BAB I, II KP Arun

Department of Chemical Engineering Syiah Kuala University

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sektor migas merupakan penyumbang utama dalam Anggaran Pendapatan

dan Belanja Negara (APBN). Saat ini Indonesia memiliki 2 kilang LNG, yaitu

masing-masing 6 train di Aceh Utara yang dikenal dengan nama PT. Arun NGL

dan 8 train di Bontang yang dikenal dengan nama PT. Badak.

LNG adalah singkatan dari Liquefied Natural Gas. Prinsip utama dari

pencairan ini adalah menurunkan suhu gas dari -30ºC menjadi -157,8ºC yang

disebut dengan proses cryogenic temperature. Tujuan pencairan gas ini adalah

mengecilkan volumenya menjadi 1:630 sehingga dapat meningkatkan efisiensi

pengangkutan maupun penyimpanan.

1.2 Tujuan Pelaksanaan Kerja Praktek

Tujuan dari pelaksanaan Kerja Praktek ini agar penulis dapat mengetahui

dan mengaplikasikan ilmu yang telah diperoleh selama mengikuti perkuliahan di

Jurusan Teknik Kimia Unsyiah yang kemudian dapat diterapkan di dalam

lingkungan pabrik. Selama melaksanaan Kerja Praktek di PT. Arun NGL,

penulis juga diperkenalkan tentang pentingnya safety dan disiplin waktu dalam

melaksanakan tugas, dimana pengalaman tersebut nantinya akan menjadi bekal

berharga bagi penulis dalam menghadapi dunia kerja & dalam kehidupan sehari-

hari.

1.3 Uraian Umum

1.3.1 Sejarah Singkat PT. Arun NGL

Arun, desa kecil di kecamatan Syamtalira yang berlokasi 30 km di sebelah

timur Lhokseumawe, dimana pada tahun 1971 ditemukannya sumur pertama

cadangan gas alam oleh kontraktor bagi hasil PERTAMINA yaitu Mobil Oil

Indonesia Inc. Oleh sebab itu, nama desa kecil ini diabadikan sebagai kilang gas

alam cair yang sudah terkenal di dunia internasional dengan nama “ PT. Arun

NGL”.

M. Nanda Faria/0904103010006/OJT/T&ES/Chemical Engineering Dept. Unsyiah 1


Gambar 1.1 Peta Lokasi Kilang PT. Arun LNG Plant. (Sumber : Google Earth, 2013)

Pada saat itu diperkirakan cadangan gas alam Arun dapat menyuplai 6

train plant LNG selama 20 tahun. Atas kemampuan ini PERTAMINA dan Mobil

Oil Indonesia Inc. mulai mengembangkan program produksi, pencairan,

pengiriman dan penjualan LNG. Maka dari itu direncanakan pembangunan pabrik

kilang LNG yaitu menggunakan sistem perusahaan persero dengan sistem

pembagian saham operasi sebagai berikut :

Pertamina 55%

Mobil Oil Indonesia Inc 30%

Japan Indonesia LNG Company (JILCO) 15%

Tetapi dengan perjanjian semua aset yang dimiliki oleh PT. Arun NGL

merupakan milik PERTAMINA. Kilang LNG Arun meliputi daerah seluas 271

ha, terletak di Blang Lancang Lhokseumawe, yang berjarak 30 km dari ladang gas

Arun di Lhoksukon. Pada saat itu diperkirakan terdapat cadangan gas alam yang

terletak diantara celah-celah batu kapur sebanyak 17 trilyun cuft yang terbentang

pada daerah yang berukuran panjang 18,5 x 5 km2 dan mempunyai kedalaman

2885 m dengan tekanan sebesar 499 kg/cm2 dengan temperatur 177oC. Ladang gas

PT. Arun NGL dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul yang disebut cluster, yang

masing-masing mempunyai luas 6 ha, ditambah dengan fasilitas pengontrol dan



bangunan lainnya yang disebut point A, melalui dua buah train pemisah yang

dipasang di setiap cluster. Hidrokarbon tersebut dapat dipisahkan menjadi

kondensat dan gas yang dialirkan ke sentral pemipaan, baru kemudian dialirkan ke

pabrik pencairan gas alam (kilang Arun). Gas dan kondensat dipisahkan di ladang

Arun, gas dialirkan melalui pipa 42 in sedangkan kondensat dialirkan melalui pipa

20 in.

Gambar 1.2 Kilang PT. Arun LNG (Arun System Course, 1988)

1.3.2 Perkembangan PT. Arun NGL

Kilang Arun yang luasnya 92,5 km2 dibagi menjadi 4 stasiun pengumpul

dengan luas masing-masing sekitar 6 ha, dengan jumlah train pencairan gas alam

sebanyak 6 train dengan produksi 57.000 m3 LNG per hari. Keenam train ini

dibangun secara bertahap. Tahapan pembangunan dan awal beroperasi masing-

masing train dibagi menjadi 3, yaitu :

1. Arun Project I

Proyek ini meliputi pembangunan train 1, 2, dan 3 yang dibangun oleh

kontraktor utama Bechtel Inc. Pembangunannya dimulai awal tahun 1974 dan

selesai akhir tahun 1978. Pengapalan LNG pertama pada proyek ini dilakukan

pada 4 Oktober 1978 dengan tujuan Jepang bagian barat.

2. Arun Project II

Proyek ini merupakan pengembangan dari Arun Project I yang meliputi

pembangunan train 4 dan 5 yang dilakukan oleh kontraktor utama Chiyoda



Chemical Engineering Corp. bekerja sama dengan Mitsubishi Corp. dan PT.

Purna Bina Indonesia. Proyek ini dikonstruksikan awal Februari 1982 dan selesai

pada akhir tahun 1983. Pengapalan perdananya dilakukan pada Desember 1983.

3. Arun Project III

Proyek ini juga pengembangan dari proyek-proyek Arun sebelumnya.

Proyek ini membangun 6 train yang dilakukan oleh kontraktor utama JGC (Japan

Gas Corporation) yang dimulai awal November 1984 dan selesai November

1986. Proyek ini merupakan realisasi kontrak jual dengan Korea Selatan. Pada 21

Oktober 1986 dilakukan pengapalan pertama LNG ke Korea Selatan.

Pada awal beroperasinya kilang Arun hanya memproduksi LNG yang

mengandung komponen dominan metana (CH4) dan sedikit etana (C2H6) serta

fraksi berat lainnya yang dimanfaatkan sebagai media pendingin kilang.

Dihasilkan pula kondensat yang merupakan hasil samping dari pengolahan fraksi

berat pada gas alam yang meliputi proses dalam produksi LNG.

Sebagai langkah perluasan produksi dan pengembangan usaha, PT. Arun

NGL melakukan diversifikasi produk dengan memanfaatkan unsur-unsur propana

(C3H8) dan butana (C4H10) yang mempunyai nilai lebih tinggi dibandingkan

dengan nilai jual kondensat yang merupakan hasil dari penggabungan kedua unsur

tersebut sehingga diharapkan dapat menambah hasil devisa negara disamping

produksi utama. Lalu dilakukan studi dan penelitian terhadap kilang dan

komposisi gas alam agar diversifikasi produk yang dilakukan tidak mengganggu

mutu dan jumlah produksi LNG serta suplai media pendingin untuk kilang.

Dengan hasil penelitian yang positif maka dibuat master plant pembangunan

kilang LPG antara pertamina dengan para konsumen dari Jepang pada 15 Juli

1986.

Pembangunan kilang LPG dimulai pada 24 Februari 1987 berdasarkan

kontrak yang telah disepakati Pertamina dengan JGC sebagai kontraktor utama

dibawah supervisi PLLP (Pertamina LNG-LPG project) dan pembangunannya

tetap berdampingan dengan kilang LNG yang sudah ada, dimana pembangunan

dilakukan dalam tiga (3) tahap. Pembangunan tahap pertama dimulai akhir

Februari 1987 dan selesai pada Maret 1988. Tahap kedua selesai pada Oktober



1988 dan tahap ketiga selesai pada Desember 1988. Pengapalan pertama produk

LPG (Liquefied Petroleum Gas) dilakukan pada 2 Agustus 1988 ke negara tujuan

Jepang. Namun sejak 1999, PT. Arun NGL tidak lagi memproduksi LPG,

disebabkan karena jumlah cadangan gas alam yang semakin menurun. Sebagai

upaya mempertahankan produksi maka diupayakan pencairan sumber gas baru

seperti North Sumatera Offshore (NSO).

1.3.3 Sejarah Singkat Berdirinya NSO Plant

Pada tahun 1972 ditemukan salah satu sumber gas alam lepas pantai di

ladang NSO yang terletak di Selat Malaka ±107,6 km (68 mil) dari lokasi kilang

PT. Arun Blang Lancang. Ladang gas alam NSO yang luasnya 27.500 ha ini

berada pada kedalaman laut ±350 ft (106,68 m).

Selanjutnya pada tahun 1998 dilakukan pembangunan proyek NSO “A”

yang meliputi unit pengolahan gas guna memenuhi spesifikasi bahan baku yang

sesuai dengan persyaratan proses pencairan gas alam yang sudah ada di kilang

Arun. Fasilitas ini dibangun untuk mengolah 450 MMSCFD (Mega Million

Standard Cubic Feet Per Day) gas alam dari platform offshore sebagai tambahan

bahan baku gas alam dari ladang Arun di Lhoksukon yang semakin berkurang.

Hal ini dilakukan mengingat komposisi gas alam dari NSO mengandung kadar

CO2 dan H2S yang sangat tinggi masing-masing sekitar 33% CO2 dan 1,5% H2S.

Mengingat kadar H2S yang sangat tinggi dalam gas umpan dari ladang NSO maka

perlu digunakan teknologi terbaik yang tersedia saat ini dan biasa disebut Best

Available Control Teknologi (BACT) agar tidak menimbulkan pencemaran.

1.3.4 Orientasi LNG Plant site

Masing-masing train pencairan gas alam tersebut mengelola 282

MMSCFD gas untuk menghasilkan 9.500 m3/hari LNG pada 100% kapasitas

desain. Namun demikian dengan beberapa modifikasi dari jalur Plant site dan

Plant test, maka masing-masing train mampu beroperasi dan menghasilkan rata-

rata pada kapasitas 115% – 117%. Kilang LNG Arun, yang dilengkapi dengan dua

buah dermaga pemuatan LNG untuk kapasitas kapal 95.000 DWT (Death Weight

Ton) kapal LNG, serta dibuat dengan kedalaman 14 meter yang diukur pada saat



air surut agar dapat dimasuki oleh kapal-kapal baik LNG ataupun LPG, sedangkan

untuk kondensat dilengkapi dengan dua buah sarana pemuatan yaitu dengan:

1. Single Point Mooring (SPM) untuk kapasitas kapal 40.000 – 280.000 DWT.

2. Multi Buoy Mooring (MBM) untuk kapasitas kapal 30.000 – 100.000 DWT.

LNG yang dihasilkan oleh PT. Arun NGL sampai saat ini diekspor ke

Korea Selatan dan Jepang. Di negara konsumen tersebut LNG diubah menjadi gas

dengan sistem pemanasan air laut yang kemudian digunakan untuk bahan bakar

industri-industri berat dan untuk keperluan rumah tangga. Keuntungan atau

kelebihan daripada gas ini adalah karena sifatnya yang hampir tidak menimbulkan

polusi udara, tidak beracun, aman dan beratnya lebih ringan dari udara, serta

mempunyai nilai bakar yang tinggi.

Sejak dioperasikannya kilang gas alam PT. Arun NGL pada 1977, produk

utama yang dihasilkan adalah gas alam cair (LNG) yang mengandung unsur-unsur

hidrokarbon yaitu CH4 (metana), C2H6 (etana), C3H8 (propana) dan sedikit C4H10

(butana). Sedangkan unsur-unsur yang lebih berat C5+ diproduksi menjadi

kondensat (Arun System Course, 1988).

Jumlah LNG yang di produksi saat ini adalah 5.000 m3 /hari. Sejak awal

tahun 2001, train 1 tidak beroperasi lagi, pada tahun 2003 train 2 tidak beroperasi

lagi, dan pada tahun 2006 train 6 juga tidak beroperasi lagi.

1.4 Struktur Organisasi PT. Arun NGL

PT. Arun NGL pada saat ini masih dalam proses perubahan yakni proses

restrukturisasi organisasi melalui Work Process Re-engineering. Pada saat ini

program perubahan itu memasuki fase pemeliharaan dan pemantapan.

Pelaksanaan perubahan terhadap organisasi yang lama melibatkan pihak-pihak

yang terkait seperti Cambridge Management Consulting, konsultan yang ditunjuk

PT. Arun NGL Change Management Team, anggota manajemen PT. Arun NGL

(Manager and Section Head), Task Force. Sebelum organisasi baru

dikembangkan mereka menetapkan prinsip-prinsip pengembangan organisasi

baru. Pengembangan organisasi baru tersebut bertujuan untuk penyederhanaan

proses kerja.



Pimpinan tertinggi organisasi PT. Arun adalah President Director (PD)

yang berkantor di Jakarta. Sedangkan PT. Arun NGL Plant site dipimpin oleh

Vice President Director (VPD). VPD PT. Arun NGL melapor kepada PD. VPD

PT. Arun NGL membawahi tiga divisi dan tiga seksi, yaitu :

1. Production Division.

2. Plant Support Division.

3. Service and Development Division.

4. Public Relation Section

5. Finance and Accounting Section

6. General Audit Section

Gambar 1.3 Struktur Organisasi PT. ARUN NGL Lhokseumawe. (Sumber: Production Division Administration)

1.4.1 Production Division

Tugas utama Divisi Production adalah untuk mengelola gas alam menjadi

gas alam cair (LNG), merencanakan produk LNG dan kondensat, menyimpan



LNG dan kondensat, mengapalkan ke tujuan serta mencegah terjadinya kerugian

perusahaan. Divisi ini membawahi lima seksi, yaitu :

1. Seksi Operation Shift

2. Seksi LNG

3. Seksi NSO

4. Seksi FSHE (Fire and Safety Health Environmental)

5. Seksi Off Plot & Marine

1.4.2 Plant Support Division

Divisi ini bertanggung jawab melakukan pemeliharaan sarana dan

prasarana kerja yang terkait dengan pemrosesan gas alam cair (LNG) dan

kehidupan keluarga diperumahan perusahaan. Divisi ini membawahi :

1. Staff Engineer

2. Seksi Supply Chain

3. Seksi Maintenance Planning & Construction

4. Seksi Plant Area Maintenance

5. Seksi Technical and Engineering Services

1.4.3 Service and Development Division

Divisi ini mengemban tugas utama untuk memberikan pelayanan dalam

bidang kepegawaian, fasilitas, sarana dan prasarana kerja. Divisi ini bertugas

mendukung pelaksanaan tugas divisi lain dengan menyediakan sumber daya yang

diperlukan. Divisi ini membawahi :

1. Seksi HRD (Human Resources Development)

2. Seksi Strategic Planning & Asset Optimization

3. Seksi Legal Fac. Service & Security

4. Yayasan Kesehatan arun

5. Yayasan Pendidikan Arun

1.4.4 Public Relation Section

Seksi ini bertugas menangani hal-hal yang berhubungan dengan

kepentingan masyarakat, seksi ini berkomunikasi dengan kebijakan dan kegiatan



PT. Arun NGL kepada masyarakat melalui media cetak dan elektronik. Seksi ini

juga menangani tamu-tamu perusahaan yang berkunjung ke PT. Arun NGL.

1.4.5 Finance and Accounting Section

Seksi ini bertugas menangani administrasi keuangan perusahaan seperti

membayar invoce, gaji pegawai, bonus serta tunjangan-tunjangan. Seksi ini juga

menangani pembayar pajak perusahaan pegawai. Pajak pegawai dipotong

langsung dari gaji bulanan, seksi ini juga membuat laporan keuangan setiap bulan

dan pada akhir tahun.

1.4.6 Continous Improvement Team (CIT) Group

Group ini pada mulanya sebagai sarana koordinasi dalam membentuk re-

engineering permasalahan yang ditujukan untuk mengevaluasi sejauh mana

organisasi telah berjalan atau harus dilakukan perubahan sesuai dengan koordinasi

permasalahan. Group ini juga mengevaluasi peraturan perusahaan yang dirasa

perlu disesuaikan kembali dengan kondisi yang ada karena beberapa peraturan

lama yang dimasukkan sudah tidak diperlukan lagi akibat dihapuskannya

beberapa kebijakan di organisasi PT. Arun NGL.

1.4.7 General Audit Section

Secara struktur organisasi General Audit di bawah President Director,

tetapi karena General Audit berkantor di Plant Site maka secara pelaporan dan

pengawasan tetap dibawah VPD (Vice President Director). Seksi ini bertugasnya

memeriksa aliran keuangan dan kewajaran dalam pemakaian setiap aset atau harta

benda milik perusahaan yang dipakai untuk keperluan administrasi di kantor PT.

Arun NGL.



BAB II

URAIAN PROSES

2.1 Liquefied Natural Gas (LNG) dan Kondensat

Pada awalnya, pemakaian gas alam sebagai sumber energi masih belum

mendapat perhatian karena kesulitan dalam pengangkutan dan penyimpanan.

Disamping itu gas alam yang dihasilkan juga sulit untuk diangkut ke tempat-

tempat terpencil dan jauh, tapi seiring dengan kemajuan teknologi, kendala

tersebut dapat diatasi dengan proses liquefaction dan LNG shipping. Beberapa

kelebihan yang dimiliki oleh LNG adalah:

- Sifatnya yang hampir tidak mengakibatkan polusi udara

- Tidak beracun

- Aman

- Lebih ringan dari udara

- Mempunyai nilai bakar tinggi

Batasan komposisi dari LNG didominasi oleh CH4 (metana) dan sedikit

C2H6 (etana) dan C3H8 (propana). Adapun komposisi feed gas yang akan diproses

menjadi LNG dapat dilihat pada Tabel 2.1.

Tabel 2.1 Komposisi Feed Gas

KomposisiFeed Gas To Train (%

Mol)Feed Gas To Plant (%

Mol)N2 0.372 0.335C1 71.279 71.378CO2 20.108 20.276C2 4.697 4.629C3 1.741 1.711i - C4H10 0.458 0.455n - C4H10 0.548 0.541i – C5H12 0.276 0.272n – C5H12 0.168 0.165nC6

+ 0.353 0.238Total 100.0 100.0

Sumber: Production Division Laboratory, PT. Arun NGL (4 April 2013)



Di samping LNG, PT. Arun NGL juga menghasilkan kondensat sebagai

produk samping yang merupakan fraksi-fraksi hidrokarbon berat yang terikut

bersama-sama gas alam dari sumber ladang gas Arun. Kondensat yang diproduksi

harus mempunyai persyaratan dan spesifikasi yang telah ditentukan yaitu

mempunyai RVP (Rate Vapor Pressure) maksimum 13 psi pada temperatur 100ºC

dengan specific gravity 0,760 (54ºAPI).

Produk kondensat umumnya diekspor ke negara-negara seperti Jepang,

Singapura, Amerika, Australia, Perancis dan Selandia Baru. Di negara-negara

tersebut, kondensat digunakan sebagai bahan baku industri petrokimia yang

berguna sebagai penghasil polimer, plastik, pelarut dan sebagainya atau dapat juga

diolah kembali pada kilang minyak untuk dijadikan bahan bakar minyak.

2.2 Proses LNG

PT. Arun NGL mengolah gas alam dari lapangan Exxon Mobil, yang

berasal dari dua lapangan gas alam yang berlokasi Onshore serta Offshore.

Lapangan onshore disebut dengan Arun Field berlokasi di Lhoksukon ±30 km

dari pabrik LNG. Lapangan gas Offshore dinamakan anjungan NSO (North

Sumatra Offshore) yang berlokasi sekitar 107,6 km dari kilang PT. Arun NGL.

Umpan gas alam dan un-stabilized kondensat dikirim ke kilang Arun

melalui sistem pemipaan terpisah. Jalur pipa 42 inci membawa umpan gas alam

dan jalur pipa 20 inci membawa umpan un-stabilized kondensat. Feed gas alam

mengalir ke drum pemisah atau disebut dengan “first stage flash drum” dengan

tekanan 43 kg/cm2 dan temperatur 43ºC. First stage flash drum ini berfungsi

untuk memisahkan gas dan kondensat. Hidrokarbon ringan (gas) selanjutnya

dialirkan ke proses II unit pemurnian gas (gas treating unit), dimana gas-gas

pengotor seperti Merkuri (Hg), Karbondioksida (CO2), dan Hidrogen Sulfida

(H2S) akan dipisahkan dari umpan gas.

Gas alam yang sudah bersih dari pengotor selanjutnya mengalir ke unit

pencairan gas, pendinginan awal dengan pendingin propana di scrub tower untuk

memisahkan gas, dimana akan terjadi proses dehidrasi untuk memisahkan uap air

dari umpan hidrokarbon berat dari gas. Kemudian gas alam dicairkan pada alat



pendingin campuran atau disebut “Multi Component Refrigerant” (MCR). LNG

selanjutnya dipompa ke tangki penyimpanan dan siap untuk dikapalkan.

Sementara hidrokarbon berat (kondensat) yang terdapat dibagian bawah

drum pemisah bergabung dengan condensate feed dari Point-A dan condensate

yang datang dari NSO, selanjutnya dikirim ke unit 20B (tidak melewati first stage

flash drum D-2001 A/B/C/D) untuk proses penstabilan dan pengumpulan

kondensat atau disebut dengan “second stage flash drum” untuk pengolahan lebih

lanjut.

Berdasarkan hasil studi secara kontinyu yang dilakukan oleh Technical

Engineer dan Operation, ketika condensate feed masuk ke unit 20B sudah ada

indikasi penurunan secara bertahap, maka Technical mulai mengantisipasinya,

dimana tindakan yang diambil adalah diatur kembali ke kondisi operasi, terutama

flow, pressure dan temperature yang disesuaikan dengan condensate feed yang

tersedia, dengan cara melakukan modifikasi dan meng-off-line sebagian

equipment dan piping system yang tidak diperlukan lagi.

Pada saat proyek ReBOG dikerjakan, sistem yang dimatikan adalah

booster compressor KM-2501, Condensate Stabilizer Column serta mengalihkan

aliran yang masuk ke D-2002 A/B dari aliran paralel ke aliran seri. Setelah

dilakukan modifikasi dan isolating system secara bertahap, equipment yang masih

difungsikan sampai sekarang adalah D-2002 A/B system (D-2002 A online sedang

D-2002 B stand-by), fin fan dan line-nya, coolers E-2003/E-2007 system.

Kondensat dari first stage flash drum masuk ke second stage flash drum

melalui bagian puncak. Proses pemisahan disini sama prinsipnya dengan first

stage flash drum, hanya tekanan operasinya yang berbeda. Gas yang dipisahkan

dari kondensat keluar dari puncak second stage flash drum mengalir melalui pipa

8 in, dan dikirim ke Unit 75. Sedangkan kondensat keluar dari bagian dasar drum

dan dialirkan ke Condensate Rundown Tank F-2101. Debutanizer bottom produck

(condensate feed) dari unit 52 dengan flow rate rata-rata 3.800 bbls/d, tekanan

±7,5 kg/cm2 dan suhu 32,9ºC dialirkan ke inlet E-2003AB/E-2007AB dan

bergabung dengan aliran kondensat yang mengalir dari Condensate Rundown



Tank, selanjutnya dialirkan ke tangki penyimpanan dan siap dikapalkan.

Sedangkan gas dari first stage flash drum menuju proses II untuk pemurnian gas.

2.3 Stasiun Pengumpul (Cluster)

Di ladang gas alam, diinjeksikan gas ke dalam reservoir dengan tekanan 499

kg/cm2, sedangkan tekanan sebelum sampai Christmas Tree turun menjadi 254

kg/cm2 pada temperatur 132ºC. Pada kondisi ini gas dialirkan ke fin fan gas

didinginkan sehingga temperatur menjadi 54ºC. Dari fin fan gas mengalir ke tube

heat exchanger untuk memanaskan gas ke luar dari drum pemisah tingkat pertama

dan sekaligus untuk mendinginkan gas hingga temperatur 48ºC dengan tekanan

tetap 141 kg/cm2. Selanjutnya gas mengalir melalui sebuah press control valve

untuk mengatur tekanan di dalam separator.

Di control valve tekanan dan temperatur turun kembali menjadi 83 kg/cm2

dan 25oC. Pada kondisi ini, fraksi berat akan mencapai titik embun sedangkan

fraksi ringan tetap berupa gas. Dengan demikian terjadi pemisahan antara gas dan

kondensat. Gas ini akan mengalir dari puncak drum pemisah tingkat pertama

menuju gas to gas exchanger agar mencapai suhu 47ºC dan dialirkan ke pipe line

control dengan memakai pipa 30 in. Sedangkan kondensat turun ke tingkat dua

dan dihisap oleh pompa sentrifugal 8 tingkat untuk menaikkan tekanan menjadi

94 kg/cm2, lalu dialirkan ke pipe line control dengan pipa 12 in. Pipe line control

berfungsi untuk menerima produksi dari tiap cluster dan mengalirkan ke point B.

2.4 Proses I

Secara umum tugas dari proses I ini adalah sebagai berikut :

1. Menerima gas dan kondensat dari point A Lhoksukon dan gas alam dari

ladang NSO.

2. Menjaga kestabilan penyediaan gas ke proses selanjutnya untuk bahan

pembuatan LNG.

3. Mensuplai gas ke PT. PIM.

4. Menyiapkan bahan-bahan untuk Multi Component Refrigerant (MCR).



Pada proses ini meliputi unit 17 (unit perpipaan gas), unit 18 (unit

perpipaan kondensat), unit 19 (unit perpipaan gas untuk suplai ke pabrik PIM),

unit 20A (inlet facilities), unit 20B (unit penstabilan kondensat), unit 25 (unit feed

booster compressor), dan unit fraksinasi.

2.4.1 Sistem Fasilitas Masukan (Inlet Facilities)

Fasilitas masukan menerima gas dan kondensat mentah dari ladang gas,

mengalirkan gas mentah untuk industri pupuk (unit 19) dan melakukan pemisahan

awal gas dan kondensat untuk proses lebih lanjut. Gas dan kondensat dialirkan

dari point A ke point B melalui dua pipa paralel, yaitu unit 17 dan unit 18.

Unit 17 adalah pipa gas alam 42 in. yang membawa gas umpan dari ladang

Arun ke kilang LNG. Unit 17 juga termasuk sistem penerima pig scraper. Secara

periodik, pig mekanis digunakan untuk menggarut saluran pipa dari point A ke

point B. Alat ini mengangkat sisa-sisa peninggalan atau cairan yang berkumpul di

bagian yang rendah di sepanjang pipa yang dapat menahan aliran dalam saluran

pipa. Pembersihan saluran pipa dengan menggunakan pig scrapper ini dilakukan

tiap bulan sebanyak 1-2 kali.

Unit 18 adalah saluran pipa 20 in yang membawa umpan kondensat tidak

stabil dari point A ke point B. Saluran pipa kondensat paralel dengan saluran pipa

gas dan sebagaimana unit 17, mempunyai sistem penerima pig scraper.

Unit 19 terdiri dari saluran pipa gas yang membawa gas dari point A ke

pabrik pupuk dan sebuah bejana yang memisahkan segala cairan dari umpan gas.

Umpan gas dan umpan kondensat dikombinasikan tepat sebelum memasuki 4 inlet

pemisah gas dalam unit 20A yang dikenal sebagai “first stage flash drums”. Di

dalam pemisah, campuran antara umpan gas dan cairan kondensat yang

memisahkan dalam sekejap hidrokarbon ringan dan berat ke dalam uap sebagai

produk atas dan cairan kondensat sebagai produk bawah.

2.4.2 Sistem penstabilan kondensat (Condensate recovery)

Umpan kondensat tidak stabil dari unit 20A mengalir ke unit 20B ke

dalam second stage flash drums. Kondensat diizinkan untuk sekali lagi dipisahkan

dalam tekanan rendah. Uap produk atas ini dialirkan ke unit 75 (sistem bahan



bakar gas) melalui pipa 8 in., tekanannya di kontrol oleh pressure control system

PT/PIC/PV-2014 yang di set pada 4,5 kg/cm2, tekanan vapor ini juga

dimanfaatkan untuk mengaliri kondensat dan menjaga kestabilan tekanan di

dalam drum.

Selanjutnya kondensat dialirkan ke Condensate Rundown Tank F-2101.

Debutanizer bottom product (condensate feed) dari unit 52 dengan flow rate rata-

rata 3.800 bbls/d, tekanan ±7,5 kg/cm2 dan suhu 32,9ºC dialirkan ke inlet E-

2003AB/E-2007AB dan bergabung dengan aliran kondensat yang mengalir dari

Condensate Rundown Tank, selanjutnya dialirkan ke tangki penyimpanan dan siap

dikapalkan.

Kondensat yang diproduksi di Unit 20B harus memenuhi

persyaratan/spesifikasi yang ditentukan, yaitu mempunyai RVP (Reid Vapor

Pressure) maximum 13 Psia pada suhu 100ºF (37,8ºC) dengan SG ±0,75 (57

ºAPI).

2.4.3 Sistem Fraksinasi (Persiapan Refrigerant)

Fungsi unit 51 dan 52 adalah sama, jadi dapat digambarkan dengan

menjelaskan salah satu unit saja. Saat ini unit 52 dalam operasional sedang unit 52

stand-by. Sistem persiapan refrigerant (unit 5X) menggunakan tiga kolom

fraksinasi dan sistem refrigerasi propana untuk menghasilkan sejumlah produk.

Unit 5X menerima umpan dari produk bawah scrub tower. Dalam pengolahan gas

menjadi LNG diperlukan suatu komponen yang disebut MCR yang terdiri dari

Nitrogen 2,0%, Metana 40,1%, Etana 47,0%, Propana 10,9%.

Unit 52 berfungsi untuk memisahkan bahan-bahan yang didapat dari

produk bawah scrub tower unit 4X dan ditambah dengan fraksi hidrokarbon berat

yang berasal dari bottom deethanizer unit 5U LPG menjadi komponen-komponen

etana, propana, butana, dan fraksi yang lebih berat berdasarkan perbedaan titik

didihnya.

Unit 52 yang biasa disebut “Refrigerant Preparation Unit” mempunyai

tugas sebagai berikut :



- Menfraksinasikan hidrokarbon liquid untuk mendapatkan komponen (fraksi-

fraksi) yang diinginkan.

- Menyediakan media pendingin untuk MCR make-up yang akan digunakan di

train, seperti etana dan propana.

- Mengirim kembali excess atau kelebihan ethana, propana untuk re-injection ke

Main Heat Exchanger E-4X18 di tiap train (saat ini hanya train 5) dimana

pengirimannya dialirkan setelah didinginkan terlebih dahulu.

- Mengirim butane liquid sebagai butane recycle ke unit 4X (D-4X11) untuk

menjaga suhu di puncak scrub tower di setiap train, disamping itu diperlukan

untuk menjaga nilai BTU dalam LNG.

- Mengalirkan bottom product debuthanizer ke unit 20B setelah melalui fase

pendinginan.

- Menyiapkan propane liquid dan mengirim ke propane Spherical Tank D-

6201, yang digunakan untuk MCR make-up dan propane make-up di unit 4X.

- Mengirim fraksi ringan (metana) ke HP fuel Gas line unit 75.

Sistem deethanizer digunakan untuk mengekstrak dan memproduksi etana.

Etana overhead dari kolom deetanizer digunakan untuk reflux kolom deetanizer,

umpan atau reinjeksi ke Main Heat Exchanger (MHE) dan untuk MCR make up.

Produk bawah deetanizer diumpankan ke kolom depropanizer. Sistem

depropanizer digunakan untuk mengekstrak dan memproduksi propana. Propana

overhead dari kolom depropanizer digunakan untuk refluks kolom depropanizer,

refrigerant make up dan reinjeksi propana ke MHE. Produk bawah depropanizer

digunakan sebagai umpan untuk debutanizer. Sistem debutanizer digunakan

untuk mengekstrak dan memproduksi butana, butana overhead dari kolom

debutanizer digunakan untuk injeksi pada kondensat stabil dan reinjeksi ke MHE.

Produk bawah debutanizer menjadi bagian dari produk kondensat yang

distabilkan.



2.5 Proses II dan Proses III

Proses II dan proses III meliputi sistem pemurnian gas (gas treating

system) dan sistem pencairan (liquefaction). Diagram alir proses pencairan gas

alam dapat dilihat pada Lampiran B.

2.5.1 Sistem Pemurnian Gas (Gas Treating System)

Unit 30 ini berfungsi untuk memisahkan impurities (CO2, H2S, Hg dan

hidrokarbon berat) dari dalam feed gas. Merkuri diadsorpsi oleh karbon aktif yang

diperkaya dengan sulfur dan membentuk HgS dalam carbon bed adsorber

(mercury adsorber). CO2 dan H2S dihilangkan dengan proses absorbsi pada

carbonate absorber dan dilanjutkan dengan DEA absorber (sistem ini dikenal

dengan nama Benfield High Pure System).

Gambar 2.1 Tahapan Proses Pemurnian Gas Alam di Kilang PT.Arun

2.5.1.1 Knock Out drum

Proses ini adalah proses untuk memisahkan cairan hidrokarbon dan air dari

dalam gas. Cairan hidrokarbon berat diperoleh akibat penurunan tekanan gas

melalui sebuah kerangan penurunan tekanan dan memasuki feed gas knock out

drum. Hidrokarbon dan air yang terkondensasi dari gas terkumpul di bagian

bawah dan dikembalikan ke second stage flash drum di condensate recovery unit.

Gas akan melewati demister keluar dari atas knock out drum, bila ada

butiran-butiran cairan hidrokarbon yang terikut di dalam gas, maka butiran-



butiran tersebut akan tersangkut pada demister dan kemudian jatuh ke bagian

bawah drum. Selanjutnya gas dipanaskan dengan larutan karbonat di dalam feed

gas/lean carbonate exchanger (E-3X01 B) dengan tujuan untuk menguapkan

hidrokarbon berat yang masih tersisa di dalam gas sebelum memasuki mercury

removal.

2.5.1.2 Carbon bed adsorber

Gas yang dipanaskan melalui dua buah carbon bed adsorber bertujuan

untuk menghilangkan kandungan merkuri (Hg). Merkuri dalam jumlah kecil

bereaksi dengan sulfur dan membentuk merkuri sulfida yang diadsorbsi ke karbon

aktif. Merkuri dipisahkan untuk menghilangkan kemungkinan terjadinya korosi

dalam tubing dan pipa-pipa aluminium dan diharapkan usia dari setiap karbon

aktif tersebut sekitar lima tahun.

Gas pada kondisi seperti ini sudah relatif bebas dari hidrokarbon cair.

Cairan mengalir melalui lean carbonate exchanger dan telah dipanaskan

sebelumnya dari 33ºC ke 70ºC oleh larutan lean carbonate. Panas tersebut

dilewatkan melalui tube exchanger. Temperatur yang terlalu tinggi dapat

menyebabkan kehilangan sulfur pada mercury adsorber. Gas yang telah

dipanaskan sebelumnya meninggalkan exchanger melalui dua outlet 20 in sejenis

sebelum menyatu menjadi sebuah saluran 20 in tunggal. Saluran ini saling

berhubungan ke saluran outlet mercury adsorber. Gas memasuki adsorber melalui

top mainway dan menuju gas distributor, gas yang mengalir ke bawah bed

bertemu dengan karbon aktif yang diperkaya dengan sulfur. Merkuri yang

terdapat di dalam gas umpan akan terserap oleh karbon aktif dengan sulfur.

Hg + S HgS ........................................... (2.1)

Setelah melewati bawah bed, gas meninggalkan adsorber melalui sebuah

gauge strainer besar ke dalam pipa outlet utama 20 in.

Dalam penyerapan ini, activated carbon akan mengalami masa jenuh dimana

tidak mampu lagi menyerap komponen-komponen merkuri. Apabila activated

carbon ini jenuh harus diganti dengan yang baru biasanya 5 tahun.



2.5.1.3 Penyerapan CO2 dan H2S (Carbonat Absorber)

Setelah meninggalkan carbon bed adsorber, gas dipanaskan lebih lanjut

pada second feed carbonate exchanger. Gas yang telah dipanaskan kemudian

masuk ke bagian bawah carbonate absorber. Sistem distribusi pada inlet

mengarahkan gas ke arah atas melalui absorber. Gas bersentuhan dengan aliran

kalium karbonat (K2CO3) yang turun ke bawah. Dalam kondisi ini karbondioksida

(CO2) di dalam gas berkurang sampai dibawah 1% dan hidrogen sulfida (H2S)

diharapkan bisa terserap hingga 100% oleh larutan karbonat yang dicampur

sedikit diethanol amine (DEA), kemudian gas didinginkan di dalam fin-fan cooler

sebelum memasuki DEA absorber.

Gas dengan temperatur 107ºC dan tekanan 50,2 kg/cm2 masuk ke

carbonate absorber. Sebelumnya, saluran 20” tersebut dipencar menjadi dua

saluran 14 in, hal ini untuk membantu distribusi gas internal. Gas lewat ke atas

melalui absorber dan bersentuhan dengan dua arus aliran larutan karbonat yang

mengalir turun ke bawah, ketika meninggalkan lower bed naik melalui sebuah

upper bed. Selanjutnya gas menuju ke atas melalui dua liquid distribution trays.

Hal ini untuk mencegah carry over larutan dengan gas, sehingga gas pada kondisi

ini telah melepaskan sebagian besar CO2 melalui sebuah demister dan

meninggalkan puncak absorber. Tekanan gas ketika meninggalkan absorber

adalah sekitar 49,8 kg/cm2 dan temperatur 90ºC.

Fungsi dari carbonate absorber adalah untuk memisahkan CO2 dan H2S

yang terdapat di dalam gas umpan yang dapat mengganggu atau merusak

peralatan-peralatan pabrik. Gas CO2 akan membeku pada temperatur yang sangat

rendah sehingga menyebabkan pemampatan pada pipa-pipa atau tube-tube yang

terdapat pada alat pencairan gas alam. Sedangkan H2S merupakan gas racun yang

sangat korosif terhadap peralatan-peralatan yang ada pada pabrik. Oleh karena itu,

kedua komponen ini harus dihilangkan dari dalam gas umpan.

2.5.1.4 Sirkulasi Cairan Karbonat

Larutan lean carbonate yang bebas CO2 dan H2S dipompakan dari pump

carbonate regenerator oleh dua set pompa yang dipasang secara seri pada



carbonate absorber. Larutan karbonat dari pompa-pompa tekanan tinggi dibagi ke

dalam dua arus aliran yaitu 75% dari aliran total memasuki bagian bawah

absorber dan selebihnya 25% didinginkan terhadap feed gas yang masuk ke dalam

feed/lean carbonate exchanger sebelum memasuki bagian atas absorber,

tujuannya untuk memperbaiki penyerapan CO2 lebih lanjut.

Larutan karbonat kemudian turun ke bagian bawah absorber dan

bersentuhan dengan gas yang mengalir ke bagian atas. CO2 dan sedikit H2S

diserap oleh larutan karbonat, dimana terjadi reaksi eksotermis (menghasilkan

panas) dan merubah larutan kalium karbonat menjadi larutan kalium bikarbonat.

Reaksi penyerapan CO2 adalah sebagai berikut :CO2 + H2O + K2 CO3 ⇔ 2 KHCO3 ........................... (2.2)Karbon air Potasium potasium dioksida karbonat bikarbonat

Reaksi penyerapan H2S adalah sebagai berikut :H2 S + K 2 CO3 ⇔ KHS + KHCO 3 ............................ (2.3)Hidrogen potasium potasium potasiumSulfida karbonat bisulfida bikarbonat

Larutan rich carbonate kemudian mengalir dari bagian bawah absorber

melalui level and let-down control valve ke bagian atas carbonate regenerator.

Gas-gas yang bersifat asam dan uap air dari puncak regenerator didinginkan

didalam regenerator overheat accumulator dan cairannya dipompakan kembali ke

regenerator sebagai refluks (sebagian dari cairan juga dipompakan ke DEA

regenerator sebagai wash tower), kemudian kelebihan air dialirkan ke saluran

buangan oily water.

Larutan karbonat yang mengalir turun pada kolom melewati tiga packing

bed yang berisi stainless steel pall rings, kemudian dilewatkan secara gravitasi

melalui sebuah chimney tray draw off ke carbonate regenerator. Pengisian

pertama larutan karbonat dengan tambahan DEA dan kalium bikarbonat dibuat di

dalam sebuah pump dan telah diaduk sebelum ditambahkan ke dalam sistem.

Penambahan ini berfungsi untuk menggantikan kehilangan larutan karbonat pada

saat diregenerasi dari CO2 dalam kolom carbonate regenerator.



2.5.1.5 Pembersihan dengan DEA

Aliran gas yang masuk dari bagian atas carbonate absorber, setelah

didinginkan di dalam fin-fan cooler memasuki bagian bawah DEA absorber. Gas

didistribusikan ke atas melalui sebuah demister pad, setelah itu melalui sebuah

chimney tray, lalu ke bagian utama kolom. Gas dikontakkan dengan larutan lean

DEA yang mengalir turun melalui absorber. Dengan proses pembersihan dan

penyerapan ini, kandungan CO2 dalam aliran gas diharapkan berkurang sampai 50

ppm. Gas yang telah dibersihkan melalui sebuah demister akan keluar melalui

puncak absorber yang melewati fin-fan cooler untuk didinginkan sebelum

memasuki treated gas wash tower. Fungsi dari sistem ini adalah untuk menyerap

CO2dan H2S yang masih tersisa di dalam gas umpan.

Proses absorbsi pada DEA sistem adalah proses penyerapan CO2 dan H2S

dengan memakai dua bed pall ring sebagai media kontak. Reaksi yang terjadi

adalah :

Pada H2S :

a. 2R2NH + H2S (R2NH2)2S ................................ (2.4) Lean DEA Hidrogen sulfida Unsaturated rich DEA

b. (R2NH2)2S + H2S 2R2NH2HS ................................ (2.5) Unsaturated Hidrogen Sulfida rich DEA rich DEA

Pada CO2 :

a. 2R2NH + H2O + CO2 (R2NH2)2CO3

Lean DEAUnsaturated air karbon dioksida rich DEA

………………. (2.6)

b. (R2NH2)2 CO3 + H2O + CO2 2R2NH2HCO3

unsaturated rich DEA air karbon dioksida rich DEA

……………. (2.7)

Reaksi ini dapat dicapai pada tekanan tinggi dengan temperatur rendah.

Batas maksimum CO2 dan H2S yang diizinkan di dalam gas umpan yang keluar

dari DEA Absorber masing-masing 40 ppm dan 3 ppm. Gas yang telah



dibersihkan melalui sebuah demister akan keluar melalui puncak absorber yang

melewati fin-fan cooler untuk didinginkan sebelum memasuki treated gas wash

tower.

2.5.1.6 Sirkulasi Cairan DEA

Cairan lean DEA keluar dari bagian bawah regenerator DEA melalui

sebuah vortex breaker. Cairan lewat secara gravitasi melalui tiga lean/rich DEA

exchanger sebelum memasuki Suction pompa lean DEA. Temperatur fin-fan

cooler dikontrol melalui sebuah lean DEA cooler ke dalam puncak absorber.

Maksud dari pengontrolan temperatur ini adalah untuk mendapatkan penyerapan

yang terbaik di dalam DEA absorber. Air dan hidrokarbon yang terkumpul pada

bagian bawah absorber ditunjukkan oleh level glases, air yang sedang dipisahkan

diatur dengan level control, sedangkan hidrokarbon keluar secara manual ke

second stage flash drum di condensate recovery unit. CO2 dan H2S yang terserap

dilepaskan dari larutan rich DEA ketika larutan itu melalui kolom. Sedangkan

larutan rich DEA yang keluar melalui bottom regenerator melalui sebuah

chimney tray ke dalam steam reboiler. Di dalam reboiler, DEA mengalir melewati

sebuah internal weir. Internal weir ini berfungsi untuk menjaga level cairan tetap

diatas tube bundle. Larutan DEA kemudian mengalir ke bagian DEA regenerator

dan siap untuk disirkulasikan kembali.

2.5.1.7 Treated Gas Wash Tower

Gas yang telah diolah dari DEA absorber memasuki wash tower di bagian

atas. Tower tersebut berfungsi sebagai pembersih untuk memisahkan hidrokarbon

yang terkondensasi setelah pendinginan. Fungsi membersihkan tower yaitu untuk

memisahkan adanya DEA yang terbawa dalam aliran gas.

Cairan dalam wash tower mengalami pemisahan dengan lapisan air bagian

bawah dan lapisan hidrokarbon bagian atas, setelah itu gas tersebut melewati dua

bubble cap trays dan sebuah demister sebelum meninggalkan wash tower dan

mengalir ke unit 40. Larutan rich DEA yang mengalir ke bawah DEA absorber

terkumpul di chimney tray kemudian dikirim ke DEA regenerator untuk

diregenerasi.



Pada proses regenerasi terjadi proses pemisahan CO2 dan H2S dari larutan

rich DEA menurut reaksi :

Pada H2S :

a. 2R2NH2S (R2NH2)2S + H2S ........................................ (2.8)rich DEA Unsaturated Hidrogen

rich DEA Sulfida

b. (R2NH2)2S 2R2NH + H2S ....................................... (2.9)

Unsaturated Lean DEA Hidrogen rich DEA Sulfida

Pada CO2 :

a. 2R2NH2HCO3 (R2NH2)2CO3 + H2O + CO2

rich DEA unsaturated rich DEA air karbon dioksida

..................... (2.10)

b. (R2NH2)2 CO3 2R2NH + H2O + CO2

unsaturated rich DEA lean DEA air karbon dioksida

..................... (2.11)

2.5.2 Sistem Pencairan Gas (Liquefaction)

Unit ini merupakan bagian pencairan gas pada kilang PT. Arun. Unit 40

ini didesain untuk menerima gas alam yang telah diolah dari unit 30. Fungsi dari

unit ini adalah untuk memisahkan sisa kandungan air dalam gas, dan

mendinginkan gas sampai temperatur mengalami perubahan fasa menjadi cair

yaitu pada temperatur -158oC dengan menggunakan media pendingin Multi

Component Refrigerant (MCR) yang dikenal dengan refrigeration system, setelah

itu LNG yang dihasilkan dikirim ke tangki LNG di unit 60.

Refrigeration system yang dibutuhkan disuplai oleh dua rangkaian terutup

yang terpisah dan berdiri sendiri, yaitu propana dan campuran MCR, sedangkan

propana sendiri didinginkan oleh air laut. Selain mendinginkan dan

mengkondensasi gas yang telah diolah, propana juga mendinginkan dan

mengkondensasi MCR. MCR merupakan campuran komposisi metana, etana,

propana, sedikit butana dan nitrogen.



Gas umpan yang keluar dari sistem pemurnian yang telah bebas dari

impurities, masuk ke proses pencairan (unit 40) yang meliputi tiga seksi yaitu :

Seksi pengeringan (dehydration section)

Seksi pemisahan (scrubbing section)

Seksi pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section)

2.5.2.1 Seksi Pengeringan (dehydration section)

Seksi ini berfungsi untuk memisahkan uap air yang terbawa masuk ke

dalam seksi pemisahan dan pencairan. Uap air dapat menimbulkan penyumbatan

pipa-pipa aliran gas pada unit-unit yang beroperasi dengan temperatur rendah dan

lebih berbahaya lagi bisa mengakibatkan pecahnya tubing-tubing di dalam MHE.

Proses adsorpsi berlangsung di dalam feed vapor driers yang terdiri dari

dua drum drier (A dan B) yang dipasang secara paralel dan beroperasi masing-

masing selama 8 jam secara bergantian. Dalam keadaan operasi normal, jika pada

8 jam pertama drier A dalam keadaan drying maka drier B pada saat yang sama

diregenerasikan untuk mengaktifkan kembali molecular sieve yang telah

menyerap air selama 8 jam. Sebelumnya uap air dalam gas keluar dari feed vapour

driers (V-4X01 A/B) dan dianalisa oleh AR-4X04. Jika gas umpan masih

mengandung air lebih besar dari 0,5 ppm, maka gas belum dapat dialirkan ke

scrubbing section. Namun bila kandungan air keluaran drier telah mengizinkan,

gas dialirkan ke E-4X09 untuk didinginkan oleh propana cair sehingga -7ºC dan

setelah pendinginan gas masuk ke scrub tower.

2.5.2.2 Seksi Pemisahan (scrubbing section)

Fungsi seksi ini adalah untuk memisahkan hidrokarbon berat yang terdapat

dalam gas umpan yang dapat menyebabkan penyumbatan tube-tube dalam MHE

yang beroperasi pada temperatur rendah. Proses dalam scrub tower, fraksi

hidrokarbon dipisahkan berdasarkan perbedaan titik didih. Gas umpan terlebih

dahulu didinginkan dalam feed medium propane exchanger. Akibatnya

hidrokarbon berat akan terkondensasi dan mengalir ke bottom tower dan dialirkan

ke refrigerant preparation unit untuk memperoleh etana dan propana yang

dibutuhkan sebagai media pendingin dalam proses pencairan nanti. Sedangkan



fraksi ringan dengan komposisi dominan adalah metana, akan keluar melalui

puncak tower dan kemudian didinginkan dengan propana liquid pada kondenser,

sebelum dimasukkan ke dalam separator.

Akibat pendinginan propana dan etana yang terikut akan terkondensasi

dan cairan ini sebagian akan dikembalikan ke scrub tower sebagai refluks. Residu

gas dari unit separation yang mengandung 97% metana dialirkan ke unit

pencairan (MHE), dan untuk kebutuhan komposisi MCR juga diambil di sini.

2.5.2.3 Seksi Pendinginan dan pencairan (refrigerant and liquefaction section)

Fungsi dari unit ini adalah untuk mencairkan dan menurunkan tekanan gas

umpan. Sistem pendinginan pada unit ini dilakukan secara dua tahap, yaitu :

Pendinginan pertama menggunakan propane refrigerant, dimana propana

juga digunakan untuk mendinginkan MCR (Multi Component Refrigerant)

sebagai bahan pendingin selanjutnya.

Pendinginan terakhir dengan menggunakan MCR, dimana gas alam

didinginkan hingga -158ºC sehingga terjadi perubahan fasa dari gas

menjadi cair.

Ada dua bagian sistem utama dalam proses pendinginan dan pencairan gas alam

sebelum gas alam (sweet gas) yang masuk ke Main Heat Exchangers (MHE) yaitu

sebagai berikut :

1. Sistem Propana

Dalam sistem propana ini terdapat tiga tingkatan tekanan dan temperatur

yang berbeda. Propana yang telah dikompres dialirkan ke desuperheater dan

kondenser dengan media pendingin air laut. Akibatnya propana akan

terkondensasi pada tekanan yang masih tinggi dan ditampung pada propane

accumulator. Kemudian propana cair ini dialirkan ke high level C3 suction drum

dan sebagian lagi ke high level exchangers, juga untuk mendinginkan gas umpan,

MCR dan reaktivasi gas (cooling drier). Sebelum propana cair masuk ke dalam

peralatan tersebut, dilewatkan dulu melalui level valve yang berfungsi juga

sebagai expansi valve. Uap propana setelah mendinginkan atau mengambil panas

dari gas umpan MCR dialirkan ke exchanger-exchanger medium level, untuk



mendinginkan gas umpan dan MCR. Juga sebelum masuk exchanger-exchanger

ini propana dilewatkan melalui level valve yang juga berfungsi sebagai ekspansi

valve, sehingga tekanannya menjadi tekanan menengah dan temperaturnya agak

lebih dingin.

Propana yang menguap setelah mengambil panas dari gas umpan dan

MCR, dialirkan ke Suction compressor bertekanan menengah. Kemudian propana

liquid dari exchanger-exchanger medium level dialirkan ke exchanger-exchanger

low level. Untuk mendinginkan gas umpan dan MCR, dimana sebelum masuk ke

dalam exchanger-exchanger tersebut juga dilewatkan melalui level valve yang

juga berfungsi sebagai ekspansi valve, sehingga akan menghasilkan tekanan yang

lebih rendah dan temperaturnya akan lebih rendah lagi. Propana vapor yang

dihasilkan setelah mendinginkan gas umpan dan MCR, dikembalikan ke suction

drum low level, sebagai suction compressor tekanan rendah. Media yang

didinginkan setelah keluar dari exchanger low level ini seperti C2+ akan menjadi

liquid.

2. Sistem MCR

MCR adalah singkatan dari Multi Component Refrigerant. MCR ini adalah

media yang dipakai untuk mendinginkan gas umpan menjadi LNG di dalam Main

Heat Exchanger. MCR terdiri dari metana, etana, propana dan nitrogen.

MCR tersebut dikompresi oleh first stage MCR kompressor, dimana discharge

first stage akan menjadi suction pada second stage MCR kompressor berikutnya,

yang sebelumnya didinginkan dulu dalam Inter Cooler, dengan media pendingin

air laut. Kemudian discharge dari second stage MCR kompressor ini, didinginkan

dengan fin fan coolers, sea water coolers dan chiller high level, medium level, dan

low level, sehingga akan dihasilkan MCR yang bertekanan tinggi dan

bertemperatur rendah.

Uap etana dan propana yang terkandung dalam MCR ini akan

terkondensasi, sedangkan nitrogen dan metana tetap berupa uap. Kemudian MCR

tersebut ditampung dalam separator, sehingga akan didapatkan dua jenis MCR,

yaitu MCR liquid dan MCR vapor. Selanjutnya bersama-sama dengan gas umpan

yang keluar dari top scrub tower accumulator, kedua jenis MCR ini (MCR vapor



dan MCR liquid) dialirkan ke tube-tube di bottom MHE. Di MHE, tube-tube ini

terpisah satu sama lain dalam bentuk bundle tube. MHE ini berukuran besar di

bagian bawah yang disebut warm bundle section, dimana pada seksi ini berisikan

bundle tube gas umpan, bundle tube MCR liquid dan bundle tube MCR vapor.

Sedangkan bagian atas dari MHE agak kecil, yang disebut cold bundle,

dimana pada seksi ini hanya berisikan bundle tube gas umpan dan MCR vapor

saja. Setelah melalui warm bundle, MCR liquid ini dialirkan melalui ekspansi

valve ke bagian shell side MHE, yang mengakibatkan penurunan tekanan dan

temperatur. MCR liquid di bagian shell side MHE ini ditampung dalam internal

separator dan kemudian dialirkan ke distributor valve, untuk dispraykan ke

bagian luar dari tube-tube yang ada pada bagian luar warm bundle ini, sehingga

gas umpan dan MCR vapor yang ada dalam tube-tube tersebut akan mengalami

pendinginan dan seterusnya mengalir ke bagian cold bundle. Setelah melalui cold

bundle, MCR vapor ini dialirkan melalui ekspansi valve ke shell side MHE, yang

menyebabkan penurunan tekanan dan temperatur yang jauh lebih rendah lagi,

sehingga sebagian dari MCR vapor tadi akan mengalami kondensasi.

MCR vapor yang telah berubah menjadi liquid ditampung di dalam

internal separator dan kemudian dialirkan melalui distributor valve untuk di-spray

sehingga akan mendinginkan lagi gas umpan dan MCR vapor yang ada dalam

tube-tube tadi. Dengan melalui tahapan pendinginan ini gas umpan yang keluar

dari top MHE ini akan mencapai temperatur cairnya yang disebut LNG.

Sedangkan MCR liquid dan MCR vapor yang sudah mengalami ekspansi yang

disertai dengan penyerapan panas dari gas umpan, akan kembali mengalir ke

suction drum first MCR compressor. Demikian seterusnya akan terjadi proses

sirkulasi dari MCR. Berikut blok diagram proses pengolahan gas alam di PT.

Arun NGL.

2.6 Seksi Penunjang (Utilities)

Utilitas ini merupakan bagian di dalam departemen operasi yang sangat

penting dalam kelancaran produksi. Utilitas ini mempunyai tugas antara lain :

1. Menyediakan tenaga listrik baik untuk perusahaan & karyawan



2. Menyediakan air pendingin dan air minum untuk pabrik dan perumahan

3. Menyediakan uap air untuk proses

Unit-unit yang menjadi tanggung jawab utilitas mencakup :

1. Sistem gas bahan bakar

2. Sistem pembakaran

3. Distribusi tenaga listrik

4. Unit tenaga listrik

5. Sistem pengolahan air

6. Sistem pembangkit uap

7. Unit penyedia nitrogen

8. Instrumen penyedia udara

2.6.1 Unit Sistem Gas Bahan Bakar (Unit 75)

Tugas unit ini adalah menyediakan dan mendistribusikan :

Gas bahan bakar bertekanan rendah, digunakan sebagai bahan bakar pada

stabilizer reboiler dan generator uap pada boiler.

Bahan bakar bertekanan tinggi, digunakan untuk turbin gas yang berada di

train maupun di pembangkit tenaga.

Unit ini dilengkapi dengan peralatan utama, yaitu :

Fuel gas booster compressor (K-7501), berfungsi untuk mengubah

tekanan gas bahan bakar bertekanan rendah menjadi gas bahan bakar

bertekanan tinggi.

Fuel gas mixed drum (D-7501), berfungsi sebagai tempat penampungan

gas discharge compressor didistribusikan ke pengguna bahan bakar

tekanan tinggi.

2.6.2 Sistem Pembakaran (Unit 79)

Unit ini berfungsi untuk membakar gas buang dari proses yang tidak

mungkin diolah kembali begitu juga yang akan dibuang karena keadaan darurat



(pada tekanan yang tinggi). Unit ini terdiri dari 5 buah flare, yaitu 3 buah dry flare

untuk LNG dan 2 buah wet flare untuk non LNG.

2.6.3 Unit Distribusi Tenaga Listrik (Unit 88 dan 83)

Unit ini bertugas mendistribusikan tenaga listrik ke semua pemakai

dengan sistem bawah tanah ke cabang yang ada di pabrik. Dari cabang ini, energi

listrik dikirim ke pemakai (pabrik dan perumahan).

2.6.4 Unit Pembangkit Tenaga Listrik (Unit 90 dan 84)

Unit ini bertugas menyediakan tenaga listrik untuk keperluan pabrik dan

perumahan PT. Arun NGL. Unit ini mempunyai 8 buah turbin yang

menggerakkan 8 buah generator listrik, dimana daya masing-masing turbin adalah

33.000 Hp, sedangkan kapasitas masing-masing generator listrik adalah 21 MW.

2.6.5 Unit Sistem Pengolahan Air

Fungsi unit ini adalah untuk memenuhi kebutuhan air pabrik dan air di

perumahan. Diagram alir pengolahan air dapat dilihat pada lampiran C. Unit ini

terdiri dari 7 buah sistem, yaitu :

Raw water system (unit 70), unit ini berfungsi sebagai tempat

penampungan air dari sumbernya sebelum dikirim ke unit pengolahan air.

Raw water treatment (unit 94B), unit ini berfungsi menjernihkan air

sungai yang dikirim ke unit 70 menjadi air bersih. Setelah melalui proses

penjernihan, air dikirim ke tangki penyimpanan yang kemudian

didistribusikan ke boiler feed water untuk treatment berikut, air make up,

dan untuk keperluan perumahan pabrik. Unit ini mempunyai fasilitas

pengolahan air sebesar 840 m3/jam.

Boiler feed water treatment (unit 91), bertugas mengolah air yang akan

digunakan di boiler untuk pembuatan uap. Pengolahan yang dilakukan

adalah proses pelunakan. Hal ini dimaksudkan untuk menghilangkan

kesadahan air yang bisa menimbulkan kerak pada pipa boiler.

Fresh cooling water system (unit 71), yang berfungsi untuk penyediaan air

pendingin yang digunakan untuk mendinginkan pompa, kompresor dan



sebagainya. Air pendingin yang sudah digunakan dikembalikan ke unit

pendingin ini untuk didinginkan kembali dengan air laut

Raw water intake facility and pipe line (unit 94A), berfungsi menyediakan

air mentah yang dialirkan dengan menggunakan pompa sentrifugal dari

sungai Peusangan ke plant site yang berjarak sekitar 40 km.

Domestic water system (unit 73), berfungsi untuk menampung dan

mendistribusikan air bersih ke kantor-kantor, dan di dalam pabrik sebagai

air minum dan air cuci.

Fire water system (unit 81), bertugas untuk menyediakan air untuk

pemadam kebakaran. Air ditampung pada kolam/waduk, kemudian

didistribusikan ke unit-unit pemakai dengan meggunakan pompa yang

digerakkan oleh motor diesel dan listrik. Kapasitas masing-masing pompa

adalah 454 m3/jam.

2.6.6 Sistem Pembangkit Uap (Unit 92)

Unit ini bertugas untuk menyediakan uap air (steam) yang akan digunakan

sebagai pemanas di unit proses LNG, storage and loading, dan utilitas. Proses

yang terjadi adalah sistem tertutup, dimana uap yang telah digunakan berubah

menjadi air (kondensat) dan dikembalikan ke boiler yang selanjutnya dibakar

dengan tekanan yang rendah untuk diubah bentuknya menjadi uap kembali. Unit

ini dilengkapi dengan beberapa peralatan utama seperti :

Deaerator sebanyak 3 unit, berfungsi sebagai tempat pemanasan

pendahuluan boiler feed water disamping sebagai tempat pembuangan gas

yang terlarut dalam boiler feed water.

HRSG (Heat Recovery Steam Generation) sebanyak 10 unit, berfungsi

untuk menghasilkan steam. HRSG ini bisa membangkitkan steam

sebanyak 17.000 ton/hari, dengan menghemat 36 MMSCFD fuel gas.

Boiler feed water pump sebanyak 4 buah setiap pembangkit uap, berfungsi

memompakan boiler feed water dari deaerator ke steam drum.

Sepuluh unit HRSG yang dibangun di beberapa lokasi pabrik, yaitu :



Enam unit fired HRSG di area pembangkit listrik dengan menggunakan

burner yang mana dapat menghasilkan maksimum 120 ton/jam steam

bertekanan rendah.

Dua unit HRSG di train 4 dengan memanfaatkan gas panas yang keluar

dari exhaust stack KGT (Compressor Gas Turbine) dengan temperatur

±530ºC yang menghasilkan maksimum 65 ton/jam steam bertekanan ±10

kg/cm2.

Dua unit HRSG di train 5 dengan memanfaatkan gas panas yang keluar

dari exhaust stack KGT (Compressor Gas Turbine) dengan temperatur

±530ºC yang menghasilkan maksimum 65 ton/jam steam bertekanan ±10

kg/cm2.

2.6.7 Unit Penyedia Nitrogen (Unit 77)

Unit ini berfungsi untuk menyediakan nitrogen cair dan gas guna

memenuhi kebutuhan pabrik, antara lain sebagai make up MCR, purging pipe

lines dan sebagainya. Unit ini terdiri dari 3 unit penyedia nitrogen dengan

kapasitas 600 Nm3/jam untuk nitrogen gas dan 4 m3/jam untuk nitrogen cair.

Inlet air filter, berfungsi untuk menyerap dan menyaring udara luar

(atmosfer) yang akan diproses untuk menghasilkan gas nitrogen.

Compressor, berfungsi untuk menaikkan tekanan udara dari atmosfer

hingga mencapai tekanan sebesar 10,4 kg/cm3g untuk proses pencairan

nitrogen.

Air Chiller and Separator, Air Chiller adalah alat pendingin yang bekerja

dengan freon sistem, berfungsi untuk mendinginkan udara yang berasal

dari kompressor agar tekanannya diturunkan sehingga sebagian dari udara

berubah menjadi uap. Separator adalah alat yang berfungsi untuk

memisahkan udara yang berembun dan mengalirkan udara yang terbebas

dari air.

Dryers, berfungsi untuk mengeringkan udara yang bebas dari air agar

berubah menjadi gas yang kering. Dryers terdiri dari molecular sieve yang



bekerja bergantian dalam waktu yang bersamaan, satu tabung mengeringkan dan tabung yang lain di regenerasi.

Cold Box, berfungsi untuk memisahkan gas nitrogen dari udara yang

masih mengandung oksigen dengan temperatur yang sangat rendah -164 oC.

2.6.8 Unit Penyedia Udara ( Unit 74)

Unit ini berfungsi untuk menghasilkan udara bertekanan yang dipakai

untuk penggerak instrumen di samping udara untuk membersihkan alat-alat di

pabrik dan pemakaian lainnya. Unit ini mempunyai 3 buah drier di mana udara

dimampatkan sehingga tekanan udara antara 8 – 9 kg/cm2.

2.6.9 Penyimpanan dan Pemuatan (Storage and Loading)

Storage dibagi dalam dua jenis yaitu kondensat storage dan LNG storage.

Kondensat pada saat ini disimpan dalam empat tangki yang beroperasi penuh

dengan kapasitas masing-masing 800.000 barel, kilang LNG ARUN memiliki

lima tangki penyimpanan masing-masing dengan kapasitas 127.200 M3.

Tugas dari unit ini adalah sebagai berikut :

Menerima, menyimpan dan menghasilkan LNG dari proses ke kapal.

Menerima, menyimpan dan menghasilkan kondensat stabil dari proses ke

kapal.

Menerima dan menyimpan propana cair dari unit 51 dan 52 kemudian

mengirimkannya ke unit 30 dan 40 bila diperlukan.

Menerima dan menyalurkan minyak solar untuk mooring boats, tug boats

dan generator utilitas.

Menyediakan air laut yang diperlukan untuk pendinginan di pabrik.

2.6.9.1 Penyimpanan dan Pemuatan Kondensat

Kondensat yang sudah stabil di alirkan ke tangki, kemudian disimpan di

dalam tangki penyimpanan kondensat sebelum dikapalkan adapun jenis dari

kondensat yaitu type atmospheric storage, beratap tetap (fixed Roof) dengan

kapasitas 7,950 M3 kondensat. Sedangkan tangki kondensat berjumlah 4 tangki

yang sama ukurannya mempunyai atap pengapung (Floating Roof). Atap jenis ini



mempunyai keuntungan dalam hal menngurangi kerugian akibat penguapan dan

meningkatakan terhadap bahaya kebakaran karena tidak ada ruang vapour di atas

cairan. Kapasitas tangki kondensat ini adalah 84,300 M3.

Seperti di jelaskan diatas bahwa kondensat stabil yang berasal dari

Recovery system (unit 20) dan fraksinasi atau system persiapan untuk pendinginan

(unit 50), sebelum disimpan di tangki penyimpanan (F-610 1/2/3/4) lebih dahulu

dialirkan ke Rundown Tank (F-2101) hal ini dimaksudkan untuk mengeluarkan

gas-gas ringan yang terbawa bersama kondensat serta mempertahankan tekanan

gas (RVP) kondensat pada keadaan 11-13 psig serta melindungi tempat

penyimpanan kondensat dari kondisi kelebihan tekanan (Over presure).

Kondensat yang dikapalkan, di pompakan dari tangki dan dimuat melalui system

Multi Buoy Mooring (MBM).

2.6.9.2 Penyimpanan dan Pemuatan LNG

Produk LNG dari semua train yang diproses II dan III dialirkan ke tangki

penyimpanan LNG (F-600 1/5). Tangki ini di rancang khusus untuk

mempertahankan temperatur yang sangat rendah dari LNG. Operasi pemuatan

LNG ke kapal Tanker LNG di lakukan melaui fasilitas pemindahan LNG.

Selain temperature yang rendah, tekanan yang diharapkan pun harus

rendah. Dikarenakan pada tekanan tinggi, sirkulasi pada storage tank LNG akan

sangat menekan dinding tangki. Untuk mengatasi ini harus dibuat tangki dengan

dengan tahanan tekanan dinding yang tinggi. Maka sebelum masuk kedalam

storage tank, LNG terlebih dahulu dimasukkan dalam produk drum untuk

menstabilkan tekanan pada kondisi yang hamper sama dengan atmorsfer.

Jika sedang tiada kegiatan pemuatan maka LNG di sirkulasikan dengan

menggunakan pompa sirkulasi melalui pipa khusus yang ad di faislitas

pemindahan. hal ini bertujuan agar LNG pipe lines tetap pada temperatur yang

sesuai dan mencegah kebocoran LNG pipe lines yang mengakibatkan naiknya

temperatur LNG pemuatan LNG ke kapal mengunakan tiga loading arms.

Sedangkan satu loading arms lagi di gunakan untuk mengalirkan boil of gas yang



ada di dalam tanker sewaktu pengisiaan lalu dikirim ke Marine Flare untuk di

bakar.

Dengan demikian telah sempurnalah proses pengolahan LNG dari awal

hingga akhirnya, yang kemudian menjadi salah satu pemasukan devisa terbesar di

provinsi aceh hingga saat ini.


Documents

BAB I, II KP Arun