Pengembangan LPG Plant PT Pertamina Gas: Proses Bisnis, Peluang & Tantangan di Masa Depan

Pengembangan LPG Plant PT Pertamina Gas: Proses Bisnis, Peluang & Tantangan di Masa Depan

Satisfaction, HSE Concern, Operation Ir. Gunung Hadi, MT Excellent, Profit, Sardjono Personal Improvement

President Director of PT Pertamina Gas

Presented on One-Day Course: Petroleum Industry Downstream SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS, GADJAH MADA UNIVERSITY STUDENT CHAPTER Yogyakarta, November 10th, 2012

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

Materi : 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Kebijakan Energi di Indonesia Industri Minyak dan Gas Bumi di Indonesia Rantai Bisnis Industri Migas Proses Pengolahan Gas Satisfaction, HSE Concern, Operation Bisnis PT Pertamina Excellent, Profit, Gas Personal Improvement LPG Plant di PT Pertamina Gas Peluang dan Tantangan Bisnis LPG Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi


1. Kebijakan Energi di Indonesia Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


Peran Industri Migas di Indonesia

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Sumber: Ditjen Migas, 2012 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

4

Kebutuhan Energi Indonesia


Sumber: BPMIGAS, 2012 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

5

Kebijakan dan Target Migas Indonesia


Sumber: Dirjen Migas, 2012 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

6

PERUBAHAN PERATURAN MIGAS Undang-Undang No 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi Pasal 10 ayat 1 dan 2 : Bentuk usaha atau bentuk usaha tetap yang melakukan kegiatan usaha hulu dilarang melakukan kegiatan usaha hilir Bentuk Usaha atau bentuk Usaha Tetap yang melakukan Kegiatan Usaha Hilir tidak dapat melakukan Kegiatan Usaha Hulu

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement Kegiatan Usaha Hulu sebagaimana dimaksud dalam Pasal 5 angka 1 dilaksanakan Pasal 11 :

oleh Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana.

Pasal 13 ayat 1 dan 2 : Kepada setiap Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap hanya diberikan 1 (satu) Wilayah Kerja. Dalam hal Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap mengusahakan beberapa Wilayah Kerja, harus dibentuk badan hukum yang terpisah untuk setiap Wilayah Kerja


Peralihan dari Minyak ke Gas


Sumber: Ditjen MIgas, 2012 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

8

Peralihan dari Barat ke Timur Indonesia



9

2. IndustriSatisfaction, MinyakHSE dan Gas Bumi di Indonesia Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


Cadangan Minyak Bumi Indonesia


Sumber: BPMIGAS, 2012 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

11

Cadangan Gas Bumi, Sumber CBM, dan Potensial Shale Gas di Indonesia



12

Million barrels

Profil Produksi Minyak Bumi Indonesia 700 600 500

Other PSC’s

400

CICO

300

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement 200

Chevron Pacific Indonesia

UU no.8/1971

Sumber: BPMIGAS, 2012

PENURUN PRODUKSI TERJADI SEJAK TAHUN 1997


2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

1968

0 1966

1944

1941

100

UU 22/2001

13

Posisi Pertamina sebagai Gas Producer di Indonesia


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

Indonesia Gas Balance 2011 – 2025



15

Understanding Pertamina Scope of Business Upstream • Producer of oil and gas domestically and overseas • Supplier for geothermal energy

Subsidiaries/Joint Ventures in Pertamina’s business are related to core business & non core business: Core Business :

Downstream • • • • • • • • •

PT Pertamina EP, PT Pertamina Gas, PT Pertamina Hulu Energi, PT Pertamina Drilling Service, PT Refining Pertamina Geothermal Energi, PT Elnusa, Tbk., PT Fuel business (kerosene, HSD/Diesel/MFO, etc) for Usayana, PT Patra Niaga, Petral, PT Pertamina industry Retail, PT Badak LNG, PT Arun LNG, PT Nusantara Special fuel business for retail (gasoline, kerosene, HSD, Regas, PT. Pertamina Cepu, EP Technology Center, PertaminaDex, Pertamax/PertamaxPlus) dll Operation Satisfaction, HSE Concern, Aviation business Lube base business Excellent, Profit, PersonalNonImprovement core Business: LPG business Petrochemical business PT. Patra Jasa, PT Pelita Air Service, PT Pertamina Responsible for distributing fuel for Public Service Tongkang, PT Pertamina Bina Medika (RSPP), Obligation (PSO), such as kerosene, gasoline, HSD PT Tugu Mandiri, dll. Executor for kerosene conversion to LPG

Upstream

Refinery

Shipping/Piping

Depot

Transportation


Gas station

POSISI PERUSAHAAN TERHADAP PEMERINTAH INDONESIA PEMERINTAH INDONESIA

BPMIGAS

BPHILIR MIGAS

MINISTER OF E.S.D.M

DIRECTORE GENERAL PRODUCTION Satisfaction, HSE Concern, Operation MINERAL, COAL & GEOTHERMAL SHARING DIRJEN MINERBA & PABUM CONTRACT Excellent, Profit, Personal Improvement (KKKS)

MINISTER OF BUMN PT PERTAMINA PERSERO

UPSTREAM DIRECTORATE

PT PERTAMINA EP PT PERTAMINA HULU ENERGI PT PERTAMINA EP CEPU PT PERTAMINA RANDUGUNTING

PT PERTAMINA GAS

PT PERTAMINA GEOTHERMAL ENERGY

E & P OVERSEAS

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


Pertamina in Brief (2011) Overview

Upstream Operations

Downstream Operations

Employees

Upstream  13 own-operated working areas  3 major upstream subsidiaries for jointly-operated areas: − PT Pertamina EP: 29 TAC − Pertamina Hulu Energi: 9 JOB, 15 IP/PPI (including 4 PPI of CBM) − PT Pertamina EP Cepu (PI Cepu)  7 international exploration areas  Total oil & gas production − Oil: 189 MBOPD − Gas: 1.459 MMSCFD  Geothermal working areas − 8 own-operated areas − 5 joint-operation areas − 2 joint venture areas  Geothermal production: − Steam: 13.92 million tons − Electricity: 1.833 GWh  Total gas transmission pipeline length of 1.589 km with total transmission capacity of 7.810 mmscfd  33 on shore drilling rigs

Refining  6 refineries  Total capacity: 1,031 mbsd



14.591 persons

Affiliation 

Subsidiaries: 18 units



Affiliates: 13 units

Marketing  8 marketing regions  113 fuel depots  17 LPG filling plants  4874 retail gas stations  57 aviation depots  3 LOBP (lube oil blending plants)  184 tankers − 41 owned − 143 leased  18 LPG tankers leased  5 LNG tankers leased



Pertamina EP – Key Assets    

KSO

Langsa Telaga Said Darat Salamander Energy Putra Kencana

KSO Pacific Oil & Gas

Malaysia

UBEP

TAC

Patina

Rantau

Bunyu

   

Pangkalan Susu

Jambi      

Elnusa Tristar Babat Kukui Senami Jambi Insani Mitrasani Akar Golindo BWP Meruap

Tarakan & Sanga2

Ramba

Kamundan

Limau

Abab, Dewa, Raja

Sumatra

Indrillco

Central Sumatra DOH

Sulawesi Satisfaction, HSE Concern, Operation Kalimantan Excellent, Profit,Tanjung Personal Improvement Area Prabumulih Air Serdang Pendopo

Wiriagar

Irian Jaya

Cepu Sukowati

Geraldo

Kendal

Formasi Sumatera

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

Sorong

Matindok

Geo Sungai Lilin

Benakat Barat

      

Intermega Sabaku Intermega Salawati IBN Holdico Petrindo Persada Maju

Sangatta

Singapore

Lirik

Own operation

Java Jatibarang Subang Tambun

    

Sukatani Pelangi Haurgeulis Rainbow Emerald Jatirarangon Bangadua Petroleum

Indelberg

Poleng

 

Medco EP Sembakung EMP Semberah/ Semco

6 Area Region Sumatera, 4 Area Region Jawa, 3 Area Region KTI, 6 Business Unit EP (UBEP) : UBEP Limau, UBEP Tanjung, UBEP Jambi, UBEP Lirik, UBEP Sanga-sanga, UBEP Ramba & UBEP Adera. 23 TAC commercial production, 2 TAC Non Commercial Production, 6 TAC non production, 9 KSO production, 6 KSO exploration.

In addition to its 13 own-operated areas across 3 regions and 7 UBP-EPs, Pertamina also owns 29 TACs, amounting to 46 production blocks, 160 production fields and a 140,000km2 working area CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

PT Pertamina Hulu Energi – Domestic Working Areas PHE GEBANG PHE SIMENGGARIS PHE KAMBUNA PHE CPP/ BOB BSP PHE MFK

PHE KAKAP (10%)

PHE TENGAH(1)

PHE METANA TANJUNG II (100%)

PHE SOUTH JAMBI

PHE SALAWATI

PHE MAKKASAR STRAIT PHE DONGGALA MALUKU

PHE JABUNG KALIMANTAN Satisfaction, HSE Concern, Operation PHE Excellent, Profit, Personal Improvement PHE TOMORI CORRIDOR

PHE OGAN KOMERING

PAPUA

PHE WEST MADURA

PHE JAMBI MERANG

PHE TANJUNG ENIM PHE MUARA ENIM PHE MUARA ENIM I

SULAWESI

PHE KARAMA JAWA

PHE OSES

INDONESIA PHE METANA SANGATTA I PHE METANA SANGATA II

PHE PASIRIAMAN

PHE TUBAN EAST JAVA

PHE SALAWATI BASIN

PHE SEMAI II

RANDUGUNTING PHE RAJA

ONWJ (2)

JOB

IP/PPI


PT Pertamina Hulu Energi – International Working Areas Under exploration

Block 17-3 Sabratah Offshore Libya

Under development

Under production

Block 3 WD, Iraq

Block 10 & 11.2 Vietnam Block 123-3 Sirte Onshore Libya

Satisfaction, HSE Concern, Operation IRAQ Excellent, Profit, Personal Improvement LIBYA SUDAN

QATAR

VIETNAM Block SK-305 Malaysia

MALAYSIA

Block 13 Red Sea Offshore, Sudan

Block 3 Offshore, Qatar

Block VIC/L 26, 27 & 28 Australia

AUSTRALIA


PERTAMINA GAS Transmission System 43 Segments, Length 1589.29 KM / 32,674.70 KM - INC



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



Pertamina Geothermal Operations In 15 Regions In Indonesia Total Installed Capacity : 1.207 MW

N

THAILAND

PHILIPPINES

500 Km

CAMBODIA

Sibayak 12 MW

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement BRUNEI

Medan

Sarulla

MALAYSIA

Hululais

Kotamobagu

1,565 MWe

SINGAPORE

Manado

KALIMANTAN

9,562 MWe

SULAWESI

Lumut Balai

MALUKU IRIAN JAYA

Tanjung Karang

Ulubelu

Bandung

JAVA

350 MWe BALI TIMOR

5,331 MWe

Patuha

PAPUA NEW GUINEA

2,850 MWe Semarang

Kamojan NUSATENGGARA

Salak 377 MW Darajat 271 MW

Lahendong 60 MW

Keterangan: Kamojang 200 MW

Karaha Bodas

Wy, Windu 227 MW

Dieng 60 MW

Bedugul

Own Operations Joint Operating Contract Joint Venture


Downstream – Refinery Units and Petrochemical Plants Bunyu RU II – Dumai Sungai Pakning

RU V – Balikpapan

RU VII – Kasim/Sorong

RU III - Plaju RU VI - Balongan

PETROCHEMICALS LPG

REFINERY

Satisfaction, HSE Concern, Operation RU IV – Cilacap Excellent, Profit, Personal Improvement RU II 170 MBSD

RU III 118 MBSD

RU IV 348 MBSD

RU V 250 MBSD

RU VI 125 MBSD

RU VII 10 MBSD

NCI = Nelson Complexity Index*)

LPG 10,600 tpa Green Coke 375,000 tpa

PTA 225,000 tpa

Paraxylene 270,000 tpa

Polypropylene 45,200 tpa Lube Base Oil 428,000 tpa

v.3 (1 Oct 2010) – fua


Bunyu Methanol Plant

Downstream: LPG Plants and Working Areas LPG Distribution Facilities LPG Depo : 17 SPPBE/SPBE 3 kg : 323 SPPBE/SPBE/SPPEK 12&50 kg : 99 LPG 3 kg agents : 2639 LPG 12 & 50 kg agents : 608 Floating storage : 220,000 MT Tanker VLGC (@44,000 MT) :3 Tanker semi-ref. (@10,000 MT) : 6 Tanker pressurized (@1,800 MT) : 9 Skid tank : 938

Region I (SumUt, NAD, Riau, Kep. Riau dan Sumbar) Pkl. Susu

Natuna P. NATUNA

Medan

MEULABOH

TARAKAN

SIBOLGA P. BATAM

G. SITOLI

Dumai

TOLI - TOLI

Tj. Santan

Bontang

SIAK

Tj. Uban

Padang

MOUTONG

SINTANG

P. SAMBU

SAMARINDA

PONTIANAK JAMBI

BALIKPAPAN

Jabung

GORONTALO

BONTANG

DONGGALA

SUBUNG

Balikpapan

POSO

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement PARIGI

CILIK RIWUT

MANOKWARI

LUWUK

SAMPIT

KOLONDALE PALOPO

BENGKULU

Palembang Plaju

BULA

BANGGAI

P. PISANG

PKL.BUN

KENDARI

NAMLEA

PARE - PARE

BANJARMASIN

KOLEKA RAHA

KOTA BARU

PANJANG

BAU -BAU

Region II (Sumsel, Lampung, Bengkulu, Jambi, Babel)

MASOHI FAK - FAK

Region VI (Sulawesi, Kalimantan excl West Kalimantan, Maluku, Papua)

UJ. PANDANG

Ujung Pandang

TUAL

PLUMPANG SEMARANG

MERAUKE

CAMPLONG

SURABAYA

Surabaya

MENENG

MAUMERE

BADUNG

BIMA

TT. Manggis Region III (DKI, western of Java & Pontianak)

KALABAHI

REO

SAUMLAKI

AMPENAN

L. TUKA

DILI

ENDE WAINGAPU

ATAPUPU

KUPANG

Region IV (Central of Java & DIY)

Region V (East Java, Bali & Nusa Tenggara)


Targeted Mini Receiving Terminal LNG in Eastern Indonesia Locations

Capacity Project Owner Main Consumer On-stream Target

: Tg.Batu, Batakan, Bontang, Semberah, Bali, Maros, Likupang, Pomalaa, dan Halmahera : 1 MTPA (total) : Pertamina & PLN : PLN’s power plants : Q2 & Q3 - 2013



3. Rantai Bisnis Industri Migas Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


Gas Pipa Eksplorasi & Produksi

SPBU

Industri

Separasi

Satisfaction, HSE Fraksinasi Minyak BumiConcern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement Kapal Tangker Minyak Mentah

Power Plant

LNG FSRU

Kapal LNG

NGL Plant


Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Indonesia



4. Proses Pengolahan Gas Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


Pemrosesan / Pengolahan Gas Bumi CO2 & H2S Treatment/Disposal

Compression

Slug Catcher

Gas Well Head

Separation

Hg Removal

CO2/H2S Removal

Stabilization

Satisfaction, HSE Concern, Operation Produced Condensate Excellent, Profit, Personal Improvement Water Treatment

Storage

Fuel Gas System Tank Return Gas Compression Condensate Recovery

LPG Storage

LNG Storage

Fractionation Train •Deethanizer •Depropanizer •Debutanizer

NGL Recovery •Demethanizer

Dehydration


34

PEMISAHAN GAS BUMI Gas Alam, terdiri senyawa :

Komponen LNG

C2H6 (Etana)

Jika jumlahnya signifikan, layak diolah sendiri/Ethane Cracking

2

C3H8 (Propana) i/n C4H10 (iso/normal Butana) C6H14 (Heksana)

Keterangan

1

CH4 (Metana)

i/n C5H12 (Pentana)

Kategori

Komponen LPG

Satisfaction, HSE Concern, Operation 3 Jika volumenya signifikan, layak Excellent, Profit, Personal Improvement

C7H16 (Heptana)

Komponen Kondensat

diolah sendirimenjadi Solvent dan BBM atau Aromatic Center

C8H18++ (Oktana plus) Dalam jumlah tertentu diperdagangkan sebagai Liquid & Solid CO2

CO2 (Karbon Dioksida) H2O (Uap Air formasi)

N2 (Nitrogen) Hg (Merkuri/Air Raksa) Mercaptan H2S (Asam Belerang)

Solid Particle

4 Komponen Pengotor (Impurities) Jika jumlahnya memadai dapat diperdagangkan sebagai Powder / Liquid Sulfur


Pengaruh Impuritas Gas Bumi Debu/ Pasir/ Lumpur: Penyebab: Packer di sumur bocor atau jepitan valve di kepala sumur dibuka terlalu besar. Dampak: • Naiknya pressure drop. • Terjadinya abrasif. • Pipa tersumbat.Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement Gambar Debu & Pasir, Petani #GS Solusi: • Pipa di-pigging dengan air dan dikeringkan. • Menggunakan gas filter dalam pipa.

Gambar Lumpur, SE Bekasap #08 Gambar Gas Filter, Petani #GS CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

36

Pengaruh Impuritas Gas Bumi Air Formasi (Air Bebas): Dampak: • Korosi internal pipa (dengan CO2 dan H2S) • Naiknya pressure drop. Solusi: • Dipisahkan dari gas sebelum gas diproses lebih lanjut. Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Gambar Horizontal Separator, Bunyu #KMB 37 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Pengaruh Impuritas Gas Bumi Air Terikat: Dampak: • Korosi internal pipa (dengan CO2 dan H2S) • Naiknya pressure drop. • Tidak dapat terpisah di separator Concern, Operation karena terikat Satisfaction, ke dalam gas HSE (jenuh). Excellent, Profit, Personal Improvement Solusi: Gambar Molsieve Dehidrator & Mercury Removal • Untuk mengurangi air terikat, digunakan molsieve dehidrator atau diserap menggunakan glikol.

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

38

Pengaruh Impuritas Gas Bumi Oksigen: Penyebab: • Jarang terdapat di dalam komponen gas. • Umum nya fluida dari reservoir tidak mengandung O2. • Terdapat di beberapa sumur HSE SBS Concern, #Area. Satisfaction, Operation Excellent, Profit, Improvement • Dapat juga berasal dari flare, jikaPersonal bypass valve tidak ditutup. O2 masuk melalui flare ke inlet kompresor. Dampak: • O2 mempercepat korosi CO2 dan H2S. • Adanya O2 mengurangi nilai bakar gas.


Pengaruh Impuritas Gas Bumi Karbondioksida: Dampak: • Menyebabkan korosi. CO2 menyebabkan korosi jika ada air dan atau O2. • Menyebabkan icing pada proses cryogenic. • Dapat merusak ozon/atmosfir di lingkungan. • Terdapat hampir di semua formasi batuan. Satisfaction, HSE Concern, Operation • Adanya CO2 mengurangi nilai bakar gas. Excellent, Profit, Personal Improvement • Kandungan CO2 dalam gas yang dikirim berkisar 2 – 10%. Solusi: • CO2 dipisahkan menggunakan proses absorbsi. • Untuk membantu menurunkan CO2 dalam gas pipa, diinjeksikan gas lain yang kadar CO2-nya rendah. • Untuk LNG Plant, kadar CO2 yang diijinkan maks 50 ppm (LINDE, B&V, Kryopak, APCI). • Untuk LPG plant, kadar CO2 yang diijinkan maks 10% (McKenzie, UOP, PROMAX). • Menggunakan membrane system. CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

40

Pengaruh Impuritas Gas Bumi H2S: • Beberapa sumur alami melepaskan H2S. Dampak: • Menyebabkan korosi. • Merupakan racun bagi katalis. • Menyebabkan hujan asam pada lingkungan. Satisfaction, HSE Concern, Operation • H2S menyebabkan pitting corrosion. Excellent, Profit, Personal Improvement • Gas berbahaya dapat menyebabkan kematian pada dosis rendah (100 ppm) • Batas maksimum dalam gas adalah 25 ppm. Di beberapa PJBG hanya maksimum 2 ppm. • Sangat berbahaya untuk alat proses selanjutnya (katalis / separator / scrubber / filter / meter).


Pengaruh Impuritas Gas Bumi Merkuri: • Terdapat alami dalam jumlah yang sangat kecil (0.1 – 10 ppb). Dampak: • Berbahaya jika masih terikut ke alat – alat proses dengan material alumunium (Heat Exchanger) dengan membentuk amalgam (material larut ke dalam merkuri) Satisfaction, HSE Concern, Operation Solusi: Excellent, Profit, Personal Improvement • Proses pemisahan merkuri biasanya terdapat di LNG plant. Proses pemisahan merkuri melindungi alat penukar bahan utama (Main Heat Exchanger) yang terbuat dari aluminium. • LNG Plant Arun memisahkan merkuri ±1000 kg per tahun.


Pengaruh Impuritas Gas Bumi Kondensat/ Hidrokarbon berat: Dampak: • Menaikkan pressure drop. • Menaikkan Dew Point. • Meningkatkan nilai bakar melebihi spesifikasi gas. Satisfaction, • Menurunkan kualitas gas. HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement • Mengganggu kinerja kompresor yang tidak cocok dengan wet gas (kandungan kondensat/ hidrokarbon berat tinggi). Solusi: • Dipisahkan menggunakan separator. • Jika gas sangat basah, pada sistem dapat dipasang condensate trap. Gambar Separator vertikal untuk memisahkan Kondensat/Hidrokarbon berat dari aliran gas, KMB #RF, Bunyu 43 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Proses Pemisahan Padatan, Kondensat/Hidrokarbon Berat, dan Air Bebas

• • • • • • • • • • •

Packer Sub Surface Separator (horizontal/ vertikal) Separator (3 fasa / 2 fasa) Scrubber Gas Filter Separator Satisfaction, HSE Concern, Operation Knock Out DrumExcellent, Profit, Personal Improvement Slug Catcher Flash Drum Filosofi pemisahan secara gravitasi & penyaringan Refrigerasi Flashing


Proses Pemisahan Air Terikat (Gas Dehydration Process)

• • • • • • • •

Molsieve Glikol Metanol Silika / Alumina gel Refrigerasi Satisfaction, HSE Concern, Operation Membran Excellent, Profit, Personal Improvement Gas jenuh (saturated gas) Hidrat gas (metanol untuk hidrat gas)


Proses Pemisahan CO2 dan H2S (Sweetening Process)    

 

Proses absorpsi kimia, antara lain terdiri dari proses Amine, Hot Carbonat (Benfield), Catacarb, dan Giammarco-Vetrocoke. Proses absorpsi fisika, diantaranya terdiri dari proses Fluor Flexorb, Shell Sulfinol, Selexol, Rectisol, dan Purisol. Proses absorpsi hibrida (campuran absorpsi fisika dan kimia), terdiri dari proses Amisol dan proses Sulfinol. Proses pemisahan dengan membran, terdiri dari membran polimida, polietersulfon, membran campuran selulosa asetat dan Satisfaction, HSE Concern, Operation selulosa triasetat, serta membranProfit, keramik.Personal Improvement Excellent, Proses adsorpsi, terdiri dari adsorpsi dengan molecular sieve, iron sponge, ZnO, dan adsorpsi dengan karbon aktif. Proses Distilasi Cryogenic.


Proses Pemisahan Merkuri •

• •

Unit Mercury removal bertujuan mengurangi kadar merkuri dalam gas bumi hingga maksimum 0,01 μg/Nm3 (Bukacek, 1982). Adsorbsi oleh berbagai adsorben seperti: sulfur (S), sulfida, iodida, Ag, dan oksida logam. Penghilangan merkuri dengan cara adsorbsi oleh sulfur (S) yangSatisfaction, diimpregnasi HSE dalamConcern, pori-pori Operation karbon aktif. Hg akan bereaksi dengan SImprovement Excellent, Profit, Personal membentuk HgS (amalgam). Amalgam ini merupakan senyawa yang tidak dapat dihilangkan melalui regenerasi, sehingga jika adsorben karbon aktif sudah terjenuhkan harus segera diganti dengan adsorben yang baru (adsorben non-regeneratif).

Gambar Mercury Removal & Adsorben 47 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

Proses Pemisahan Merkuri dan Air •

•

•

•

UOP telah mengembangkan adsorben HgSIV yang disamping mengeringkan gas bumi, juga sekaligus dapat menghilangkan merkuri dari aliran gas bumi. Tidak seperti halnya adsorben karbon aktif, adsorben HgSIV Satisfaction, HSE Concern, Operation merupakan jenis adsorben Excellent, Profit, Personal Improvement regeneratif, yaitu dapat diregenerasi setelah mengalami kejenuhan. Adsorben HgSIV adalah molecular sieve berbentuk pelet, yang di Gambar Diagram alir adsorpsi air dan merkuri (Corvini-UOP, 2002) permukaan luarnya mengandung silver. Air dan merkuri yang terserap oleh adsorben HgSIV dapat diregenerasi dengan teknik pengeringan gas secara konvensional (Corvini dkk, 2002). 48


NGL/LNG Process: AET NGL Recovery •

Aplikasi: Teknologi unit pemulihan NGL proses AET menggunakan absorpsi berbasis propane-refrigeration untuk memulihkan C2+ atau C3+ NGL dari aliran gas bumi. • Deskripsi: NGL yang terabsorpsi dalam rich solvent dari bagian bawah kolom absorber NGL difraksinasi dalam kolom regenerator solvent, yang memisahkan NGL di bagian atas dan lean solvent pada bagian bawah. Setelah perpindahan panas, lean solvent dijenuhkan dengan gas dari bagian atas absorber. Solvent yang telah didinginkan kemudian mengalir ke bagian atas kolom absorber. Gas yang telah dipisahkan dari separator presaturator akan membentuk gas jual. • Kondisi operasi: • Rentang tekanan operasi lebar: 200 psigHSE – 1.200 psig masuk Operation Satisfaction, Concern, sebagai umpan absorber tanpa disertai kompresi gas inlet. Excellent, Profit, Personal • Material kolom murah: temperatur terendah yang dibatasi oleh Improvement PFD: AET NGL Recovery refrijerasi C3, mengijinkan penggunaan material yang didominasi oleh carbon steel. • Perlakuan awal umpan: CO2 removal tidak dibutuhkan, dan injeksi glikol untuk dehidrasi telah memadai. Proses ini menggunakan lean oil yang lebih ringan. Dalam beberapa aplikasi, tidak dibutuhkan penggantian solvent . • Keekonomian: • Investasi dan biaya operasi yang rendah: biaya awal dan selanjutnya lebih rendah dimana fleksibilitas pemulihan atau penolakan ethane merupakan hal yang penting. • Pemulihan ethane yang tinggi: pemulihan ethane sekali alir menghasilkan +96%. • Fleksibilitas komponen NGL: pengaturan online, dari +96%-C2 dan +99%-C3 sampai < 2%-C2 dan +98%-C3 dengan kendali sederhana. • Peningkatan refrigeration plant sederhana: Unit tambahan memperkaya pemulihan propane, dari 30%-55% sampai +96%, dengan memproses gas separator dingin. Tergantung pada keekonomian pemulihan ethane, operasi AET NGL plant dapat diatur secara online dari pemulihan C2+ menjadi pemulihan C3+ tanpa mempengaruhi tingkat pemulihan propane. 49 • Licensor: Advanced Extraction Technologies. CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

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

•

•

•

Aplikasi: Proses pencairan gas bumi. Produk: Liquefied Natural Gas (LNG) pada nilai kalor dan spesifikasi kualitas yang disyaratkan, dengan pemulihan produk LPG terintegrasi bila diperlukan. Deskripsi: Proses AP-X merupakan hibrida propane yang didinginkan siklus refrijeran campuran untuk pendinginan awal dan pencairan gas bumi dan siklus kompresor/ekspander gas nitrogen untuk sub-pendinginan LNG. Prosesnya mencapai efisiensi yang tinggi dan biaya produksi yang rendah dengan menggunakan kedua siklus tersebut untuk kinerja terbaiknya. Propane digunakan untuk menyediakan pendinginan mencapai temperatur sekitar 30C. Umpan tersebut kemudian didinginkan dan dicairkan oleh refrijeran HSE Concern, campuran , dan keluar dariSatisfaction, main cryogenic heat exchanger (MCHE) Operation pada temperatur sekitarExcellent, -120ºC. Sub-pendinginan LNG akhir Improvement Profit, Personal dilakukan menggunakan siklus ekspander nitrogen yang sederhana PFD: AP-X LNG Process dan efisien.daripada refrijeran campuran. Perwujudan lainnya Equipment and Technology termasuk versi dual MR dimana siklus refrijeran campuran menggantikan propane untuk proses pendinginan awal. Energi yang terbagi pada beban refrijerasi proses pendinginan awal, pencairan, dan sub-pendinginan adalah fleksibel dan dapat dimanipulasi dengan mengganti rentang temperatur dari tiga siklus refrijeran tersebut. Kondisi ini mengijinkan fleksibilitas dalam mencocokkan compressor driver set menjadi turbin industrial rangka besar, motor listrik, atau gabungan dari keduanya. jKeekonomian: Proses AP-X dapat memenuhi permintaan industri dengan skala ekonomis yang dapat menghasilkan kapasitas single-train yang lebih besar. Kapasitas train mencapai 10 juta ton/tahun sangat layak dengan menggunakan ukuran compressor dan rangka driver yang ada, tanpa alat kompresi duplikat ataupun paralel dan menggunakan single main cryogenic heat exchanger. Biaya produksi LNG diturunkan secara signifikan agar berskala ekonomis yang dicapai dengan proses AP-X. Licensor: Air Products and Chemicals, Inc.


5. Bisnis PT Pertamina Gas Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


SKEMA BISNIS PT PERTAMINA GAS

HULU

GAS

HILIR

Direktur Gas

VP Strategic Planning & Business Development

SVP Gas

VP Technology

Kebijakan Makro : Satisfaction, HSE Concern, Operation • Strategi Perencanaan & Investasi Excellent,• Pedoman Profit,& Personal Improvement Kontrol Arus Keuangan • Pengelola Portofolio Usaha • Pengembangan Usaha

ANAK PERUSAHAAN NUSANTARA REGAS

DONGGI SENORO LNG

PERTAGAS

PT BADAK NGL


Visi dan Misi Perusahaan VISION to become A World Class National Gas Business Enterprise in 2015. Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement

MISSION to carry out natural gas and other related business activities professionally in a way that provides added value to stakeholders, and is environmentally friendly, prioritizing health, safety and excellence.


SKEMA BISNIS PT PERTAMINA GAS PT PERTAMINA GAS (PERTAGAS) (Kepemilikan Share : Pertamina (Persero) 99.99 %, Pertamina Retail 0.01 %)

KERJASAMA DENGAN MITRA ANAK PERUSAHAAN PERTAGAS NIAGA (PTG 99 %)

PERTA-SAMTAN GAS (PTG 66 %)

Perta Kalimantan Gas (PTG 70 %)

PERTA DAYA GAS (PTG 65 %)

KERJA SAMA PENGELOLAAN PTG-MOELADI KHT - CILAMAYA

KEPEMILIKAN SAHAM

1. PT Medco E&P Tuban

Satisfaction, HSE Concern, Operation 2. PT PHE West Glagah Kambuna 3. PT PHE Metana Kalimantan A Excellent, Profit, Personal Improvement PTG – REBANA 4. PT PHE Metana Kalimantan B PIPA CITARIK TEGAL GEDE

Source:PERTAGAS Internal Company – SAGN Records PIPA KALTIM

5. 6. 7. 8. 9.

PT PHE Metana Sumatra II PT PHE Metana Sumatra Tanjung Enim PT Pertamina EP Randu Gunting PT PHE ONWJ PT PHE Semai II

PERTAGAS – TJP PIPA JAWA TIMUR PTG – YUDISTIRA BBWM (BUMD) LPG PONDOK TENGAH PTG – YUDISTIRA GASUMA LPG MUDI SUKOWATI


BIDANG USAHA PERTAMINA GAS

Transportasi Gas & Minyak

Niaga Gas

Procesing Gas

Bisnis lain terkait

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

Membeli dan Memasarkan Gas

Satisfaction, HSE Concern, Operation (Produksi : Pertamina EP, PHE / JOB, Pertamina EP Cepu, dan Excellent, Profit, Personal Improvement

KKKS)

Extraction Plant (LPG dan produk extraksi lain), Petrochemical Plant

CNG, LNG Receiving Terminal, Mini LNG Plant, Independent Power Producer (IPP)


6. LPG Plant di PT Pertamina Gas Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


SUCCESS STORY – LPG PLANT PONDOK TENGAH Lokasi

: Desa Huripjaya, Kab. Bekasi

Feed Gas

: 15 MMSCFD

Kapasitas

: Lean Gas 12 MMSCFD LPG 123,7 ton/hari + Kondensat 150 bbl/hari

Onstream

: Maret 2011


•

Mendukung Kebijakan Pemerintah untuk substitusi minyak tanah ke LPG

•

Optimalisasi pemanfaatan associated gas produksi Lapangan Pondok Tengah dan Tambun

•

Meningkatkan produksi LPG domestik

•

Meningkatkan pendapatan PT Pertamina (Persero) secara korporasi


Condensate Plant Tambun Condensate Stabilizer

Low Temperature Separator

Gas Cooler Liquid - Liquid Separator


• • • • • • •

Manufacturer / Fabricator Inspector Contactor Kapasitas Disain, MMSCFD Hasil Kondensat, BOPD Coolant Heater

: Armindo Jaya Mandiri : Depriwangga : Putra Dharma Harmoteknik : 12 : 150 - 170 (aktual) : EG (Etilen Glikol) 58 : Hot Oil


LPG Plant Pondok Tengah • • • • • • •

Manufacturer/ Fabricator Lisensi Contractor Kapasitas Disain, MMSCFD Hasil Kondensat, BOPD LPG, TPD Lean Gas, MMSCFD

: Gerbang Sarana Baja : McKenzie : Yudistira Energy : 15 : 176 (Dokumen Lelang) : 138 (Dokumen Lelang) : 11.8 (Dokumen Lelang)

LEF Column

Satisfaction, HSE Concern, Operation LPG Column Excellent, Profit, Personal Improvement Demethanizer (C4 Recovery)

Molsieve Dryer

LPG Storage Tank


SKEMA BISNIS – LPG PLANT PONDOK TENGAH PJBG TERPROSES

YUDISTIRA ENERGY

PERJANJIAN KONSORSIUM

PERJANJIAN BOO LPG PLANT

KONSORSIUM LPG PLANT


KONSTRUKSI & OPERASIONAL LPG PLANT

FEED GAS 15MMSCFD

PEMATANGAN LAHAN

LPG PLANT PDT

LPG KONDENSAT & LEAN GAS

INTEGRATED SUPPLY CHAIN DIT. PEMASARAN & NIAGA


REALISASI OPERASIONAL – LPG PLANT PONDOK TENGAH

SAUDI CP ARAMCO PRICE 1.400,00 1198,75

1.200,00

1028,75

1.000,00 PRICE (US$/TON)

993,13

965,00 836,00

883,00

881,00

831,00 855,00 820,00

800,00

887,50

945,00 863,13

767,00 774,00 790,00


600,00

775,00

733,13

603,13

400,00

200,00

2011

2012

-

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

LPG MIX (60:40)

•

Sep

Oct

Nov

PROPANE

Dec

Jan

BUTANE

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

ASUMSI LPG

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


Sep

PROYEK KILANG LPG LAINNYA LPG PLANT + SWEETENING UNIT TUBAN, JAWA TIMUR Share Project : PERTAMINA GAS 5% (Golden Share) Investasi : Sebagai penjamin terlaksananya proyek Feed Gas : 17 MMSCFD Kapasitas : Lean Gas 7 MMSCFD LPG 80 ton/hari, Kondensat 890 bbl/hari Sulfur 14 ton/hari Onstream

: Q3 2012



PROYEK KILANG LPG LAINNYA NGL PLANT SUMATERA SELATAN Share Project : PERTAMINA GAS (66%) SAMTAN (34%) Investasi : US$ 172,55 juta Feed Gas : 250 MMSCFD Kapasitas : Lean Gas 230 MMSCFD LPG 710 ton/hari Kondensat 2024 bbl/hari Onstream

Fractination Plant Sungai Gerong

: Q4 2012

Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement Extraction Plant Pabumulih


7. Peluang dan Tantangan Bisnis LPG Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


LESSON LEARNED – LPG PLANT PONDOK TENGAH

• Produksi LPG di bawah desain rencana, terkendala: o Komposisi C3 dan C4 o Kebutuhan minimum Pressure Feed Gas o Kestabilan volume Feed Gas Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Personal Improvement • Kondisi top-tank akibatProfit, terkendalanya Lifting LPG

• Opportunity Loss terhadap momentum harga LPG yang tinggi


PELUANG BISNIS LPG PLANT 5.000.000 4.500.000

Supply Import

4.000.000

Supply Domestic

3.500.000 3.000.000 2.500.000 2.000.000 1.500.000

1.000.000

“ Rata-rata pertumbuhan demand LPG sebesar 37%. Demand Sedangkan supply domestic hanya sebesar 17% per tahun. Hal ini menyebabkan peningkatan signifikan rataSatisfaction, HSE Concern, Operation rata import LPG per tahun Excellent, Profit, Personal Improvement sebesar 215%” * *berdasar perhitungan data 2007-2011

500.000 2007

2008

2009

2010

2011

Keterangan

2007

2008

2009

2010

2011

2012*

Demand

1,287,691

1,888,016

2,884,416

3,789,316

4,379,907

2,887,41

1,242,180

1,629,982

2,016,994

2,338,537

2,252,339

1,505,67

50,193

332,274

1,052,160

1,545,109

2,077,224

1,463,30

1,292,373

1,962,255

3,069,154

3,883,646

4,329,564

2,968,97

4,682

74,240

184,738

94,330

(50,343)

81,56

LPG import dipenuhi dengan:  LT Contract (CP ARAMCO + $18)  Spot Purchase (CP ARAMCO + $100)

Supply

Domestic Import Total Supply Selisih D/S


PELUANG BISNIS LPG PLANT


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


Tantangan Ke Depan :  Harga produk LPG yang fluktuasi  Impuritas yang tinggi seperti CO2 dan H2S  Masalah sosial seperti perijinan, pembebasan lokasi dll Satisfaction, HSE Concern, Operation  Sumber gas yang jauh dari Improvement infrastruktur, sehingga Excellent, Profit, Personal butuh waktu untuk pengembangannya


8. Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement


Peran dan Kontribusi Perguruan Tinggi  Pengembangan riset dan teknologi di bidang Infrastruktur Migas.  Kontribusi mahasiswa melalui program Kerja Praktek dan Kuliah Kerja Lapangan di Industri Migas.  Pengembangan program kemahasiswaan untuk Satisfaction, HSEmahasiswa Concern, Operation membentuk soft skill untuk penyediaan Excellent, Profit, Personal Improvement Sumber Daya Manusia.  Keterlibatan Perguruan Tinggi dalam pembangunan infrastruktur Migas.  Penguatan kerjasama sesama Perguruan Tinggi dan Perguruan Tinggi dengan Industri di dalam dan luar negeri untuk pembangunan infrastruktur Migas di Indonesia. 70 CHOPPER : Customer Satisfaction, HSE Concern, Operation Excellent, Profit, Personal Improvement



Pengembangan LPG Plant PT Pertamina Gas: Proses Bisnis, Peluang & Tantangan di Masa Depan

Recommend Documents