (South Sumatra Extension)
dalam satu pipeline untuk dikirim menuju Pagardewa station (±42 km - 12‖). Sesampainya di
Pagardewa station, maka dilakukan sales gas mettering menggunakan sistem ultrasonik. Sales gas
yang telah dilakukan proses metering, kemudian dialirkan menuju receiver station milik Perusahaan
Gas Negara (PGN).
2.2.1.Gas-Liquid Separation
Gas-liquid separation merupakan proses pretreatment awal gas alam untuk memisahkan cairan
atau liquid dalam kandungan raw gas, sehingga gas yang akan diolah di Acid Gas Removal Unit
(AGRU) telah bersih dari kontaminan liquid. Pemisahan cair – gas melibatkan beberapa alat, yaitu
inlet separator,production separator,test separator.Ketiga separator tersebut menggunakan separator
horizontal karena jumlah kandungan liquid (jenuh atau saturated) dalam raw gas tinggi. Dari segi
dimensi, horizontal separator memiliki ukuran (luas permukaan) yang lebih kecil daripada vertikal
separator, tetapi membutuhkan ruang yang lebih besar, sehingga horizontal separator sering
digunakan di onshore. Sedangkan vertikal separator sering digunakan di offshore. Semakin rendah
flowrate gas yang masuk ke dalam separator, maka akan meningkatkan waktu tinggal dan
pemisahan gas-cair menjadi lebih efektif. Dengan luas permukaan yang lebih besar, maka
pengontrolan ketinggian liquid (liquid level) lebih mudah dan cenderung lebih stabil. Dalam setiap

separator tersebut terjadi empat mekanime pemisahan, yaitu
1. Primary Separation
Primary separation menggunakan perbedaan momentum gas-liquid sebagaidriving force dalam
mekanisme pemisahan. Perbedaan momentum terebut disebabkan ketika gas yang masuk
kedalam separator akan bertumbukan dengan inlet wall atau baffle, sehingga akibat dari
tumbukan tersebut, maka liquid akan mempunyai momentum yang lebih rendah dibandingkan
gas dan akhirnya terbentuk liquid droplet yang akan ditampung dalam liquid collecting section.
2. Gravity Settling
Gravity settling menggunakan prinsip gaya gravitasi, dimana gas pada kecepatan rendah
didalam separator (turbulensi minimal), maka sejumlah masa liquid (jenuh) dengan berat
molekul yang lebih tinggi dari gas akan jatuh ke bawah separator membentuk liquid dropplet
dan akan ditampung oleh liquid collection section.
3. Coalescing
Pada bagian atas separator terdapat coalescing section dalam bentuk mesh pad. Didalam
coalescing section, gas akan terjebak didalam saluran – saluran kecil yang berkelok-kelok
didalam mesh pad dan pada akhirnya titik-titik embun atau liquid akan terperangkap dan
ditampung sementara.
4. Liquid Collection
Liquid collection section merupakan salah satu bagian yang ada didalam separator yang
berfungsi untuk sejumlah liquid. Jika terdapat sejumlah air yang volumenya besar, maka pada
bagian bawah horizontal separator dilengkapi dengan ―boot‖ yang berfungsi untuk memisahkan
air dari kondensat atau hidrokarbon berat (jika ada) karena ketika air dan kondensat bercampur,
air yang mempunyai berat molekul yang lebih besar akan berada dilapisan bawah. Di CPP
Singa, hanya production separator saja yang dilengkapi dengan boot.
2.2.2.Unit Penghilangan Gas Asam (AGRU)
Raw gas yang berasal dari production separator (31-MBD-101) dan test separator (31- MBD-
102), kemudian dialirkan menuju gas filter. Raw gas dengan kondisi flowrate ±93 MMSCFD,
temperatur 119oF, dan tekanan 1235 psig masuk kedalam gas filter (35-MAJ- 103). Didalam gas
filter terjadi pemisahan gas dari partikulat padat, yang mana komponen filternya terbuat dari serat
kain katun atau nilon yang memiliki ukuran pori 10μm. Gas yang telah bersih dari komponen liquid
dan padatan, maka siap untuk proses sweetening gas.

2.2.3.Unit Membran
Gambar 2.2 Skema Membran Unit
Raw gas yang diolah dalam unit membran masuk ke dalam gas/gas exchanger (35- HBG-281)
pada temperatur 119oF dan tekanan 1230 psig akan mengalami pertukaran panas. Raw gas didalam
gas exchanger mengalami pendinginan hingga suhu 87oF, karena didinginkan oleh aliran gas yang
berasal dari residu membran Skid package 1st stage. Setelah mengalami pendinginan, raw gas
dimasukkan kedalam 1st stage filter colescer (35-MAJ-181).
Akibat dari pendinginan, dimungkinkan sebagian dari raw gas ada yang terkondensasi, sehingga
setelah keluar dari filter coalescer, gas dalam kondisi kering. Gas yang telah kering kemudian
dipanaskan dalam 1st stage electric heater (35-NAP-681) sampai 109oF. Pemanasan tersebut
bertujuan untuk menyesuaikan temperatur raw gas yang akan masuk kedalam membran. Sebelum
gas masuk ke dalam membran, maka raw gas akan masuk ke dalam 1st stage guard bed (35-
MBA-182) dan 1st stage particle filter (35-MAJ-183). Guard bed dan particle filter berfungsi untuk
mengadsorbsi komponen hidrokarbon berat dan partikel padat yang masih terbawa dalam raw gas.

Raw gas yang telah terbebas dari liquid, hidrokarbon berat, dan padatan akan memasuki 1st stage
membran skid package pada kondisi tekanan 1209 psig dan temperatur 109oF. membran skid package
yang digunakan di CPP Singa ini merupakan membran dengan jenis modul spiral wound. Skid
membran terdiri dari dua bank yaitu Bank A dan Bank B. Masing-masing Bank terdiri dari dua
paket membran A1 dan A2 serta B1 dan B2 dengan masing-masing paket berisi 7 tabung,
sehingga terdapat 28 tabung dalam satu skid membran. Didalam setiap satu tabung terdapat spiral
wound membran yang dilengkapi dengan insulator dan 4 nozzle. Empat nozzle dalam satu tabung
membran adalah
 Satu nozzle inlet gas umpan,
 Satu nozzle outlet gas residu,
 Dua nozzle outlet gas permeat.
CPP Singa menggunakan elemen Separex Membrane (UOP Licensor), dimana material penyusun
membran berasal dari Cellulose Acetate (CA). Lembaran membrane Celluose Acetate dalam bentuk
Flatsheet kemudian akan disusun bersama lapisan feed spacer & permeate spacer. Aliran gas yang
masuk kemudian akan mengalir sepanjang feed spacer, kemudian gas CO2 & H2S yang memiliki
permeabilitas yang lebih tinggi dibandingkan CH4 kemudian akan terpermeasi ke dalam membrane dan
akhirnya acid gas yang terpermeasi akan masuk permeate spacer dan kemudian mengalir keluar mealui
nozzle outlet gas permeate. Sedangkan gas CH4 karena tidak terdifusi di dalam membrane tersebut
kemudian mengalir menuju outlet gas residu. Unit membran dapat mengurangi kandungan CO2 dan
H2S pada gas umpan dari sekitar 38,4 % mol menjadi 4% mol dan 346 ppm-v ke 18 ppm-v, dan
menghasilkan gas residu sekitar 24,7 MMSCFD yang kemudian masuk ke gas/gas exchanger sehingga
mengalami pemanasan hingga suhu 111oF.
Gas residu yang dihasilkan oleh unit membrane masih mengandung H2S sekitar 18 ppm-v,
tetapi dengan spesifikasi tersebut belum memenuhi syarat sebagai sales gas ( H2S sekitar 4 ppm-
v). Oleh karena itu gas residu yang keluar dari gas/gas exchanger akan masuk ke dalam H2S
scavenger. CPP Singa mempunyai dua buah H2S Scavenger (35-MBA- 187A/B), dimana hanya satu
buah yang beroperasi. Sementara itu, H2S Scavenger yang lain disiapkan sebagai cadangan apabila
yang sedang beroperasi ingin diperbaiki atau di maintainance. Didalam H2S Scavenger tersebut berisi
komponen adsorben zinc oxide (ZnO). Zinc oxide akan mengabsorbsi H2S dengan mekanisme reaksi
dibawah ini :
ZnO(s) + H2S(g) ZnS(s) + H2O(l) (2.2)
Gas yang keluar dari H2S Scavenger, kemudian siap untuk digabung bersama sweet gas yang
berasal dari DHU untuk menjadi sales gas.

2.2.4.Unit Amine System
Unit amine merupakan salah satu unit yang terintegrasi dimana unit tersebut berfungsi untuk
memurnikan raw gas menjadi sweet gas. Pada amine absorber (35-MAF- 104), raw gas yang
mengandung acid gas (CO2 dan H2S) akan mengalami proses absorbsi dengan pelarut amine. Raw
gas yang masuk melalui bagian bawah kolom akan mengalami kontak pertama kali dengan semi -
lean amine yang masuk melalui bagian tengah kolom absorber, kemudian terjadi kontak dengan lean
amine pada bagian atas kolom absorber. Akibat dari kontak antar fasa dalam proses absorbsi
tersebut, maka rich amine yang keluar dari bawah absorber kaya akan CO2 dan H2S, sedangkan
sweet gas yang keluar dari puncak kolom absorber mengandung ≤ 4%mol CO2 dan ≤ 4 ppm H2S.
Meskipun, sweet gas tersebut telah memenuhi spesifikasi produk (dari segi kandungan gas asam),
tetapi sweet gas tersebut masih jenuh dengan air. Sehingga, sweet gas tersebut kemudian perlu diproses
kembali didalam dehydration unit (DHU) dan menghasilkan sales gas yang memiliki water content ≤
8 lbm/MMSCF.
 Amine Absorber
± 48 MMSCFD Feed gas masuk pada kondisi 117oF dan 1194 psig masuk melalui bagian
bawah kolom absorber. Kemudian gas tersebut akan terjadi kontak pertama kali dengan semi
lean amine yang masuk melalui bagian tengah kolom absorber. Semi lean amine dengan
flowrate ±73234.7 BPD pada tekanan 1193 psig dan temperatur 173oF. Setelah terjadi
kontak dengan semi - lean amine, kemudian feed gas akan mengalami kontak dengan
±11393.6 BPD lean amine pada kondisi tekanan 1191 psig dan temperatur 129oF melalui bagian
puncak absorber.

Gambar 2.3 Skema Amine Unit
Kontak antar feed gas dengan amine dikontakkan secara counter current. Jenis pelarut yang
digunakan disistem amine unit CPP Singa adalah Ucarsol. Ucarsol merupakan salah satu nama
dagang amine (MDEA) yang diproduksi oleh Dow Chemical. Amine yang kontak dengan feed gas,
maka amine akan bereaksi dengan gas asam sesuai dengan reaksi dibawah ini :
Reaksi diatas merupakan reaksi eksotermis, sehingga reaksi tersebut akan menghasilkan panas.
Akibat dari panas reaksi yang dihasilkan, maka sweet gas dan richamine yang keluar
meninggalkan absorber akan memiliki suhu yang lebih tinggi dibanding masuk absorber. Sweet
gas dari absorber didinginkan hingga 115oF oleh sweet gas cooler (35-HAL-210) dan kemudian
masuk ke dalam sweet gas KO drum (35-MBD- 108). Pendinginan dan pemisahan yang terjadi
di sweet gas KO drum bertujuan untuk merecovery kemungkinan solven amine yang kondisinya
jenuh didalam sweet gas, sehingga setelah dipisahkan didalam KO drum, sweet gas yang keluar

tidak mengandung solven. Solven amine yang terkondensasi dan terpisah didalam KO drum,
makan akan dicampurkan dengan rich amine yang keluar melalui bagian bawah kolom absorber.
 Amine Regenerator
Rich amine yang keluar melalui bagian bawah kolom, kemudian akan bercampur dengan
solven amine yang terkondensasi didalam KO drum. Rich amine tersebut diturunkan tekanannya
hingga 13 psig. Akibat dari penurunan tekanan tersebut, maka rich amine akan memasuki
daerah dua fase (flashing). Peristiwa flashing tersebut terjadi didalam amine flash column (35-
MBF-105). Didalam amine flash terjadi pemisahan sebagian gas (CO2 dan H2S) dari solven
amine (cair). Gas asam akan keluar melalui puncak kolom dan kemudian didinginkan hingga
140oF oleh condenser (35-HAL-203).
Pendinginan acid gas bertujuan untuk merecovery solven yang terdapat didalamnya. Solven
yang terkondensasi akan ditampung didalam accumulator (30-MBD-106), sedangkan acid gas akan
keluar dari puncak akumulator. Selanjutnya acid gas dialirkan ke thermal oxidizer unit (35-EZZ-603)
untuk dibakar dengan fuel gases agar mendapatkan emisi dengan kadar yang diijinkan sesuai
peraturan sebelum dilepas ke atmosfer. Solven yang keluar dari bawah akumulator kemudian
dipompa menggunakan reflux pump (35-PBA-332A/B) menuju amine flash column sebagai aliran
recycle.
Amine yang keluar dari bawah amine flash column mempunyai kandungan acid gas relatif
lebih sedikit dari rich amine yang keluar dari bawah kolom absorber. ±86158.5 BPD amine yang
keluar dari bawah amine flash kemudian aliran tersebut dipecah menjadi dua aliran yaitu ±73234.7
BPD menuju semi - lean pumps (35-PBA-331A/B/C) untuk kemudian dimasukkan kembali kedalam
amine absorber dan ±12923.8 BPD akan dipompa oleh rich pumps (35-PBA-333A/B) menuju
lean/rich exchanger (35-HBG-204). Lean/rich exchanger didalam CPP singa merupakan plate and
frame heat exchanger.
Didalam lean/rich exchanger akan terjadi pertukaran panas antara lean amine dari bawah
regenerator dengan rich amine yang akan masuk ke regenerator. Akibat pertukaran panas tersebut,
temperatur rich amine akan meningkat dari 168oF menjadi 218oF sedangkan temperatur lean amine akan
mengalami penurunan dari 259oF menjadi 186oF. Rich amine yang telah mengalami pemanasan
kemudian akan masuk kedalam amine regenerator (35- NAF-107).
Didalam amine regenerator akan terjadiproses pemisahan acid gas dari rich amine yang lebih
sempurna bila dibandingkan didalam amine flash. Rich amine yang masuk ke dalam amine
regenerator kemudian dipanaskan didalam reboiler (35-HBC-205). Sumber panas yang digunakan
pada reboiler adalah minyak bakar (hot oil). Didalam reboiler, rich amine dipanaskan hingga
temperatur 250oF, sehingga CO2 dan H2S akan menguap dan terpisah dari rich amine. Penguapan
acid gas tersebut disebabkan CO2 dan H2S jauh lebih volatile dibandingkan amine. Pemanasan amine
dijaga pada range temperature 250oF - 260oF supaya amine tidak mengalami degradasi. Acid gas

yang keluar dari atas regenerator akan direcycle kembali ke amine flash, sedangkan rich amine
yang keluar dari bawah kolom regenerator telah bersih dari acid gas disebut sebagai lean amine.
Didalam proses regenerasi, akibat adanya pemanasan dari reboiler, maka dimungkinkan
adanya penguapan amine. Sehingga, didalam amine regenerator dilengkapi dengn sistem amine make-
up (penambahan amine). Larutan amine make-up berasal dari amine sump vessel (35-MBH-402) dan
amine storage tanks (35-ABC-401). Jika suatu saat amine harus ditambahkan, maka amine yang berada
didalam amine sump vessel dan amine storage tanks akan dipompa menuju amine sump filter (35-
MAJ-110) oleh amine sump pump (35-PBH-336) dan amine transferpumps (35-PBH-335A/B). Setelah
dipompa dan disaring, kemudian dialirkan masuk menuju kolom regenerator sebagai make-up amine.
Larutan lean amine panas keluar dari bagian bawah regenerator dan mengalir menuju lean/rich
amine exchanger dengan bantuan lean booster pump (35-PBA-337A/B) dan terjadi pertukaran panas
dengan rich amine dingin dari flash column. Lean Amine didinginkan lebih lanjut hingga temperatur
125°F pada lean cooler (35-HAL-202). Lean amine yang telah didinginkan pada lean cooler kemudian
mengalir menuju amine absorber (35-MAF-104).
Sebelum memasuki absorber, 10% dari aliran lean amine dari booster pump, dialirkan menuju
amine partikulat pre-filter (35-MAC-108) oleh (35-FIC-712), dan 40% dari aliran ini akan dialirkan
munuju amine charcoal filter (35-MAC-109) dan amine partikulat after filter (35-MAC-111)
untuk memisahkan semua partikulat kontaminan. Larutan lean amine 40% ini akan digabungkan
lagi dengan 60% lean amine dari amine partikulat pre-filter (35-MAC-108). Selanjutnya 90% aliran
sisa akan bergabung dengan 10% aliran keluaran dari sistem filtrasi. Setelah semua lean amine bersih
dari kontaminan partikulat padat, kemudian lean amine akan dialirkan menuju absorber oleh lean
pumps (35-PBA-334A/B). Lean pumps merupakan pompa jenis centrifugal yang menaikkan tekanan
lean amine dari tekanan 140 psig hingga tekanan 1282 psig yang akan masuk ke dalam absorber.
Didalam CPP Singa, proses sweetening gas terdiri dari dua unit yaitu membrane unit dan amine
unit. Dari 93 MMSCFD gas, maka 45 MMSCFD akan diolah di membrane unit, sedangkan 48
MMSCFD akan diolah di amine unit.
 Amine AntifoamInjection System
Foaming merupakan salah satu permasalahan yang terjadi didalam operasional. Foaming
disebabkan oleh terjadinya perubahan kimia permukaan pada larutan amine. Faktor-faktor
penyebab foaming pada larutan amine dapat diindikasikan dari peningkatan viskositas amine
dan turunnya tegangan permukaan amine. Foaming pada larutan amine biasanya disebabkan
oleh berbagai kontaminan dibawah ini :
- Hidrokarbon cair
- Corrosion inhibitor (surfaktan)
- Oil and greace (pelumas-pelumas yang digunakan dalam rotating equipment)
- Suspended solid and particulat
- Degraded amine

- Improper make-up water (penambahan air yang berlebihan)
Foaming berpotensi menyebabkan amine loss dan methane loss, sehingga dapat
mengakibatkan sales gas off-spec. Untuk mengatasi foaming tersebut, maka didalam aliran
amine diinjeksikan antifoam. Lokasi injeksi antifoam adalah sebagai berikut :
1. Suction of reflux pumps (35-PBA-332A/B)
2. Suction of rich pumps (35-PBA-333A/B)
3. Suction of lean pumps (35-PBA-334A/B)
2.2.5.Unit Dehidrasi (Dehydration Unit)
Gambar 2.4 Skema Dehydration Unit (DHU)

Gas Olahan keluaran absorber amina masih mengandung air didalamnya. Oleh karena itu, air
tersebut harus dipisahkan dari gas melalui unit dehidrasi yang menggunakan triethylene glikol (TEG)
sebagai agen dehidrasi. Unit ini terdiri dari 2 bagian yaittu dehidrasi dan regenerasi.
2.2.6.TEG Absorbers
Dehidrasi gas umpan dilakukan dengan mengalirkan gas umpan dari sweet gas KO Drum secara
counter current dengan TEG pada tekanan gas umpan yang tinggi. Gas yang basah akan melewati
sebuah integral scrubber knocking out, Large moisture droplets, sementara gas yang lebih kering
melewati mist pad pada bagian atas kontaktor untuk memperkecil kehilangan pelarut glikol. Gas
dengan kandungan air 8 lb/MMScfd selanjutnya akan mendinginkan Lean TEG dengan suhu
kontak sekitar 25oF didalam gas-glikol heatexchanger (36-HBG-206). Rich TEG (93,72%w)
bertekanan 1183 psig meninggalkan bagian bawah kontaktor TEG dan kemudian mengalami flash
sampai bertekanan 85 psig hingga selanjutnya mengalir menuju ke glikol still coloumn (36-HBA-
209).
2.2.7.TEG Regeneration System
Rich TEG (93,72% w) pada tekanan 1183 psig meninggalkan bagian bawah glikol kontaktor,
untuk selanjutnya mengalami flash hingga mencapai tekanan 85 psig dan kemudian mengalir menuju
glikol flash separator (36-MBD-115) melalui pengontrol ketinggian 369 LV-112A. Sebagian besar
gas asam dan hidrokarbon tak larut terpisahkan dari TEG didalam flash drum. Rich TEG (yang masih
mengandung air) keluaran flash drum memasuki sistem filtrasi 2 tahap, yaitu TEG partikulat filter
(36-MAC-116) untuk memisahkan partikel yang berukuran lebih besar dari 5 mikron dan TEG karbon
filter (36-MAC117) untuk memisahkan kontaminan hidrokarbon berat yang tak terlarut dan
komponen-komponen organik lainnya.
Rich TEG dengan kadar air yang telah berkurang selanjutnya mengalir menuju hot glikol/glikol
exchanger (36-HBG-207A) yang diatur dengan pengontrol ketinggian pada flash drum. Rich TEG
dipanaskan hingga suhu 335oF melalui pengontakkan dengan lean TEGpanas keluaran glikol reboiler
surge tank (35-MBD-113). Rich TEG yang telah mengalami pemanasan ini, lalu masuk ke dalam low
pressure still colomn (36-HBA-209). Didalam TEG still coloumn, Air sisa dan sejumlah hidrokarbon
akan terevaporasi keluar dari glikolo akinat panas yang dihasilkan dari still colomn packing.
TEG memasuki reboiler akan dipanaskan hingga mancapai suhu dibawah suhu penguapan glikol,
tetapi tetap mampu menguapkan sejumlah komponen tertentu. Lean TEG pada temperatur 385oF,
kemudian mengalir menuju surge vessel diujung reboiler, dimana ketinggian cairan diatur dengan
menggunakan weir. TEG kemudian akan mengalir dengan bantuan gravitasi dari reboiler menuju
shell/hot glikol/glikol exchanger (36-HBG-207A) dan cold glikol/glikol exchanger (36-HBG-207B),
dimana TEG akan didinginkan hingga suhu 170oF melalui pertukaran panas dengan rich TEG.
Larutan Lean TEG keluar dari pertukaran panas dan mengalir dengan bantuan gravitasi
menuju lean TEG pumps (36-PBA-337A/B). Lean TEG ini selanjutnya akan dipompa menuju
gas/glikol exchanger (36-HBG-206) untuk mengalami pendinginan dengan suhu 138oF melalui cross

exchanger dengan gas kering dari kontaktor TEG. Lean TEG yang sudah dingin kemudian mengalir
menuju bagian atas traykontaktor.
2.2.8.Unit Oksidasi Termal (Thermal Oxidizer)
Gambar 2.5 Skema Thermal Oxidizer Unit
Permeate gas dan acid gas yang mengandung gas H2S dan CO2 tidak dapat langsung dibuang
ke lingkungan bebas karena paparan H2S dan CO2 sangat berbahaya bagi manusia dan lingkungan
sekitar. Sehingga, acid gas dan permeate gas akan dioksidasi (reaksi pembakaran) didalam thermal
oxidizer unit. Reaksi pembakaran didalam thermal oxidizer membutuhkan panas yang berasal dari
pembakaran fuel gas dengan udara. Sebelum digunakan sebagai bahan bakar, fuel gas dan udara
dicampur terlebih dahulu di dalam mixer. Kemudian dialirkan menuju burner. Campuran fuel gas dan
udara tersebut kemudian didorong oleh udara yang berasal dari force draft fan (37-CBE-325A/B).
Ketika reaksi pembakaran berlangsung, maka secara bersamaan gas asam yang masuk ke dalam
thermal oxidizer mengalami oksidasi sesuai dengan persamaan dibawah ini:
Untuk mencapai proses oksidasi yang sempurna, maka thermal oxidizer dioperasikan pada
temperatur 1400–1600oF, tetapi untuk alasan keamanan TOx akan otomatis shutdown bila suhunya
mencapai 1900oF. Setelah mengalami proses oksidasi, maka akan dihasilkan flue gas yang
mengandung CO2, SO2, dan H2O. Flue gas yang keluar melalui stack masih memiliki temperatur
yang tinggi, sehingga flue gas dialirkan ke Waste Heat Recovery Unit (WHRU) (37-EBN-611) oleh
induced draft fan (37-CBE-326). Panas dari flue gas akan digunakan untuk memanaskan media

pemanas hot oil yang digunakan didalam amine reboiler, kemudian flue gas akan dikembalikan lagi
ke stack dan dibuang ke lingkungan.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.

17. BAB III
SPESIFIKASI ALAT
17.1. Alat Utama
17.1.1. Pressure Vessel
1.
Nama Alat : Production Separator
Kode Alat : 31-MBD-101 Dimensi Alat
Diameter Dalam (mm) : 1412 (Drum), 457 (Boot) Panjang (mm)
: 457 (Drum), 1017 (Boot)
Desain Temperatur (°f ) :170
Desain Tekanan (Psig) :1315
Bahan Insulasi Alat/Tebal Insulasi : -
Material Alat : Carbon Steel Nace + Alloy 825 Cladded
2.
: 457 (Drum), 1017 (Boot)
Desain Temperatur (oF) 170
Desain Tekanan (Psig) 1315
3.
: 457 (Drum), 1017 (Boot)
4. Nama Alat : Production Separator

: 457 (Drum), 1017 (Boot)
5.
: 457 (Drum), 1017 (Boot)
6.
Nama Alat : Sweet Gas KO Drum
Diameter Dalam (mm) 1000
Panjang (mm) : 2400 Desain Temperatur (oF) 150
Material Alat : KCS + Internal Coating
7.
Nama Alat : Accumulator
Diameter Dalam (mm) : 2100
Material Alat : Stainless Steel 304 L
8.
Nama Alat : Glycol Flash Separator Tipe : Horizontal
Diameter Luar (mm) : 914,4

Tebal Insulasi (inch) : 1 ½
Kapasitas Alat (gal) 250
Material Alat : Carbon Steel
9.
Nama Alat : H2S Scavenger
Kode Alat : 31-MBA-187A/B Dimensi Alat
Panjang (mm) : 8895
Desain Temperatur (oF) : 160 (maks), 50 (min)
17.1.2. Column
1.
Nama Alat : Amine Absorber
Kode Alat : 35 MAF-104
Dimensi Alat
Diameter Dalam (mm) : 1220 (Top), 1830 (Bottom) Panjang (mm)
: 15865 (Top), 25285 (Bottom)
Desain Temperatur (oF) : 250 (maks), 68 (min)
Bahan Insulasi : Polipropilen
Tebal Insulasi (inch) 1
Material Alat : KCS + 304 L Cladded (Top), KCS
(Bottom)
2.
Nama Alat : Amine Regenerator
Kode Alat : 35-NAF-107
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 34770

Bahan/Tebal Insulasi (inch) : H/2,5
Material Alat : KCS + 304 L Cladded (Top), KCS(Bottom)
3.
Nama Alat : Glycol Contactor
Kode Alat : 36-MAF-112
Dimensi Alat
Diameter Dalam (mm) : 914,4
Material Alat : Carbon Steel (Top), Carbon Steel(Bottom)
17.1.3. Heat-Cooling Devices
1.
Nama Alat : Inlet Cooler
Tipe : Forced Draft
Kode Alat : 31-HAL-201A/B/C
Duty (MMBTU/Hr) : 22,26 (A); 9,66 (B); 6,27 (C)
Desain Tekanan (Psig) : 1315 (A,B), 135 (C)
Motor Rating (HP) : 50 x 2 (A), 40 x 2 (B & C)
Material Alat : Duplex aluminium (Tube), Duplex
(Header)
2.
Nama Alat : Solven Amine Lean / Rich Exchanger
Tipe : Plate and Frame
Kode Alat : 35-HZZ-204
Duty (MMBTU/Hr) : 11,3
Desain Temperatur (oF) : 390 (Hot & Cold)
Desain Tekanan (Psig) : 260 (Hot & Cold)
Motor Rating (HP) : -
Material Alat : 316 L SSS (Transfer Plate),Killed CS
(Frame)

3.
Nama Alat : Sweet Gas Cooler
Tipe : Forced Draft
Kode Alat : 35-HAL-210
Desain Temperatur (oF) : 250 (maks)
Motor Rating (HP) : 7,5
Material Alat : 316 L SS + Aluminium (Tube), 316 L
SS (H)
4.
Nama Alat : Gas/Glycol Heat
Exchanger Tipe : Shell & Tube
Kode Alat : 36-HBG-206
Desain Temperatur (oF) : 500 (Shell),
500 (Tube) Desain Tekanan(Psig) : 150 (Shell),
150 (Tube)
Material Alat : By Vendor (Shell & Tube)
17.1.4. Pumps
1.
Nama Alat : Semi
Lean Pumps Tipe :
Horizontal Centrifugal
Kode Alat : 35-PBA-331A/B/C
Kapasitas (GPM) : 1108,83
Desain Tekanan Suction (Psig) : 27,25
Desain Tekanan Discharge (Psig) : 1385,6 Motor
Rating (HP) 1500
Head (ft) : 2960
Material Alat : 316 L SS (Impeller), 316 L SS (Casing)
2.
Nama Alat : Semi Lean Pumps
Tipe : Horizontal Centrifugal

Kode Alat : 35-PBA-331A/B/C
Desain Tekanan Discharge (Psig) : 1385,6
Motor Rating (HP) 1500
Head (ft) : 2960
3.
Nama Alat : Rich Pumps
Kode Alat : 35-PBA-333A/B
Kapasitas (GPM) 391
Head (ft) : 190,3
4.
Nama Alat : Rich Pumps
Kapasitas (GPM) 391
Head (ft) : 190,3
17.1.5. Tanks
1.
Nama Alat : Amine Storage Tank
Tipe : Conical Fixed Roof

Kode Alat : 35-ABJ-401
Dimensi Alat
Diameter Luar (mm) : 9000
Panjang (mm) : 4500
Desain Tekanan (Psig) : 0,36
Kapasitas Alat (m3) : -
Material Alat : Carbon Steel + Glass Flake Lining
2.
Nama Alat : Amine Storage Tank
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 4500
Kapasitas Alat (m3) : -
3.
Nama Alat : Produced
Water Tank Tipe : Conical
Fixed Roof
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 6700
Desain Tekanan (Psig) : Full Liquid
Kapasitas Alat (m3) : 222,45

17.2. Alat Pendukung (Utility System)
17.2.1. Pressure Vessel
1.
Nama Alat : Hot Oil
Expansion VesselKode Alat : 41-BBJ-457
Kapasitas (m3) : Hold-2
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 5000
2.
Nama Alat : Hot Oil
Expansion VesselKode Alat : 41-BBJ-457
Kapasitas (m3) : Hold-2
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 5000
3.
Nama Alat : Hot Oil Drain Vessel
Kapasitas (m3) 140
Dimensi Alat

Panjang (mm) : 5300
4.
Nama Alat : Hydrocarbon Close Drain
Kode Alat : 41-MBL-162
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 6300
Material Alat : Carbon Steel + Nace
17.2.2. Gas Turbin
Generator
1.
Nama Alat : GTG A
Kode Alat : 41-ZAN-557A
Kapasitas (KVA) : 4533
2.
Nama Alat : GTG A
Kode Alat : 41-ZAN-557A
3.
Nama Alat : GTG B
Kode Alat : 41-ZAN-557B
4.
Nama Alat : GTG C
Kode Alat : 41-ZAN-557C

17.2.3. Pumps
1.
Nama Alat : Flare KO Drum Pumps
Kapasitas (GPM) 117
Head (ft) 200
Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS(Casing)
2.
Kapasitas (GPM) 117
Head (ft) 200
Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS (Casing)
3.
Kapasitas (GPM) 117
Head (ft) 200
Material Alat : 316 SS (Impeller), 316 SS (Casing)
4. Nama Alat : PotabelWater Pumps

Tipe : Vertical In Line
Kode Alat : 41-PBE-363A/B
Head (ft) 184
Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel (Casing)
Nama Alat : PotabelWater Pumps
Tipe : Vertical In Line
Kode Alat : 41-PBE-363A/B
Head (ft) 184
Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel
(Casing)
Nama Alat : Hot Oil
Circulating Pumps Tipe : Horizontal
Centrifugal
Kode Alat : 41-PBE-369A/B/C
Kapasitas (GPM) 1147
Head (ft) : 367,75
Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel
(Casing)
Nama Alat : Close Drain Pump Pumps
Kode Alat : 41-PBE-372

Head (ft) : 19,3
Material Alat : Carbon Steel (Impeller), Carbon Steel(Casing)
17.2.4. Filter
1.
Nama Alat : HP FuelGas Filter
Kode Alat : 41-MAJ-152
Dimensi Alat
Diameter Luar (mm) 324
Panjang (mm) : 2794
Ukuran Filter (mikron) : 0,5
2.
Nama Alat : Carbon Filter
Tipe : Cylinder Vertical
Kapasitas (GPM) 125
Kode Alat : 41-MAJ-166
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 1800
Desain Temperatur (oF) : -
Ukuran Filter (mikron) : -
Material Alat : SS 400

17.2.5. Tanks
1.
Nama Alat : Raw Water Storage Tank
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 6600
Material Alat : Carbon Steel + Epoxy
2.
Nama Alat : Raw Water Storage Tank
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 6600
Material Alat : Carbon Steel + Epoxy
3.
Nama Alat : PotabelWater Storage Tank
Dimensi Alat
Panjang (mm) : 2500

LPK Singa CPP PT Medco

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to LPK Singa CPP PT Medco

Similar to LPK Singa CPP PT Medco (20)

LPK Singa CPP PT Medco