LAPORAN KERJA PRAKTIK

Di

Santan Maintenance Team

CHEVRON INDONESIA COMPANY

3 Juni 29 Juni 2013

POMPA AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API)

SEPARATOR P1205D DAN PERAWATANNYA

Disusun oleh:

SATRIA ADI NUGROHO

09/289111/TK/36005

PROGRAM STUDI TEKNIK MESIN

JURUSAN TEKNIK MESIN DAN INDUSTRI

FAKULTAS TEKNIK

UNIVERSITAS GADJAH MADA

2013

ii

iii

iv

v

vi

vii

viii

ix

x

xi

KATA PENGANTAR

Puji dan syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, Alhamdulillah penulis

dapat menyelesaikan Kerja Praktik di Chevron Indonesia Company dan

membukukannya dalam Laporan Kerja Praktik yang berjudul Pompa Api

Separator P1205D dan Perawatannya. Laporan Kerja Praktik ini disusun

sebagai report telah selesainya Kerja Praktik di CICo dan merupakan salah satu

syarat akademik untuk dapat menyelesaikan pendidikan Strata 1 (S1) di program

studi Teknik Mesin Jurusan Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik,

Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta.

Dalam pelaksanaan Kerja Praktik dan penyusunan laporan, penulis

mendapat bantuan dari berbagai pihak, dan penulis mengucapkan terima kasih

kepada:

1. Prof. Ir. Jamasri, Ph.D. selaku ketua Jurusan Teknik Mesin dan Industri

Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada.

2. Prof. Dr.-Ing. Ir. Harwin Saptoadi, MSME. selaku Koordinator Kerja

Praktik Jurusan Teknik Mesin dan Industri Fakultas Teknik Universitas

Gadjah Mada.

3. Dr. Indraswari Kusumanintyas, S.T., M.Sc selaku Dosen Pembimbing

Akademik dan Kerja Praktik.

4. Bapak Suparno selaku HR Chevron Indonesia Company Pasir Ridge.

5. Bapak Albert Jhonny selaku HES Santan Terminal.

6. Bapak Ruskandar dan Bapak Imam Pracoyo, selaku Team Leader Santan

Maintenance Team.

7. Mas Dian Sumantri dan Mas Ahad Waskito, selaku mentor yang selalu

meluangkan waktu di tengah kesibukannya untuk diskusi, sharing, dan

banyak hal lainnya.

8. Santan Maintenance Team yang luar biasa: Pak Aries, Mas Haryo, Mas

Hendro, Pak Yanuar, Pak Wahyudi, Mas Luqman, Pak Nober, dan Tim

SMT lainnya yang telah menerima penulis untuk melaksanakan Kerja

Praktik di Santan Maintenance Team. Terima kasih untuk waktunya,

xii

keramahannya, ilmu, jalan-jalan ke lapangan dan experience sharing-nya

selama penulis berada di SMT.

9. Pak Mursyid, Pak Gusti, dan Pak Sugeng yang telah memberikan penjelasan

tentang Predictive Maintenance.

10. Pak Mobin yang telah menjelaskan tentang inspeksi korosi dan pengelasan.

11. Pak Budiono, Mas Aditama, Mas Jhonson dan teman teman TMG yang

telah menerima penulis di TMG.

12. Pak Mardjono yang telah menjelaskan dan berbagi ilmu tentang SOLAR

TURBINE.

13. Pak Eko, Pak Eko Harsono, Pak Edi, dan Pak Endra Bayu yang telah

menjelaskan tentang proses pengolahan minyak di Process Plant.

14. Pak Maruhun, Pak Mariot, dan Pak Ivan yang menjelaskan proses

pengolahan gas di LEX Plant.

15. Pak Kadir, Pak Basri, Mba Silva, Pak Samsir, Mba Ana, dan seluruh tim

SUPRACO Santan Maintenance.

16. Transport Team yang telah dengan senang hati melaksanakan tugasnya

mengantar kami kemana pun dan Security Team yang telah menyediakan

tempat yang cukup nyaman, aman, dan pelayanan yang baik untuk kami

selama Kerja Praktik.

17. Putra, Martin, Tari, Reska, Raysa, Ivan, dan teman-teman KP-TA lainnya.

18. Pihak-pihak lain yang tidak dapat penulis sebutkan satu per satu, terima

kasih atas bantuan dan dukungannya.

Penulis menyadari bahwa laporan Kerja Praktik ini memiliki kekurangan

dan kelebihan. Oleh karena itu, penulis mengharapkan saran dan kritik yang

membangun untuk kebaikan penulis di masa mendatang.

Yogyakarta, 20 Agustus 2013

Penulis

xiii

DAFTAR ISI

LAPORAN KERJA PRAKTIK ............................................................................... i

SURAT PERMOHONAN KERJA PRAKTIK ....................................................... ii

SURAT BALASAN PERMOHONAN KERJA PRAKTIK .................................. iii

SURAT PERINTAH KERJA PRAKTIK .............................................................. vi

LEMBAR PENGESAHAN DARI PERUSAHAAN ............................................ vii

LEMBAR PENILAIAN DARI PERUSAHAAN ................................................ viii

LEMBAR PENILAIAN DARI JURUSAN ........................................................... ix

LEMBAR PENGESAHAN .................................................................................... x

KATA PENGANTAR ........................................................................................... xi

DAFTAR ISI ........................................................................................................ xiii

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... xvi

DAFTAR TABEL ............................................................................................... xvii

BAB I. PENDAHULUAN ...................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang Kerja Praktik ....................................................................... 1

1.2 Tujuan Kerja Praktik ..................................................................................... 1

1.3 Ruang Lingkup .............................................................................................. 2

1.4 Metode Pelaksanaan ...................................................................................... 2

1.5 Waktu dan Tempat Pelaksanaan ................................................................... 3

1.6 Sistematika Penulisan ................................................................................... 3

BAB II. PROFIL CHEVRON INDONESIA COMPANY ..................................... 4

2.1 Sejarah Perusahaan........................................................................................ 4

2.2 Visi dan Misi Perusahaan .............................................................................. 6

2.3 Struktur Organisasi ....................................................................................... 9

2.4 Lokasi Perusahaan ....................................................................................... 10

BAB III. OVERVIEW SANTAN TERMINAL ................................................... 14

3.1 Santan Maintenance Team .......................................................................... 14

3.2 Turbomachinery Group (TMG) .................................................................. 16

3.3 Predictive Maintenance (PdM) ................................................................... 16

3.4 Process Plant .............................................................................................. 17

3.4.1 A, B, dan C train .................................................................................. 17

3.4.2 Rerun Tank ........................................................................................... 20

xiv

3.4.3 Classifier .............................................................................................. 20

3.4.4 Waste Water Treatment ........................................................................ 20

3.5 LEX Plant .................................................................................................... 23

3.5.1 Aliran proses ....................................................................................... 24

3.5.2 De-methanize Process ......................................................................... 28

3.5.3 De-ethanize Process ............................................................................ 28

3.5.4 De-propanize Process ......................................................................... 29

3.5.5 De-butanizer Process .......................................................................... 30

3.5.6 Fuel Gas System .................................................................................. 31

3.5.7 Hot Oil System .................................................................................... 32

3.5.8 Refrigerant System .............................................................................. 33

3.5.9 Power Generator ................................................................................. 36

3.5.10 Compressor Station ........................................................................... 36

3.6 Dispatch / Product Movement .................................................................... 40

3.6.1 Crude storage ...................................................................................... 40

3.6.2 Crude oil loading system ..................................................................... 42

3.6.3 Propane and Buthane Storage ............................................................ 44

3.6.4 Propane and Butane Loading System ................................................. 46

BAB IV. POMPA API SEPARATOR PUMP P1205D ........................................ 50

DAN PERAWATANNYA ................................................................................... 50

4.1 Pompa .......................................................................................................... 50

4.1.1 Pompa sentrifugal................................................................................. 51

4.1.2 Komponen pompa sentrifugal .............................................................. 54

4.1.3 Trouble shooting .................................................................................. 56

4.2 Pompa API Separator P1205D .................................................................... 59

4.2.1. Spesifikasi Pompa ............................................................................... 61

4.2.2. Spesifikasi Motor ................................................................................ 62

4.2.3. Material ............................................................................................... 63

4.2.3. Problem yang dialami pompa P1205D ............................................... 65

4.2.4. Solusi dari permasalahan pompa P1205D........................................... 66

4.3 Perawatan Pompa ........................................................................................ 72

4.3.1 Preventive Maintenance ....................................................................... 72

4.3.2 Prediktive Maintenance ........................................................................ 74

BAB V. PENUTUP ............................................................................................... 90

xv

5.1 Kesimpulan ................................................................................................ 90

5.2 Saran ........................................................................................................... 91

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................... 92

LAMPIRAN ..93

xvi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 3. 1. Process Plant .................................................................................. 17 Gambar 3. 2. Flow diagram A/B/C train (Chevron, 2002) ................................... 19 Gambar 3. 3. Process flow diagram waste water treatment (Chevron, 2002) ...... 22 Gambar 3. 4. LEX Plant ........................................................................................ 23

Gambar 3. 5. Flow diagram LEX plant process (Chevron, 2002) ........................ 27 Gambar 3. 6. LEX fuel gas system process flow diagram (Chevron, 2002) ......... 32

Gambar 3. 7. Sistem hot oil (Chevron, 2002) ....................................................... 33 Gambar 3. 8. Propane refrigeration system diagram (Chevron, 2002) ................ 35 Gambar 3. 9. Compressor station flow diagram (Chevron, 2002)........................ 39 Gambar 3. 10. Crude storage tank ........................................................................ 40 Gambar 3. 11. Propane dan butane sphere tank ................................................... 45

Gambar 3. 12. Product movement process flow diagram (Chevron, 2002) .......... 49

Gambar 4. 1. Kecepatan dengan pompa volute (Sularso, 1985) ........................... 51

Gambar 4. 2. Pompa diffuser (Sularso, 1985) ....................................................... 52 Gambar 4. 3. Pompa vertikal (Sularso, 1985) ....................................................... 52

Gambar 4. 4. Pompa 5-stage (Sularso, 1985) ....................................................... 53 Gambar 4. 5. Klasifikasi pompa sentrifugal (Karassik, 2001) .............................. 54 Gambar 4. 6. Komponen pompa sentrifugal (www.pumpfundamentals.com) ..... 54

Gambar 4. 7. Pompa P1205D (Floway Pumps,1999 ) ........................................ 59

Gambar 4. 8. Ukuran discharge (Floway Pumps, 1999) .................................... 60

Gambar 4. 9. Kurva efisiensi pompa 1205D (Floway Pumps,1999) .................. 61

Gambar 4. 10. PCP (http://www.netzschusa.com) ................................................ 68

Gambar 4. 11. Ilustrasi kolam Sump Pit ............................................................... 71 Gambar 4. 12. Hubungan antara Displacement, Velocity, dan Acceleration

(Warlansyah, 2012) ............................................................................................... 78 Gambar 4. 13. Urutan pengolahan sinyal digital (Tim PdM, 2011) ..................... 79 Gambar 4. 14. Angular misalignment (Warlansyah, 2012) .................................. 81

Gambar 4. 15. Parallel misalignment (Warlansyah, 2012) .................................. 81 Gambar 4. 16. Cocked bearing on shaft (Warlansyah, 2012) ............................... 82

Gambar 4. 17. Bent shaft (Warlansyah, 2012) ...................................................... 82

Gambar 4. 18. Cacat tempat bearing (Warlansyah, 2012) .................................... 83

Gambar 4. 19. Cacat roller bearing (Warlansyah, 2012) ..................................... 84 Gambar 4. 20. Cacat ring luar bearing (Warlansyah, 2012) ................................. 85 Gambar 4. 21. Cacat lingkar dalam bearing (Warlansyah, 2012) ........................ 85 Gambar 4. 22. Tahapan kerusakan bearing (Warlansyah, 2012) .......................... 86 Gambar 4. 23. Mesh vibrasi gear normal (Warlansyah, 2012) ............................. 87

Gambar 4. 24. Worn Gear (Warlansyah, 2012) .................................................... 88 Gambar 4. 25. Spektrum vibrasi (Tim PdM, 2011) .............................................. 88

xvii

DAFTAR TABEL

Tabel 4. 1. Trouble shoot pompa sentrifugal turbin vertical (Lobanoff, 1992) .... 57 Tabel 4. 2. Trouble shoot pompa sentrifugal (Ingersol Rand

, 1972) .................. 58

Tabel 4. 3. Spesifikasi material pompa P1205D ( Floway Pumps, 1999) ............ 63 Tabel 4. 4. Vibration severity ISO 10816 ............................................................. 89

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Kerja Praktik

Kerja praktik merupakan salah satu prasyarat wajib kelulusan yang terdapat

dalam kurikulum Jurusan Teknik Mesin dan Industri Fakultas Teknik Universitas

Gadjah Mada. Kerja praktik melatih mahasiswa untuk mengaplikasikan apa yang

didapat di perkuliahan sehingga melatih kecakapan mahasiswa dalam bertindak

sesuai dengan teori dan analisis mekanismenya, sehingga kedepannya tidak gugup

apabila menghadapi dunia kerja.

Pada saat ini, bahan bakar merupakan isu yang paling strategis karena

tingginya nilai kebutuhan akan bahan bakar, contoh dari bahan bakar adalah

minyak bumi dan gas. Minyak bumi merupakan sumber energi yang paling

banyak digunakan baik di Indonesia maupun di dunia saat ini. Oleh karena itu,

Indonesia sebagai salah satu negara penghasil minyak membutuhkan tenaga ahli

untuk dapat mengeksplorasi minyak bumi, kemudian mengolahnya menjadi

produk-produk yang bernilai ekonomis. Atas dasar pemikiran itulah penulis

memilih untuk melaksanakan kerja praktik di industri minyak dan gas. Pemilihan

tempat kerja praktik disesuaikan dengan bidang ilmu mahasiswa, dalam hal ini

dipilih Chevron Indonesia Company karena perusahaan ini terkenal akan

kinerjanya dan memberikan sumbangsih besar bagi prosentase minyak dan gas

Indonesia. Di sini mahasiswa bisa belajar menerapkan ilmu teknik mesin dalam

aplikasi di lapangan, seperti masalah mekanika fluida, thermodinamika, getaran,

tribology, dan bahan teknik.

1.2 Tujuan Kerja Praktik

Kerja praktik di Chevron Indonesia Company memiliki tujuan sebagai berikut:

2

1. Memperoleh wawasan tentang penerapan dan implementasi dari ilmu yang

telah dipelajari selama kuliah pada kondisi di lapangan.

2. Memahami proses kerja dan bagian-bagian dari Chevron Indonesia

Company secara umum sehingga mempunyai gambaran lebih jelas

mengenai dunia kerja khususnya Oil and Gas Company.

3. Memberi kesempatan kepada mahasiswa untuk memperoleh pengalaman

dalam hal engineering praktis, kemampuan berkomunikasi dan

bersosialisasi di dalam dunia industri.

1.3 Ruang Lingkup

Pembahasan masalah pada penulisan laporan kerja praktik ini dibatasi pada

proses kegiatan yang berlangsung di Santan Terminal - Chevron Indonesia

Company yang terdiri dari : Overview Santan Terminal, Process Plant, Lex

Plant, Santan Maintenance Team, Predictiv Maintenance, Turbo Machinery

Group, dan centrifugal pump. Penulis melakukan kerja praktik di divisi Santan

Maintenance Team (SMT) sehingga fokus bahasan pada pompa API separator

P1205D dan perawatannya.

1.4 Metode Pelaksanaan

Metode pelaksanaan kerja praktik dan penyelesaian laporan ini adalah:

1. Kunjungan dan pengamatan langsung pada departemen yang ada di

terminal Santan serta lokasi berlangsungnya kegiatan produksi.

2. Penjelasan dan diskusi dengan pembimbing, staf, karyawan, dan

kontraktor Chevron Indonesia Company di Santan Terminal.

3. Studi Literatur.

3

1.5 Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Kerja Praktik ini berlangsung selama satu bulan, dimulai tanggal 3 Juni 2013

sd 29 Juni 2013 di lingkungan Chevron Indonesia Company. Adapun rincian

kegiatan dan jadwal pelaksanaan kegiatan kerja praktik ini dapat dilihat pada

lampiran.

1.6 Sistematika Penulisan

Adapun urutan dalam penulisan laporan ini adalah:

Bab I Pendahuluan

Bab I menjelaskan tentang latar belakang kerja praktik, tujuan penulisan,

ruang lingkup, waktu dan tempat pelaksanaan, metodologi penulisan dan

sistematika penulisan laporan.

Bab II Profil Chevron Indonesia Company

Bab II menjelaskan tentang sejarah Chevron Indonesia Company, wilayah

operasi, dan struktur organisasi.

Bab III Overview Santan Terminal

Bab III menjelaskan tentang laporan kunjungan dan studi lapangan selama

melakukan kerja praktik di Chevron Indonesia Company.

Bab IV Pompa Api Separator P1205 dan Perawatannya

Bab IV merupakan analisa khusus dari pelaksanaan kerja praktik ini,

dimana pada bab ini dijelaskan tentang teori pompa, trouble shooting

,operasi pompa, masalah yang dihadapi beserta solusinya, perawatan

preventif pompa dan perawatan prediktif.

Bab V Penutup

Bab V berisi kesimpulan dari laporan kerja praktik ini beserta saran.

4

BAB II

PROFIL CHEVRON INDONESIA COMPANY

2.1 Sejarah Perusahaan

Chevron merupakan perusahaan energi terpadu dengan kantor pusat di San

Ramon, California dan tersebar di 180 negara dengan 53.000 karyawan. Awal

mulanya bernama Pacific Cost Oil Co. yang pada tahun 1879 menemukan minyak

di daerah Pico Canyon. Perusahaan ini kemudian berganti nama menjadi Standard

Oil Corporation of California, yang pada akhirnya berubah menjadi Chevron

Corporation. Asal mula yang juga menjadi cikal bakal berdirinya Chevron

Corporation adalah Texas Fuel Co. di Beaumont Texas, yang berubah menjadi

Texas Inc pada tahun 1991. Pada tahun 2001, Chevron Corp. dan Texas Inc.

melakukan merger menjadi Chevron Texaco. Pada tanggal 11 Agustus 2005,

Chevron mengambil alih Unocal (Anonim, 2012).

Kegiatan operasional Chevron di Indonesia dan Filipina berada di bawah

IndoAsia Business Unit (IBU). Tercatat per Juli 2005, aktivitas IBU didukung

oleh sekitar 7.212 karyawan di Indonesia (98% adalah karyawan nasional) dan

17.180 karyawan dari rekan usaha (95% berada di Sumatera dan Kalimantan

Timur). Wilayah operasi di Indonesia dimulai dengan penandatanganan kerja

kontrak bagi hasil (KBH) atau Production Sharing Contract (PSC) dengan

Pertamina pada tanggal 25 Oktober 1968. Perjanjian kerja sama melibatkan BP

Migas selaku wakil pemerintah Indonesia. Perjanjian meliputi wilayah konsesi

daratan dan lepas pantai Sumatera bagian utara. Setelah melakukan pengeboran

beberapa sumur eksplorasi, disimpulkan bahwa cadangan gas yang berada di

daerah ini tidak ekonomis, sehingga pada tahun 1978 wilayah ini dikembalikan ke

Pertamina. Pada tahun 1968, perjanjian KBH kedua juga ditandatangani, dengan

daerah konsesi lepas pantai Kalimantan Timur mencakup wilayah seluas 27.724

km2 yang meliputi enam wilayah daratan dan lepas pantai.

5

Kegiatan eksplorasi minyak dan gas di Kalimantan Timur dimulai pada bulan

Oktober 1968. Sedangkan program-program seismik di darat dan laut dimulai

pada tahun 1969, tersingkap adanya struktur besar di lapangan Attaka. Struktur ini

melintasi batas wilayah kontrak yang dimiliki Unocal (saat ini Chevron) dan

Inpex Corporation di selat Makassar, sehingga kedua perusahaan ini kemudian

membentuk suatu unit yang mencakup wilayah seluas 290 km2 pada tahun 1970,

dengan Unocal (saat ini Chevron) bertindak sebagai operator. Biaya eksplorasi

dan pengembangan ditanggung bersama (50:50) antara Unocal dan Inpex

Corporation yang mulai berproduksi pada bulan November 1972.

Setelah penemuan lapangan Attaka, ditemukan lapangan-lapangan lain yakni

Melahi dan Kerindingan pada tahun 1972, Serang pada tahun 1993, serta West

Seno pada tahun 1998. Lapangan Melahin, Kerindingan, dan Serang berdekatan

dengan lapangan Attaka di lepas pantai Tanjung Santan, sedangkan lapangan

West Seno terletak 60 km sebelah barat dari Santan. Di sekitar teluk Balikpapan

juga ditemukan beberapa lapangan minyak dan gas yakni Sepinggan pada tahun

1973, Yakin pada tahun 1976, Yakin Utara pada tahun 1977, Yakin Barat pada

tahun 1982, Seguni pada tahun 1996, Sedandang pada tahun 1997, Sejadi pada

tahun 1998, Mahoni pada tahun 2000, dan Bangkirai pada tahun 2001.

Inovasi dalam teknologi telah memungkinkan Chevron memperluas dan

menemukan daerah-daerah prospek hidrokarbon yang baru, seperti lapangan

Ranggas pada tahun 2001. Teknologi SX (Saturation Exploration), STS (Stacked

Template Structure) dan SPS (Short Pile Structure) telah mendapat pengakuan

dan penghargaan dari dunia internasional. Teknologi lain yang dimiliki Chevron

berkaitan dengan platform yang memiliki fungsi serbaguna dan mampu

beradaptasi dengan lingkungan air pengeboran pada kedangkalan air yang

bervariasi. Perluasan operasi di daerah pesisir pantai dangkal Kalimantan Timur

memungkinkan SPS untuk menghasilkan kesinambungan operasi pengeboran di

masa depan.

Chevron selalu berusaha untuk mempertahankan reputasinya sebagai

organisasi industri yang berkualitas, berdasarkan konsep peningkatan kreatifitas,

kejujuran dan kebebasan dalam mengemukakan pendapat. Dengan demikian,

6

Chevron telah menciptakan lapangan kerja yang kondusif bagi para staf dan

karyawannya sehingga mereka secara bersungguh-sungguh dapat membangun dan

mengembangkan potensi yang ada dalam diri mereka untuk memajukan

perusahaan. Prioritas tertinggi ditempatkan pada kejujuran dan kepercayaan,

keselamatan kerja, serta lingkungan.

2.2 Visi dan Misi Perusahaan

Visi dan misi Chevron Indonesia Company berkaitan dengan beberapa hal,

yaitu :

1. The Chevron Way

The Chevron way merupakan kebijaksanaan korporat-anti budaya, landasan

dan pedoman seluruh kegiatan bisnis, karyawan, dan keberhasilan tiap individu di

dalam Chevron. The Chevron way membantu memberi pengertian yang sama

kepada Chevron dan siapapun yang berinteraksi dengan Chevron. Substansi the

Chevron way meliputi:

A. Visi dan filosofi bisnis

Di dalam Chevron way tertanam visi Chevron yakni menjadi perusahaan

energi dunia yang dikagumi karena karyawan, kemitraan, dan kinerjanya.

B. Nilai dasar

Landasan perusahaan Chevron dibangun atas nilai-nilai yang dianut, yang

membedakan Chevron dari perusahaan lain dan menjadi pedoman kegiatan

Chevron. Adapun nilai-nilai tersebut meliputi:

a) Integritas (Integrity)

Chevron jujur terhadap pihak lain dan terhadap diri sendiri,

memenuhi standar etika yang paling tinggi dalam setiap kegiatan

bisnis yang dilakukan, melakukan apa yang dikatakan, dan

mempertanggungjawabkan semua hasil dan akibat dari pekerjaan

dan kegiatan Chevron.

7

b) Kepercayaan (Thrust)

Chevron mempercayai, menghargai, dan mendukung satu sama

lain, serta berusaha sekuat tenaga untuk mendapatkan

kepercayaan dari kolega dan para mitra.

c) Keanekaragaman (Divesity)

Chevron mempelajari dan menghargai budaya di tempat Chevron

bekerja, menghargai dan menghormati keunikan setiap individu

dan ragam pendapat serta talenta yang mereka tunjukkan.

Lingkungan kerja Chevron sangat terbuka dan Chevron

merangkul beraneka ragam komunitas, pendapat, kemampuan,

dan pengalaman.

d) Terobosan (Ingenuity)

Chevron mencari peluang dan terobosan terbaru, menggunakan

daya kreatifitas Chevron untuk mendapatkan cara yang tidak

konvensional dan praktis untuk memecahkan masalah.

Pengalaman, teknologi dan keuletan Chevron telah membantu

mengatasi tantangan dan mendapatkan nilai tambah.

e) Kemitraan (Partnership)

Chevron mempunyai komitmen yang tinggi untuk menjadi mitra

yang baik dalam membangun hubungan yang produktif,

kolaboratif, saling mempercayai saling menguntungkan dengan

pemerintah, kompetitor, pelanggan, dan masyarakat.

f) Melindungi manusia dan lingkungan (Protecting People and

Environment)

Chevron menempatkan kesehatan dan keselamatan karyawan

serta perlindungan atas aset dan lingkungan sebagai hal yang

utama.

g) Kinerja tinggi (High Performance)

Chevron mengutamakan keunggulan dalam setiap hal yang

dilakukan dan selalu berusaha untuk menjadi lebih baik. Chevron

8

sangat mendambakan pencapaian hasil yang lebih baik dari yang

diharapkan, baik oleh Chevron sendiri maupun pihak lain.

C. Rangkuman strategi

Rangkuman strategi terbagi menjadi strategi bisnis utama dan strategi

keberhasilan.

Strategi bisnis utama, meliputi :

a) Global Upstream (Operasi Hulu Skala Global)

Meningkatkan kemajuan laba dalam kegiatan bisnis utama dan

membangun posisi prestasi yang baru.

b) Global Gas (Operasi Gas Skala Global)

Mengkomersialkan ekuitas cadangan gas yang ada ke pasar-pasar

di Amerika Utara dan Asia.

c) Global Down Stream (Operasi Hilir Skala Global)

Meningkatkan pendapatan dengan menggunakan kekuatan

pemasaran dan penyediaan.

Sedangkan strategi keberhasilan meliputi :

a) Berinvestasi pada sumber daya manusia untuk mencapai tujuan

yang strategis.

b) Meningkatkan pemanfaatan teknologi untuk mencapai kinerja

yang tinggi.

c) Meningkatkan kemampuan organisasi untuk menghasilkan

kinerja kelas dunia dalam bidang keunggulan operasi,

pengurangan biaya, pengelolaan aset, dan peningkatan

keuntungan.

2. Misi Misi Chevron yaitu :

a) Menyediakan produk-produk yang sangat penting untuk kemajuan

ekonomi yang berkelanjutan dan pengembangan manusia di seluruh dunia.

b) Chevron adalah orang-orang dan suatu organisasi dengan kemampuan dan

komitmen yang tinggi.

c) Chevron adalah mitra terpercaya.

9

d) Memberikan kinerja kelas dunia

e) Dikagumi oleh semua pihak yang berkepentingan-Investor, pelanggan,

negara tempat Chevron beroperasi, masyarakat setempat dan karyawan

Chevron tidak saja dari hasil yang dicapai tetapi juga dari bagaimana

mencapainya.

2.3 Struktur Organisasi

Chevron IndoAsia Business Unit berkantor pusat di Senayan, Jakarta dan

secara garis besar struktur organisasinya dibagi menjadi 2 bidang, yakni:

A. Minyak dan Gas

1. Chevron Indonesia Company (minyak dan gas) di Balikpapan.

2. Chevron Pacific Indonesia (minyak dan gas) di Duri, Rumbai,

Sumatera.

3. Chevron Makassar Ltd.

B. Geothermal

1. Chevron Geothermal Indonesia

2. Chevron Geothermal Salak

3. Mandau Cipta Tenaga Nusantara

4. Chevron Geothermal Philipines

Chevron IndoAsia Business unit memiliki departemen yang dibagi menjadi dua

kelompok besar, yaitu core units dan support units.

A. Core Units department yakni:

1. Exploration and Development

2. Operations

B. Support Unit Department yakni:

1. Accounting department

2. Drilling department

3. Environment, Safety and Emergency Response department

4. Community Affairs and Government department

5. Human Resources

10

6. Information Technology

7. Legal

8. Planning

9. Supply Chain Management (Engineering and Construction department,

Logistics, Facilities Management, Procurement)

Chevron Indonesia Company dipimpin oleh seorang President dan Managing

Director serta dibantu oleh Sr. Vice President yang membawahi seluruh kegiatan

di Indonesia. Vice President yang berada di Balikpapan merangkap sebagai

General Manager dan secara teknis membawahi seluruh operasi yang berpusat di

Balikpapan, melakukan koordianasi dengan kantor pusat di Jakarta, serta

menentukan arah kebijaksanaan organisasi dari sudut operasional.

2.4 Lokasi Perusahaan

Kantor pusat Chevron Indonesia Company terletak di Pasir Ridge, Balikpapan

dan memiliki dua wilayah operasi utama yaitu Northern Area Operation (Daerah

Utara) dan Southern Area Operation (Daerah Selatan).

2.5 Lapangan Operasi

Wilayah operasi pengeboran dan produksi Chevron Indonesia Company di

propinsi Kalimantan Timur terbagi menjadi:

1. Daerah Utara (Northern Area Operation), meliputi lepas pantai Selat

Karimata yang terdiri dari Lapangan Attaka, Lapangan Melahin, Lapangan

Keringdingan, Lapangan Serang, Lapangan West Seno dan Terminal

Tanjung Santan .

2. Daerah Selatan (Southern Area Operation), meliputi Teluk Balikpapan

yang terdiri Terminal Lawe-Lawe, Lapangan Sepinggan, Lapangan Yakin,

Lapangan Yakin Utara, Lapangan Yakin Barat, Lapangan Seguni,

Lapangan Sedangdan, Lapangan Sejadi, Lapangan Mahoni, Lapangan

Bangkirai.

11

Chevron Indonesia Company memproduksi minyak dan gas alam dari

lapangan-lapangan yang terletak di utara dan selatan delta sungai Mahakam, serta

lepas pantai Kalimantan Timur. Hasil produksi diproses melalui Terminal Santan

dan Lawe-Lawe. Produksi kumulatif sejak 1972 telah melampaui 500 juta barel

minyak dan 775 milyar kaki kubik gas. Pada tahun 1996, Chevron Indonesia

Company melakukan operasi pengeboran laut dalam pertama di Indonesia di 60

km sebelah barat Terminal Santan pada wilayah Kutai Basin di Selat Makassar.

Pengeboran telah menghasilkan lebih dari 100 sumur dengan kedalaman kurang

lebih 6000 kaki, namun hanya 8 sumur yang secara ekonomis mampu

memproduksi kandungan potensial 1300 MMBO, dengan kapasitas produksi

sekitar 60.000 barel minyak per hari dan 150 juta kubik kaki gas. Saturation

Exploration Technologi yang digunakan memungkinkan Chevron Indonesia

Company untuk meningkatkan efisiensi dan peluang keberhasilan eksplorasi, serta

mengurangi biaya operasi.

Produksi minyak dari lapangan-lapangan Utara (Attaka, Melahin, Serang,

Kerindingan, West Seno) disimpan dalam 5 buah tangki yang masing-masing

berkapasitas 500.000 barel di terminal Santan. Setelah itu hasil produksi

disalurkan lewat pipa yang dipantau oleh meter niaga ke dalam kapal tangker.

Pada tahun 1976 Chevron Indonesia Company membangun Liquid Extraction

Plant (LEX Plant) di terminal Santan yang mempunyai kapasitas 130 MMSCFD,

dengan tujuan mendapatkan propana, butana, dan pentana dari gas alam, gas

ikutan, maupun dari solution gas.

Gas yang telah diproses dikirim melalui pipa ke pabrik Pupuk Kaltim yang

digunakan sebagai bahan baku dan juga ke pabrik gas alam cair Bontang untuk

dicairkan sehingga menghasilkan kurang lebih 250 metrik ton LPG tiap harinya

untuk dipasarkan ke Jepang.

Minyak dari lapangan-lapangan selatan yang terdiri dari Sepinggan, Seguni,

Sejadi, Bangkirai, Mahoni, dan Yakin dikirim ke terminal Lawe-Lawe untuk

diproses, selanjutnya dikapalkan di lepas pantai melalui single buoy mooring

system. Sebagian dari gas tersebut digunakan untuk gas lift di dalam operasi

produksi, selebihnya dikirim ke kilang Pertamina Balikpapan.

12

Lebih dari 30 anjungan memproduksi minyak dan gas dari lapangan-lapangan

Chevron. Empat belas anjungan berada di lapangan Attaka, 3 di Melahin dan

Kerindingan, 6 di Sepinggan, 4 di STS, dan 10 di kompleks Yakin, serta sisanya

di West Seno.

2.6 Tinjauan Umum Terminal Santan

Terminal Santan terletak sekitar 140 km arah timur laut Balikpapan atau pada

11702619 bujur timur dan 000535 lintang utara. Terminal Santan mengolah

crude oil dan gas alam yang berasal dari lapangan Attaka, dan lapangan Melahin-

Kerindingan-Serang (MKS). Terminal Santan dibangun pada tahun 1971 untuk

memproses, menampung dan mengkapalkan minyak dari Attaka, Melahin,

Kerindingan, dan Serang.

Di terminal Santan terdapat tangki penyimpanan propana cair dan butana cair,

juga terdapat 5 buah storage tank, yang masing-masing berkapasitas 500.000 bbl.

Tangki ini berfungsi sebagai measuring tank. Sebelum dialirkan ke tanker,

minyak dari tangki dialirkan melalui pipeline bawah laut ke single buoy mooring

(SBM) pada 11702619 bujur timur dan 000635 lintang utara kemudian

dialirkan melalui 2 buah floating house yang terhubung dari manifold dari tanker

dengan 2 buah loading house, yang dilengkapi dengan valves.

Terminal Santan yang berfungsi sebagai sarana operasional beroperasi selama

24 jam. Fasilitas operasional yang terdapat di Terminal Santan dibawahi oleh

produksi dan meliputi:

1. Process Plant, untuk mengolah minyak mentah yang termasuk ke

Terminal Santan.

2. Liquid Extraction Plant (LEX Plant), untuk mengolah gas alam yang

masuk ke Terminal Santan.

3. Compressor Station, untuk menaikkan tekanan gas alam yang cair yang

akan dikirm ke pabrik Pupuk Kaltim dari Bontang.

4. Product Movement/ Dispatch, bertanggung jawab atas operasi

penyimpanan dan pengkapalan Chevron Crude Product.

13

5. Laboratory, untuk meneliti kualitas produk dari sampel yang diambil

6. Information and Technology (IT), bertanggung jawab untuk segala hal

yang berhubungan dengan media komunikasi dan komputerisasi yang juga

meliputi perbaikannya.

14

14

BAB III

OVERVIEW SANTAN TERMINAL

Terminal Tanjung Santan dibangun pada tahun 1971 dengan tujuan

memproses, menyimpan, dan mengapalkan minyak dan gas yang didapat dari

lapangan Attaka, Melahin, Kerindingan, Serang, dan West Seno. Di terminal ini

terdapat 5 tangki crude oil dan 2 tangki propana dan butana.

Dalam kegiatan operasionalnya, Terminal Santan memiliki fasilitas

operasional yang berhubungan langsung dengan production dan support

operations. Fasilitas yang dimaksud adalah Process Plant, LEX Plant, Dispatch /

Product Movement, Santan Maintenence Team, Turbo Machinery Group, dan

Predictive Maintenance (PdM). Berikut akan dijelaskan beberapa fasilitas yang

dikunjungi penulis di Terminal Santan.

3.1 Santan Maintenance Team

Santan Maintenance Team atau biasa disebut SMT merupakan divisi yang

bertanggungung jawab terhadap perawatan di Santan terminal. Pada dasarnya

sistem perawatan di SMT menggunakan Preventive Maintenance (PM). Santan

Maintenance Team melingkupi 3 bidang keahlian perawatan yang dimiliki yaitu

mechanical, electrical, dan instrumentation.

Tugas yang dimiliki oleh SMT adalah melakukan perawatan maupun

perbaikan jika sewaktu-waktu terjadi kerusakan pada fasilitas di Santan Terminal.

Lingkup kerja dari SMT adalah pompa, generator, sistem perpipaan, vessel, dsb,

kecuali turbin dan kompresor yang sudah ditangani oleh TMG.

Hal-hal yang dilakukan oleh departemen SMT adalah Preventive Maintenance

pada semua part di plant kecuali turbin dan kompresor. Adapun perawatan yang

dilakukan ada yang mingguan, bulanan, tiga bulanan, dan tahunan.

Perawatan yang umum dan biasanya dilakukan oleh SMT antara lain :

15

1. See & Check

Team dari SMT melakukan inspeksi dan pengecekan langsung ke

lapangan, karena keadaan abnormal dapat dirasakan dengan penggunaan

panca indera, kemudian yang umum dilakukan adalah pengecekan

kekencangan baut, pengecekan valve, kabel, indikator-indikator, dan

komponen-komponen mekanik, elektrik, dan instrumentasi lain.

2. Cleaning

Setelah dilakukan inspeksi dan pengecekan, apabila diperlukan sesuatu

yang perlu dibersihkan secara rutin, misalnya pembersihan pada filter

udara yang perlu dilakukan setiap jangka waktu tertentu.

3. Adjusting

Setelah dilakukan checking dan cleaning, jika sekiranya komponen perlu

untuk di setting ulang, maka komponen tersebut diatur kembali, atau dapat

dilakukan kalibrasi pada instrumentasi pressure meter.

4. Fixing

Jika ada komponen yang sekiranya sudah kehilangan fungsinya, maka

dilakukan perbaikan pada komponen tersebut ataupun jika sudah parah

dilakukan penggantian komponen tersebut, misalnya perbaikan pada unit

pompa.

5. Completion

Setelah keseluruhan proses selesai, tim harus memastikan semua

komponen telah tertangani dengan baik, dengan memantaunya atau dapat

dilakukan tes pada komponen yang bersangkutan.

6. Keep it safe at any cost

Keselamatan kerja adalah hal yang paling diutamakan pada aktivitas

apapun, kepada seluruh orang yang berada di lingkungan perusahaan,

terutama pada departemen SMT yang bertindak langsung di lapangan.

16

3.2 Turbomachinery Group (TMG)

Turbomachinery Group, atau biasa dipanggil TMG adalah departemen di

Santan terminal yang memiliki tanggung jawab untuk melakukan perawatan pada

bidang turbin dan kompresor. Metode kerja TMG hampir sama dengan SMT.

TMG memiliki keahlian perawatan mekanik, instrumen elektrik, dan material.

3.3 Predictive Maintenance (PdM)

Predictive Maintenance (PdM) membantu untuk menentukan kondisi dari

equipment untuk memprediksi kapan perawatan ataupun perbaikan perlu untuk

dilakukan. PdM atau Condition Based Maintenance, berusaha untuk mengevaluasi

kondisi dari peralatan dengan melakukan monitoring equipment secara kontinyu

untuk membandingkan nilai baseline pada nilai saat itu untuk dicari perbedaannya

dimana dapat mengindikasikan degradasi atau progressive failure. Ultimate goal

dari PdM adalah untuk performing perawatan pada titik yang telah dijadwalkan

ketika aktivitas perawatan sebelum equipment kehilangan performa.

Kebanyakan equipment industrial tidak akan berhenti total secara tiba-tiba.

Kenyataannya, equipment break down secara bertahap, dalam periode mingguan

ataupun bulanan. Lagipula, equipment memberikan sinyal-sinyal ataupun pertanda

selama itu. Peringatan dini pada equipment, misalnya sedikit perubahan pada

temperatur, getaran ataupun suara yang tidak semestinya dapat dideteksi dengan

teknologi PdM.

Hasilnya, PdM memberikan waktu untuk merencanakan, membuat jadwal dan

perbaikan, sebelum equipment benar-benar failure atau breakdown. Kebanyakan

inspeksi PdM dilakukan ketika equipment sedang dalam tahap servis, dengan

demikian dapat meminimalkan interupsi dari sistem pengoperasian normal.

Perlakuan PdM dapat menghasilkan penghematan biaya yang besar dan reliability

yang lebih tinggi.

Kegiatan team PdM meliputi:

1. Condition monitoring secara periodik (vibration,lube oil analysis, infrared

thermography, diagnosis motor listrik).

17

2. Manajemen data.

3. Diagnosis permesinan.

4. Tindakan corrective yang direkomendasikan untuk penemuan kasus.

5. Implementasi rekomendasi lapangan.

6. Post Maintenance Test.

7. Start Up dari machinary dan monitoring coasting down.

3.4 Process Plant

Santan Process Plant, sebagaimana ditunjukkan Gambar 3.1, merupakan

tempat pemrosesan crude oil yang datang dari lapangan offshore Attaka ,

Melahin , Kerindingan dan Serang . Pemrosesan dilakukan guna pemenuhan

spesifikasi crude oil dengan BSW lebih kecil dari 0.5% dan air buangan (waste-

water) dengan kandungan minyak (oil content) lebih kecil dari 25 Ppm. Pada saat

ini process plant menghasilkan minyak 11000 bbl perhari.

Gambar 3. 1. Process Plant

3.4.1 A, B, dan C train

A, B, dan C train saat ini memiliki fungsi yang sama meskipun desain A-B

identik dan C berbeda. Train ini bertugas mengolah crude oil dari Attaka field dan

18

MKSA field untuk disimpan dalam storage sebelum dijual. Crude oil dari offshore

masuk ke high pressure separator 1101. Crude oil di high pressure separator

1101 dipisahkan menjadi gas, minyak, dan airnya . Air dibuang ke Corrugated

Plate Interceptor (CPI), sedangkan gasnya menuju vessel 1104 kemudian dikirim

ke LEX Plant dan minyak dialirkan ketahapan berikutnya. Tekanan fluida yang

masuk pada HP 1101 sebesar 80-90 Psi dengan batas keamanan 120 Psi. Minyak

dari HP separator ini kemudian menuju ke tube-heat exchanger lanjut heater

dengan suhu keluaran dari heater sebesar 1400F. Pemanasan ini bertujuan

memecah emulsi agar proses pemisahan air-minyak tahap berikutnya lebih efektif.

Untuk sisanya dari HP berupa air akan dikeluarkan menuju classifier dan CPI.

Minyak kemudian dialirkan menuju Intermediate Pressure Separator untuk

pemisahan air-minyak tahap kedua. Sisa berupa slurry dan air juga akan dibuang

menuju classifier dan CPI. Seperti pada proses pemisahan tahap pertama, pada

tahap kedua sejumlah gas dilepaskan ke V1104, air dibuang, dan minyak dengan

kualitas lebih baik akan diteruskan ke tahapan proses berikutnya.

Crude oil hasil pemisahan tahap kedua mengalir ke Low Pressure

Separators 1103. Disini air, minyak dan gas dipisahkan seperti pada tahapan

sebelumnya. Minyak dengan kualitas lebih baik dialirkan ke Gas Boot 1106 yang

berfungsi menstabilkan oil agar gas yang terikat benar-benar lepas. Gas akan

dialirkan ke LEX Plant dengan bantuan kompresor C5, sedangkan minyak hasil

pemisahan dipompa dengan stabilizer pump 1203 dialirkan ke storage tank

setelah melewati shell dari HE.

Produk crude hasil processing train yang diijinkan masuk storage tank

harus mempunyai BSW atau kandungan air kurang dari 0,5%, bilamana melebihi

aliran produk dialihkan ke Re-Run Tank dan harus segera dilakukan tindakan-

tindakan perbaikan sesuai prosedur yang berlaku. Jika sampel sudah menunjukkan

bahwa produk kembali memenuhi syarat yang ditentukan, maka aliran produk

harus segera dikembalikan ke aliran normalnya (Storage Tank). Gambar flow

diagram A/B dan C train dapat dilihat pada gambar 3.2.

19

Gam

bar

3. 2. F

low

dia

gra

m A

/B/C

tra

in (

Chev

ron, 2002)

20

3.4.2 Rerun Tank

Rerun tank merupakan tempat penampungan sementara apabila minyak yang

telah selesai diproses tidak memenuhi kualitas ekspor yang ditentukan. Minyak

tersebut belum akan dimasukkan ke storage tank karena kemungkinan akan

mengganggu kualitas crude oil yang akan dijual nantinya. Minyak yang berada di

rerun tank tadi akan diproses kembali di dalam train supaya memenuhi kualitas

yang diinginkan. Biasanya minyak dengan kualitas siap ekspor memiliki

kandungan BSW < 0,5 %.

3.4.3 Classifier

Classifier merupakan tempat penampungan pasir dan padatan lain yang

berhasil dipisahkan dari minyak pada High Pressure Separator, Intermediate

Pressure Separator, maupun Low Pressure Separator.

3.4.4 Waste Water Treatment

Waste water treatment adalah sistem pengolahan limbah yang dihasilkan

dari pengolahan crude oil di process plant agar limbah yang dihasilkan tidak

terlalu banyak mengandung minyak yang berbahaya bagi lingkungan. Standar

yang diterapkan adalah kandungan minyak maksimal 25 ppm.

Air buangan dari train dialirkan dengan gravity flow menuju Corrugated

Plate Interceptor (CPI), sedangkan pasir dari train dialirkan menuju sand trap dan

classifier. Sand trap dan classifier adalah tempat penampungan pasir dan padatan

lain dari train. Kemudian keduanya dialirkan menuju Old API Separator untuk

proses pengolahan air limbah (waste water treatment) tingkat pertama. Untuk

mempermudah pemisahan partikel minyak dari badan air, diinjeksikan chemical

reverse demulsifier. Minyak yang tersaring di sini ditampung di Sump Pit

kemudian dipompakan ke rerun tank.

Disamping langsung menerima limbah dari train, Old API Separator juga

menerima limbah dari :

- Hasil drain dari Crude Oil Storage Tank

- Slurry Tank

21

- Slurry Oil Catcher

- Slop Pit

Kemudian treatment berikutnya, limbah dialirkan menuju New API

Separator. Disini, slurry akan disaring dan ditampung di Slurry Collection Pit dan

dialirkan ke Slop Pit. Setelah itu, limbah dialirkan ke Wemco Depurators. Untuk

membantu kerja floation cell tersebut, diinjeksikan chemical reverse demulsifier

sebelum mencapai Wemco.

Sedangkan emulsi slurry dari Slop Pit dipompakan ke Slurry Tank. Minyak

yang mungkin masih ada di Wemco dikembalikan lagi ke Slop Pit. Diharapkan

setelah keluar dari Wemco Depurator kandungan minyak maksimal 25 ppm dan

cukup aman untuk dibuang (dari awalnya yang dapat mencapai 4300 ppm).

Minyak yang berhasil dipisahkan di CPI dan Old API Separator dialirkan

dengan pipa untuk dikumpulkan di Sump Pit lalu dipompa menuju Rerun Tank

untuk kemudian diproses kembali di train A atau B. Sedangkan minyak yang

berhasil dipisahkan oleh New API Separator dialirkan ke Slop Pit lalu

dipompakan ke Slurry Tank. Pasir dan endapan yang terdapat di CPI, API dan

classifier secara periodik dikeluarkan secara manual dan dibuang ke Bio

Remediation Area. Adapun skema p waste water terlihat dari gambar 3.3.

22

Gam

bar

3. 3. P

roce

ss f

low

dia

gra

m w

ast

e w

ate

r tr

eatm

ent

(Chev

ron, 2002

)

23

3.5 LEX Plant

Santan Liquid Extraction Plant atau LEX Plant yang ditunjukkan Gambar 3.4,

dibangun oleh FLUOR Engineering and Constructions Inc. dan mulai beroperasi

pada tanggal 27 Juni 1976. Plant ini didesain untuk mendapatkan produk Propana

(C3), Butana (C4) dan Pentana Plus (C5+) yang terkandung dalam gas (associated

dan non associated) yang dialirkan dari Lapangan Attaka, lapangan M/K/SA

(Melahin / Kerindingan / Serang) dan Solution Gas dari Process Plant.

Propana dan Butana hasil ekstraksi dari LEX Plant disimpan secara terpisah di

dalam masing-masing 2 buah Sphere Tank untuk kemudian dijual berturut-turut

sebagai LPG-Propana dan LPG Mixed (C3+C4). Sedangkan Pentane Plus

dicampurkan ke dalam aliran (spiked to) crude oil kualitas ekspor untuk disimpan

dan dijual sebagai crude oil. Oleh karena itu Pentana Plus dilapangan dikenal

sebagai spike.

Gas dari sisa proses ekstraksi yang biasa disebut Tail Gas atau Residue

Gas yang miskin hidrokarbon partikel berat (Lean Gas) dialirkan ke Compressor

Station milik Pertamina yang dioperasikan oleh Chevron Indonesia Company,

untuk ditransfer ke pabrik pupuk Pupuk Kalimantan Timur (PKT) dan pabrik PT.

Badak NGL, di Bontang (50km dari Santan Terminal). Secara organisasi, saat ini

pengoperasian Compressor Station berada di bawah kendali LEX Plant.

Gambar 3. 4. LEX Plant

24

3.5.1 Aliran proses

LEX Plant mempunyai 3 sumber feed gas yang datang dalam berbagai

tekanan di bawah 600 psig, oleh karena itu langkah pertama yang diperlukan

adalah proses kompresi feed gas:

a) Gas dari lapangan Attaka:

Feed gas dari lapangan Attaka masuk ke gas scrubber V-30 pada

tekanan 450 psig dan temperatur 890F untuk pemrosesan 3 phasa.

Kondensat hasil pemisahan dialirkan ke kondensat De-propanizer V-2

untuk proses ekstraksi propana yang terkandung dalam kondensat

tersebut sedangkan gas yang sudah relatif kering dialirkan ke gas

booster kompresor C-231 untuk proses kompresi.

b) Gas dari M/K/SA:

Feed gas dari lapangan M/K/SA masuk ke scrubber V-122 pada

tekanan 450 psig dan temperatur 860F untuk pemrosesan 3 fasa.

Kondensat yang dihasilkan dialirkan ke V-2, sedangkan gas yang relatif

sudah kering dialirkan ke gas booster kompresor C-231. Air hasil

pemisahan dibuang melalui close drain.

c) Solution gas dari process plant:

Gas dari process plant mengalami proses kompresi 3 tahap sebelum

dialirkan ke scrubber V-30. Feed gas masuk ke scrubber V-4 lalu gas

hasil pemisahan masuk kompresor untuk dinaikkan tekanannya lalu

masuk ke fin-fan cooler untuk didinginkan lalu masuk ke scrubber V-5.

Gas dari V-4 ke V-5 ini dinamakan 1st stage. Selanjutnya gas dari V-5

ke V-6 dan V-6 ke V-7 dinamakan 2nd

dan 3rd

stage. Kondensat hasil

pemisahan dialirkan ke V-2. Gas hasil pemisahan dialirkan ke V-30

untuk dilakukan pemisahan lagi sebelum masuk kompresor C-231.

Gas dari ketiga sumber tadi bercampur di suction dari C-231 untuk

dikompres tekanannya dari sekitar 400 psig ke 600 psig dengan temperatur 1300F.

Selanjutnya gas dialirkan ke fin-fan cooler E-232 untuk didinginkan hingga

temperatur turun menjadi 880F. Lalu gas masuk ke Scrubber V-233. Kondensat

yang dihasilkan masuk lagi ke V-2.

25

Gasnya masuk ke dehydrator V-41 A untuk proses pengeringan secara

adsorpsi dengan menggunakan alumina desicant, untuk menurunkan titik embun

(dew point) dari feed gas hingga lebih kecil dari -1370F. Sedangkan tower B

digunakan regeneration yaitu dengan cara tower diisolasi dari operasi dehidrasi

feed gas. Pada tahap ini dilakukan pemanasan desicant dengan gas metan panas

pada temperatur 4000F-450

0F, sampai uap air yang diadsorpsi oleh partikel

desicant teruapkan kembali selama 4 jam.

Diharapkan pada akhir proses ini, kemampuan adsorpsi air dari partikel

kembali ke kondisi awal (refreshed). Setelah refreshed, partikel desikan ini

didinginkan dengan menggunakan gas metan dari gas cooler E-43 selama 2,5 jam

agar temperatur desikan kurang lebih sama dengan temperatur feed gas. Gas

metan panas didapat dari sisa ekstraksi yang dipanaskan di regeneration gas

heater E-41.

Selanjutnya gas dialirkan ke 2 buah filter F-51 A/B untuk proses

penyaringan. Setelah melalui proses penyaringan, feed gas didinginkan dalam 3

tahap di cold box E-51 A/B. Pada tahap pertama, feed gas didinginkan dengan

cairan propana dari high level refrigerant head drum V-77. Tanpa keluar dari cold

box E-51 A/B, pendinginan tahap kedua dilanjutkan dengan fluida pendingin

propana dari low level refrigerant head drum, dan tahap ketiga menggunakan

metan yang keluar dari E-52 A/B hingga gas yang keluar dari E-51 A/B bersuhu -

200F .

Feed gasnya dikirim ke kompresor EC-51 untuk dikirim ke compressor

station. Cairan hidrokarbon yang terbentuk ditampung di separator V-51 untuk

dipisah lagi. Gas yang terbentuk di V-51 dikirim ke cold box E-52 A/B sedangkan

kondensatnya dikirim ke de-methanizer V-53. Gas yang keluar dari cold box E-52

A/B dikirim ke separator V-52. Gas yang terbentuk dari V-52 masuk expander

EC-51 hingga temperaturnya -1270F dan tekanan 195 psig lalu masuk ke de-

methanizer yang paling atas, sedangkan kondensatnya masuk ke de-methanizer V-

53 bagian bawahnya gas.

Feed gas dari ketiga sumber tadi masuk V-53 untuk proses pemisahan dan

pembebasan gas metana (CH4). Gas hasil pemisahan masuk ke E-51 dan E-52

26

sebagai media pendingin lalu masuk ke kompresor EC-51. Dari kompresor EC-51

kemudian gas dikirim ke compressor station. Sebelum ke compressor station,

sebagian gas digunakan untuk reagent gas pada dehydration system. Kondensat

yang dihasilkan V-53 dialirkan ke de-methanizer reboiler E-53 untuk menjaga

temperatur dasar kolom V-53. Selanjutnya kondensat dipompa menggunakan

pompa P-54 A/B/C menuju de-ethanizer V-54 beroperasi secara bergantian.

Kandungan gas ethan (C2H6) di V-54 dipisahkan dan dibebaskan menuju

kondensor E-55 untuk dicairkan. Liquid dan gas lalu dikirim ke reflux V-55 untuk

proses pemisahan liquid dan gas melalui pompa P-51 A/B. Liquid dari V-55

masuk lagi ke V-54 untuk re-kondensasi fraksi yang lebih berat. Sedangkan gas

ethannya siap dikirim ke compressor station. Kondensat dari V-54 di dasar kolom

V-54 dialirkan ke de-propanizer V-56 untuk dipisahkan liquid dan gasnya.

Gas propana yang dihasilkan masuk fin-fan cooler untuk didinginkan,

gasnya lalu dikirim ke compressor station, sedangkan liquid masuk ke reflux V-

57. Lalu liquid ini dipompa oleh pompa P-52 A/B menuju V-56 lagi. Sebagian

dari liquid juga dikirm ke V-59.Liquid dari de-propanizer V-56 dikirim ke

reboiler E-58 untuk dipanaskan dan masuk ke de-butanizer V-61, sebagian masuk

lagi ke V-56 untuk menjaga suhu bawah kolom V-56.

Disini kondensat dipisahkan gas butananya C4H10 menuju ke fin-fan

cooler E-62 untuk didinginkan lalu menuju refluks V-62. Disini liquid dipompa

menggunakan pompa P-62 A/B menuju ke V-60, sebagian kembali ke V-61.

Liquid dari de-butanizer V-61 dialirkan menuju ke reboiler E-63 lalu ke fin-fan

cooler untuk didinginkan sebelum masuk ke V-63. Sebagian liquid kembali lagi

ke kolom bawah V-61 untuk menjaga temperatur kolom bawah. Flow diagram

proses yang terjadi di LEX Plant dapat dilihat pada Gambar 3.5.

27

Gam

bar

3. 5

. Flo

w d

iagra

m L

EX

pla

nt

pro

cess

(C

hev

ron, 2002)

28

3.5.2 De-methanize Process

Feed gas yang berasal dari ketiga sumber tadi masuk ke V-53 untuk proses

pemisahan dan pembebasan gas metana (CH4) dan fraksi yang lebih ringan yang

terkandung di dalamnya (jika ada) sebagai produk atas. Kemudian gas hasil

pemisahan ini keluar dari puncak kolom V-53 mengalir ke E-52A/B dan E-51 A/B

sebagai media pendingin. Selanjutnya gas metana masuk ke residu gas line setelah

melalui proses kompresi di bagian kompresor dari Turbo Expander Compressor

EC-51 dari tekanan +/- 190 psig pada temperatur +/- 58oF hingga menjadi 210

psig dan 90oF.

Aliran gas metana sebagai gas residu diukur oleh FE-039. Gas residu ini

sebelum dikirim ke Compressor Station sebagian akan digunakan untuk regent

gas pada Dehydration System dan sebagian yang lain digunakan untuk kebutuhan

bahan bakar LEX Plant setelah bercampur dengan gas ethane (C2).

Liquid (C2++) yang terkumpul di dasar kolom V-53 kemudian

disirkulasikan dengan rute V-53 ke Demethanizer Reboiler E-53 untuk dipanasi

dengan menggunakan gas propana yang berasal dari discharge refrigerant

compressors C-73 A/B kembali ke V-53 agar temperatur didasar kolom V-53

terjaga diantara -4oF sampai -3

oF. Selanjutnya liquid C2++ dipompa menuju

Deethanizer Tower V-54 dengan menggunakan dua dari tiga buah pompa P-54

A/B/C yang beroperasi secara bergantian

3.5.3 De-ethanize Process

Liquid C2++ dari dasar kolom V-53 dialirkan masuk ke Deethanizer Tower

V-54 di tray 21 dimana pada kolom ini kandungan gas ethane (C2H6) dipisahkan

dan dibebaskan keluar dari puncak kolom V-54. Gas ethane hasil pemisahan

kemudian dialirkan ke Deethanizer Condenser E-55 untuk dicairkan sebagian

dengan menggunakan cairan propane refrigerant E-55 ber-temperatur 20oF. Dari

E-55 gas ethane dalam fasa gas dan cair dialirkan ke Deethanizer Reflux

Accumulator V-55 untuk proses pemisahan gas liquid.

29

Dengan menggunakan pompa P-51 A/B yang bekerja secara bergantian,

cairan dari V-55 dialirkan masuk kembali ke puncak yang ikut terbebaskan.

Sedangkan gas ethane dari V-55 dialirkan bersama-sama gas methane sebagai

residue gas atau tail gas menuju compressor station melalui residue gas line

setelah diukur debitnya oleh meter FE-040. Residue gas ini sebelum dikirim ke

Compressor Station sebagian digunakan untu kebutuhan bahan bakar LEX Plant.

Liquid (C3++) yang terkumpul di dasar kolom V-54 kemudian

disirkulasikan dengan rute V-54 ke De-ethanizer Reboiler E-56 untuk dipanasi

dengan menggunakan Hot Oil kembali ke V-54 agar temperatur didasar kolom V-

54 terjaga disekitar 130oF. Selanjutnya liquid C3++ dialirkan secara

thermosyphone menuju ke Depropanizer Tower V-56.

3.5.4 De-propanize Process

Di Depropanizer Tower V-56 umpan dari E-54 masuk ke tray 24, dimana

pada kolom ini kandungan propane dipisahkan. Propane yang dipisahkan dalam

bentuk uap mengalir keluar dari puncak V-56 masuk ke Depropanizer Overhead

Condenser E-57 A/B (fin-fan cooler) untuk dihembuskan dengan menggunakan

udara sebagai pendingin.

Cairan propane yang terbentuk ditampung di Depropanizer Reflux

Accumulator V-57 untuk kemudian sebagian besar (65% sampai 80%) dari cairan

dipompakan kembali ke V-56 sebagai reflux dan sebagian yang lain dialirkan ke

Propane Product Surge Drum V-59 sebagai product dengan menggunakan pompa

P-52 A/B yang bekerja secara bergantian.

Produk propana dari V-59 dipompa ke Sphere Tank dengan menggunakan

pompa P-57 A/B yang bekerja secara bergantian dan debit aliran produk propana

ini diukur oleh meter FE-249. Di dalam Sphere Tank, propana disimpan pada

temperatur ambient dengan tekanan +/- 115psig s/d 185 psig.

Pada saat dibutuhkan, produk propana dari V-59 dapat juga digunakan

untuk menambah cairan refrigerant dari refrigerant system dengan

memompakannya masuk kedalam Propane Refrigerant Surge Drum V-79 dengan

pompa P-61.

30

Cairan di dasar kolom V-56 dipanasi oleh Depropanizer Reboiler E-58

menggunakan Hot Oil, cairan panas dari E-58 kemudian dialirkan ke tray 19 dari

Debutanizer Tower V-61 untuk proses pemisahan/pemurnian kandungan Buthane

(C4H10). Apabila V-61 tidak beroperasi maka cairan panas dari E-58 dialirkan ke

Depropanizer Bottoms Cooler E-59 A/B (Fin-fan cooler) untuk didinginkan

dengan menggunakan udara. Setelah didinginkan cairan tersebut langsung

dialirkan ke Buthane Surge Drum V-60.

3.5.5 De-butanizer Process

Butana hasil pemisahan di Debutanizer Tower V-61 dalam wujud uap

dialirkan melalui puncak V-61 menuju Debutanizer Overhead Condenser E-62

A/B (Fin-Fan Cooler) untuk diembunkan dengan menggunakan udara. Setelah

melalui pengembunan, cairan butana yang terbentuk dialirkan ke Debutanizer

Overhead Accumulator V-62.

Butana cair yang terkumpul di V-62 dipompa keluar dengan menggunakan

pompa P-62 A/B yang bekerja bergantian, dimana sebagian besar (70%-80%)

dikembalikan ke V-61 sebagai reflux dan sebagian lainnya ke Butane Surge Drum

V-60 sebagai produk.

Dari V-60 cairan butana dipompakan ke Butane Product Sphere Tank

dengan menggunakan pompa P-63 A/B yang bekerja bergantian. Debit aliran

product tersebut diukur dengan meter PDM-250. Butana disimpan pada

temperatur ambient dengan tekanan +/-20 psig s/d +/-50 psig.

Untuk menunjang proses pemisahan butana, cairan di dasar kolom V-61

dialirkan menuju Debutanizer Bottom Reboiler E-63 untuk dipanasi dengan

menggunakan Hot Oil sebagai pemanas. Cairan butana panas dengan temperatur

200oF dari E-63 dialirkan ke Debutanizer Bottom Cooler E-64 A/B (Fin-Fan

Cooler) untuk didinginkan kembali dengan menggunakan udara. Selanjutnya

cairan ini ditampung di Pentane Plus Surge Drum V-64 sebagai Pentane Plus

(C5H12).

Pentane Plus yang terkumpul di V-64 dipompa ke pipa aliran Crude Oil dari

Process Plant menuju Storage Tank sebagai spike setelah diukur debit-nya oleh

31

meter PDM-251. Aliran spike C5++ yang masuk ke crude oil line dikontrol oleh

PXIC-083 yang secara terus-menerus memonitor RVP Crude Oil setelah di-spike.

Apabila RVP crude oil menunjukkan sama atau lebih besar dari 14,7 psi, maka

PXIC-083 akan memberi sinyal untuk menutup PXV-083 sehingga spike Pentane

plus akan terhenti secara otomatis.

3.5.6 Fuel Gas System

Fuel Gas System berfungsi menurunkan tekanan gas dari sumbernya sesuai

dengan tekanan yang diperlukan peralatan dan mendistribusikannya. Di LEX

Plant ada dua jenis fuel gas yang dibedakan berdasarkan tekanannya, High

Pressure Fuel Gas dan Low Pressure Fuel Gas. Fuel gas system mempunyai tiga

sumber yang berasal dari : Residue Gas Line, Dry Feed Gas, Attaka Feed Gas

(Emergency Fuel Only).

Ketiga sumber fuel tersebut masuk ke High Pressure Fuel Gas Scrubber V-

80 dengan dikontrol oleh Fuel Gas Selector yang berfungsi untuk memilih sumber

fuel yang diinginkan. Terdapat kontrol untuk menjaga tekanan dari V-80 tetap

stabil pada tekanan tertentu. Dari sini, fuel gas didistribusikan ke peralatan yang

menggunakan high pressure fuel, antara lain Generators, Compressors, Purging

Flare Header, Process Plant, dan Low Pressure Scrubber V-84.

V-84 mendapat sumber fuel dari V-80 setelah tekanan high pressure fuel

gas diturunkan. Low pressure fuel gas didistribusikan untuk keperluan antara lain

Heaters, Warehouse, dan purging Vessel. Pengaman yang dipasang disini adalah

LSH (Level Safety High) dan LSHH (Level Safety High High) yang dihubungkan

dengan LEX Plant Shutdown Switch. Skema LEX Fuel gas system dapat dilihat

pada Gambar 3.6.

32

3.5.7 Hot Oil System

Hot Oil system berfungsi menyediakan panas yang dibutuhkan untuk proses

pemisahan pada kolom fraksionasi. Sistem ini menggunakan media penghantar

panas Monsanto Therminol55. System ini bekerja secara sirkulasi tertutup,

dimana dengan menggunakan salah satu pompa P-71 A/B/C, yang digerakkan

oleh motor listrik.

Therminol dari Hot Oil Surge Drum V-71 dipompakan ke salah satu heater

HT-71 A/B/D untuk dipanaskan. Setelah menjalani pemanasan, hot oil

didistribusikan kesemua sistem yang membutuhkan pemanasan, untuk kemudian

kembali ke V-71 setelah terjadi pertukaran panas pada sistem (reboiler). Skema

hot oil system ditunjukkan Gambar 3.7.

Gambar 3. 6. LEX fuel gas system process flow diagram (Chevron, 2002)

33

3.5.8 Refrigerant System

Propane refrigeration system merupakan unit utama pendukung operasi

LEX plant dengan fungsi utama :

a) Untuk mencairkan gas fraksi berat yang terkandung dalam feed gas

(Propane+)

b) Mencairkan deethanizer over head vapor yang digunakan untuk reflux

c) Mendinginkan regeneration gas yang digunakan pada dehydration system

d) Sebagai pendingin pada peralatan lainnya.

Sistem ini merupakan sistem sirkulasi tertutup yang menggunakan dua unit

three stage York Centifugal Compressor (C 73A/B) yang digerakkan oleh Solar

Gambar 3. 7. Sistem hot oil (Chevron, 2002)

34

Turbine T-4702. Refrigeration system terdiri dari tiga level refrigerant yang

dibedakan berdasarkan temperatur-nya yaitu :

a) -40oF pada V-76 (Low level propane head drum)

b) 10oF pada V-77 (High level propane head drum)

c) 65oF pada V-78 (Propane refrigerant flash drum)

Propana cair ditampung di Propane Refrigerant Surge Drum V-79. Dari V-

79 propana cair didinginkan ke Heat Exchanger E-54 lalu ke E-61, dan

didistribusikan untuk pendingin regenerasi Gas Cooler, Crude Stabilizer, Flash

Drum V-78. Propana yang terbentuk di puncak V-78 dikembalikan ke kompresor

C-73 A/B, sedangkan cairan yang terbentuk dialirkan ke V-77 dan Deethanizer

Condenser untuk mencairkan gas ethane, lalu vapor yang dihasilkan dimasukkan

juga ke V-77 dan masuk ke C-73 A/B.

Selanjutnya gas propana dikompresi di dalam C-73 A/B, kemudian gas

propana yang telah dikompresi temperatur nya naik, lalu gas dikondensasikan oleh

Propane Refrigerant Condenser E-74 A-J yang menggunakan udara sebagai

pendingin (fin-fan cooler). Propana yang terkondensasi menjadi cairan dialirkan

kembali ke V-79 untuk disirkulasikan kembali. Skema diagram sistem refrigerasi

propana ditampilkan pada Gambar 3.8.

35

Gam

bar

3. 8

. Pro

pane

refr

iger

ati

on s

yste

m d

iagra

m (

Chev

ron, 2002)

36

3.5.9 Power Generator

LEX Plant dilengkapi dengan fasilitas pembangkit listrik (generator) yang

digerakkan Solar-Saturn gas turbine T-1301 sebanyak 7 unit (saat ini hanya

terpasang 6 unit), masing-masing generator mempunyai kapasitas 800 kW pada

0,8 P.F. @72oF atau 715 kW pada 0,8 P.F. @ 90

oF. Jumlah generator yang

dioperasikan tergantung dari beban yang didistribusikan. Pada keadaan normal,

generator yang beroperasi sebanyak 5 unit, sehingga pada salah satu generator

menjalani perawatan, generator yang stand-by akan dioperasikan.

LEX Plant Power Generator mempunyai dua Bus Bar yang bekerja secara

paralel yang akan didistribusikan sesuai kebutuhan. Disamping untuk keperluan

LEX Plant, listrik yang dihasilkan didistribusikan ke Waste Water Treatment

Plant dan Crude Stabilizer Pumps dari Process Plant, Compressor Station, dan

Mess Hall dengan jaringan kabel bawah tanah.

3.5.10 Compressor Station

Compressor Station adalah station milik Pertamina yang dioperasikan oleh

Chevron untuk mengirim gas hasil produksi lapangan Santan, Attaka, MKS, dan

Residue Gas dari Lex Plant ke Stasiun Kompresor gas (SKG), yang dibangun oleh

Williams Brother Engineering Company pada tahun 1976. Compressor Station

mempunyai 7 unit kompresor gas yang masing-masing digerakkan oleh Solar Gas

turbine Engine, yang terdiri dari:

- 6 unit Centaur 40 C-101 A/B/C, C-102, C-103, C-106

- 1 unit Taurus 60 C-107

Feed gas yang masuk ke Compressor Station berasal dari berbagai sumber

yaitu:

1. Residu gas dari LEX Plant

Residu gas dari LEX Plant berasal dari lapangan Attaka, MKS, dan

Solution Gas hasil dari Process Plant

2. Attaka bypass

Merupakan gas dari lapangan Attaka yang tidak melewati proses di LEX

Plant

37

3. MKS bypass

Merupakan gas dari lapangan MKS yang tidak melewati proses di LEX

Plant.

4. STA gas

Merupakan gas dari lapangan Santan yang langsung dikirim ke

Compressor Station.

Gas Residu dari LEX Plant merupakan gas kering (lean gas) yang

bertekanan sekitar 150 psig sehingga perlu dinaikkan tekanannya secara bertahap

agar bisa dikirimkan ke SKG. Sedangkan gas dari Attaka bypass, MKS bypass,

dan STA gas merupakan gas basah (rich gas) dengan tekanan sekitar 365 psig

sehingga untuk menaikkan tekanannya hanya diperlukan satu stage kompresor

saja.

Gas residu dari LEX Plant yang bertekanan 150 psig dimasukkan ke

dalam First Stage Suction Scrubber D-101. Scrubber vertikal ini berfungsi untuk

memisahkan cairan yang terbentuk sebelum masuk kompresor. Cairan yang

dihasilkan pada bagian bawah scrubber masuk ke Drain System untuk dikirim ke

Drain Pit karena tidak boleh ada Open Drain yang dikhawatirkan dapat

mengganggu lingkungan.

Gas kemudian masuk ke 1st stage compressor untuk dinaikkan tekanannya

menjadi sekitar 350 psig. First stage compressor terdiri dari 3 buah kompresor

Solar Centaur yang disusun paralel. Saat ini, hanya 1 kompresor yang menyala

sedangkan 2 lainnya dalam keadaan standby.

Gas yang keluar dari 1st stage compressor didinginkan hingga temperatur

ambient dengan menggunakan fin-fan cooler E-101 A/B/C. Kemudian digabung

dan dimasukkan ke dalam D-102 untuk memisahkan cairan yang terbentuk.

Temperatur ambient berkisar dari 92oF pada malam hari hingga 110

oF pada siang

hari dengan rata-rata harian 98oF.

Gas dari Attaka by pass dimasukkan ke dalam D-110 dan D-111 yang

disusun paralel. Keluaran dari D-110 dan D-111 digabung dengan gas MKS

bypass dan STA gas untuk kemudian dimasukkan ke dalam D-108.

38

Gas keluaran D-102 dan D-108 masuk ke dalam Second Stage Compressor

dengan tekanan sekitar 350 psig untuk dinaikkan tekanannya hingga mencapai

650-700 psig. Second Stage Compressor terdiri dari 3 buah kompresor Solar

Centaur yaitu C-102, C-106 dan C-103 yang disusun paralel. Pada kondisi

sekarang dioperasikan 1 buah kompresor sedangkan 2 lainnya dalam kondisi

standby. Keluaran Second Stage Compressor masuk ke dalam Scrubber D-104.

Dari D-104 gas kemudian dikirim ke SKG setelah melewati meter FE-104.

Kompresor C-103 pada saat ini dioperasikan sebagai Second Stage

Compressor. Kompresor ini juga bisa berfungsi sebagai Rich Gas Compressor

yang mengkompresi gas basah untuk dikirim ke Bontang LNG Plant, C -103

dioperasikan sebagai Rich Gas Compressor hanya pada kondisi tertentu saja,

sedangkan pada keadaan normal dioperasikan sebagai Second Stage Compressor.

Kompresor C-107 berfungsi untuk menaikkan tekanan gas dari STA untuk

langsung dikirim ke Bontang LNG Plant. Namun, karena keterbatasan produksi,

gas dari STA tidak dikirimkan ke Bontang LNG Plant tapi dikirim ke SKG

bersama gas dari lapangan lainnya. Oleh karena itu, C-107 tidak dioperasikan.

Skema compressor station ditunjukkan Gambar 3.9.

39

Gam

bar

3.

9. C

om

pre

sso

r st

ati

on f

low

dia

gra

m (

Chev

ron, 2002)

40

3.6 Dispatch / Product Movement

Santan Terminal Product Movement adalah perangkat kerja dari organisasi

Santan Terminal yang bertanggung jawab atas operasi penyimpanan dan

pengkapalan Chevron crude product dari Process Plant, propana dan butana dari

Lex Plant, Vico Crude dari Badak Field, dan BRC (Bontang Return Condensate)

dari Bontang.

3.6.1 Crude storage

Crude storage tank yang terlihat pada Gambar 3.10 dalah tempat

penampungan/penyimpanan dan stok untuk pengkapalan minyak dengan kualitas

siap ekspor. Santan Terminal mempunyai 5 buah Crude Storage Tank yang juga

berfungsi sebgai tangki ukur dengan tag T-1301-A hingga T-1301-E. Kapasitas

nominal setiap tangki 500.000 bbls, kapasitas operasionalnya rata-rata 430.000

bbls dan dead stock setiap tangki 70.000 bbls.

Crude oil yang ditampung adalah :

- Chevron Crude (Attaka/STA Crude, M/K/SA Crude, dan Spike)

- Vico Crude (Badak Crude)

Gambar 3. 10. Crude storage tank

Walaupun crude storage tanks tersebut berisi minyak dari perusahaan yang

berbeda, kesemuanya dioperasikan dan dipelihara oleh Chevron. Demikian pula

41

dengan pengkapalannya, semua crude oil dikapalkan dari lepas pantai tanjung

Santan melalui Single Buoy Mooring (SBM) yang terapung +/- 11km lepas pantai.

Untuk menjaga kualitas crude, crude dalam tangki diusahakan untuk

settle beberapa lama agar air dan sedimen lainnya yang sudah sempat

mengendap dapat dibuang melalui 4 buah drain pot yang dihubunhgkan dengan 6

drain line pada masing-masing tangki. Selain itu untuk mengecek kualitas dan

kuantitas crude, paling tidak pada tiap tangki terdapat :

a) 1 level gauge, untuk monitoring

b) 2 gauging points, untuk pengambilan data volume

c) 4 sample points, untuk pengambilan contoh crude oil

Safeguard dan perlengkapan instrumentasi dalam storage tank meliputi:

a) Level Safety (switch) High yang dihubungkan dengan alarm di

Dispatch Control Room dan Process Control Room.

b) Level safety (switch) High High yang dihubungkan ke Process Plant

untuk secara otomatis menutup Crude Stabilizer Valves, yang

berfungsi apabila ada masalah dengan aliran crude.

c) Level Indicator meter yang dihubungkan ke Dispatch Control Room

untuk memantau level di setiap tangki secara manual.

d) Level Switch Low dan Level Switch Low Low yang dihubungkan ke

Booster Pump untuk mencegah level tangki dibawah level dead stock

atau kosong. Jika level di LSL maka alarm berbunyi dan jika dibawah

LSLL booster pump akan mati secara otomatis.

e) Chemical Fire Extinguisher BCF, sebagai alat pemadam kebakaran.

Disamping itu, untuk tank T-1301A dan T-1301B juga dilengkapi

dengan 7 unit Rim Seal Protection untuk memadamkan apabila terjadi

kebakaran di atas floating roof tank.

f) 4 buah Fire Hydrant dan Fire Gun

g) 8 buah Breather Valves, pembagiannya 5 Breather Valves untuk

kondisi over pressure dan 3 Breather Valves untuk kondisi vakum.

42

h) Tank Roof Seal, adalah bantalan foam yang dilapisi karet dan dipasang

disekeliling Floating Roof, untuk menghindari gesekan logam (ketika

tank roof bergerak naik atau turun) yang dapat menimbulkan panas.

i) Bound Wall, adalah tanggul disekeliling tangki untuk menampung

tumpahan minyak apabila terjadi kebocoran pada storage tank.

j) 2 x Guide Pole, adalah pipa 8 sebagai penahan roof agar tidak

berputar.

k) 2 x Roof Drains, adalah saluran pembuangan air dari atas Floating

Roof keluar di bagian bawah dinding tangki. Saluran ini menggunakan

pipa 6 yang berada di dalam tangki, dan terdapat Chickson (yang

berfungsi sebagai engsel) mengikuti pergerakan naik-turun atap tangki.

l) Cathodic Protection dipasang pada setiap tangki untuk menghambat

proses pengkaratan.

m) Bounding System sebagai penangkal petir.

3.6.2 Crude oil loading system

Pengkapalan (loading) dilakukan melalui Loading Line berukuran 36 yang

dilengkapi dengan MOV 36 yang dipasang di discharge setiap storage tank.

Sistem loading tersebut mempunyai :

a) 3 Booster Pumps P-1204A/B/C (electric)

b) 3 Shipping Pumps P-1201A (diesel) dan P-1202A/B (gas engine)

c) Deaerator (V-1116)

d) 4 Positive Displacement Meters/PDM (1406A/B/C/D)

e) Automatic Sampler

f) Meter Power

g) Shipping Buoy Mooring (SBM) untuk tempat penambatan tanker

Ketiga booster pump dipasang paralel, dan dilengkapi sistem perpipaan

sehingga dapat juga digunakan untuk inter tank transfer atau sirkulasi.

Sedangkan ketiga buah shipping pumps dipasang seri. Loading dengan 1 Booster

Pump akan memberikan loading rate 12.000 bbls/hrs, jika 2 Booster Pumps akan

menghasilkan 18.000 bbls/hrs. Untuk menaikkan loading rate hingga maksimum

43

27.000 bbls/hrs harus digunakan 2 Booster Pumps dan 1 Shipping Pump gas

engine dan 1 Shipping Pump diesel engine. Sedangkan untuk mengurangi aliran,

digunakan return line 10

Vertical Deaerator dipasang untuk menghilangkan gelembung udara dalam

crude oil akibat pergerakan dalam pipa, dan membuat aliran menjadi linear

sebelum masuk ke 4 Postive Displacement Meters dengan 4 Strainer upstream

sebagai filter untuk menjaga tingkat akurasi PDM. Selain itu, pada tiap PDM

dilengkapi dengan ATG (Automatic Temperature and Gravity compensator),

untuk hal yang sama.

Setelah itu kemudian fluida masuk ke Meter Power Header, dari situ

kemudian lanjut ke Meter Prover melalui suction valve dari prover loop, dan

keluar menuju main loading line. Setelah proses proving selesai, crude dari setiap

PDM dialirkan langsung ke main loading line melalui valve yang masing-masing

untuk melayani meter PDM.

Untuk mengetahui kualitas minyak yang diekspor, sebuah automatic

sampler dipasang di main loading line 30 di downstream dari export PDM.

Setelah itu, crude oil dialirkan melalui subsea line 30 yang merupakan

kelanjutan dari main loading line menuju ke lokasi Single Buoy Mooring. Dari

dasar laut di bawah SBM, subsea line disambung dengan 2 buah 20 subsea hoses

ke SBM.

Pengukuran dan Perhitungan Incoming Meter:

Nett. Barrel = Gross Barrel x Meter Factor x (1-BSW)

Gross Barrel : selisih opening dan closing pada meter ticket, dibaca

pada jam 24:00

Meter Factor : hasil proving meter

BSW :data Laboratorium atas sample yang diambil dari

automatic sampler point pada incoming meter

Pengukuran dan Perhitungan Outgoing Meter / Export Shipping:

Nett. Barrel = Gross Barrel x Meter Factor x (1-BSW)

44

Gross Barrel : selisih opening pada delivery ticket dan sudah

dikompensasikan ke 600F oleh ATG pada masing-

masing meter

Meter factor : hasil Providing Meter

BSW Factor : dalam % dari data Laboratorium atas Sample yang

diambil dari Automatic Sampler Point pada Export

meter.

Jumlah volume yang dikapalkan dari dalam tangki:

Loading = Loading Opening Loading Closing

Opening : Jumlah volume hasil perhitungan pengkuran sebelum

dikeluarkan

Closing : Jumlah volume hasil perhitungan sesudah dikeluarkan

Jumlah volume crude oil yang diterima dalam tangki:

Receiving = Receiving Closing Receiving Opening

Opening : Jumlah volume hasil perhitungan pengukuran sebelum

menerima product

Closing : Jumlah volume hasil perhitungan sesudah menerima

product

Hasil perhitungan crude oil dalam hal penerimaan ataupun penyerahan

selalu dalam satuan isi yaitu dalam Liter @ 15oF atau Barrel @ 60

oF, sedangkan

hasil perhitungan crude oil dalam satuan berat (Metric Ton dan Long Ton) adalah

atas permintaan pembeli.

3.6.3 Propane and Buthane Storage

Propane / Buthane storage tank adalah tempat penampungan /

penyimpanan dan stock untuk pengapalan propane / butane. Di Santan Terminal

terdapat 4 buah sphere tanks, 2 untuk propana dan 2 untuk butana. Adapun

gambar penyimpanan propana dan butana terlihat pada Gambar 3.11.

45

Gambar 3. 11. Propane dan butane sphere tank

Kedua buah sphere tanks yakni T-101A dan T-101B untuk propana

masing-masing mempunyai kapasitas 1800 metric tones atau setara dengan 25000

bbls. Sedangkan kedua buah sphere tanks lainnya yakni T-102 A dan T-102B

untuk butane mempunyai kapasitas 1500 metric tones atau 15000 bbls. Untuk

tekanan propana saat disimpan antara 120 psig-215 psig temperature 750F- 115

0F

sedangkan untuk butana pada tekanan 20 psig-60 psig temperature 750F- 115

0F.

Storage Tank dilengkapi dengan peralatan instrumentasi safety untuk

melindunginya, diantaranya:

a) Level switch high high (LSHH) yang akan alarm di dispatch control

room ketika liquid level di dalam tangki yang bersangkutan mencapai

elevasi 18178 mm untuk propane sphere tanks dan 15500 mm untuk

butane sphere tanks. LSHH akan bekerja mengaktifkan Incoming tank

emergency shutdown valves untuk menghentikan aliran produk ke

dalam tangki yang bermasalah jika level dalam tangki tersebut

mengalami kenaikan di atas setting LSHH tersebut.

b) Pressure Safety (switch) High High (PSHH) untuk melindungi fasilitas

dari kemungkinan kelebihan tekanan dengan mematikan pompa dari

sistem yang bermasalah.

46

c) Pressure Control Valve (PCV) yang berguna untuk mengontrol

tekanan dari keempat sphere tanks tersebut.

d) Temperature Indicators (TI), temperature valve (TV), dan Water

Cooling System yang bekerja secara bersam-sama mendinginkan

tangki jika tangki mengalami temperature tinggi.

e) Pressure Safety Valve (PSV) untuk melindungi tangki dari tekanan

yang berlebihan.

f) Level Switch Low (LSL) yang akan membunyikan alarm di dispatch

control room ketika liquid level di dalam masing-masing mencapai

elevasi 1000mm.

g) Level Switch Low Low (LSLL) untuk mengaktifkan emergency

shutdown valve yang terdapat pada masing-masing outlet tank (loading

line) untuk menutup bila level liquid di sphere tank sudah mencapai

setting levelnya.

h) Bound Wall atau tanggul di sekitar tangki yang berguna untuk

menampung tumpahan propan/butan jika terjadi kebocoran.

i) Gas Detector yang digunakan untuk memonitor terjadinya kebocoran

gas pada masing-masing sphere tank dan dipasang pada kaki tangki.

3.6.4 Propane and Butane Loading System

Pengkapalan (loading) dari sphere tank dilakukan dengan melalui loading

line berukuran 8 yang dilengkapi dengan:

a) Tiga buah centrifugal shipping pumps

b) Empat buah Positive displacement Meter, yang dilengkapi dengan

strainer untuk menyaring kotoran, sebagai custody transfer meter

untuk propana.

c) Empat buah Positive displacement Meter, yang dilengkapi dengan

strainer untuk menyaring kotoran, sebagai custody transfer meter

untuk butane.

d) Meter Prover

e) Complex LPG Loading Facilities platform

f) Sampler point

47

Ketiga centrifugal pump dipasang secara paralel. Loading dengan

menggunakan 1 pompa akan menghasilkan loading rate sebesar 70M/tons per

jam, dan loading menggunakan 2 pompa loading rate akan menghasilkan

100M/tons per jam.

Keempat PDM dipasang secara paralel di downstream. Seperti halnya

dengan pengapalan crude, jumlah PDM yang digunakan dalam setiap pengapalan

disesuaikan dengan rate pengapalan yang telah ditentukan sebelumnya. Untuk itu,

upstream dari masing-masing PDM dilengkapi dengan actuated block valve.

Sedangkan untuk menjaga agar tekanan di meter relative stabil pada tekanan yang

dikehendaki (200-300 psig) di downstream masing-masing PDM yang dilengkapi

dengan Pressure Control Valve (PCV).

Karena PDM yang dipakai dalam proses proving pada pengapalan crude,

maka di downstream dari PCV pemipaan PDM dilengkapi dengan 3 actuated

block valve untuk mengalirkan propana msuk ke meter prover header dan

actuated block valve di line yang menghubungkan PDM dengan 6 main propane

loading line sedemikian hingga setiap PDM dapat dialirkan ke meter prover tanpa

terganggu oleh aliran PDM yang lain atau langsung menuju Main Loading Line.

Untuk mengetahui kualitas propana/ butana yang dikapalkan, sebuah

sample point dipasang di main loading line di downstream dari PDM. Sample

disetting sesuai dengan jumlah cargo yang dikapalkan.

Setelah melalui proses metering dan sampling, propana dialirkan menuju

LPG loading facility platform melalui 6 propane main loading line. Di dasar laut

di bawah platform LPG loading facility, pipa 6 ini disambung untuk naik ke top

deck dari LPG fasilitas platform dengan riser 12 yang kemudian di atas top deck

disambung dengan propane incoming line pendek dengan ukuran yang sama.

Fasilitas pemipaan dari sphere tank outgoing flow untuk butana dirancang

dengan sistem yang sama seperti untuk propana, perbedaannya hanya pada:

a) Jumlah PDM hanya 3 buah

b) Tidak mempunyai shipping pump khusus, tetapi menggunakan

shipping pump yang sama dengan propana.

48

c) Tidak mempunyai prover loop khusus, tetapi menggunakan prover

loop yang sama dengan propane.

d) Menggunakan butane main loading line berukuran 8 tersendiri.

Untuk keperluan pengapalan, LPG Loading Facilty Platform juga

dilengkapi dengan :

a) String 4 loading house yang panjangnya 15.2 meter.

b) String 2 venting house yang panjangnya 15.2 meter.

c) Flaring system.

d) Odorant system. Odorant system hanya disuntikkan ke 4 loading line

sesuai dengan permintaan loading instruction.

Process flow diagram dari product movement dapat dilihat pada Gambar 3.12.

49

Gambar 3. 12. Product movement process flow diagram (Chevron, 2002)

50

BAB IV

POMPA API SEPARATOR PUMP P1205D

DAN PERAWATANNYA

4.1 Pompa