Permintaan energi dunia, khususnya juga di Indonesia semakin hari semakin meningkat. Indonesia, merupakan negara yang dapat dikatakan kaya akan sumber energi khususnya gas alam. Tidak seluruh daerah di Indonesia memiliki sumber gas alam akan tetapi kebutuhan akan bahan bakar ini dimiliki oleh hampir seluruh daerah di Indonesia.

Floating Storage and Regasification Unit atau sering disingkat FSRU merupakan salah satu solusi pemenuhan kebutuhan gas alam dalam rangka pencegahan kelangkaan. Pada dasarnya, FSRU merupakan tempat penyimpanan sementara Liquefied Natural Gas (LNG) di atas sebuah kapal yang tertambat. Di atas kapal tersebut terjadi juga proses regasifikasi LNG, sehingga gas tersebut dapat dipasok langsung ke konsumen.

Liquefied Natural Gas (LNG)

Gas alam merupakan gas yang terdiri atas beberapa komponen hidrokarbon ringan. Komponen utama gas alam adalah metana dan sisanya adalah etana, propana, butan, pentana dan nitrogen. Komposisi dari masing-masing komponen bervariasi tergantung pada tempat gas alam tersebut berasal. Gas alam yang didinginkan hingga temperatur ± -162°C pada tekanan atmosfer akan berubah menjadi cair sehingga volumenya berkurang sekitar 1/600 volume gas alam. Cairan inilah yang disebut dengan Liquefied Natural Gas (LNG).

Floating Storage and Regasification Unit

FSRU terdiri atas komponen 2 komponen utama, terdiri atas sejumlah tangki penyimpanan LNG dan sebuah sistem regasifikasi, yang terdapat di atas kapal. Tipikal kapal FSRU memiliki panjang 350-400 meter dan lebar hingga 70 meter. Kapal ini memerlukan kedalaman  air tertentu (pada umumnya 160 ft) untuk singgah. Tangki LNG yang berbentuk kubah tertanam di atas kapal yang tertambat di dasar laut, dengan kapasitas penampungan yang bervariasi. Jumlah tangki ini biasanya lebih dari satu buah. Tangki inilah yang akan menampung LNG yang dipasok dari luar. LNG yang berasal dari kapal pemasok (LNG Carrier) disimpan sementara pada tangki penyimpanan sebelum akhirnya melalui proses regasifikasi.

Gambar 1. Komponen Kunci FSRU  (sumber: Golar LNG Energy Presentation Slide, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU))

Proses regasifikasi LNG dilakukan langsung di atas kapal tanpa harus dialirkan atau dibawa ke pelabuhan terlebih dahulu . Unit regasifikasi biasanya ditempatkan di dek utama kapal dan biasanya disesuaikan dengan kondisi penerima gas alam. Pada proses ini, LNG yang berwujud cair akan dipanaskan sehingga kembali berwujud gas. Gas alam ini kemudian siap untuk dialirkan ke masing-masing pengguna gas alam.

Gambar 2. Unit Regasifikasi  (sumber: Golar LNG Energy Presentation Slide, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU))

Masing-masing bagian FSRU baik itu kapal, tangki LNG, dan unit regasifikasi harus memenuhi standar ketentuan yang berlaku. Utilitas dan sistem lain yang dibutuhkan untuk mendukung FSRU terdiri atas pembangkit listrik, insturmentasi dan kontrol, serta sistem dan standar keselamatan yang memadai.

Secara keseluruhan, FSRU memiliki desain dan komponen-komponen cukup rumit yang mengkombinasikan antara teknologi perkapalan, sistem penyimpanan gas alam, dan teknologi regasifikasi. Tentu saja dalam artikel ini tidak memuat detail FSRU secara mendalam. Namun, penulis berharap artikel ini dapat memberi gambaran mengenai salah satu proyek penting pemerintah dalam  mewujudkan MP3EI. Semoga proyek inipun dapat memberikan jalan keluar bagi ancaman defisit pasokan gas untuk para industri pengguna gas bumi di Indonesia.

Sumber:

Foss, Michelle Michot. A Briefing Paper from the GUIDE TO COMMERCIAL    FRAMEWORKS FOR LNG IN NORTH AMERICA, A Research and Public Education Consortium. November 7, 2006.

Spieler, Oscar. Golar LNG Energy Presentation Slide, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU). January 26, 2011.

http://www.presidenri.go.id/index.php/fokus/2011/05/27/6850.html

]]> http://majarimagazine.com/2011/07/sekilas-tentang-teknologi-floating-storage-and-regasification-unit-fsru/feed/ 0 http://majarimagazine.com/2009/06/aqueous-phase-reforming-apr/ http://majarimagazine.com/2009/06/aqueous-phase-reforming-apr/#comments Wed, 03 Jun 2009 03:23:48 +0000 Saepul Rohman http://majarimagazine.com/?p=1770

Hidrogen

Hidrogen banyak digunakan sebagai bahan bakar seperti pada industri pengilangan, treating logam dan pemrosesan makanan. The National Aeronautics and Space Administration (NASA) adalah pengguna primer hidrogen sebagai bahan bakar dan telah menggunakannya selama bertahun-tahun dalam program luar angkasa. Baterai hidrogen yang disebut fuel cells dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan sistem daya listrik di roket atau pesawat luar angkasa. Produk samping yang diperoleh hanyalah air murni dan digunakan oleh para awak pesawat sebagai air minum. Proses pada fuel cells sangat efisien tetapi pembuatannya mahal. Fuel cells ukuran kecil dapat menjalankan mobil listrik sedangkan fuel cells ukuran besar dapat menyediakan listrik untuk tempat terpencil tanpa jalur transmisi.

Hidrogen mempunyai potensi yang besar sebagai bahan bakar ramah lingkungan untuk mengurangi ketergantungan dari mengimpor sumber daya energi. Sebelum hidrogen dapat menjadi sumber energi terbesar dan dapat digunakan sebagai alternatif dari bensin, banyak fasilitas baru harus dibangun. Kita akan memerlukan fasilitas tersebut untuk membuat hidrogen, menyimpannya dan memindahkannya. Kita akan memerlukan fuel cells yang ekonomis dan konsumen memerlukan teknologi dan pendidikan untuk aman menggunakannya. Saat ini telah banyak proses yang ditemukan untuk mengkonversi biomassa seperti gliserol menjadi hidrogen. Salah satu proses yang efektif adalah reformasi fasa cair (Aqueous Phase Reforming/APR). Proses ini telah dikembangkan oleh Virent Energy System, Inc. Proses APR adalah metoda yang unik untuk memproduksi hidrogen dari larutan senyawa beroksigen dalam satu tahap proses reaktor dibandingkan dengan tiga atau lebih tahap yang diperlukan untuk memproduksi hidrogen melalui proses konvensional yang mempergunakan bahan bakar fosil yang tak terbarukan. Kunci pemecahan dari proses APR adalah reformasi larutan dilakukan dalam fasa cair.

Gliserol ini bisa dicampur dengan air untuk dijadikan umpan dari proses reformasi fasa cair ini. Skema proses ini bisa dilihat pada Gambar berikut.

Diagram Proses APR

Pada proses ini, reaksi yang terjadi adalah :
C3H8O3 + 3H2O –> 3CO2 + 7H2

Reaksi reformasi fasa cair ini terjadi dalam reaktor tunggal pada temperatur antara 200°C hingga 250°C dan pada tekanan di atas bubble point air (16-40 bar). Reaksi ini merupakan reaksi endoterm sehingga membutuhkan pasokan kalor dari luar.

Katalis logam sering digunakan untuk proses Aqueous Phase Reforming. Logam seperti Pt, Pd, dan campuran logam Ni-Sn menunjukkan selektivitas yang tinggi untuk produksi hidrogen dan kecenderungan untuk membentuk alkana sangat rendah. Di sisi lain, logam seperti Ru dan Rh lebih aktif untuk membentuk alkana. Penyangga asam memiliki selektivitas tinggi untuk reaksi ini, sedangkan penyangga basa/ netral meyukai produksi hidrogen. Lebih dari itu, penyangga oksida memainkan aturan kunci dalam aktivasi molekul air, menghasilkan inhibition atau promotion dalam WGSR (Water Gas Shift Reaction). Keasaman larutan juga berpengaruh pada unjuk kerja aqueous phase reformer. Secara jelas dapat disimpulkan bahwa larutan basa dan netral menghasilkan selektivitas hidrogen yang tinggi dan selektivitas alkana yang rendah. Sebaliknya larutan asam menghasilkan selektivitas hidrogen yang rendah dan selektivitas alkana yang tinggi.

Metode Preparasi Katalis
Katalis yang akan digunakan untuk suatu reaksi biasanya melalui tahap preparasi terlebih dahulu. Berikut adalah beberapa tahap preparasi yang telah dilakukan oleh peneliti sebelumnya.

1. Menurut Nianjun Luo et all. Bahwa katalis berbasis Pt telah dipreparasi menggunakan metode incipient wetness impregnation. Secara khas, y-Al2O3 (ukuran 178-250 µm) telah diimpregnasi dengan larutan H2PtCl6 selama 24 jam pada temperatur ruang. Kemudian dikeringkan pada 120 °C semalaman dalam oven dan dikalsinasi pada 260 °C selama 2 jam di udara.
2. Menurut Guodong Wen et all. Bahwa larutan yang digunakan untuk preparasi katalis Pt, Ni, Co dan Cu adalah berturut-turut H2PtCl6, (Ni(NO3)2.6H2O), (Co(NO3)2.6H2O) dan (Cu(NO3)2.6H2O). Al2O3, karbon aktif, SiO2, MgO, HUSY (SiO2/Al2O3=4.8) dan SAPO-11 (Si0.129Al0.499P0.397O2) digunakan sebagai penyangga untuk menyangga katalis Pt. Katalis dipreparasi dengan metode incipient wetness impregnation dilanjutkan dengan pengeringan di udara dalam oven pada 383 K semalaman dan terakhir dikalsinasi pada 723 K selama 3 jam (kecuali untuk katalis Pt dikalsinasi pada 753 K). Kemudian direduksi dalam aliran H2 selama 2 jam pada 823 K (pemanasan 2 K/min). Setelah reduksi, sampel didinginkan samapi temperatur ruang dan dipassivasi dalam aliran O2/N2 (1%-vol O2).

Sumber:
http://www.greenoptimistic.com/hydrogen_power
http://www.wisbiorefine.org
http://www.esru.strath.ac.uk

Biogas sebuah teknologi sederhana dan mudah untuk diaplikasikan dapat menjadi sebuah solusi yang baik untuk kedua permasalahan tersebut.

Apa itu biogas?

Aplikasi biogas

Biogas adalah gas produk akhir pencernaan atau degradasi anaerobik bahan-bahan organik oleh bakteri-bakteri anaerobik dalam lingkungan bebas oksigen atau udara (Tatang, 2006). Komponen terbesar (penyusun utama) biogas adalah metana (CH4, 54 – 80 %-vol) dan karbon dioksida (CO2, 20 – 45 %-vol).

Gambar disamping adalah beberapa aplikasi biogas dalam kehidupan sehari – sehari.
Pada prinsipnya proses produksi biogas, terjadi dua tahap yaitu penyiapan bahan baku dan proses penguraian anaerobik oleh mikroorganisme untuk menghasilkan gas metana.

Bahan Baku

Biogas berasal dari hasil fermentasi bahan-bahan organik diantaranya:

• Limbah tanaman : tebu, rumput-rumputan, jagung, gandum, dan lain-lain,
• Limbah dan hasil produksi : minyak, bagas, penggilingan padi, limbah sagu,
• Hasil samping industri : tembakau, limbah pengolahan buah-buahan dan sayuran, dedak, kain dari tekstil, ampas tebu dari industri gula dan tapioka, limbah cair industri tahu,
• Limbah perairan : alga laut, tumbuh-tumbuhan air,
• Limbah peternakan : kotoran sapi, kotoran kerbau, kotoran kambing, kotoran unggas.

Rasio ideal C/N untuk proses dekomposisi anaerob untuk menghasilkan metana adalah 30. C/N rasio dari beberapa bahan organik dapat dilihat pada tabel berikut ini.
Tabel Rasio C/N untuk berbagai bahan organik

Proses Anaerob

Proses penguraian oleh mikroorganisme untuk menguraikan bahan-bahan organik terjadi secara anaerob. Proses anaerob adalah proses biologi yang berlangsung pada kondisi tanpa oksigen oleh mikroorganisme tertentu yang mampu mengubah senyawa organik menjadi metana (biogas). Proses ini banyak dikembangkan untuk mengolah kotoran hewan dan manusia atau air limbah yang kandungan bahan organiknya tinggi. Sisa pengolahan bahan organik dalam bentuk padat digunakan untuk kompos.

Secara umum, proses anaeorob terdiri dari empat tahap yakni: hidrolisis, pembentukan asam, pembentukan asetat dan pembentukan metana. Proses anaerob dikendalikan oleh dua golongan mikroorganisme (hidrolitik dan metanogen). Bakteri hidrolitik memecah senyawa organik kompleks menjadi senyawa yang lebih sederhana. Senyawa sederhana diuraikan oleh bakteri penghasil asam (acid-forming bacteria) menjadi asam lemak dengan berat molekul rendah seperti asam asetat dan asam butirat. Selanjutnya bakteri metanogenik mengubah asam-asam tersebut menjadi metana.

Instalasi sistem produksi dan pemanfaatan biogas

Faktor-Faktor yang Mempengaruhi Aktivitas Mikroorganisme Anaerob

Laju proses anaerob yang tinggi sangat ditentukan oleh faktor-faktor yang mempengaruhi mikroorganisme, diantaranya temperatur, pH, salinitas dan ion kuat, nutrisi, inhibisi dan kadar keracunan pada proses, dan konsentrasi padatan. Berikut ini adalah pembahasan tentang faktor-faktor tersebut.

Temperatur

Gabungan bakteri anaerob bekerja dibawah tiga kelompok temperatur utama. Temperatur kriofilik yakni kurang dari 20 C, mesofilik berlangsung pada temperatur 20-45 C (optimum pada 30-45) dan termofilik terjadi pada temperatur 40-80 C (optimum pada 55-75 C).

pH

Pada dekomposisi anaerob faktor pH sangat berperan, karena pada rentang pH yang tidak sesuai, mikroba tidak dapat tumbuh dengan maksimum dan bahkan dapat menyebabkan kematian yang pada akhirnya dapat menghambat perolehan gas metana. Berdasarkan beberapa percobaan pH optimum untuk memproduksi metana adalah rentang netral yaitu 6,2 sampai 7,6.

Nutrisi

Mikroorganisme membutuhkan beberapa vitamin esensial dan asam amino. Zat tersebut dapat disuplai ke media kultur dengan memberikan nutrisi tertentu untuk pertumbuhan dan metabolismenya. Selain itu juga dibutuhkan mikronutrien untuk meningkatkan aktivitas mikroorganisme, misalnya besi, magnesium, kalsium, natrium, barium, selenium, kobalt dan lain-lain (Malina,1992).

Keracunan dan Hambatan

Keracunan (toxicity) dan hambatan (inhibition) proses anaerob dapat disebabkan oleh berbagai hal, misalnya produk antara asam lemak mudah menguap (volatile) yang dapat mempengaruhi pH. Zat-zat penghambat lain terhadap aktivitas mikroorganisme pada proses anaerob diantaranya kandungan logam berat sianida.

Faktor Konsentrasi Padatan

Konsentrasi ideal padatan untuk memproduksi biogas adalah 7-9% kandungan kering. Kondisi ini dapat membuat proses digester anaerob berjalan dengan baik.

Penentuan Kadar Metana Dengan BMP

Uji BMP (Biochemical Methane Potential) ditunjukan untuk mengukur gas metana yang dihasilkan selama masa inkubasi secara anaerob pada media kimia. Uji BMP dilakukan dengan cara menempatkan cairan contoh, inokulan (biakan bakteri anaeorob) dan media kimia dalam botol serum. Botol serum ini, diinkubasi pada suhu 35oC, lalu pengukuran dilakukan selama masa inkubasi secara periodik (biasanya setiap 5 hari), sehingga pada akhir masa inkubasi (hari ke-30) didapatkan akumulasi gas metana. Pengukuran dilakukan dengan memasukkan jarum suntik (metoda syringe) ke botol serum.

Sumber:
Soerawidjaja, Tatang H. 2006. Potensi Sumber Daya Hayati Indonesia dalam Penyediaan Berbagai Bentuk Energi. Program Studi Teknik Kimia.
http://www.dikti.org/biogas

Logo Pertamina

Pertamina, perusahaan minyak nasional, sedang bertransformasi. Pertamina On The Move, begitulah taglinenya. Banyak sekali agenda transformasi Pertamina, salah satunya perubahan paradigma SDM dan manajemen. Lalu, perubahan apa saja yang sudah perusahaan ini lakukan? Apakah sudah memuaskan para konsumennya?

Pada prinsipnya, program transformasi di Pertamina menyentuh dua aspek. Aspek pertama, budaya dan fundamental yang menyangkut pola pikir karyawan dalam menangani stakeholder. Yang kedua, aspek bisnis hulu hingga hilir. Perubahan yang telah dilakukan Pertamina antara lain sistem pengembangan SDM, pembenahan SPBU, penggencaran iklan Pertamina, dan meningkatkan nilai GCG (good corporate governance). Salah satu perubahan yang terlihat langsung oleh masyarakat adalah citra perubahan dalam kinerja Pertamina.

SPBU Pertamina

Transformasi citra Pertamina berawal dari pandangan buruk masyarakat terhadap perusahaan ini. Dua tahun lalu, Situs Survey Dharmapena menyebutkan: SPBU Pertamina masih suka curang, tidak profesional (amatiran), sarang KKN, kurang bermanfaat karena sumbangan corporate social responsibility belum memenuhi keinginan masyarakat, birokratis, dan kegiatan hulunya masih dinilai merusak lingkungan. Pertamina memang memiliki SPBU yang sangat banyak di tanah air. Namun, bagaimana bisa disukai kalau SPBU nya kotor, penjaganya tidak ramah, bahkan melakukan kecurangan dengan tidak me-nol-kan alat pengukur volume bensin.

Sertifikat Pasti Pas!

Tapi itu dulu. Saat ini, pasti kita semua sudah sering dengar sertifikat “Pasti Pas”. Tak hanya itu, operator SPBU pun dilatih dan kualifikasinya ditingkatkan. Tak heran, baju dekil dan muka judes yang dulu menyambut kita di SPBU Pertamina kini sudah berganti dengan seragam bersih dan petugas ramah yang berkata, ”Dari nol ya mbak…”. Daerah SPBU pun sudah tak kotor lagi. Tak jarang area SPBU dilengkapi juga dengan masjid, supermarket, dan restoran.

Bukan hanya citra, masih banyak lagi yang Pertamina lakukan dalam bertransformasi. Kinerja Pertamina Tahun 2008 (prognosis):

1. Total pendapatan sebesar Rp 540 Triliun
2. Laba sebelum pajak sebesar Rp 50 Triliun
3. Laba bersih sebesar Rp 30 Triliun
4. Volume lifting minyak sebesar 35,9 juta Barrel
5. Produksi minyak 156.000 barrel per hari
6. Realisasi investasi sebesar Rp 17 Triliun
7. Harga minyak Indonesia sebesar 101 dollar AS per barrel

Tapi jangan bangga dulu. Sayangnya, walaupun sudah banyak melakukan perubahan, toh Pertamina masih kalah saing dengan perusahaan minyak nasional negara lain. Faktanya, saat ini Petronas sudah masuk peringkat 500 perusahaan terbaik versi Majalah Fortune, menempati posisi ke-97. Sementara, Pertamina tidak termasuk di dalamnya. Tentang perkembangan Pertamina, sang dirut lama dulu punya alibi, “Bisa dibayangkan, profit kami Rp 19 triliun, tapi harus disetorkan ke pemerintah sebesar Rp 11,9 triliun. Jadi, bagaimana kami bisa berkembang?”.

Bukan hanya kalah saing, tahun 2009 ini pun dibuka Pertamina dengan buruk. Tangki Nomor 24 Depo Pertamina Plumpang yang bermuatan 2.900 kiloliter BBM tiba-tiba meledak akibat gelas pengukur bensin atau ken bergesekan dengan slot ukur tangki. Ledakan ini menimbulkan kerugian sebesar US$ 1 miliar. Siapa yang paling bertanggung jawab? Sayangnya, pengusutan kasus ini pun belum tuntas hingga sekarang.

Buntutnya, entah karena masalah kebakaran Plumpang tersebut, masalah kelangkaan LPG sebelumnya, atau masalah lain, awal bulan lalu Direktur Utama Pertamina diganti. Padahal, direktur sebelumnya, Ari Soemarno, belum sampai 3 tahun menjabat. Singkat sekali masa jabatannya. Seharusnya, untuk perusahaan sekelas Pertamina, 3 tahun masa jabatan masih belum cukup. Beberapa pihak menilai ada unsur politis di balik penggantian tersebut. Apalagi penggantian itu terkesan tiba-tiba dan pada waktu yang dekat pemilu.

Yah.. apapun pemicunya, yang jelas, transformasi Pertamina masih belum selesai. Walaupun terhambat pergantian direksi, masih banyak tugas Pertamina ke depan. Visi jangka panjangnya pun sangat tinggi, yaitu 15 tahun ke depan Pertamina akan menjadi perusahaan minyak dan gas yang terintegrasi dan terkemuka di tingkat regional. Semoga saja acara pergantian jabatan awal bulan lalu tidak menghambat Pertamina yang ”On The Move”.

Referensi: Kompas, SWA

Sayangnya, tak mudah mengambil gas yang terkandung di Natuna D-Alpha. Alasannya, sebagian besar kolam itu berisi gas CO2. Dari 6,28 triliun m3 volume total gas yang ada disana, 71% merupakan gas CO2. Sisanya, 28% gas alam (metana dan hidrokarbon berat), 0.5% belerang, dan 0.5% nitrogen. Jika diambil dengan metode konvensional, gas CO2 akan langsung lepas ke atmosfer. Padahal, kandungan gas CO2 di Natuna D-Alpha merupakan kumpulan CO2 terbesar di dunia. Jika gas ini terlepas ke udara, emisi CO2 tahunan Indonesia akan meningkat 50 persen. Dalam 30 tahun, total CO2 dari ladang ini dapat menaikkan konsentrasi CO2 dunia 4,3 part per million atau lebih dari satu persen.

Dalam proses pengelolaan Blok D-Alpha nanti, tentunya akan banyak tantangan yang harus dihadapi. Pertama, tantangan teknologi, yaitu penghilangan, pembuangan, dan penyimpanan karbon dioksida karena CO2 tidak bisa dibuang sembarangan. Selain teknologi, lokasi di laut lepas dengan kedalaman 300-400 meter membutuhkan fasilitas yang lengkap. Jika sudah terealisasi, daerah ini nantinya akan menjadi anjungan lepas pantai terbesar di dunia. Tantangan lainnya adalah investasi. Perlakuan khusus akibat timbunan CO2 dan masalah lainnya menyebabkan investasi di blok ini lebih tinggi daripada ladang gas lain. Nilai investasinya diperkirakan US$ 52 miliar, delapan kali lebih besar daripada ladang gas Tangguh di Papua. Namun, sebagai imbalannya, sekitar US$ 6.2 miliar per tahun akan disumbangkan oleh ladang gas ini, jika harga gas pada kisaran US$ 10/MMBTU dan share pemerintah 45% di luar cost recovery dan insentif.

Pemerintah sebelumnya menunjuk ExxonMobil sebagai pengelola utama. Dalam kontrak lama, Exxon menguasai 76 persen saham dan Pertamina 24 persen. Namun, sejak tahun 2005, perjanjian itu telah putus. Blok Natuna secara resmi diserahkan pemerintah ke Pertamina pada 19 Februari 2008. Penunjukan Pertamina itu mengakhiri ketidakpastian selama tiga tahun tentang siapa pengelola blok di Kepulauan Natuna tersebut. Akhirnya, WoodMcKenzie, sebuah perusahaan konsultan, diminta Pertamina mencari pasangan untuk menggarap Natuna Blok D-Alpha pada Juli 2008 lalu. Hingga saat ini, proses seleksi calon mitra Pertamina di Natuna masih berlangsung. Dari seleksi tahap pertama, ada delapan perusahaan yang dinilai layak, yakni ExxonMobil, Shell, Chevron, Total, Statoil, Eni, CNPC, dan Petronas. Selain itu, Pertamina telah menyatakan hanya akan mengambil maksimal 40 persen porsi kepemilikan di Blok Natuna D-Alpha.

Referensi: http://majalah.tempointeraktif.com/, http://www.kompas.com/
Gambar: http://www.flickr.com/photos/paulkeithphoto/1172313562/

Gas alam seperti juga minyak bumi merupakan senyawa hidrokarbon (C_nH_2n+2) yang terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N₂, CO₂, H₂S dan gas mulia seperti He dan Ar, terdapat pula uap air dan pasir. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan CH₄, dan dapat juga termasuk etan C₂H₆ dan propan C₃H₈. Gas alam yang didapat dari dalam sumur di bawah bumi, biasanya bergabung dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non-associated.

Asal Mula Gas Alam

Gas alam lebih mudah ditemukan dibanding minyak bumi. Pembentukan gas alam dapat dibagi menjadi dua jenis yakni proses biologis dan proses thermal.

Proses Biologis

Pada proses awal, gas alam terbentuk dari hasil dekomposisi zat organik oleh mikroba anaerobik. Mikroba yang mampu hidup tanpa oksigen dan dapat bertahan pada lingkungan dengan kandungan sulfur yang tinggi. Pembentukan gas alam secara biologis ini biasanya terjadi pada rawa, teluk, dasar danau dan lingkungan air dengan sedikit oksigen. Proses ini mmembentuk gas alam pada kedalaman 760 sampai 4880 meter akan tetapi pada kedalaman dibawah 2900 meter, akan terbentuk wet gas (gas yang mengandung cairan hydrocarbon). Proses jenis ini menempati 20 persen keseluruhan cadangan gas dunia.

Proses Thermal

Pada kedalaman 4880 meter, minyak bumi menjadi tidak stabil sehingga produk utama hydrocarbon menjadi gas metan. Gas ini terbentuk dari hasil cracking cairan hydrocarbon yang ada disekitarnya. Proses pembentukan minyak bumi juga terjadi pada kedalaman ini, akan tetapi proses pemecahannya menjadi metan lebih cepat terjadi.

Sebenarnya, pembentukan gas alam dari bahan inorganik juga dapat terjadi. Walaupun ditemukan pada jumlah yang tidak banyak, gas metan terbentuk dari batuan awal lapisan pembentuk bumi dan jenis meteorit yang mengandung bayak kabon (carbonaceous chondrite type).

Gas mulia (He dan Ar) yang ditemukan bersama gas alam adalah produk hasil dari disintegrasi radioaktif alam. Helium berasal dari thorium dan keluarga uranium sedangkan argon berasal dari potassium. Gas-gas ini kemungkinan besar sama-sama terjebak oleh lingkungan pada gas alam.

Seperti minyak bumi, gas alam bergerak dan terakumulasi pada beberapa titik.
Titik inilah yang menjadi target penambangan gas alam. Ladang gas alam terbesar Eropa terdapat di Gronigen-Belanda (2270 x 10^9 m³), US terdapat di Kansas (1986 x 10^9 m³), Afrika terdapat Algeria (2520 x 10^9 m³) dan di benua Asia terdapat di Arun-Indonesia (383 x 10^9 m³).

Pengukuran Gas Alam

Gas alam dapat diukur dalam sejumlah cara. Sebagai gas, ia dapat diukur melalui volume satuan m3 pada temperatur 15 C dan tekanan 750 mmHg, atau dalam cubic feet (CF) dengan temperatur 60 F dan tekanan 14,73 lb/in². Satuan volume yang umumnya dipakai adalah dalam ribuan cubic feet (MCF), jutaan cubic feet (MMCF), atau triliun cubic feet (TCF). Gas alam juga sering diukur dan dinyatakan dalam British thermal unit (BTU). Satu BTU adalah sejumlah gas alam yang akan menghasilkan energi yang cukup untuk memanaskan satu pound air dengan satu derajat pada tekanan normal. Satu cubic feet gas alam mengandung sekitar 1,027 BTU. Gas alam yang dikirim melalui pipa di USA, diukur dalam satuan ‘therms’ untuk penggunaan pembayaran. Satu ’therm’ adalah ekivalen dengan 100.000 BTU, atau sekitar 97 SCF gas alam.

Pengolahan Gas Alam

Pada proses pengolahan modern, dilakukan pemisahan untuk menghilangkan impurities. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C₃H₈) dan butan (C₄H₁₀) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk metan (CH₄).

Gas alam yang dikirim tersebut merupakan ‘dry gas’ atau ‘gas kering’. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH₄. Gas metan mudah terbakar apabila terjadi reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon dioksida (CO2), air (H2O) ditambah sejumlah besar energi, sebagaimana persamaan berikut :

CH₄ + 2 O₂ –> CO₂ + 2 H₂O + 891 kJ

Apabila dilihat dari pertumbuhan konsumsi gas alam dunia dalam 20 (dua puluh) tahun ke depan berdasarkan data dan proyeksi dari Energy Information Administration (US) dalam International Energy Outlook tahun 2002, maka proyeksi konsumsi gas alam dunia akan mencapai 162 trilliun cubic feet (TCF) pada tahun 2020. Jumlah ini merupakan 2 (dua) kali konsumsi pada tahun 1999 yang sebesar 84 TCF. Kalau pada tahun 1999 pangsa pasar gas alam dibandingkan sumber energi lain adalah 23%, maka pada tahun 2020 diproyeksikan akan naik menjadi 28%.

Sumber:
1. Gas Alam, Sumber Energi Masa Depan. Pertamina, 2007
2. Natural Gas. Encyclopædia Britannica. Ultimate Reference Suite. Chicago: Encyclopædia Britannica, 2008.

Teknologi Gas-To-Liquid (GTL)

Perkembangan teknologi GTL di dunia saat ini telah mencapai tahap komersial. Beberapa pemegang paten seperti Sasol Ltd., Shell, ExxonMobil, Rentech Inc., Syntroleum Corp., JNOC, dll, telah berhasil mengoperasikan kilang-kilang GTL di berbagai penjuru dunia seperti Nigeria, Mesir, Argentina, Qatar, Iran, Malaysia, dan Australia. Produk yang dihasilkan dari teknologi GTL ini meliputi: naphtha, middle distillates, dan lilin (waxes), namun dapat juga di arahkan ke produk dimetil eter (DME), dan metanol. Dari beberapa produk GTL tersebut, middle distillates (diesel dan bahan bakar jet) dapat mengganti langsung diesel berbasis minyak bumi yang digunakan selama ini dalam mesin diesel (compression ignition engines). Produk samping yang dihasilkan berupa hidrokarbon ringan (tail gas) masih dapat dimanfaatkan sebagai pembangkit tenaga (power generation), sedangkan hidrogen dapat diolah lanjut menjadi pupuk/urea atau dimanfaatkan sebagai sumber energi dalam merancang kilang GTL terintegrasi (lihat Gambar 1).

Dengan teknologi GTL, cadangan gas sebesar 1 TCF (Trillion Cubic Feet) dapat menghasilkan produk GTL berupa bahan bakar sintetis (diesel dan naphtha) sebesar 10,000 barrel/hari selama 30 tahun, dengan asumsi laju alir umpan gas alam sebesar 100 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day). Data terakhir BP Statistics mencatat jumlah cadangan gas Indonesia tahun 2002 sebesar 92.5 TCF; dengan demikian kita dapat menghitung sendiri berapa barrel/hari diesel dan naphtha yang dapat diproduksi guna mengurangi impor BBM (solar) yang selama ini dilakukan.

Gambar 1. Skema Teknologi Gas-To-Liquid (GTL) terintegrasi. (Sumber: Sasol, Ltd)

Tahapan proses dari teknologi GTL ini adalah: tahap pemurnian gas (gas purification), proses pembuatan gas sintesis (synthesis gas process), proses Fischer-Tropsch (Fischer-Tropsch process), dan tahap peningkatan kualitas produk (product upgrading).

1. Tahapan Pemurnian Gas (Gas Purification)
   Pada tahap ini, gas alam yang keluar dari sumur dibersihkan dari senyawa-senyawa yang dapat mengganggu jalannya proses selanjutnya. Senyawa-senyawa tersebut diantaranya : H₂S, CO₂, H₂O, dll. Teknologi komersial yang dapat digunakan diantaranya proses absorpsi menggunakan pelarut tertentu, misalnya : MEA (monoetanolamin), DEA (dietanolamin), dan TEG (trietilen glikol).
2. Tahapan Pembuatan Gas Sintesis (Synthesis Gas Process)
   Pada tahapan ini, gas alam yang telah dibersihkan, direaksikan sehingga menghasilkan gas sintesis. Gas sintesis atau SynGas adalah istilah yang diberikan kepada campuran gas karbonmonoksida (CO) dengan hidrogen (H₂) yang digunakan untuk mensintesis berbagai macam zat seperti metanol dan ammonia. Proses pembuatan gas sintesis yang telah komersial adalah: proses steam reforming, oksidasi parsial, dan CO₂ reforming.
3. Tahapan Reaksi Fischer-Tropsch (Fischer-Tropsch Process)
   Reaksi Fischer-Tropsch (FT) merupakan tahapan reaksi yang paling penting dalam teknologi GTL. Pada tahap reaksi FT ini, gas sintesis dikonversi menjadi hidrokarbon rantai panjang. Jenis katalis, jenis reaktor, rasio H₂/CO, dan kondisi operasi merupakan faktor yang menentukan jenis produk yang dihasilkan.

   Reaksi FT keseluruhan secara umum :
   (1): nCO + mH₂ -> C₁ – C₄₀- (alkana) + H₂O
   (2): nCO + mH₂ -> C₁ – C₄₀- (alkena) + ½n CO₂

   Keterangan: harga n dan m sangat bergantung pada metode pembuatan gas sintesis dan jenis bahan baku yang digunakan, misalnya: rasio H₂/CO gas bumi = 1.8-2.3, batubara = 0.6-0.8.

   Jenis katalis yang banyak digunakan adalah katalis berbasis kobalt (Co) dan besi (Fe). Jenis reaktor FT yang digunakan misalnya terdiri dari reaktor slurry, fixed bed, dan fluidized. Reaktor-reaktor tersebut dioperasikan pada rentang suhu antara 149°C-371°C dengan tekanan antara 0.7-41 bar.

4. Tahapan Peningkatan Kualitas Produk (Product Upgrading)
   Tahap ini merupakan tahap untuk mendapatkan produk sesuai jenis dan spesifikasi yang diinginkan. Proses yang digunakan merupakan proses yang telah digunakan secara komersial pada kilang-kilang minyak umumnya, seperti: proses catalytic reforming, fluid catalytic cracking, isomerisasi, alkilasi, dll.

Kualitas Lebih Baik dan Ramah Lingkungan

Semakin tingginya perhatian dunia akan kelestarian lingkungan membuat semakin ketatnya regulasi-regulasi yang dibuat berkaitan dengan spesifikasi bahan bakar. Produk GTL, khususnya diesel, telah terbukti memiliki karakteristik yang lebih baik bila dibandingkan dengan diesel yang dihasilkan dari minyak bumi (lihat Tabel 1); di samping itu diesel GTL juga lebih ramah lingkungan karena mampu mereduksi emisi dari gas buang yang dihasilkan. Reduksi emisi yang dihasilkan untuk hidrokarbon (HC), karbonmonoksida (CO), NO_x, dan partikulat masing-masing sebesar: 16%, 29%, 14%, dan 46%. Fraksi nafta yang dihasilkan dari kilang GTL memiliki angka oktan RON 40 (perbandingan: nafta dari minyak bumi memiliki angka oktan RON 50), sehingga tidak dapat langsung digunakan sebagai bahan bakar gasoline (premium), namun sangat baik sebagai bahan baku petrokimia terutama untuk memproduksi etilen. Kerosin yang dihasilkan juga memiliki karakteristik yang baik karena memiliki kandungan sulfur yang rendah serta smoke point sekitar 45 mm (perbandingan: kerosin dari minyak bumi memiliki smoke point sekitar 20 mm).

Keunggulan Lain

Selain lebih baik dalam hal karakteristik, teknologi GTL ini juga memiliki keunggulan karena dapat diaplikasikan tidak hanya pada sumur gas yang memiliki cadangan besar, tetapi juga pada sumur-sumur gas kecil/marjinal (stranded gas). Teknologi GTL dapat diterapkan pada sumur gas dengan cadangan 1-3 TCF (bandingkan dengan LNG yang membutuhkan sumur gas dengan cadangan 6-8 TCF). Disamping itu, dengan biaya investasi yang relatif sama dengan pembangunan kilang lainnya, kilang GTL mampu memberikan pendapatan yang relatif lebih besar per tahunnya (lihat Tabel 2).

Penutup

Setelah menjadi produsen terbesar LNG, Indonesia, dengan cadangan gas terbesar (92.5 TCF) di Asia Pasifik dan Asia Tenggara, memiliki peluang besar untuk menerapkan teknologi GTL. Untuk mendukung hal tersebut, diperlukan kebijakan yang mendukung serta SDM yang berkemauan untuk alih teknologi.

Siapkah kita?

A micelle. The lipophilic ends of the surfactant molecules dissolve in the oil, while the hydrophilic charged ends remain outside, shielding the rest of the hydrophobic micelle

Teman-teman pasti mengenal berbagai macam produk personal care, shampoo, maupun deterjen. Lalu, bagaimana produk-produk tersebut dibuat? Semuanya itu tidak terlepas dari kandungan aktif bernama surfaktan yang terdapat didalamnya. Bahkan, surfaktan juga digunakan sebagai bahan aktif pada lumpur pengeboran minyak.

Apa itu surfaktan?

Surfaktan (surface acting agent) merupakan senyawa organik yang dalam molekulnya memiliki sedikitnya satu gugus hidrofilik dan satu gugus hidrofobik. Apabila ditambahkan ke suatu cairan pada konsentrasi rendah, maka dapat mengubah karakteristik tegangan permukaan dan antarmuka cairan tersebut. Antarmuka adalah bagian dimana dua fasa saling bertemu/kontak. Permukaan yaitu antarmuka dimana satu fasa kontak dengan gas, biasanya udara.

Surfactant. Polarised Light Microscopy imaging of a liquid-crystalline phase formed during the melting process of a surfactant.

Saat ini surfaktan deterjen masih didominasi oleh produk turunan petrokimia yang bernama Linier Alkyl Benzene Sulfonat (LABS). Semakin tingginya harga minyak bumi dunia membuat beberapa pabrikan deterjen di Amerika dan Jepang sudah mulai menggunakan metil ester sulfonat (MES) berbasis minyak nabati. Beberapa produsen oleochemical bahkan pabrik biodiesel (metil ester) sudah memasang unit sulfonasi untuk bisa paralel membuat metil ester atau terus ke MES untuk bahan deterjen.

MES memiliki beberapa kelebihan dibandingkan surfaktan lainnya, yaitu antara lain kemampuan penyabunan yang baik; terutama yang berasal dari C16 dan C18 (dari minyak kelapa), toleransi yang baik terhadap kesadahan air, bersinergi baik dengan sabun (sebagai zat aditif sabun), daya larut dalam air yang baik, lembut dan tidak iritasi pada kulit, dan memiliki karakteristik biodegradasi yang baik.

Produksi Metil Ester Sulfonat

Produksi metil ester sulfonat dalam skala industri terdiri dari 4 (empat) tahap yaitu tahap sulfonasi, tahap pemucatan, tahap netralisasi, dan tahap pengeringan.

1. Tahap Sulfonasi
   MES diproduksi melalui proses sulfonasi metil ester dengan campuran SO3/udara. Reaksi pengontakkan SO3 dan bahan organik terjadi di dalam suatu falling film reactor. Gas dan organik mengalir di dalam tube secara co-current dari bagian atas reaktor pada temperatur 45^oC dan keluar reaktor pada temperatur sekitar 30^oC. Proses pendinginan dilakukan dengan air pendingin yang berasal dari cooling tower. Air pendingin ini mengalir pada bagian shell dari reaktor. Hal ini bertujuan untuk menjaga kestabilan temperatur reaksi akibat reaksi eksoterm yang berlangsung di dalam reaktor.
   

   Agar campuran MESA mencapai waktu yang tepat dalam reaksi sulfonasi yang sempurna, MESA harus dilewatkan kedalam digester yang memilki temperature konstan (~80^oC) selama kurang lebih satu jam. Efek samping dari MESA digestion adalah penggelapan warna campuran asam sulfonat secara signifikan. Sementara itu, gas-gas yang meninggalkan reaktor menuju sistem pembersihan gas buangan (waste gas cleaning system).

2. Tahap Pemucatan (Bleaching)
   Untuk mengurangi warna sampai sesuai dengan spesifikasi, digested MESA harus diukur didalam sistem kontinu acid bleaching, dimana dicampurkan dengan laju alir metanol yang terkontrol dan hidrogen peroksida sesudahnya. Reaksi bleaching lalu dilanjutkan dengan metanol reflux dan pengontrolan temperatur yang presisi.
3. Tahap Netralisasi
   Acid ester yang terbentuk dalam proses sulfonasi bersifat tidak stabil dan mudah terhidrolisis. Oleh karena itu, pencampuran yang sempurna antara asam sulfonat dan aliran basa dibutuhkan dalam proses netralisasi untuk mencegah lokalisasi kenaikan pH dan temperatur yang dapat mengakibatkan reaksi hidrolisis yang berlebih. Neutralizer beroperasi secara kontinu, mempertahankan komposisi dan pH dari pasta secara otomatis.
   
4. Tahap Pengeringan
   Selanjutnya, pasta netral MES dilewatkan ke dalam sistem TurboTube^TM Dryer dimana metanol dan air proses yang berlebih dipisahkan untuk menghasilkan pasta terkonsentrasi atau produk granula kering MES, dimana produk ini tergantung pada berat molekul MES dan target aplikasi produk. Langkah akhir adalah merumuskan dan menyiapkan produk MES dalam komposisi akhir, baik itu dalam bentuk cair, batangan semi-padat atau granula padat, dengan menggunakan teknologi yang tepat.
   

Referensi: Chemithon Corporation, US Patent 5587500; Wikipedia

The transfer pumps are critical equipment on produced fluid flow process, because if the unplanned down is happening on transfer pumps, there will no fluid is able to be delivered to gathering station and requires the CVC station shut down. So that the availability of these pumps have to be monitored and take big attention on its daily performance in order to extend Mean Time Between Failure (MTBF).

The case study below of unreliable control scheme system has caused repetitive faliure on pumps and impacted to generate loss production from CVC station.

Once upon a time, there was a transfer pump repetitive faliure problem in surge vessel system. The current configuration of this system is shown below:

The current transfer pumps’ control scheme has generated a fluctuated level inside surge vessel and start/stop pump frequently in short time (Either Lead or Lag Pumps). This condition has led to pumps performance which set automatically based on liquid level status inside surge vessel (LI 09002). The lead pump sets “OFF” at 20% liquid level for safety device and will be “ON” at 40% liquid level. The lag pump sets “ON” at 60% liquid level and will be “OFF” at 40% liquid level.

Transfer pumps have experienced an unacceptable number of repetitive mechanical seal failures which often have resulted in oil spills. The investigation has been conducted in order to find out the bottom causes of this problem. One clearly identified cause is repeated start/stop pump frequently within 10 minutes has caused damage on mechanical seal. The frequent start/stop pump condition is caused by level system itself which is to set lead pump “OFF” at 20% and restart at 40%. This happened on lag pump as well, which requires lag pump automatically “ON” at 60% and “OFF” at 40% liquid level.

The level control loop does not work as well as the level control signal which is routed to recycle valve (LCV 09001) in maintaining liquid level but it almost no effect on level. The current system attempts to control level by interaction between the recycle valve control (“level”) and the product valve control (“pressure”). The interaction is too slow to be effective in controlling the vessel level, so the back up control (pump’s safety device) of auto-starting/stopping pumps is used.

The level setting point of liquid level inside surge vessel is previously 50% level and this was inducing liquid carry over in overhead (vapor) line heading to vent stack and misting was occuring due to unreliable control scheme on surge vessel system. The picture below showed an fluctuated level:

In order to eliminate this repetitive mechnical seal failures and reduce misting by providing reliable system which will control the level appropriately as dedicated. The current control scheme will be changed with control type as mentioned below:

1. Change the product valve control so that it is controlled by net product flow controller FIC-09001. This flow controller will have its set pont provided by a level controller LIC-09001. Level to flow cascade control is an industry standard and will provide good level control while still allowing constraints on the flow rate to ensure the pump(s) operate in safe range.
2. Change the recycle valve control so that it is controlled by the pump(s) discharge pressure controller PIC-09001. this will ensure that the pump(s) stay above the minimum flow dan provide good protection for the pumps.

This type of control system is typically used throughout upstream and downstream facilities as industry standard. The sketch below is proposed control scheme for replacing the previous one.

Here is the end result once implemented the proposed control scheme in surge vessel sytem and conducted a tuning process on its propotional gain (CP) and Integral (TR) values in order to set proper either pressure control valve and level control valve responses in operations.

By implementing the new control scheme at existing surge vessel facility, the frequent start/stop transfer pump(s) in short time is able to be eliminated. Since the fluctuated level has been decreased from +/- 45% becomes 5% only. By changing the level setting point from 50% to 40% has clearly identified that the misting process was able to reduced until 70%. These changes have been communicated thru updating the Standard Operating Procedure (SOP).

Kilang UP IV Pertamina Cilacap. Paraxylene di PERTAMINA dihasilkan oleh Kilang Paraxylene PERTAMINA UP IV Cilacap. Kapasitas produksi kilang tersebut ialah 270.000 ton/tahun.

Xylene adalah hidrokarbon aromatik yang terdiri dari benzen yang berikatan dengan dua metil dan dapat diproduksi melalui reformasi katalitik naphta. Reformasi katalitik naphta menghasilkan campuran xylene yang terdiri dari paraxylene (p-xylene), ortoxylene (o-xylene), metaxylene (m-xylene), dan ethylbenzene. P-xylene adalah isomer yang bernilai jual paling tinggi karena dapat digunakan sebagai bahan baku pada produksi terephthalic acid pada pabrik polyester.

Masalah utama dari pemisahan p-xylene dari m-xylene dan o-xylene ialah dekatnya nilai titik didih ketiga senyawa tersebut yang menyebabkan sulitnya dilakukan distilasi sebagai metode pemisahan. Saat ini telah banyak berkembang teknik untuk memisahkan p-xylene dari kedua isomernya dan sejarah perkembangan teknik pemisahan tersebut diawali dengan kristalisasi. Teknik pemisahan melalui kristalisasi memiliki beberapa kekurangan yaitu hanya dapat dilakukan pada skala yang kecil dan reliabilitas alat-alat yang digunakan rendah. Teknik pemisahan lain yang berkembang ialah adsorpsi selektif. Saat ini, 90% produksi p-xylene dunia menggunakan teknik adsorpsi selektif.

Pemisahan Paraxylene

1. Kristalisasi
   CrystPXsm menerapkan teknik kristalisasi 2 tahap dan merupakan hasil pengembangan teknologi awal pemishan p-xylene dengan kristalisasi. Umpan yang berupa campuran xylene dialirkan ke kristalisator tahap pertama. Pada kristalisator tahap pertama terjadi penurunan temperatur sehingga p-xylene yang memiliki titik beku tertinggi membentuk kristal, sedangkan isomer lainnya tetap berfasa cair. Campuran cairan dan kristal tersebut kemudian dialirkan ke sentrifugator sehingga terjadi pengendapan kristal p-xylene membentuk slurry.
   

   Cairan yang terdiri dari o-xylene dan m-xylene dialirkan ke isomerator untuk menghasilkan lebih banyak p-xylene, sedangkan slurry dialirkan ke kolom pelelehan. Pada kolom pelelehan, terjadi pemanasan sehingga kristal p-xylene meleleh. Kemudian, lelehan dialirkan ke kristalisator tahap kedua. Pada kristalisator tersebut kembali terjadi kristalisasi p-xylene. Setelah itu, campuran cairan dan kristal dialirkan ke sentrifugator dan kemudian slurry dialirkan ke bejana pelelehan. Beberapa perusahaan pengembang sejenis ialah BEFS Prokem, Raytheon, BP, Sulzer, dan Axens.

2. Adsorpsi selektif
   Pada proses adsorpsi, p-xylene dan isomer-isomernya dialirkan ke bejana unggun tetap yang berisi molecular sieves yang secara selektif hanya mengadsorpsi p-xylene, sedangkan isomer-isomer lainnya tidak teradsorp dan dialirkan keluar dari bejana adsorpsi. Pelarut yang dapat diregenerasi dialirkan ke bejana adsorpsi dan berfungsi untuk melarutkan p-xylene yang telah teradsorp pada molecular sieves. Setelah proses adsorpsi, pelarut dipisahkan dari p-xylene dengan cara distilasi. Rafinat yang terdiri dari m-xylene dan o-xylene diisomerisasi untuk menghasilkan lebih banyak p-xylene. Teknik pemisahan p-xylene dari isomer-isomer xylene lainnya melalui proses adsorpsi selektif telah dikembangkan oleh Axen’s Eluxyl dan UOP’s Parex.

Paraxylene di Pertamina Indonesia

Paraxylene adalah senyawa hidrokarbon aromatic yang dihasilkan dari proses aromatisasi dari heavy naptha dalam unit platformer yang kemudian dipisahkan untuk memproduksi benzene dengan ekstraksi dan paraxylene dengan absorpsi. Paraxylene digunakan sebagai bahan baku untuk memproduksi PTA (pure terephthalic acid). Paraxylene di PERTAMINA dihasilkan oleh Kilang Paraxylene PERTAMINA UP IV Cilacap. Kapasitas produksi kilang tersebut ialah 270.000 ton/tahun. Kilang Paraxylene Cilacap didirikan pada tahun 1988 dan mulai beroperasi setelah diresmikan oleh Presiden pada tanggal 20 Desember 1990. Kapasitas total kilang ini adalah 590.000 ton/tahun dengan range produksi: paraxylene, benzene, LPG, raffinate, heavy aromate dan fuel gas/excess. Paraxylene adalah bahan baku untuk Plaju Aromatic Center dan dipasarkan untuk keperluan ekspor.

PERTAMINA ialah produsen PTA pertama di Indonesia dan sejak tahun 1986 telah memproduksi PTA di Kilang PERTAMINA UP III Plaju. Proses produksi dilaksanakan di Unit Terepthalic Acid melalui reaksi oksidasi paraxylene dengan udara yang dilanjutkan dengan reaksi hidrogenasi. Bentuk fisik PTA ialah bubuk/kristal putih yang tidak larut dalam air, chloroform, ether, dan asam asetat. PTA larut dalam alkohol dan alkali (NaOH, KOH), memiiki berat molekul 166.10, dan mudah terbakar.

Kapasitas produk PTA di PERTAMINA UP III Plaju ialah 225.000 ton/tahun. Kegunaan PTA antara lain ialah sebagai bahan baku utama pembuatan serat benang polyester untuk industri tekstil, bahan baku polyester chip, dan bahan baku polyester fibre yang kemudian digunakan sebagai bahan baku tekstil, ban, seatbelts, reinforcement, dan jaket tahan panas. PTA dapat juga digunakan untuk pembuatan botol PET (polyethylene terephthalate), PET film, dan juga polyester filament untuk bahan baku benang polyester.

Sumber: Arsip Pribadi, PERTAMINA, Wikipedia

And anyway, here is a brief interview with him.

Majari: “Hi, Sesep! Congratulations for being the January’s Author of The Month! Any surprise?”
Sesep: “Oh yeah?? Of course I am glad and I appreciate it very much..”

Majari: “Yes, you are. You article has made a lot of traffic until now. It’s one of most favorite article in Majari last month. Anyway, can you tell us once more, what was the final conclusion of your opinion about slow Pertamina growth compared to Malaysia’s Petronas?”
Sesep: “OK, I’ll try to answer this briefly. Basically there are technical and non-technical problems that influence the slow growth of Pertamina compared to Malaysia’s Petronas. I am not capable of answering the details about the negative sides of Pertamina but I think the government should cooperate well with Pertamina to help them solving their problems. We are as Indonesian people can also participate in many ways to help Pertamina.”

Majari: “So, what do you mean with the terms technical and non-technical problems? Are the uncooperative government regulations included in the non-technical problems?”
Sesep: “OK, maybe examples could make it clear. According to the source that I read, the profit sharing between Pertamina and the Indonesian government is 10:90; 10% for Pertamina and 90% for the government. The average yearly profit of Pertamina is about 27 billion rupiahs and only 2.7 billion goes to Pertamina. And, this is one simple example, do you know that they need at least 13 billion rupiahs to build a new refinery? And let’s do the math: they can only build a new refinery once in 5 years if they use all of the profits. That’s the technical problem, this is contrary to Malaysia’s Petronas because only 10% of their profit that goes to the Malaysian government. And about the non-technical problems; one of non-technical problem is BP MIGAS. BP MIGAS is starting to give trusts to foreign oil and gas companies to manage the fields in Indonesia. We can see ExxonMobil is managing the Cepu Block (oilfield) and BP is managing the Tangguh Field (gas field). And why are they doing that? Well, it will be a very long argument if we discuss about their reasons. Take a look at my article and you will know why.”

Majari: “That’s very interesting. But don’t you think that the problem is way too complex? And can you think of any other factors beside profit-sharing and BP MIGAS trust that has been influencing the slow growth of Pertamina?”
Sesep: “Do you mean the corruption activity like most of the people and media say?”

Majari: “Exactly, doesn’t it make everything worse if they conduct any corruption activities while the profit is already small in amount?”
Sesep: “Hahaha, you naked me straight to the point. It’s true I guess, everyone knows that corruption sucks. But again, it’s not my capability to explain that in details.”

Majari: “Yes, maybe just let us hand the problem to whom it may concern. Hehehe.. And, you’ve mentioned that we, as Indonesian citizens, can also help Pertamina to grow. So, can you tell us some examples that we can do?”
Sesep: “Nice question.. Ideally, we can be Pertamina’s employee and work there with the motivation to help Pertamina. But it doesn’t mean that we will not be able to help Pertamina if we aren’t their employee. One example is to try preferring Pertamina’s products to others or go to Pertamina’s Gas Stations to fill the gas for our cars and motorcycles. It is very simple but helpful.”

Majari: “Hmm.. that’s a good point. And what do you think about Pertamina in the future? Will they be better?”
Sesep: “I hope so.. If they can take care of their problems, they will be better. The government and BP MIGAS should also support Pertamina to solve all the problems there. I myself will be proud if Pertamina can improve their capability. Will you?”

Majari: “Definitely, we all should be proud of our own products and services, including Pertamina. And about the prize, what will you do about that?”
Sesep: “Are there any prizes?? Hahhaha, just kidding.. Hmm.. don’t even think about that yet. Watching movies, food hunting, etc. Just like everyone does to have fun, I guess. Hehehe. ”

Majari: “Yeah right! We guess there is zero probability that you forgot about the prize. Hahaha.. Anyway, Thank you for your time, Sesep! Hope to read another interesting articles from you! Any info about you next article?”
Sesep: “My next article?? Hmmm, it’s confidential.. Hahaha, just wait for my surprise.. Ok, thanks for majarikanayakan.com and also the commentators in my article. I really appreciate you all very much. Big sucess for majarikanayakan.com!”

Congratulations, Sesep! And is it today the Chinese’s new year? It must be really great to have angpou even if you are not celebrating the new year at all.

And, whose turn next? Submit your articles and let the comments flow!

Salam Majari Kanayakan.

Umumnya, jawaban tersebut merupakan jawaban yang biasanya diungkapkan oleh mahasiswa Teknik Kimia sekalipun oleh seorang mahasiswa Teknik Kimia tingkat 4 yang notabene beberapa waktu lagi akan terjun ke dalam dunia kerja. Padahal jelas sekali bahwa industri minyak dan gas ialah salah satu industri yang sangat digemari oleh para fresh graduate Teknik Kimia karena gajinya yang 8 (delapan) digit itu. Lalu, mengapa yang kita tahu hanya itu-itu saja? Apakah perusahaan tersebut adalah memang perusahaan-perusahaan migas terbesar di dunia? Untuk menilai itu, banyak sekali parameter yang berpengaruh dan salah satunya ialah total cadangan minyak bumi dan gas yang mereka miliki.

Sebuah hal yang menarik ialah, tidak ada satupun perusahaan yang umumnya disebut oleh mahasiswa di atas yang termasuk dalam 10 perusahaan terbesar dalam industri minyak dan gas berdasarkan jumlah cadangan minyak dan gas yang mereka miliki. Berikut ini ialah 50 Besar Perusahaan Minyak dan Gas Dunia yang diurutkan berdasarkan Total Reserves in Oil Equivalent Barrels dalam satuan Million Barrels.

Notes:
¹ Ranked in order of 2006 worldwide oil equivalent reserves as in “OGJ 200/100″, Oil & Gas Journal, September 17, 2007.
² Information from Energy Information Administration Country Analysis Briefings.
³ OPEC member
⁴ Worldwide Liquids Reserves (Million Barrels)
⁵ Worldwide Natural Gas Reserves (Billion Cubic Feet)
⁶ Total Reserves in Oil Equivalent Barrels (Million Barrels)

Negara Arab merupakan penguasa utama minyak dan gas bumi dunia.

Sepertinya Jazirah Arab memang diberkati oleh sang Pencipta dengan kandungan bahan bakar fosil yang sedemikian banyaknya. Teman-teman bisa melihat di ranking 1 hingga 6 pada tabel di atas yang diisi oleh NIOC-Iran, ARAMCO-Saudi Arabia, INOC-Iraq, QGPC-Qatar, ADNOC-UAE, dan KNPC-Kuwait. Untuk meyakinkan teman-teman semua, coba jumlahkan Total Reserves in Oil Equivalent Barrels keenam perusahaan tersebut dan bandingkan dengan jumlah Total Reserves in Oil Equivalent Barrels ke-44 perusahaan lainnya. Hasilnya ialah 1,444,216 juta barrel dibanding 557,473 juta barrel. Benar-benar terbayang betapa signifikan jumlah cadangan energi fosil yang mereka miliki. Dan pada tanggal 10–14 September 1960, beberapa negara tersebut (Iran, Iraq, Kuwait, dan Saudi Arabia) bersama dengan Venezuela bersepakat untuk mendirikan suatu organisasi kumpulan negara pengekspor minyak bumi dan organisasi tersebut dinamakan OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries). Indonesia sendiri bergabung dengan OPEC pada tahun 1972.

Kita berada di ranking 30 dan negara tetangga kita berada di ranking 14.

Sebagai anggota OPEC, Indonesia merupakan pemain industri migas yang secara teoritis cukup berpengaruh terhadap industri migas dunia walaupun kenyataannya tidak demikian. Apabila dilihat dari Total Reserves in Oil Equivalent Barrels, Pertamina-Indonesia menduduki peringkat 30 besar dunia dengan Total Reserves in Oil Equivalent Barrels sebesar 4,414 juta barrels. Negara tetangga kita dengan Petronas-Malaysia nya menduduki peringkat 14 besar dunia dengan Total Reserves in Oil Equivalent Barrels sebesar 19,334 juta barrels.

Nah, bagaimana menurut teman-teman semua? Sah-sah saja kok apabila memang hanya Shell, Petronas, Chevron (Caltex), ConocoPhilips, Exxon, Total, BP, dan Pertamina yang berputar-putar di pikiran teman-teman semua apabila ditanya tentang perusahaan migas dunia. Tapi setidaknya, bukalah pikiran teman-teman karena di luar sana masih banyak perusahaan migas yang belum teman-teman ketahui yang tentunya tidak kalah menjanjikan dengan perusaahaan migas populer versi mahasiswa.

Sumber: PetroStragies.com, OPEC

Mengapa kondisi seperti itu bisa terjadi? Ada apa sebenarnya dengan industri minyak dan gas nasional kita? Sebagian dari kita menyalahkan perusahaan migas nasional kita yang kurang kredibel dan bonafit dan sebagian lain beralasan ingin meniti karir dengan standar internasional. Namun, bukan itu yang hendak saya bahas dalam artikel ini karena saya ingin mencoba menggali permasalahan tersebut dari sisi yang lain.

Beberapa hari yang lalu saya sedang mengisi waktu luang saya dengan melihat berbagai informasi yang tersebar di internet dan saya menemukan potongan artikel yang sangat menarik. Please enjoy reading this while listening to music and having a cup of coffee in the morning.. =p

Someone asked:
“Semua orang pasti sudah tahu bahwa Pertamina mempunyai sumber minyak yang banyaknya gak ketulungan. (halaah.. bahasanya..) Bila kita lihat Petronas, mereka tidak mempunyai sumber minyak di negaranya dan kalaupun ada, jumlahnya sangat terbatas jika dibandingkan dengan Indonesia. Dear all.. Do you know why Petronas grow faster and bigger than Pertamina??“

And the answer was:
“Yang mempunyai sumber minyak banyak adalah Indonesia, bukan Pertamina. Dalam hal ini, pemerintah memberi wewenang pada BP MIGAS untuk mengurusi pengelolaan kontrak perusahaan terhadap ladang minyak dan gas.”

Apabila diangkat dari aspek ekonomi politik, permasalahannya adalah karena BP MIGAS seringkali memberikan hak konsesi kepada pihak asing diluar Pertamina untuk mengelola suatu ladang minyak yang ada di Indonesia. Banyak alasan yang dilontarkan BP MIGAS dalam keputusan tersebut, katakanlah dengan alasan Pertamina korupsi, atau strukturnya yang masih payah, dikatakan tidak mampu secara teknologi, atau dibilang minim pendanaan. Alasan terakhir ialah alasan yang dikemukakan Pemerintah kita saat pengelolaan di Blok Cepu diserahkan kepada ExxonMobil dan bukan sepenuhnya kepada Pertamina.

Pertamina Station

Alasan-alasan tersebut bisa dikatakan logis namun juga agak dibuat-buat. Mari kita coba untuk meninjau alasan-alasan tersebut satu per satu. Alasan pertama: katakanlah Pertamina korupsi. Bukankah seharusnya Pemerintah bertanggungjawab memberantas korupsi yang terjadi di Pertamina? Atau mungkin Pemerintah tidak mampu memberantas korupsi di Pertamina karena Pemerintah dan DPR juga sedang sibuk korupsi? Atau mungkin karena adanya solidaritas sesama koruptor?? Entahlah.. hanya mereka yang tahu.

Alasan kedua ialah struktur dan sistem manajemen Pertamina yang belum benar. Bukankah seharusnya Pemerintah mempunyai tanggungjawab moral untuk mendorong Pertamina melakukan pembenahan internal? Apabila pengelolaan minyak dan gas malah diserahkan ke pihak asing, bukankah itu sama saja semakin mematikan Pertamina? Dan untuk alasan teknologi, Pertamina sudah memiliki teknologi yang udah diakui oleh Inggris. Sedangkan untuk alasan pendanaan, seharusnya keuntungan tahunan Pertamina jangan disedot besar-besaran untuk menutupi defisit anggaran atau malah dimasukkan ke kantong pejabat. Pertamina untung? Ya, sekalipun dengan adanya subsidi BBM atau apapun itu namanya, Pertamina masih menghasilkan untung yang sangat besar.

Pada poin pertama tadi, saya bermaksud memberi tahu bahwa Pemerintah kita kurang mendukung Pertamina sebagai perusahaan migas nasional. Apabila hal itu terus berlangsung, kapan Pertamina bisa maju? Keadaan benar-benar berbeda apabila melihat Petronas. Perusahaan minyak dan gas milik Malaysia itu menjalankan operasi yang didukung penuh oleh Pemerintah Malaysia dengan cara memberikan sebagian besar hak konsesi khusus ke Petronas dan bahkan mendorong Petronas untuk melakukan ekspansi ke luar negeri.

Petronas Station

Pada poin kedua, saya ingin meninjau aspek bisnis industri minyak dan gas itu sendiri. Menurut saya, penyebab kekalahan Pertamina ialah inefisiensi pengeluaran. Banyak pengeluaran yang seharusnya tidak perlu dilakukan apalagi ditambah dengan pengeluaran yang kurang jelas juntrungannya. Sebagai contoh yang dapat kita lihat ialah biaya sewa kapal tanker. Biaya sewa tersebut sangatlah mahal dan dapat mencapai US$60.000 per HARI untuk SATU kapalnya. Nah, Pertamina menyewa kapal dengan jumlah lebih dari 140 padahal kapal Pertamina tidak lebih dari 30 buah. Apabila mau berpikir panjang, seharusnya Pertamina memutuskan untuk memiliki kapal sendiri sebagai investasi. Beberapa tahun yang lalu Pertamina sempat memiliki kapal tanker VLCC namun kapal tanker tersebut dijual oleh Menneg BUMN (Laks. Sukardi) saat Megawati menjabat sebagai Presiden. Dan apa yang terjadi sekarang? Ternyata penjualan tersebut dipermasalahkan karena adanya dugaan praktek korupsi dalam penjualannya.

Apabila diangkat dari aspek ekonomi politik, permasalahannya adalah karena BP MIGAS seringkali memberikan hak konsesi kepada pihak asing untuk mengelola suatu ladang minyak yang ada di Indonesia.

Bottomline, apabila ditinjau dari segi ekonomi politik dan bisnis, Pertamina akan sulit berkembang di masa depan bila kondisinya terus seperti itu. Sayangnya, kita sebagai warganegara Indonesia tidak bisa mengubah keadaan itu karena itu semua ialah keputusan petinggi-petinggi negara kita. Tapi setidaknya, kita dapat membantu Pertamina dengan membeli produk buatan Pertamina. Beli Produk Pertamina, Kita Untung Bangsa Untung.

Patut teman-teman ketahui bahwa di negara kita Indonesia yang kaya akan minyak ini, Pertamina hanya memegang 8 persen dari pangsa pasar migas di Indonesia dan sisanya dipegang Chevron, Total, Exxon, CNOOC, dan perusahaan migas asing lainnya. Walaupun hanya memiliki 8 persen pasar, Pertamina dapat menghasilkan keuntungan Rp35 triliun di tahun 2006. Coba bayangkan apabila 100 persen ladang minyak yang ada di Indonesia dipegang oleh Pertamina.

Di samping itu, 90% keuntungan Pertamina wajib diberikan kepada Pemerintah dan hanya 10% sisanya yang dapat digunakan Pertamina. Bagaimana dengan Petronas? Keadaan Petronas berkebalikan dengan Pertamina karena hanya 10% keuntungan Petronas yang diberikan untuk Pemerintah Malaysia. Itulah penyebab mengapa Petronas dapat melakukan ekspansi besar-besaran. Mengapa Pertamina sulit melakukan ekspansi? Keuntungan rata-rata tahunan Pertamina ialah Rp27 triliun dan hanya Rp2.7 triliun yang tersisa di Pertamina padahal untuk membangun sebuah kilang baru dibutuhkan dana sekitar Rp 13 triliun.

Referensi: KOMPAS, Yahoo! Answers

Natural gas rig: While the natural gas exploration and production industry seems to be not very innovative, nanotechnology might be applied to improve the efficiency of extraction of a wide variety of hydrocarbon fuel compounds and chemical feedstocks.

In a wake-up call for the natural gas industry, Saeid Mokhatab and Brian Towler of the University of Wyoming warn that ignoring the potential of nanotechnology to revolutionize the business could be an enormous missed opportunity.

First, let we discuss about nanotechnology itself.

From Wikipedia, the free encyclopedia, Nanotechnology is the science of the very small, of the properties of structures and materials at the molecular level. Nanotechnology refers broadly to a field of applied science and technology whose unifying theme is the control of matter on the atomic and molecular scale, normally 1 to 100 nanometers, and the fabrication of devices within that size range. It is a highly multidisciplinary field, drawing from fields such as applied physics, materials science, interface and colloid science, device physics, supramolecular chemistry, chemical engineering, mechanical engineering, and electrical engineering.

How could nanotechnology revolutionize the natural gas industry?

Nanotechnology could revolutionize the natural gas industry across the whole lifecycle from extraction to pollution reduction or be an enormous missed opportunity, claim two industry experts writing in nanotechnology could revolutionize the natural gas industry. They suggest that nanotechnology could help us extract more fuel and feedstock hydrocarbons from dwindling resources. However, they recognize that the oil and gas exploration and production industry is not very innovative. If the sector doesn’t accept the idea that nanotechnologies can help them to face their increasing technical challenges, this could represent a missed opportunity to improve the industry, both for exploration and production.

Carbon nanotube: This animation of a rotating carbon nanotube shows its 3D structure. [Wikipedia]

They said that the industry had been slow to understand the potential benefits offered by the wide range of nanostructured materials developed over the past decade. In their study, the researchers complain the industry’s lack of innovation in exploration and production coupled with a perception of high costs, new risks and a general lack of awareness of the benefits of nanotechnology.

So what would be the benefits of using nanotechnologies during the exploration process?

They point out that nanomaterials, such as nanotubes or engineered porous minerals, might be used in gas fields or other sources to improve the efficiency of extraction of a wide variety of hydrocarbon fuel compounds and chemical feedstocks. Nanomaterials could be used to develop new absorbents and membranes to assist in the separation and capture of carbon dioxide and other contaminants such as hydrogen sulphide and nitrogen from natural gas. Sensors based on certain nanomaterials could be used to detect leaks in natural gas plant, while adding another kind of nanomaterials to mud would help to maintain the stability of well bores during drilling for gas.

What about the production of natural gas?

Similarly, related nanomaterials might be used to improve purification and storage of hydrocarbons, while yet other nanomaterials might be used in environmental remediation, allowing contaminated sites to be cleaned up of harmful pollutants. Nanomaterials might even be developed as corrosion inhibitors for equipment and at the same time, more sophisticated nanotechnology could be developed as solid-state gas sensors for air pollution monitoring.

Imagine this! With 15,342 atoms, this parallel-shaft speed reducer gear is one of the largest nanomechanical devices ever modeled in atomic detail. [Nanorex Inc.]

How about the future use of nanotechnology by the natural gas industry?

Yeah,, the researchers are quite enthusiastic about that. Why? Because, the past decade has seen explosive growth worldwide in the synthesis and study of a wide range of nanostructured materials, the building blocks of nanotechnology. Investigations of mechanical, chemical, electrical, magnetic, and optical behavior of nanostructured materials have demonstrated the possibilities to engineer the properties of these new materials for a wide range of applications.

Well,, it’s a challenge for us as a chemical engineer.. Hope that nanotechnology really could revolutionize the natural gas industry..

Anyway, since we are talking about nanotechnology, let’s get into the main idea of nanotechnology. Do you believe that nanomachinery will be exist in the future? Imagine tools and equipments within nanometer sizes.. and even the whole chemical plant will be in nanometer.. a nanoplant?

Reference(s): Wikipedia, Nanorex Inc., crnano.org

Berikut secuplik ulasan dari KOMPAS:

Pengusaha Cemas Pertamina Naikkan Harga Minyak

Jakarta, Kompas – Meski harga minyak mentah 100 dollar AS per barrel hingga akhir tahun, pemerintah diperkirakan masih dapat menanggung beban itu selama produksi minyak tidak turun di bawah satu juta barrel per hari. Tetapi, tanpa upaya peningkatan produksi dan harga tetap tinggi, kerepotan bakal muncul tahun 2008.

Kalau harga minyak mentah bertahan rata-rata 85 dollar AS per barrel sampai akhir tahun, dengan asumsi produksi (lifting) minyak mentah pada kisaran 1,025 juta barrel per hari, APBN 2007 diperkirakan tekor bersih hanya Rp 5 triliun.’

Dari secuplik berita di atas, bisa dilihat kan betapa harga minyak mentah yang tinggi banget itu menimbulkan rugi yang cukup besar untuk Indonesia. Menurut temen-temen, kira-kira cara untuk mengurangi kerugiannya gimana?

1. Meningkatkan produksi (walah.. ini super duper susah nih, melihat peralatan dan teknologi :p)
2. Meningkatkan harga BBM (dimana semua orang pasti tambah teriak..)

Kalau pemerintah nggak melakukan salah satu dari 2 hal di atas, mau gimana lagi?

Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral atau ESDM diingatkan untuk berupaya keras mencapai produksi minyak sesuai APBN Perubahan 2007 sebesar 0,950 juta barrel per hari.

Setiap penurunan produksi minyak 50.000 barrel per hari hingga akhir 2007 akan menambah beban berupa pembengkakan defisit APBN Rp 10 triliun.

Seiring melonjaknya harga minyak mentah, harga bahan bakar minyak (BBM) untuk industri pada November 2007 dipastikan naik. Kondisi itu bakal memberatkan dunia usaha.

Tahun depan pengusaha harus mengeluarkan dana untuk membayar UMR (Upah Minimum Regional). Berdasar laporan sementara dari berbagai daerah di Indonesia, UMR tahun 2008 diperkirakan naik hingga di atas 15 persen dari tahun lalu.

Hmm. Yang bakal heboh berarti bukan cuma masyarakat aja kan? Pengusaha juga. Nah, kira-kira sebagai orang Teknik Kimia yang bisa dibilang berhubungan erat dengan masalah ini, apa yang bisa kita buat untuk Indonesia?

Sedikit masalah untuk membuka wawasan.. khususnya bagi mereka yang ingin bekerja di Oil and Gas Industry..