Lap KP Plaju

TK 4090 KERJA PRAKTEK

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT III

PLAJU-SUNGAI GERONG

LAPORAN UMUM

Oleh:

Maya Oktaviani Sari (13008012)

Pembimbing:

Subagjo

Ery Gunarto

SEMESTER I 2011/2012

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

LEMBAR PENGESAHAN


Semester I 2011/2012

dilaksanakan tanggal:

6 Juni-5 Agustus 2011

di:


PLAJU-SUNGAI GERONG


Mengetahui,

Head of People Development

Abdi Restu Daud

LEMBAR PENGESAHAN


Semester I 2011/2012

LAPORAN

dilaksanakan tanggal:

6 Juni-5 Agustus 2011

di:


PLAJU-SUNGAI GERONG


Catatan/ komentar

Telah diperiksa dan disetujui,

Process Engineering Section Head, Pembimbing Kerja Praktek,

Joko Pranoto Ery Gunarto

i

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis ucapkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas rahmat dan

karunianya-Nya sehingga penulis dapat melaksanakan kegiatan kerja praktek dengan

lancar dan juga menyelesaikan penulisan laporan kerja praktek dengan baik. Kegiatan

kerja praktek yang dilaksanakan di PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III

berlangsung pada tanggal 6 Juni hingga 5 Agustus 2011.

Dalam pelaksanaan kerja praktek dan penulisan laporan kerja praktek ini, penulis

mendapat banyak bantuan, bimbingan, dorongan semangat, dan sumbangan pemikiran

dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Sigit Purnomo, S.T. selaku Kepala Bagian Process Engineering PT. PERTAMINA

(PERSERO) RU-III,

2. Ery Gunarto, S.T. selaku pembimbing kerja praktek di Proses Engineering PT.

PERTAMINA (PERSERO) RU-III,

3. Dr. Irwan Noezar, selaku koordinator kerja praktek,

4. Dr. Subagjo, selaku dosen pembimbing kerja prakek,

5. Keluarga besar bagian PE PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III yang telah

banyak membantu penulis, baik berupa bimbingan, diskusi, dan ilmu, dalam

pelaksanaan kerja praktek dan penyelasaian laporan kerja praktek ini,

6. Ibu Herawati sekeluarga yang telah banyak membantu penulis dalam pelaksanaan

kerja praktek, dan

7. Semua pihak yang telah membantu pelaksanaan kerja praktek dan penyelesaian

laporan kerja praktek ini.

Penulis menyadari bahwa laporan ini masih jauh dari sempurna. Oleh karena

itu, penulis terbuka terhadap saran dan kritik untuk perbaikan laporan ini. Akhir

kata, penulis berharap semoga laporan ini dapat bermanfaat bagi semua pihak.

Plaju, Agustus 2011

Penulis

ii

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ....................................................................................................... i

DAFTAR ISI ..................................................................................................................... ii

DAFTAR TABEL ............................................................................................................ vi

DAFTAR GAMBAR ....................................................................................................... ix

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

1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO).................................................................... 1

1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III ........................................ 4

1.3 Visi dan Misi PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III .............................. 5

1.4 Garis Besar Deskripsi Proses ..................................................................................... 6

1.5 Kegiatan Kerja Praktek .............................................................................................. 7

1.6 Tujuan Kerja Praktek ................................................................................................. 8

1.7 Ruang Lingkup Kerja Praktek .................................................................................... 9

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ..................................................................................... 10

2.1 Minyak Bumi ........................................................................................................... 10

2.1.1 Komposisi Minyak Bumi ....................................................................................... 10

2.1.2 Klasifikasi Minyak Bumi ....................................................................................... 13

2.2 Proses Pengolahan Minyak Bumi ............................................................................ 15

2.2.1 Proses Pengolahan Pertama (Primary Process) ..................................................... 15

2.2.2 Proses Pengolahan Lanjut (Secondary Process) .................................................... 17

2.2.3 Proses Treating ...................................................................................................... 19

2.2.4 Proses Pencampuran (Blending) ............................................................................ 19

2.3 Produk Minyak Bumi ............................................................................................... 19

2.3.1 Produk Bahan Bakar .............................................................................................. 20

2.3.2 Produk Non-Bahan Bakar ...................................................................................... 22

2.3.3 Produk Petrokimia .................................................................................................. 23

BAB III BAHAN BAKU ................................................................................................ 24

3.1 Bahan Baku Utama .................................................................................................. 24

3.2 Bahan Baku Penunjang ............................................................................................ 25

iii

BAB IV DESKRIPSI PROSES ...................................................................................... 27

4.1 Proses Pengolahan Pertama (Primary Process) ....................................................... 27

4.1.1 Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP) ........................................................... 28

4.1.2 Crude Distiller II (CD-II)....................................................................................... 30

4.1.3 Crude Distiller III (CD-III) .................................................................................... 33

4.1.4 Crude Distiller IV (CD-IV) ................................................................................... 34

4.1.5 Crude Distiller V (CD-V) ...................................................................................... 36

4.1.6 Crude Distiller VI (CD-VI) ................................................................................... 38

4.1.7 High Vacuum Unit (HVU) II ................................................................................. 39

4.1.8 Stabilizer C/A/B ..................................................................................................... 41

4.1.9 Straight Run Motor Gas Compressor (SRMGC) ................................................... 42

4.1.10 Butane-Butylene Motor Gas Compressor (BBMGC) .......................................... 43

4.1.11 Butane-Butylene Distiller (BB Distiller) ............................................................. 43

4.1.12 BB Treating .......................................................................................................... 46

4.2 Proses Pengolahan Lanjut (Secondary Process) ...................................................... 46

4.2.1 Riser Fluid Catalytic Cracking Unit (RFCCU) .................................................... 47

4.2.2 Unit Polimerisasi .................................................................................................... 51

4.2.3 Unit Alkilasi ........................................................................................................... 51

4.2.3 Kilang Polipropilen ................................................................................................ 53

4.2.3.1 Bagian Penyiapan Katalis ................................................................................... 54

4.2.3.2 Bagian Purifikasi ................................................................................................. 54

4.2.3.3 Bagian Polimerisasi ............................................................................................. 56

4.2.3.4 Bagian Pelletizing/ Finishing .............................................................................. 57

BAB V SISTEM PROSES DAN PENGENDALIAN PROSES .................................... 58

5.1 Sistem Proses ........................................................................................................... 58

5.1.1 Sistem Proses Crude Distiller dan Gas Plant (CD&GP) ....................................... 60

5.1.2 Sistem Proses Crude Distiller dan Light Ends (CD&L) ........................................ 65

5.1.3 Sistem Proses Kilang Polipropilen ......................................................................... 67

5.2 Sistem Pengendalian Proses ..................................................................................... 68

BAB VI PRODUK DAN LIMBAH ............................................................................... 69

6.1 Produk ...................................................................................................................... 69

6.1.1 Produk BBM .......................................................................................................... 69

iv

6.1.2 Produk Non-BBM .................................................................................................. 70

6.1.3 Produk Petrokimia .................................................................................................. 71

6.2 Limbah ..................................................................................................................... 72

6.2.1 Limbah Gas ............................................................................................................ 72

6.2.2 Limbah Cair ........................................................................................................... 72

6.2.3 Limbah Padat ......................................................................................................... 73

BAB VII SISTEM UTILITAS DAN PENGOLAHAN LIMBAH ................................. 75

7.1 Sistem Utilitas .......................................................................................................... 75

7.1.1 Rumah Pompa Air (RPA) ...................................................................................... 75

7.1.1.1 Water Treatment Unit (WTU) ............................................................................. 76

7.1.1.2 Demineralization Plant ....................................................................................... 77

7.1.1.3 Cooling Tower Unit ............................................................................................ 79

7.1.1.4 Drinking Water ................................................................................................... 79

7.1.2 Pembangkit Kukus ................................................................................................. 80

7.1.3 Pembangkit Listrik ................................................................................................. 80

7.1.4 Nitrogen Plant ........................................................................................................ 81

7.1.5 Sistem Udara Bertekanan ....................................................................................... 82

7.1.6 Fuel Gas System ..................................................................................................... 82

7.1.7 Diesel Fuel System ................................................................................................. 82

7.2 Pengolahan Limbah .................................................................................................. 82

BAB VIII LOKASI DAN TATA LETAK PABRIK ...................................................... 86

8.1 Lokasi Pabrik ........................................................................................................... 86

8.2 Denah Pabrik ............................................................................................................ 87

BAB IX ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN .................................. 90

9.1 Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) .............................................. 90

9.2 Struktur Organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III ................... 90

9.3 Struktur Organisasi Process Engineering (PE) PT. PERTAMINA (PERSERO)

Refinery Unit III ....................................................................................................... 91

9.4 Keamanan dan Keselamatan Kerja .......................................................................... 92

9.5 Laboratorium ............................................................................................................ 94

9.6 Jadwal Kerja Karyawan ........................................................................................... 95

DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................................... 97

v

LAMPIRAN A DIAGRAM ALIR PROSES .................................................................. 98

LAMPIRAN B SPESIFIKASI BAHAN MENTAH .................................................... 115

LAMPIRAN C SPESIFIKASI PRODUK .................................................................... 119

vi

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III............................................... 4

Tabel 1.2 Jadwal Kegiatan Kerja Praktek ......................................................................... 8

Tabel 2.1 Komposisi Minyak Bumi ................................................................................ 11

Tabel 2.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan US Bureau of Mines ......................... 14

Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Characterization Factor ................... 15

Tabel 3.1 Umpan Unit Primary Process ......................................................................... 25

Tabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process ..................................................................... 25

Tabel 3.3 Bahan-Bahan Penunjang ................................................................................. 25

Tabel 4.1 Deskripsi Proses Crude Distiller II ................................................................. 30

Tabel 4.2 Deskripsi Proses Crude Distiller II (lanjutan) ................................................ 31

Tabel 4.3 Data Komposisi Produk Crude Distiller II ..................................................... 33

Tabel 4.4 Deskripsi Proses Crude Distiller III ............................................................... 33

Tabel 4.5 Deskripsi Proses Crude Distiller III (lanjutan) ............................................... 34

Tabel 4.6 Data Komposisi Produk CD-III ...................................................................... 34

Tabel 4.7 Deskripsi Proses Crude Distiller IV ............................................................... 35

Tabel 4.8 Deskripsi Proses Crude Distiller IV (lanjutan) ............................................... 35

Tabel 4.9 Data Komposisi Produk CD-IV ...................................................................... 36

Tabel 4.10 Deskripsi Proses Crude Distiller V ............................................................... 36

Tabel 4.11 Deskripsi Proses Crude Distiller V (lanjutan) .............................................. 37

Tabel 4.12 Data Komposisi Produk CD-V ..................................................................... 37

Tabel 4.13 Data Komposisi Produk Crude Distiller VI .................................................. 39

Tabel 4.14 Data Komposisi Produk High Vacuum Unit ................................................. 41

Tabel 4.15 Deskripsi Proses Stabilizer C/A/B ................................................................ 42

Tabel 4.16 Data Komposisi Produk Stabilizer C/A/B .................................................... 42

Tabel 4.17 Data Komposisi Umpan dan Produk Stabilizer C/A/B ................................. 43

Tabel 4.18 Data Komposisi Produk Riser Fluid Catalytic Cracking Unit ..................... 50

Tabel 4.19 Deskripsi Umpan dan Produk Bagian Distilasi Unit Alkilasi ....................... 52

Tabel 5.1 Peralatan Proses di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III .......................... 58

Tabel 5.2 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-II ............................ 60

vii

Tabel 5.3 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-III .......................... 60

Tabel 5.4 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-IV .......................... 61

Tabel 5.5 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-V ........................... 62

Tabel 5.6 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama Stabilizer C/A/B .......... 62

Tabel 5.7 Spesifikasi Kompresor SRMGC ..................................................................... 62

Tabel 5.8 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Distiller ................. 63

Tabel 5.9 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama BB Treating ................. 63

Tabel 5.10 Kondisi Operasi Alat Proses Utama Unit Polimerisasi ................................. 64

Tabel 5.11 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama Unit Alkilasi .............. 64

Tabel 5.12 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama CD-VI ........................ 65

Tabel 5.13 Kondisi Operasi Kolom Distilasi HVU II ..................................................... 65

Tabel 5.14 Kondisi Operasi dan Spesifikasi Alat Proses Utama RFCCU ...................... 66

Tabel 5.15 Kondisi Operasi Reaktor dan Regenerator pada RFCCU ............................. 66

Tabel 5.16 Kondisi Operasi Kolom Depropanizer Kilang Polipropilen......................... 67

Tabel 5.17 Kondisi Operasi Reaktor Kilang Polipropilen .............................................. 67

Tabel 7.1 Kondisi Operasi WTU .................................................................................... 77

Tabel 7.2 Sumber Limbah dan Upaya Pengelolaan Limbah di ...................................... 84

Tabel 8.1 Luas Wilayah Efektif PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ...................... 86

Tabel B.1 Spesifikasi Minyak Mentah Ramba ............................................................. 115

Tabel B.2 Spesifikasi Minyak Mentah SPD ................................................................. 116

Tabel B.3 Spesifikasi Minyak Mentah TAP ................................................................. 117

Tabel B.4 Spesifikasi Propilen Produk RFCCU RU-III ............................................... 118

Tabel C.1 Spesifikasi Avgas 100 dan Avgas 100LL .................................................... 119

Tabel C.2 Spesifikasi Avtur .......................................................................................... 120

Tabel C.3 Spesifikasi Premium dan Premium Tanpa Timbal ....................................... 121

Tabel C.4 IDF (Industrial Diesel Fuel) ........................................................................ 121

Tabel C.5 Spesifikasi Pertamax dan Pertamax Plus ..................................................... 122

Tabel C. 6 Spesifikasi Kerosin ...................................................................................... 122

Tabel C.7 Spesifikasi Solar ........................................................................................... 123

Tabel C.8 Spesifikasi Medium Nafta ............................................................................ 123

Tabel C.9 Spesifikasi Polipropilen ................................................................................ 123

Tabel C.10 Spesifikasi Fuel Oil .................................................................................... 124

viii

Tabel C.11 Spesifikasi LPG Campuran ........................................................................ 124

Tabel C.12 Spesifikasi Solvent ...................................................................................... 125

Tabel C.13 Spesifikasi MusiCool ................................................................................. 126

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Lokasi setiap unit pengolahan PT. PERTAMINA (PERSERO) ................... 3

Gambar 2.1 Butiran aspal ................................................................................................ 22

Gambar 4.1 Diagram proses PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III............................ 27

Gambar 4.2 Diagram blok Kilang Polipropilen .............................................................. 53

Gambar 4.3 Diagram blok bagian purifikasi Kilang Polipropilen .................................. 54

Gambar 7.1 Unit penukar ion demineralisasi .................................................................. 78

Gambar 7.2 Skema pengelolaan limbah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ......... 83

Gambar 8.1 Denah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III .......................................... 87

Gambar 8.2 Denah Kilang Plaju ..................................................................................... 88

Gambar 8.3 Denah Kilang Sungai Gerong ..................................................................... 89

Gambar 9.1 Struktur organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) .................................. 90

Gambar 9.2 Struktur organisasi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ...................... 91

Gambar 9.3 Struktur organisasi Process Engineering PT. PERTAMINA (PERSERO)

RU-III ......................................................................................................... 92

Gambar A.1 Diagram alir proses Crude Distiller II ....................................................... 98

Gambar A.2 Diagram alir proses Crude Distiller III ...................................................... 99

Gambar A.3 Diagram alir proses Crude Distiller IV .................................................... 100

Gambar A.4 Diagram alir proses Crude Distiller V ..................................................... 101

Gambar A.5 Diagram alir proses Straight Run Motor Gas Compressor ...................... 102

Gambar A.6 Diagram alir proses Butane Butylene Motor GAs Compressor ................ 103

Gambar A.7 Diagram alir proses BB Distiller .............................................................. 104

Gambar A.8 Diagram alir proses BB Treating ............................................................. 105

Gambar A.9 Diagram alir proses Stabilizer C/A/B ....................................................... 106

Gambar A.10 Diagram alir proses Unit Alkilasi ........................................................... 107

Gambar A.11 Diagram alir proses Unit Polimerisasi.................................................... 108

Gambar A.12 Diagram alir proses Crude Distiller VI .................................................. 109

Gambar A.13 Diagram alir proses High Vacuum Unit II.............................................. 110

Gambar A.14 Diagram alir proses Riser Fluid Catalytic Unit...................................... 111

Gambar A.15 Diagram alir proses bagian purifikasi Kilang Polipropilen .................... 112

x

Gambar A.16 Diagram alir proses Kilang Polipropilen ................................................ 113

Gambar A.17 Diagram alir Sistem Utilitas ................................................................... 114

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO)

Minyak bumi di Indonesia pertama kali ditemukan oleh pengusaha Belanda, yang

bernama Jan Reerink dan Van Hoevel dalam eksplorasi pada tahun 1871 di kaki

Gunung Ceremai, Jawa Barat. Usaha eksplorasi tersebut mengalami kegagalan dan

dilanjutkan oleh pengusaha Belanda lainnya, yang bernama Aeiko Jan Ziljker di Telaga

Tunggal. Pada tahun 1885, usaha eksplorasi tersebut berhasil menemukan sumur

minyak bumi komersil pertama di Indonesia.

Kilang minyak mulai didirikan setelah banyak ditemukannya sumber minyak

mentah di Indonesia, seperti di Telaga Said (Sumatera Utara) pada tahun 1885, Krika

(Jawa Timur) pada tahun 1887, Ledok (Cepu) pada tahun 1901, dan Talang Akar

(Pendopo) tahun 1921. Hal ini mendorong tumbuhnya perusahaan-perusahaan minyak

asing pada abad ke-19 yang antara lain adalah:

a. BPM (Bataafsche Petroleum Mij)

b. SVPM (Standard Vacuum Petroleum Maatschappij)

c. NIAM (Nederlandsche Indische Aardolie Maatschappij)

d. CALTEX (California Texas Oil Company)

e. NNGPM (Nederlandsche Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij)

f. STANVAC (Standard Vacuum Oil)

Setelah kemerdekaan Indonesia pada tahun 1945, usaha pengambil-alihan industri

minyak dan gas bumi dilakukan dari pihak asing kepada Indonesia dan pada tahun 1951

perusahaan minyak nasional pertama di Indonesia dengan nama Perusahaan Tambang

Minyak Negara Republik Indonesia (PTMRI) didirikan. Pada tanggal 10 Desember

1957, PT. Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera Utara (PT. ETMSU) berubah nama

menjadi PN PERMINA dan tanggal tersebut kemudian ditetapkan sebagai hari jadi PT.

PERTAMINA (PERSERO).

Berdasarkan Undang-Undang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, UU No. 44

Tahun 1961 tiga perusahaan negara (PN) di sektor minyak dan gas bumi didirikan,

yaitu:

2

a. PN PERTAMIN berdasarkan PP No. 3/ 1961

b. PN PERMINA berdasarkan PP No. 198/ 1961

c. PN PERMIGAN berdasarkan PP No. 199/ 1961

Pada tahun 1965, PN PERMIGAN dibubarkan dan semua kekayaannya, yaitu sumur

minyak dan penyulingan di Cepu, diserahkan kepada Lemigas, sedangkan fasilitas

produksinya diserahkan kepada PN PERMINA dan fasilitas pemasarannya diserahkan

kepada PN PERTAMIN. Pada 1968, berdasarkan PP No. 27/ 1968, PN PERTAMIN

dan PN PERMINA digabung menjadi satu perusahaan yang menjadi pengelola tunggal

di bidang industri minyak dan gas bumi di Indonesia, yang diberi nama Perusahaan

Negara Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional (PN PERTAMINA). Pada tahun

1971, PN PERTAMINA berubah nama menjadi Perusahaan Pertambangan Minyak dan

Gas Bumi Nasional (PERTAMINA).

Berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971, PT. PERTAMINA memiliki tugas utama

sebagai berikut;

1. Melaksanakan pengusahaan minyak dan gasdalam arti seluas-luasnya, guna

memperoleh hasil sebesar-besarnya untuk kemakmuran rakyat dan negara.

2. Menyediakan dan melayani kebutuhan bahan-bahan minyak dan gas bumi dalam

negeri yang pelaksanaannya diatur dengan aturan pemerintah.

Berdasarkan UU No. 20 Tahun 2001 dan PP No. 31 Tahun 2003, pada tanggal 17

September 2003, PT. PERTAMINA berubah nama menjadi PT. PERTAMINA

(PERSERO). Tugas-tugas pokok yang harus dilakukan sebaik-baiknya oleh perusahaan

ini adalah sebagai berikut;

a. Eksplorasi dan Produksi

Kegiatan ini mencakup upaya pencarian lokasi yang memiliki potensi

ketersediaan minyak dan gas bumi, kemungkinan penambangannya, serta proses

produksi menjadi bahan baku untuk proses pengolahan.

b. Pengolahan

Kegiatan ini tersusun dari proses-proses pemisahan dan pemurnian untuk

mengolah minyak dan gas mentah menjadi produk yang diinginkan seperti

premium, solar, kerosin, dan lain-lain.

3

c. Pembekalan dan Pendistribusian

Kegiatan ini meliputi penampungan, penyimpanan, serta pendistribusian bahan

baku ataupun produk akhir yang siap dikirim.

d. Penunjang

Kegiatan penunjang mencangkup segala kegiatan yang dapat menunjang

terselenggaranya bagian-bagian di atas, seperti pengadaan penyuluhan

keselamatan kerja, dan lain-lain.

PT. PERTAMINA (PERSERO) memiliki tujuh unit pengolahan (refinery), namun

pada tahun 2007, Refinery Unit I di Pangkalan Brandan berhenti beroperasi karena

permasalahan pasokan bahan umpan. Keenam unit pengolahan lain yang masih

beroperasi saat ini, yaitu:

1. Refinery Unit II Dumai-Sei Pakning, Riau,

2. Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong, Sumatera Selatan,

3. Refinery Unit IV Cilacap, Jawa Tengah,

4. Refinery Unit V Balikpapan, Kalimantan Timur,

5. Refinery Unit VI Balongan, Jawa Barat, dan

6. Refinery Unit VII Kasim, Papua Barat.

Pada Gambar 1.1 ditunjukkan lokasi dari setiap unit pengolahan tersebut.

Gambar 1.1 Lokasi setiap unit pengolahan PT. PERTAMINA (PERSERO)

4

1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terdiri dari dua buah kilang, yaitu Kilang

Plaju dan Kilang Sungai Gerong. Kilang Plaju terletak di sebelah selatan Sungai Musi

dan di sebelah barat Sungai Komering. Kilang Plaju didirikan pada tahun 1903 dengan

kapasitas 100 MBCD (million barrels per calendar day) oleh pemerintah Belanda.

Kilang Sungai Gerong terletak di persimpangan Sungai Musi dan Sungai Komering.

Kilang ini didirikan oleh perusahaan Amerika, yaitu PT. Stanvac pada tahun 1926

dengan kapasitas 70 MBCD.

Kilang Plaju mengolah minyak mentah yang berasal dari Prabumulih dan Jambi.

Pada tahun 1957, kilang ini diambil alih oleh PT. Shell Indonesia dan pada tahun 1965

pemerintah Indonesia mengambil alih kilang tersebut. Kilang Sungai Gerong dibeli oleh

PT. PERTAMINA (PERSERO) pada tahun 1970. Oleh karena adanya penyesuaian

terhadap unit yang masih ada, kapasitas produksi Kilang Sungai Gerong berkurang

menjadi 25 MBCD. Pada tahun 1973, proses integrasi dilakukan terhadap Kilang Plaju

dan Kilang Sungai Gerong. Selain proses integrasi tersebut, PT. PERTAMINA

(PERSERO) RU-III telah melakukan beberapa modifikasi dalam kilang yang secara

lengkap ditunjukkan pada Tabel 1.1.

Tabel 1.1 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

Tahun Peristiwa

1903 Pembangunan Kilang Plaju oleh pemerintah Belanda dengan kapasitas

100 MBCD

1926 Pembangunan Kilang Sungai Gerong oleh PT. Stanvac (Amerika)

1957 Kilang Plaju diambil alih oleh PT. Shell Indonesia

1965 Kilang Plaju dibeli oleh pemerintah Indonesia

1970 Kilang Sungai Gerong dibeli oleh PT. PERTAMINA (PERSERO)

1973 Proses integrasi Kilang Plaju dan Kilang Sungai Gerong

1973 Pendirian Kilang Polipropilen dengan kapasitas 20.000 ton/tahun

1982 Pendirian Plaju Aromatic Center (PAC) dan Proyek Kilang Musi (PKM

I) yang berkapasitas 98 MBCD

1982 Pembangunan High Vacuum Unit (HVU) Sungai Gerong dan

revamping CDU (konservasi energi)

1984 Proyek pembangunan Kilang TA/PTA (Terephthalic Acid/Purified

Terephthalic Acid) dengan kapasitas produksi 150.000 ton/ tahun

1986 Kilang TA/PTA mulai berproduksi dengan kapasitas 150.000 ton/tahun

1987 Proyek pengembangan konservasi energi/Energy Conservation

Improvement (ECI)

1988 Proyek Usaha Peningkatan Efisiensi dan Produksi Kilang

1990 Debottlenecking kapasitas Kilang PTA menjadi 225.000 ton/ tahun

5

1994

PKM II: Pembangunan Kilang Polipropilen baru dengan kapasitas

45.200 ton/ tahun, revamping dan redesign RFCCU (Sungai Gerong)

dan Unit Alkilasi, modifikasi unit Redistilling I/II Plaju, pemasangan

Gas Turbine Generator Complex (GTGC) dan perubahan frekuensi

listrik dari 60 Hz ke 50 Hz, dan pembangunan Water Treatment Unit

(WTU) dan Sulphuric Acid Recovery Unit (SARU)

2002 Pembangunan jembatan integrasi yang menghubungkan Kilang Plaju

dan Kilang Sungai Gerong

2003 Jembatan integrasi Kilang Musi yang menghubungkan Kilang Plaju

dengan Sungai Gerong diresmikan

2007 Kilang TA/PTA berhenti beroperasi

Berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971, tugas pokok dari PT. PERTAMINA

(PERSERO) RU-III adalah menyediakan bahan baku bagi perkembangan dan

pertumbuhan industri dalam negeri, yaitu secara khusus mengolah bahan bakar (BBM)

dan non-BBM. Bahan bakar yang diproduksi PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

adalah avigas, avtur, kerosin, premium, solar, IDO (Industrial Diesel Oil), refinery fuel

oil, dan FO/ LSWR (Fraction Oil/ Low Sulphur Waxy Residue). Sedangkan produk non-

BBM yang diproduksi adalah LPG (Liquified Petroleum Gas), solvent, Musicool, dan

pelet polipropilen.

Produk-produk yang dihasilkan oleh PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III akan

didistribusikan ke beberapa propinsi di Indonesia, antara lain Sumatera Selatan, Jambi,

Bengkulu, Bandar Lampung, Bangka Belitung, dan sebagian Kalimantan Barat.

Pendistribusian produk-produk ini dilakukan dengan berbagai cara, seperti melalui

sistem perpipaan untuk keperluan penyaluran ke PT. PUSRI, melalui kapal-kapal tanker

dan tongkang digunakan untuk keperluan transport melalui sungai dan laut untuk

Bangka dan Belitung, dan dengan mobil pendistribusi untuk transportasi ke depot-depot

di Kertapati, Lampung, Bengkulu, Lahat, dan Lubuk Linggau.

1.3 Visi dan Misi PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III

Visi PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III adalah menjadi perusahaan

minyak dan petrokimia nasional terkemuka di Asia Tenggara, sedangkan misi dari dari

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III adalah mengelolah kilang minyak dan

petrokimia yang berkualitas internasional berlandaskan pada etika dan prinsip-prinsip

bisnis unggulan. Tata nilai yang berlaku di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

adalah sebagai berikut;

6

1. Clean (Bersih)

Dikelola secara profesional, menghindari benturan kepentingan, tidak

menoleransi suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas, dan

berpedoman pada asas-asas tata kelola korporasi yang baik.

2. Competitive (Kompetitif)

Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong

pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai

kinerja.

3. Confident (Percaya Diri)

Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam

reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa.

4. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan)

Berorientasi pada kepentingan pelanggan dan berkomitmen untuk memberikan

pelayanan terbaik kepada pelanggan.

5. Commercial (Komersial)

Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial dan mengambil keputusan

berdasarkan prinsip-prinsip bisnis yang sehat.

6. Capable (Berkemampuan)

Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang profesional dan memiliki talenta dan

penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun riset dan

pengembangan.

1.4 Garis Besar Deskripsi Proses

Proses pengolahan yang dilakukan di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

terbagi menjadi 4 tahap, yaitu proses pengolahan pertama (primary process), proses

pengolahan lanjut (secondary process), proses treating, dan proses pencampuran

(blending). Proses pengolahan pertama merupakan proses pengolahan minyak mentah

untuk memisahkan fraksi-fraksinya berdasarkan sifat fisiknya. Sedangkan proses

pengolahan lanjut merupakan kelanjutan dari proses pengolahan pertama yang bertujuan

untuk memenuhi spesifikasi produk tertentu dengan menggunakan reaksi kimia. Proses

treating dan proses pencampuran merupakan proses lanjutan yang bertujuan untuk

7

mengolah produk agar memenuhi spesifikasi produk yang diharapkan, yaitu dengan

penghilangan zat pengotor atau pencampuran dengan zat aditif.

Pada proses pengolahan pertama, minyak bumi mentah dipisahkan menjadi fraksi-

fraksinya dengan menggunakan prinsip distilasi. Hasil distilasi tersebut terbagi menjadi

produk yang dapat langsung digunakan dan produk yang harus melewati tahap

secondary process terlebih dahulu. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah

Crude Distiller (CD), yang terdiri dari unit CD-II, CD-III, CD-IV, CD-V, dan CD-VI,

High Vacuum Unit (HVU), Stabilizer C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas

Compressor), dan BBMGC (Butane-Butylene Motor Gas Compressor), serta BB

Distiller (Butane-Butylene Distiller).

Proses pengolahan lanjut bertujuan untuk mengolah fraksi-fraksi dari hasil proses

pengolahan pertama dengan dekomposisi molekul (cracking), kombinasi molekul

(polimerisasi dan alkilasi), dan perubahan struktur molekul (reforming), serta proses-

proses lain, seperti proses petrokimia. Unitunit yang beroperasi pada proses ini adalah

RFCCU (Riser Fluid Catalytic Cracking Unit), Unit Polimerisasi, dan Unit Alkilasi,

serta Kilang Polipropilen.

Proses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa yang tidak

diinginkan dari produk BBM, seperti senyawa belerang dan merkaptan. Proses

pencampuran (blending) bertujuan untuk memenuhi spesifikasi produk yang telah

ditentukan dengan menambahan zat aditif atau dengan pencampuran dua produk yang

berbeda spesifikasinya. Contoh proses pencampuran adalah pencampuran HOMC (High

Octane Mogas Component) dengan nafta untuk menghasilkan bahan bakar premium

dengan angka oktan yang memenuhi spesifikasi produk.

1.5 Kegiatan Kerja Praktek

Kegiatan kerja praktek di PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III

dilakukan mulai tanggal 6 Juni 2011 hingga 5 Agustus 2011, dengan jadwal kegiatan

sebagai berikut;

1. Orientasi umum (6 Juni 2011 10 Juni 2011) dengan jadwal kegiatan yang

ditunjukkan pada Tabel 1.2.

8

Tabel 1.2 Jadwal Kegiatan Kerja Praktek

Tanggal Kegiatan

6 Juni

2011

Pembuatan badge dan briefing umum keamanan lingkungan PT.

PERTAMINA (PERSERO) RU-III oleh bagian Sekuriti

7 Juni

2011

Pengenalan keselamatan, keamanan, dan bahaya oleh bagian

Health, Safety and Environment (HSE)

8-10 Juni

2011

Pengenalan umum laboratorium PT. PERTAMINA (PERSERO)

RU-III : laboratorium Litbang, Analisis dan Gas, Motor,

Pengamatan, dan Polipropilen,

2. Orientasi khusus (13 Juni5 Agustus 2011) yang meliputi kegiatan sebagai

berikut;

a. Orientasi lapangan ke unit Gas Plant dan unit-unit lainnya, yaitu CDU,

HVU, Utilitas, RFCCU, dan Kilang Polipropilen.

b. Studi literatur, pengumpulan data, dan konsultasi dengan pembimbing

untuk pengerjaan tugas khusus.

c. Pengerjaan tugas khusus.

d. Penulisan, penyelesaian dan pengesahan laporan.

1.6 Tujuan Kerja Praktek

Tujuan pelaksanaan kerja praktek yang dilakukan di PT. PERTAMINA

(PERSERO) Refinery Unit III adalah sebagai berikut;

1. Mendapatkan gambaran nyata tentang wujud dan pengoperasian sistem

pemroses atau fasilitas yang berfungsi sebagai sarana produks, perancangan atau

pembangunan.

2. Mendapatkan gambaran nyata tentang organisasi kerja dan penerapannya di

dalam pengoperasian suatu sarana produksi atau pembangunan.

3. Memahami masukan-masukan proses produksi dan keluaran proses, serta proses

pengolahan bahan baku menjadi produk akhir di PT. PERTAMINA (PERSERO)

RU-III.

4. Mendapatkan kesempatan menggunakan pengetahuan yang diperoleh dari

bangku kuliah untuk menganalisa jalanya proses dan/ atau memecahkan

persoalan nyata yang ada di dalam kegiatan pengoperasian sarana produksi.

9

1.7 Ruang Lingkup Kerja Praktek

Ruang lingkup laporan kerja praktek ini meliputi penjelasan mengenai proses-

proses pengolahan yang dilalui bahan baku (crude oil) sampai menghasilkan produk

yang siap dipasarkan dan mengenal perusahaan secara keseluruhan melalui orientasi

umum, serta membuat simulasi proses Unit Polimerisasi (Gas Plant) dengan

menggunakan software HYSYS.

10

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Minyak Bumi

Minyak bumi (crude oil) merupakan cairan kental, berwarna coklat gelap atau

kehijauan yang tersusun dari campuran kompleks hidrokarbon dengan atom oksigen,

nitrogen, sulfur, dan zat-zat pengotor lainnya (Prasad, 2000). Minyak bumi terbentuk

dari bahan organik yang ditemukan di dalam formasi geologi di bawah permukaan

bumi. Bahan organik tersebut berasal dari jasad binatang dan tumbuhan yang terkumpul

selama jutaan tahun dan kemudian terdekomposisi oleh bakteri menjadi lemak, protein,

dan karbohidrat. Lemak yang tertinggal dan bahan yang terlarut dalam lemak secara

perlahan-lahan bereaksi membentuk minyak bumi dengan titik didih rendah. Semakin

lama minyak bumi terpendam, maka kandungan senyawa hidrokarbon dengan titik didih

rendah akan semakin banyak. Minyak bumi terbentuk pada rentang temperatur 100oC-

200oC, sedangkan pada temperatur di atas 160

oC umumnya yang terbentuk adalah gas

alam.

Minyak bumi besifat mudah terbakar, beracun, dan alami. Komponen utama dari

minyak bumi adalah senyawa hidrokarbon, namun akibat dari perbedaan tekanan,

temperatur, kelembaban, kehadiran senyawa logam dan mineral, dan letak geologis

selama pembentukan, komposisi minyak bumi dari satu tempat ke tempat lain berbeda

(Praptowidodo, 1999).

2.1.1 Komposisi Minyak Bumi

Secara umum, komposisi minyak bumi terbagi menjadi dua bagian, yaitu senyawa

hidrokarbon dan non-hidrokarbon, seperti asam naftenik, senyawa kompleks nitrogen,

dan merkaptan yang menyebabkan adanya unsur-unsur oksigen, nitrogen dan sulfur

dalam minyak bumi. Oleh karena itu, di dalam minyak bumi terkandung tidak hanya

unsur C dan H. Unsur penyusun minyak bumi tersebut ditunjukkan pada Tabel 2.1.

11

Tabel 2.1 Komposisi Minyak Bumi (Prasad, 2000)

Unsur %-b

Karbon (C) 83,9-86,8

Hidrogen (H) 11,0-14,0

Belerang (S) 0,06-8,00

Nitrogen (N) 0,02-1,70

Oksigen (O) 0,08-1,82

Logam 0,0-0,14

Senyawa hidrokarbon yang menyusun minyak bumi terdapat dalam beragam jenis,

antara lain sebagai berikut;

1. Parafin/ alkana

Parafin memiliki rumus molekul CnH2n+2. Masing-masing atom karbon saling

berikatan dengan ikatan tunggal, sedangkan ikatan sisanya jenuh dengan atom

hidrogen. Oleh karena ikatan tunggalnya, parafin memiliki kestabilan yang

cukup tinggi. Pada jumlah atom karbon lebih dari tiga, parafin dapat memiliki

struktur yang berbeda-beda untuk jumlah atom karbon dan hidrogen yang

sama, yang disebut isomer. Minyak bumi mengandung hidrokarbon dengan

jumlah atom karbon sampai dengan 70, sehingga jumlah isomer hidrokarbon

parafiniknya sangat banyak. Contoh parafin adalah metana, isobutana,

isooktana, dan lain-lain.

2. Olefin/ alkena

Olefin memiliki rumus molekul CnH2n dan tidak terdapat dalam minyak bumi

secara alami, melainkan terbentuk selama proses pengolahan. Struktur olefin

menyerupai parafin, namun terdapat ikatan rangkap di antara ikatan karbonnya.

Pada umumnya, olefin tidak diharapkan kehadirannya di dalam minyak bumi

karena mudah teroksidasi dan terpolimerisasi akibat ikatan rangkapnya. Contoh

dari olefin adalah etilen, propilen, dan butilen.

3. Naften/ sikloparafin

Naften merupakan senyawa hidrokarbon siklik dengan ikatan tunggal yang

memiliki rumus molekul CnH2n. Minyak bumi mengandung beragam jenis

naften dan biasanya tidak ditangani per senyawa naften, melainkan

diklasifikasikan berdasarkan rentang titik didih dan karakteristiknya ditentukan

dengan bantuan faktor korelasi seperti Kw atau CI. Beberapa contoh naften

adalah sikloheksana, metilsikloheksana, dan dekalin.

12

4. Aromatik

Aromatik merupakan hidrokarbon yang sangat berbeda secara fisik dan kimia

dengan parafin dan naften. Hidrokarbon aromatik memiliki cincin benzen yang

tidak jenuh, tapi sangat stabil dan sering berkelakuan seperti senyawa yang

jenuh. Aromatik mempunyai rumus molekul CnH2n-6 dan biasanya dihasilkan

dari reaksi adisi atau substitusi, bergantung pada kondisi reaksi. Senyawa ini

banyak ditemukan dalam reformat hasil reaksi katalitik di platforming. Contoh

senyawa aromatik yang banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah toluen.

Senyawa non-hidrokarbon yang terkandung pada minyak bumi antara lain, sebagai

berikut;

1. Senyawa sulfur

Sulfur merupakan komponen non-hidrokarbon yang cukup banyak dalam

minyak bumi. Minyak mentah tergolong sebagai minyak yang asam apabila

kandungan sulfurnya lebih dari 0,5%-b, sehingga diperlukan pengolahan

khusus. Senyawa sulfur dapat menyebabkan minyak bumi tidak stabil terhadap

panas dan sangat korosif terhadap peralatan proses. Senyawa sulfur dalam

minyak bumi dapat berupa tiol-, mono- dan disulfida, dan thiophenes.

2. Senyawa nitrogen

Kandungan nitrogen dalam minyak bumi umumya hanya sepersepuluh dari

kandungan sulfurnya. Minyak bumi dengan kadar nitrogen lebih dari 0,25 %-b

memerlukan pengolahan khusus untuk menghilangkan nitrogen, karena

nitrogen dapat meracuni katalis. Contoh senyawa nitrogen dalam minyak bumi

antara lain piridin, quinolin, isoquinolin, dan acridin.

3. Senyawa Oksigen

Kadar oksigen dalam minyak bumi bervariasi dari umumnya tidak melebihi

2%-b. Pada fraksi dengan rentang titik didih rendah hingga menengah, oksigen

berada dalam bentuk asam karboksilat dan fenol. Kadar oksigen biasanya

dinyatakan sebagai kadar keasaman. Meskipun bersifat asam, oksigen tidak

menimbulkan masalah serius dibandingkan nitrogen dan sulfur.

4. Senyawa Logam

Logam yang paling banyak ditemukan dalam minyak bumi adalah vanadium,

kadarnya dapat mencapai 0,1%-b, Logam-logam lain biasanya ditemukan

13

dalam jumlah yang sangat sedikit, misalnya kurang dari 1 ppb. Logam ini tidak

diinginkan karena dapat menimbulkan reaksi-reaksi yang merugikan dan juga

mempengaruhi aktivitas katalis pada proses catalytic cracking. Hal tersebut

dapat menurunkan kualitas produk, menghasilkan banyak gas, dan menambah

pembentukan kerak.

2.1.2 Klasifikasi Minyak Bumi

Klasifikasi minyak bumi dapat dilakukan dengan beberapa cara, antara lain

sebagai berikut;

I. Berdasarkan kandungan dominan hidrokarbon

Klasifikasi minyak mentah berdasarkan kandungan jenis hidrokarbon yang

dominan dapat digunakan untuk mengetahui sifat alami minyak bumi dan indikasi

mengenai komposisi kimiawi minyak bumi dan fraksi-fraksinya. Berdasarkan

kandungan jenis hidrokarbon yang dominan, minyak bumi dapat diklasifikasikan

sebagai berikut;

1. Paraffin base

Minyak bumi banyak mengandung lilin parafin dan sedikit mengandung

senyawa aspaltik. Minyak mentah terdiri dari gugus hidrokarbon parafin yang

memberikan perolehan bahan bakar dengan nilai oktan yang rendah dan gas oil

dengan angka setana yang tinggi.

2. Naphthenic base

Minyak bumi tipe naftenik memiliki karakteristik bebas lilin, kandungan sulfur

yang tinggi, kemungkinan kandungan aspal yang tinggi, pengelolaan kimia

relatif sederhana, minyak pelumasnya memiliki viskositas rendah, dan

kerosinnya memiliki asap tebal.

3. Aromatic base

Minyak bumi tipe aromatik disusun oleh atom karbon dan hidrogen yang

melingkar. Minyak bumi tipe ini dapat menghasilkan bensin dengan angka oktan

lebih dari 100.

4. Intermediate base

Minyak bumi tipe intermediet merupakan minyak bumi campuran dari ketiga

tipe minyak bumi yang telah disebutkan sebelumnya. Minyak bumi tipe

14

intermediate mengandung lilin, memiliki angka oktan rendah, dan kaya akan

kandungan straight run gasoline.

II. Berdasarkan US Bureau of Mines

Klasifikasi minyak bumi berdasarkan US Bureau of Mines dilakukan berdasarkan

nilai specific gravity (SG) dari dua fraksi kuncinya. Dasar klasifikasi minyak yang

digunakan adalah oAPI dan SG fraksi nomor 1 dan nomor 2 yang diperoleh melalui

distilasi dengan Hempel Standard. Fraksi nomor 1 adalah fraksi minyak bumi yang

memiliki rentang titik didih antara 250 dan 275C pada tekanan atmosferik. Fraksi

nomor 2 adalah istilasi fraksi yang memiliki rentang titik didih antara 275 dan

300C pada tekanan 40 mmHg. SG dari kedua fraksi selanjutnya diuji dan

klasifikasi minyak bumi berdasarkan SG ditunjukkan pada Tabel 2.2.

Tabel 2.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan US Bureau of Mines (Prasad, 2000)

Tipe Minyak Bumi Fraksi Kunci Nomor 1 Fraksi Kunci Nomor 2

SG API SG API

Paraffinic 0,934 20

Paraffinic-Naphthenic 0,934 20

Naphthenic-Paraffinic >0,860 33

15

IV. Berdasarkan characterization factor (KUOP)

Characterization factor dikembangkan oleh UOP (Universal Oil Products

Company) di mana menghubungkan titik didih dengan specific gravity. Persamaan

yang berlaku adalah sebagai berikut;

Tb adalah titik didih rata-rata (oR) pada 1 atm dan SG adalah specific gravity pada

15,56C. Titik didih rata-rata dari fraksi minyak bumi diperoleh dari kurva distilasi

ASTM dengan merata-ratakan temperatur pada 10, 30, 50, 70, dan 90% volume

distilat. Nilai KUOP untuk berbagai klasifikasi minyak bumi ditunjukkan pada Tabel

2.3.

Tabel 2.3 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Characterization Factor

Jenis Minyak Bumi KUOP

Parafinik 12,5 - 13,0

Naftenik 11,0 - 12,0

Aromatik 9,0 - 11,0

2.2 Proses Pengolahan Minyak Bumi

Proses pengolahan minyak bumi merupakan proses pemisahan minyak bumi

mentah menjadi produk-produk dengan komposisi yang lebih sederhana dan lebih

bernilai jual. Proses pengolahan minyak bumi dikategorikan menjadi empat, yaitu

proses pengolahan pertama (primary process), proses pengolahan lanjut (secondary

process), proses treating, dan proses pencampuran (blending).

2.2.1 Proses Pengolahan Pertama (Primary Process)

Proses pengolahan pertama merupakan proses pengolahan minyak mentah untuk

memisahkan fraksi-fraksinya berdasarkan sifat fisiknya. Primary process terbagi

menjadi beberapa cara sebagai berikut;

I. Distilasi atau penyulingan

Proses penyulingan merupakan proses utama dalam industri perminyakan. Distilasi

dilakukan dengan memanfaatkan perbedaan titik didih, yang terbagi menjadi tiga

jenis sebagai berikut;

16

1. Distilasi atmosferik

Distilasi atmosferik bertujuan untuk memisahkan minyak mentah berdasarkan

kemudahan menguapnya pada tekanan atmosferik. Produk yang mudah menguap

disebut fraksi ringan, sedangkan produk yang sulit menguap disebut fraksi berat.

Kondisi operasi distilasi minyak mentah sangat dibatasi oleh temperatur, karena

temperatur tinggi akan dapat menyebabkan perengkahan minyak membentuk

kokas. Produk yang dapat diperoleh dari proses distilasi atmosferik adalah gas

yang dapat digunakan sebagai bahan bakar kilang ataupun langsung dibuang ke

flare, straight run, nafta, kerosin, Light Gas Oil (LGO) dan Heavy Gas Oil

(HGO) yang merupakan komponen blending solar, dan residu yang dapat

dipisahkan lebih lanjut pada distilasi vakum.

2. Distilasi vakum

Distilasi vakum memiliki prinsip dan tujuan yang sama dengan distilasi

atmosferik, namun memiliki kondisi operasi yang berbeda. Pada distilasi vakum,

operasi pemisahan dilakukan pada tekanan vakum yang berkisar antara 30-80

mmHg (absolut) atau lebih rendah. Dengan tekanan vakum, titik didih

komponen dapat diturunkan sehingga residu dapat dipisahkan menjadi fraksi-

fraksi yang lebih ringan tanpa mengalami perengkahan. Selain itu, distilasi

vakum juga meningkatkan volatilitas relatif komponen sehingga semakin mudah

dipisahkan dan semakin sedikit tahap yang digunakan untuk pemisahan antara

overhead dan produk dasar. Produk yang dapat dihasilkan dari proses distilasi

vakum antara lain Light Vacuum Gas Oil (LVGO), Heavy Vacuum Gas Oil

(HVGO), dan short residue (vacuum residue).

3. Distilasi bertekanan

Distilasi ini berguna untuk memisahkan fraksi-fraksi ringan menjadi senyawa

penyusunnya. Proses ini dilakukan dengan mencairkan fraksi hidrokarbon ringan

terlebih dahulu dan kemudian didistilasi pada tekanan tertentu.

II. Absorpsi dan stripping

Absorpsi merupakan proses penyerapan gas dari suatu campuran gas-cair dengan

menggunakan pelarut tertentu. Dalam pengolahan minyak bumi, proses ini

bertujuan untuk membebaskan minyak bumi dari gas-gas atau uap yang tak

17

dikehendaki. Proses ini didasarkan pada perbedaan daya kelarutan pada pemisahan

fraksi yang memiliki fasa yang berbeda dengan pelarut.

Stripping adalah proses pemisahan gas terlarut dalam suatu campuran gas-cair.

Salah satu penerapan proses stripping dalam pengolahan minyak bumi adalah untuk

menghilangkan gas CO2 atau H2S dalam minyak bumi dengan menggunakan

larutan Benfield, MEA (monoetanol amin), atau DEA (dietanol amin).

III. Ekstraksi

Ekstraksi dengan pelarut merupakan salah satu proses yang tertua dalam

pengilangan minyak bumi. Dalam proses ekstraksi, perbedaan kelarutan pada fraksi

yang memiliki fasa yang sama dengan pelarut dimanfaatkan untuk memisahkan

fraksi tersebut. Pada awalnya, ekstraksi digunakan untuk meningkatkan kualitas

kerosin tetapi pada perkembangannya, ekstraksi lebih banyak digunakan untuk

meningkatkan kualitas minyak pelumas. Ekstraksi juga dapat dilakukan untuk

menghilangkan zat pengotor, seperti penghilangan COS, H2S, dan CO2

menggunakan DEA di Kilang Polipropilen.

IV. Kristalisasi

Kristalisasi merupakan proses pemisahan suatu campuran berdasarkan perbedaan

titik leleh. Aplikasi kristalisasi adalah pada proses dewaxing minyak pelumas dan

pembuatan lilin (petroleum wax). Lilin adalah hidrokarbon yang memiliki fasa

padat pada temperatur kamar dan memiliki titik leleh dalam rentang 90oF hingga

200oF. Lilin juga dapat larut pada hidrokarbon lain. Oleh karena sifat lilin yang

larut dalam minyak mentah dan mendidih pada selang titik didih minyak pelumas,

lilin tidak dapat dipisahkan dari minyak pelumas secara distilasi. Pemisahan lilin

dari minyak pelumas memiliki tujuan untuk mencegah terjadinya kristalisasi

minyak pelumas pada suhu kamar. Pada proses dewaxing, minyak diharapkan untuk

mengkristalkan lilin, lalu disaring dan diendapkan untuk mendapatkan kristal lilin.

2.2.2 Proses Pengolahan Lanjut (Secondary Process)

Proses pengolahan lanjut merupakan kelanjutan dari proses pengolahan pertama

yang bertujuan untuk memenuhi spesifikasi produk tertentu dengan menggunakan

reaksi kimia. Reaksi kimia yang terdapat dalam secondary processing adalah sebagai

berikut;

18

I. Dekomposisi molekul/ perengkahan (cracking)

Dekomposisi molekul bertujuan untuk mengubah fraksi-fraksi berat minyak

menjadi bensin dan fraksi minyak ringan yang bernilai jual tinggi. Reaksi

dekomposisi molekul terbagi menjadi tiga jenis, yaitu:

1. Thermal cracking: proses untuk mendapatkan nafta dari fraksi vakum gas oil

atau residu. Seiring dengan perkembangan proses perengkahan, thermal

cracking digantikan oleh catalytic cracking.

2. Hydrocracking: proses perengkahan menggunakan gas hidrogen. Reaksi utama

proses hydrocracking adalah perengkahan zat-zat yang tidak dapat direngkah

secara katalitik karena kandungan logam yang tinggi. Tekanan operasi bernilai

sekitar 500-3000 psig dan temperatur operasi bernilai 500-900oF. Produk yang

dihasilkan yaitu bensin, kerosin, pelumas, bahan baku petrokimia, dan lain-lain.

3. Catalytic cracking: proses pemutusan rantai hidrokarbon dengan menggunakan

bantuan katalis yang bertujuan untuk meningkatkan kualitas dan sifat-sifat

produk dari unit fraksionasi. Proses ini mampu menghasilkan perolehan produk

yang lebih besar dengan kebutuhan energi yang sama.

II. Pengubahan struktur molekul (reforming)

Tujuan utama proses reforming adalah untuk mengubah hidrokarbon menjadi

hidrokarbon aromatik, sehingga bilangan oktan yang diperoleh lebih tinggi. Proses

ini biasanya disebut catalytic reforming karena proses reforming dilakukan dengan

menggunakan katalis dan pemanasan. Contoh reaksi reforming adalah sebagai

berikut:

Dehidrogenasi naften menjadi aromat

1,2-dimetilsikloheksana o-ksilena hidrogen

III. Penggabungan molekul

Proses pengolahan ini merupakan proses penggabungan dua produk fraksi ringan

menjadi fraksi yang lebih besar. Proses ini dapat digunakan untuk mengolah gas-

CH3

CH3

+ 3H2 CH3

CH3

19

gas ringan hasil perengkahan. Dua contoh proses penggabungan molekul adalah

polimerisasi dan alkilasi.

Polimerisasi dilakukan untuk penggabungan olefin menjadi bensin yang memiliki

angka oktan tinggi, sehingga dapat digunakan sebagai komponen pencampuran.

Alkilasi merupakan penambahan jumlah atom dalam molekul sehingga terbentuk

molekul yang lebih panjang dan bercabang. Proses ini terjadi dengan menggunakan

katalis asam kuat seperti H2SO4, HCl, dan HF. Alkilasi dalam kilang minyak adalah

alkilasi i-parafin oleh olefin agar produk parafin bercabang dengan angka oktan

yang tinggi dapat diperoleh.

2.2.3 Proses Treating

Treating merupakan proses penghilangan sebagian atau seluruh senyawa-senyawa

yang tidak diinginkan yang terdapat dalam minyak mentah, produk intermediet, dan

produk akhir. Senyawa-senyawa tersebut dapat berupa unsur logam maupun non logam,

senyawa organik asam naftenik, H2S, NaCl, dan lain-lain. Pengotor-pengotor ini dapat

mempengaruhi kualitas produk, menurunkan harga jual, dan dapat mengganggu operasi

selanjutnya. Proses treating biasanya juga dilakukan untuk menghilangkan sebagian

hidrokarbon yang tidak diinginkan, sehingga kualitas produk dapat ditingkatkan.

2.2.4 Proses Pencampuran (Blending)

Proses pencampuran dilakukan untuk meningkatkan kualitas produk olahan

minyak bumi. Contoh proses pencampuran yang dilakukan adalah pada HOMC (High

Octane Mogas Component) dengan nafta untuk menghasilkan bahan bakar premium

dengan angka oktan sekitar 88.

2.3 Produk Minyak Bumi

Hasil dari pengolahan minyak bumi adalah produk minyak bumi, yang

dikelompokkan menjadi tiga kelompok, yaitu produk bahan bakar minyak, produk non-

bahan bakar, dan produk petrokimia.

20

2.3.1 Produk Bahan Bakar

Produk minyak bumi yang termasuk produk bahan bakar adalah sebagai berikut;

a. Liquefied Petroleum Gases (LPG)

LPG merupakan campuran fraksi-fraksi hidrokarbon ringan yang berasal dari

pengolahan minyak bumi. Walaupun LPG digunakan sebagai gas, proses

penyimpanan dan pemindahan LPG berlangsung dalam bentuk cairan

bertekanan. LPG digunakan sebagai bahan bakar motor, bahan baku industri

kimia, bahan bakar kompor rumah tangga, dan pemanas rumah.

LPG umumnya merupakan campuran antara hidrokarbon jenuh dan tak jenuh

dengan atom karbon yang berjumlah tiga hingga empat, seperti propana, n-

butana, butilen, propilen, dan iso-butana.

b. Bensin

Bensin merupakan campuran isomer hidrokarbon yang mudah menguap dan

terdiri dari komponen pada fraksi C4C12 (Ranzi, 2006). Pada tekanan

atmosferik, bensin menguap pada temperatur 39200C (Material Safety Data

Sheet Bensin Pertamina, 2007). Tipe hidrokarbon utama yang terkandung

dalam bensin adalah parafin rantai lurus dan bercabang, sikloparafin, aromatik,

dan olefin.

Kualitas dari suatu bensin ditentukan oleh suatu angka yang disebut angka

oktan (octane number/ ON). Angka oktan merupakan skala sembarang yang

didasarkan pada kinerja campuran dari isooktana (2,2,4-trimetil pentana), yang

tahan knocking, dan n-heptana yang rata terhadap knocking (Praptpwidodo,

1999). Semakin tinggi ON menunjukkan semakin tinggi kualitas bensin

tersebut.

c. Kerosin

Kerosin merupakan fraksi distilat minyak bumi yang memiliki rentang titik

didih antara 150 C hingga 250C (Prasad, 2000). Senyawa-senyawa yang

terkandung dalam kerosin adalah senyawa hidrokarbon, seperti parafin, naften,

aromatik, dan senyawa-senyawa non-hidrokarbon, seperti senyawa yang

mengandung sulfur, nitrogen, oksigen, dan logam. Jumlah atom karbon dalam

hidrokarbon yang terdapat pada kerosin bervariasi dari 10 hingga 14. Kerosin

21

dapat digunakan sebagai bahan bakar mesin, pemanas, lampu penerangan,

kompor minyak, dan pelarut.

Kualitas kerosin ditentukan oleh nilai smoke point dan flash point. Kerosin

yang baik memiliki smoke point minimal 17 mm dan flash point minimal

100oC. Untuk jumlah atom karbon yang sama, parafin memiliki kemungkinan

pembentukan smoke yang paling rendah dan aromatik memiliki kemungkinan

pembentukan smoke paling tinggi dalam kerosin, sedangkan naften berada di

antaranya. Oleh karena itu, kerosin berkualitas bagus mengandung lebih

banyak hidrokarbon parafin dibandingkan dibandingkan aromatik.

d. Aviation Turbine Fuel (ATF)

ATF merupakan fraksi distilat minyak bumi yang memiliki rentang titik didih

antara 150-270C. Parafin dan naften merupakan senyawa hidrokarbon utama

dalam ATF dengan rasio yang bervariasi bergantung pada lokasi sumber

minyak bumi. ATF juga mengandung sejumlah kecil senyawa sulfur, nitrogen,

oksigen, serta air sebagai kontaminan. ATF diharapkan memiliki karakteristik

stabilitas termal yang tinggi, kandungan kalor tinggi, tekanan uap rendah,

karakteristik pembakaran yang baik, hubungan viskositas dan temperatur yang

baik, densitas tinggi, serta panas spesifik yang tinggi.

e. Solar/ Automotive Diesel Oil (ADO)

Minyak diesel, atau yang disebut juga dengan Automotive Diesel Oil (ADO),

dapat dihasilkan langsung dari distilasi minyak mentah. Solar merupakan fraksi

distilat yang memiliki rentang titik didih antara 150-400C. Hidrokarbon yang

terdapat dalam minyak diesel antara lain parafin, naften, olefin, dan aromatik.

Jumlah atom karbon dalam hidrokarbon mesin diesel bervariasi dari 12 hingga

18.

Kualitas pembakaran solar ditunjukkan dengan cetane number (CN) di mana

secara khusus menunjukkan tenggang waktu antara penginjeksian bahan bakar

sampai penyalaan bahan bakar. Semakin kecil tenggang waktu penyalaan maka

nilai CN semakin tinggi. Minyak diesel yang memiliki unjuk kerja tinggi

memiliki CN lebih besar dari 45.

22

2.3.2 Produk Non-Bahan Bakar

Produk minyak bumi yang termasuk sebagai produk non-bahan bakar antara lain

sebagai berikut;

a. Aspal

Aspal merupakan produk berat dari minyak bumi yang berbentuk padatan

coklat hitam yang larut dalam benzen, tetapi tidak larut dalam pelarut parafin

ringan (Praptowidodo, 1999). Aspal seperti yang ditunjukkan pada Gambar

2.1, berasal dari residu minyak bumi pada rentang titik didih 204-316oC.

Kegunaan utama aspal adalah sebagai pelapis jalan.

Gambar 2.1 Butiran aspal

b. Pelumas

Pelumas berfungsi untuk mengurangi gesekan antara permukaan bergerak pada

mesin motor, mesin industri, dan peralatan lainnya. Pelumas biasanya

ditambahkan aditif untuk mencapai spesifikasi yang diinginkan. Pelumas dapat

berupa cairan (minyak pelumas) ataupun semisolid (grease/gemuk). Minyak

pelumas dapat dibagi menjadi tiga kelas, yaitu motor oil, industrial oil, dan

metal working oil.

c. Petroleum waxes (lilin)

Petroleum waxes merupakan tipe hidrokarbon yang terdiri dari parafin rantai

lurus dan bercabang serta naften dalam rentang C18-C70. Lilin komersial dapat

diklasifikasikan menjadi lilin parafin, lilin mikrokristalin, dan petrolatum.

Lilin parafin diproduksi dari distilat waxy minyak bumi tipe paraffin-base atau

mixed-base yang memiliki titik tuang tinggi. Lilin parafin berwarna putih dan

memiliki titik leleh antara 45-75C. Lilin mikrokristalin diproduksi dari residu

distilasi minyak bumi tipe paraffin-base atau mixed-base atau lumpur waxy

23

yang terdeposit dalam tangki penyimpanan. Lilin mikrokristalin dapat

berwarna cokelat tua hingga putih bergantung pada derajat kemurnian dan

memiliki titik leleh lebih besar dari 74C. Petrolatum (vaselin) mengandung

lilin mikrokristalin dan minyak, dan hanya dapat diproduksi dari distilat berat

atau residu tertentu.

Lilin parafin dapat digunakan sebagai lilin, kertas dan karton waxed, korek api,

kabel, dan bahan baku produksi chlorinated hydrocarbon. Petrolatum dapat

digunakan sebagai vaselin, bahan obat-obatan dan kosmetik.

d. Petroleum coke

Petroleum coke merupakan produk samping berwujud padat dari proses

pemurnian minyak bumi yang diproduksi dari minyak residu, seperti fraksi

berat dari minyak mentah. Pada dasarnya, proses coking terjadi dengan

pemanasan umpan minyak berat hingga temperatur tinggi, sehingga terjadi

proses cracking. Residu yang tersisa setelah penyingkiran produk yang lebih

ringan adalah petroleum coke.

2.3.3 Produk Petrokimia

Produk petrokimia yang dihasilkan dari minyak bumi dibuat dari bahan dasar

olefinik dan benzene, toluene, xylene (BTX) (Praptowidodo, 1999). Senyawa olefin

dihasilkan dari perengkahan katalitis dengan umpan fraksi gasoil, sedangkan BTX

dihasilkan dari reforming katalitis nafta. Produk petrokimia turunan BTX antara lain

adalah PTA (pure terephthalic acid), DMT, PET (poli-etilentereftalat), nilon, stiren, dan

lain-lain. Sedangkan produk petrokimia turunan olefin diantaranya adalah polietilen

(LDPE, HDPE, LLDPE), polipropilen, PVC (polyvinylchloride), etilen glikol, dan lain-

lain.

24

BAB III

BAHAN BAKU

3.1 Bahan Baku Utama

Bahan baku proses dalam PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit III

sebagian besar berupa minyak mentah (crude oil) yang berasal dari daerah Sumatera

Selatan dan sebagian lagi berasal dari luar daerah tersebut. Proses transportasi bahan

baku tersebut menggunakan dua cara, yaitu melalui sistem perpipaan dan pengapalan.

Jenis minyak mentah yang ditransportasikan melalui sistem perpipaan adalah sebagai

berikut:

South Palembang District (SPD) dari DOH Prabumulih,

Talang Akar Pendopo oil (TAP) dari DOH Prabumulih,

Kaji Semoga Crude Oil (KSCO) dari DOH Prabumulih, dan

Ramba Crude Oil (RCO) dari DOH Jambi.

Sedangkan jenis minyak mentah yang ditransportasikan menggunakan kapal tangker

adalah sebagai berikut:

Geragai Crude Oil (GCO) dari Santa Fe, Jambi,

Bula/ Klamono (BL/KL) dari Irian Jaya,

Kaji Semoga Crude Oil (KSCO),

Sepanjang Crude Oil (SPO),

Sumatera Light Crude (SLC), dan

Duri Crude Oil (DCO).

Setiap minyak mentah dari sumber yang berbeda tersebut akan memiliki spesifikasi

yang berbeda. Oleh karena itu, minyak mentah yang akan diolah dianalisa terlebih

dahulu di laboratorium. Minyak mentah dari sumber-sumber tersebut akan ditampung

dalam tangki penampungan dan kemudian diumpankan ke unit pengolahan. Pada setiap

unit pengolahan, bahan baku yang diumpankan berbeda, bergantung komposisi dan sifat

minyaknya. Pada Tabel 3.1 dan Tabel 3.2 ditunjukkan jenis umpan yang masuk ke

dalam unit pengolahan pertama (primary process) dan unit pengolahan lanjut

(secondary process).

25

Tabel 3.1 Umpan Unit Primary Process

Unit Sumber minyak bumi

CD-II Kaji, Jene, SPD, TAP

CD-III Ramba, Kaji, Jene

CD-IV Ramba, Kaji, Jene

CD-V SPD, TAP

CD-VI Geragai, Bula, Klamono

Tabel 3.2 Umpan Unit Secondary Process

Unit Sumber minyak bumi

HVU Long residue

RFCCU MVGO (Medium Vacuum Gas Oil), HVGO

(High Vacuum Gas Oil), dan long residue

BB (Butane-Butylene)

Distiller

Unstab crack, comprimate, condensate gas, dan

residual gas

Stabilizer C/A/B SR-Tops (Straight Run-Tops)

Unit Polimerisasi Fresh BB (Butane-Butylene)

Unit Alkilasi Fresh BB dari BB Distiller

Kilang Polipropilen Raw PP (Propane-Propylene) dari RFCCU

(Riser Fluid Catalytic Cracking Unit)

3.2 Bahan Baku Penunjang

Selain bahan baku utama, proses pengolahan juga membutuhkan bahan-bahan

penunjang lain, seperti katalis, solvent, dan bahan aditif yang mendukung proses

pengolahan bahan baku menjadi produk. Bahan-bahan penunjang yang digunakan di

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III ditunjukkan pada Tabel 3.3.

Tabel 3.3 Bahan-Bahan Penunjang

Bahan Unit Fungsi

H2SO4 Alkilasi Katalis

NaOH BB Treating &

Caustic Treating

Untuk proses treating untuk

menghilangkan senyawa

belerang

Silika alumina RFCCU Katalis cracking

Titanium Catalyst Polipropilen Katalis utama

Tri Ethyl Alumunium Polipropilen Ko-katalis

CMMS Polipropilen Catalyst adjuvant

Heksana Polipropilen Pelarut katalis

DEA Polipropilen Ekstraktor pada purifikasi raw

propane propylene

AE-Stab, AH-Stab, AI- Stab,

HA-Stab, HD-Stab, SA-Stab,

SB-Stab, SC-Stab

Polipropilen Stabilizer additive

26

Gas N2 Polipropilen Off gas, carrier gas

Fuel oil, fuel gas Semua unit

Bahan bakar untuk

pembakaran dalam furnace

unit

27

BAB IV

DESKRIPSI PROSES

Proses pengolahan yang dilakukan di PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

terbagi menjadi 4 tahap, yaitu proses pengolahan pertama (primary process), proses

pengolahan lanjut (secondary process), proses treating, dan proses pencampuran

(blending).

Gambar 4.1 Diagram proses PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III

4.1 Proses Pengolahan Pertama (Primary Process)

Pada proses pengolahan pertama, minyak bumi mentah dipisahkan menjadi fraksi-

fraksinya dengan menggunakan prinsip distilasi. Hasil distilasi tersebut terbagi menjadi

produk yang dapat langsung digunakan dan produk yang harus melewati tahap

secondary process terlebih dahulu. Unit operasi yang digunakan pada proses ini adalah

Crude Distiller (CD), yang terdiri dari unit CD-II, CD-III, CD-IV, CD-V, dan CD-VI,

High Vacuum Unit (HVU), Stabilizer C/A/B, SRMGC (Straight Run Motor Gas

Compressor), dan BBMGC (Butane-Butylene Motor Gas Compressor), serta BB

Distiller (Butane-Butylene Distiller) dan BB Treating. Namun, sebelum minyak bumi

dapat diolah dalam unit pengolahan pertama, minyak bumi tersebut perlu mendapat

perlakuan awal dari unit Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP) terlebih dahulu.

GAS COMP. C4-POLYBB. DIST

STABILIZER

ALKYLATION

RFCCUHVU-II

C

D

U

PP PLANT POLYTAM

LPG

MUSICOOL

PREMIUM

AVIGAS

AVTUR

KEROSENE

LSWR

LAWS

SBPX

ADO

IDO

IFO

CRUDE

28

4.1.1 Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan (ITP)

Unit Instalasi Tangki dan Perkapalan merupakan unit yang bertugas untuk

mengatur sarana pengangkutan bahan baku (minyak bumi mentah/ crude oil) dan

produk yang dihasilkan untuk dipasarkan, juga sarana penyimpanan bahan dalam

jumlah besar. Deskripsi proses kerja unit ini terbagi menjadi lima bagian, yaitu sebagai

berikut;

I. Penerimaan minyak bumi mentah (crude oil)

Tugas pertama dari unit ITP adalah menerima crude oil sebagai bahan baku proses

pengolahan di kilang. Penerimaan crude oil terbagi menjadi dua cara, yaitu :

1. Metering Pipe (pipe line)

Minyak bumi mentah dari unit eksplorasi dipompakan ke unit pengolahan

melalui perpipaan dan stasiun pengukuran minyak. Stasiun pengukuran minyak

ini terletak di KM 3 Plaju, dekat unit pengolahan dan dilengkapi dengan

metering system. Jenis minyak bumi mentah yang dikirim melalui sistem

perpipaan, seperti South Palembang District (SPD) dari DOH Prabumulih,

Talang Akar Pendopo (TAP) dari DOH Prabumulih, Kaji Semoga Crude Oil

(KSCO) dari DOH Prabumuih, dan Ramba Crude Oil (RCO) dari DOH Jambi.

2. Kapal Tanker

PT. PERTAMINA (PERSERO) RU-III terletak di tepi Sungai Musi dan Sungai

Komering sehingga memungkinkan pengangkutan bahan baku dengan kapal

tangker. Jenis crude yang dikirim dengan kapal tanker, antara lain Geragai

Crude oil (GCO) dari Santa Fe, Jambi, Bula/ Klamono (BL/KL) dari Irian Jaya,

Sepanjang Crude oil (SPO), Sumatera Light Crude (SLC), dan Duri Crude oil

(DCO).

II. Penyiapan minyak bumi mentah

Minyak bumi mentah yang diterima dari unit eksplorasi tidak dapat langsung

dimasukkan ke dalam unit pengolahan (CDU) disebabkan kemungkinan adanya

kandungan yang berbahaya untuk proses, seperti kandungan air dalam minyak.

Kandungan air (water content) tidak boleh lebih dari 0,5%-v, karena kenaikan

jumlah air akan meningkatkan tekanan pada kolom distilasi. Oleh karena itu,

29

penanganan awal perlu dilakukan terhadap minyak bumi mentah tersebut, yaitu

sebagai berikut;

1. Settling

Settling bertujuan untuk mengendapkan kandungan air pada crude oil. Semakin

lama waktu pengendapan, maka kualitas crude akan semakin baik, namun,

ketersediaan crude oil untuk unit CD perlu juga dipertimbangkan. Oleh karena

itu, pada umumnya settling time ditetapkan sebesar 1 jam untuk setiap 1 meter

crude oil.

2. Pembuangan air dan bottom

Pada proses settling, air akan terkumpul di bagian bawah tangki dan air tersebut

perlu dibuang hingga habis. Selain itu, endapan lumpur minyak dan emulsi air

yang terdapat pada bagian bottom tangki juga perlu dibuang ke tangki

penampung. Di dalam tangki penampung, yang dilengkapi dengan steam coil,

endapan lumpur dan emulsi dipanaskan sehingga air dan lumpur terpisah dan

mengendap di dasar tangki. Air dan lumpur yang terpisah dibuang, sedangkan

minyak dipompakan lagi ke tangki crude.

3. Pencucian pipa isap tangki

Pipa isap tangki crude oil dicuci (flushing) terlebih dahulu untuk membersihkan

pipa isap tersebut dari air. Hal ini dilakukan dengan memompakan crude oil

tersebut ke tangki crude lain secukupnya ( 30 menit), kemudian diambil sampel

untuk pemeriksaan kandungan air dalam crude oil. Jika sampel masih belum

memenuhi syarat, flushing ulang dilakukan.

Crude oil yang telah mendapat penanganan awal disebut dry stock feed oil dan

disimpan di dalam tangki penyimpanan.

III. Penyaluran crude oil ke unit proses

Proses penyaluran crude dari tangki penyimpanan ke unit CD menggunakan

pompa-pompa yang berada di Rumah Pompa Minyak (RPM). Tangki memiliki tiga

jenis pipa isap, yaitu pipa isap bawah, pipa isap tengah, dan pipa isap atas. Pipa isap

atas digunakan sebagai penyalur awal. Penyaluran selanjutnya menggunakan pipa

isap tengah dan apabila level crude di dalam tangki sudah mendekati setengah

ketinggian tangki, pipa isap bawah digunakan.

IV. Penyaluran produk hasil kilang

30

Selain bahan baku, unit IKP juga menyalurkan produk hasil kilang. Produk hasil

kilang terbagi menjadi dua, yaitu finished product dan unfinished product (produk

yang masih harus dicampur dengan produk lain atau ditambahkan zat aditif). Semua

produk tersebut disimpan ke dalam tangki sesuai dengan jenis produknya.

V. Loading dan unloading produk BBM dan non-BBM

Selain melalui sistem perpipaan, proses transportasi produk juga dilakukan dengan

menggunakan kapal. Sebelum proses loading produk, beberapa persiapan harus

dilakukan, yaitu :

1. Persiapan di darat

Setelah surat perintah loading diterima, maka tangki penampung, pipa yang akan

dipakai, dermaga yang akan digunakan, durasi loading hingga tanker/tongkang

jalan, dan pengambilan sampel harus dipersiapkan.

2. Persiapan di kapal

Diskusi antara Loading Master dengan Chief Officer kapal untuk mengetahui

previous cargo perlu dilakukan. Jika muatannya berbeda dan dapat berpengaruh

terhadap kualitas muatan, maka dilakukan cleaning instruction dan pumping rate

atas persetujuan kedua belah pihak.

Setelah selesai loading, dilakukan sounding saat starting dan closing untuk

mengetahui jumlah muatan saat di darat dan di kapal. Perbedaan antara muatan di

darat dan di kapal harus lebih kecil dari 0,5%-v.

4.1.2 Crude Distiller II (CD-II)

CD-II mengolah minyak bumi yang berasal dari Ramba Cophy dan SLC

(Sumatera Light Crude) untuk menghasilkan produk berupa gas, Crude Butane, Straight

Run-Tops (SR-Tops), Naphta II, Light Kerosene Distillate (LKD), Light Cold Test

(LCT), dan Long Residue. Berdasarkan rancangan, CD-II dapat mengolah bahan baku

dengan kapasitas 2.000 ton/hari. CD-II terdiri dari 1 buah kolom evaporator dan 5 buah

kolom fraksionator dengan umpan, kondisi operasi, dan produk dari masing-masing

kolom pemisahan ditunjukkan pada Tabel 4.1 dan Tabel 4.2.

Tabel 4.1 Deskripsi Proses Crude Distiller II Kolom Evaporator I II

Umpan Crude oil Produk atas evaporator Side stream kolom I

Pre- Umpan dari tangki penyimpanan

31

treatment dipompa dengan P-31/32/33 ke

HE 6-5/6 dan HE 6-1/2/3/4, dan

dipanaskan menjadi 138oC.

Kemudian dipanaskan lagi di

dalam Furnace I.

Kondisi

operasi

Flash zone :

T = 255oC

P = 1,8 kg/cm2

Umpan masuk pada tray 10

dengan P = 2 kg/cm2(g), dan Ttop

= 152oC

P = 0,5 kg/cm2,

Ttop = 118oC, dan

Tbottom = 192oC

Produk

Produk atas : komponen C1-C16 Produk bawah : komponen C17-

C50

Produk atas : komponen C1-C10 Side stream : komponen C11-C14

Produk bawah : komponen C14-

C16

Produk atas :

komponen C11-C12 Produk bawah :

LKD (C13-C14)

Refluks

Produk atas kolom II (masuk

pada tray 13)

Produk bawah kolom V

Produk atas kolom

II

Tabel 4.2 Deskripsi Proses Crude Distiller II (lanjutan) Kolom III IV V

Umpan Side stream

kolom V

A : produk bawah evaporator

B : produk bawah kolom I dan

side stream kolom IV

Produk atas kolom I

Pre-

treatment

Umpan

dipompa

dengan P-

10/11

Umpan A dipompa dengan P-1/2

dan dipanaskan di Furnace II

hingga 344oC.

Umpan B masuk ke dalam Light

Gas Oil Stripper 2-1 untuk

dipisahkan menjadi produk bawah

: LCT (komponen C21-C30) dan

produk atas : umpan kolom

Kondisi

operasi P = 1,2 kg/cm

2

Umpan A masuk pada tray 4.

Umpan B masuk pada tray 18.

P = 0,8 kg/cm2(g),

Ttop = 181oC, dan

Tbottom = 328oC

Umpan masuk pada tray 3.

P = 0,9 kg/cm2,

Ttop = 114oC, dan

Tbottom = 128oC

Produk

Produk atas Refluks kolom

V

Produk bawah

: Naphta II

(komponen

C8-C10)

Produk atas Refluks kolom IV Side stream (pada tray 11) Stripper 2-1

Produk bawah : long residue

(komponen C31-C50) HVU

Produk atas kondensor 5-3/4/5/6/7 dan 8-2C, terbagi menjadi tiga aliran,

yaitu :

- Produk gas (komponen C1-C3) ke SRMGC

- Didinginkan dalam cooler 4-7/8 akumulator 8-9 produk gas ke SRMGC dan produk liquid (crude

butane)

- Masuk ke akumulator 8-8 produk gas ke SRMGC dan produk

liquid (komponen C5-C7) untuk

refluks dan ke SR-Tops

Side stream (pada tray 8) umpan kolom III

Produk bawah Refluks kolom I

Refluks Produk atas kolom IV (masuk

pada tray 16)

Produk liquid akumulator 8-8.

Produk atas kolom III

Data komposisi produk dari unit CD-II ditunjukkan pada Tabel 4.3.

33

Tabel 4.3 Data Komposisi Produk Crude Distiller II

Produk Komposisi (%-b) Gas 0,3 Crude Butane 0,4 SR-Tops 9,2 Naphta II 8,8 LKD 2,5 LCT 32,6 Long Residue 46,1 Total 100

4.1.3 Crude Distiller III (CD-III)

CD-III mengolah minyak bumi yang berasal dari Kaji Ramba (Karam) dan Ramba

Cophy untuk menghasilkan produk berupa gas, Crude Butane, SR-Tops, Naphta II,

Naphta III, LKD, HKD (Heavy Kerosene Distillate), LCT , HCT (Heavy Cold Test),

dan Long Residue. CD-III dirancang untuk mengolah umpan dengan kapasitas 4.000

ton/hari. CD-III memiliki 1 buah kolom stabilizer dan 3 buah kolom fraksionator,

dengan umpan, kondisi operasi, dan produk dari masing-masing kolom pemisahan

ditunjukkan pada Tabel 4.4 dan Tabel 4.5.

Tabel 4.4 Deskripsi Proses Crude Distiller III Kolom Stabilizer I

Umpan Crude oil Produk bawah stabilizer

Pre-treatment

Umpan dari tangki penyimpanan

dipompa dengan P-13/14/15 ke

preheater HE6-2, HE6-1, HE6-

5/8, HE108A/B, dan HE6-3/4, dan

dipanaskan hingga 147oC

Kondisi operasi


dengan P = 2,8 kg/cm2, dan Ttop =

97oC

Umpan masuk pada tray 10 dengan P = 1,5

kg/cm2, Ttop = 143

oC, dan Tbottom = 273

oC

Produk

Produk atas : komponen C1-C5 akumulator 8-4, terbagi menjadi

dua aliran:

- Produk gas (komponen C1-C3) ke SRMGC

- Produk liquid (komponen C4) terbagi dua, yaitu untuk refluks

kolom Stabilizer dan dipompa

P-34/35 untuk crude butane

Produk bawah : komponen C5-C50

Produk atas : komponen C5-C10 Side stream (pada tray 24) Naphta Stripper, terbagi menjadi dua aliran :

- Produk atas refluks kolom I - Produk bawah : komponen C10-C11 reboiling

Stripper 2-4 dan ke HE 4-5/6 menjadi Naphta

III

Side stream Stripper 2-5, terbagi menjadi dua aliran :

- Produk atas refluks kolom I - Produk bawah : komponen C12-C15 reboiling

Stripper 2-5 dan menjadi Naphta IV

Produk bawah : komponen C16-C50

Refluks (Boil-up) Produk bawah Stabilizer Produk atas Stripper 2-4, dan Stripper 2-5, serta

produk bawah kolom I

34

Tabel 4.5 Deskripsi Proses Crude Distiller III (lanjutan) Kolom II III

Umpan Produk bawah kolom I Produk atas kolom I

Pre-treatment Umpan dipanaskan dalam furnace II hingga 311oC

Kondisi

operasi

Umpan masuk pada tray 13 dengan P = 0,3 kg/cm2, dan

Tbottom = 336oC


dengan P = 1,5 kg/cm2, dan

Ttop = 93oC

Produk

Produk atas : komponen C12-C16 vapor heat exchanger 6-5/6/7/8 dan cooler 4-11/12/13/14 akumulator 8-2 LKD dan refluks kolom II Side stream (pada tray 30) HKD Stripper 2-3, terbagi menjadi dua aliran :

- Produk atas refluks kolom II - Produk bawah : komponen C16-C20 reboiling

Stripper 2-3 dan menjadi HKD

Side stream (pada tray 20) LCT Stripper 2-2, terbagi menjadi dua aliran :

- Produk atas refluks kolom II - Produk bawah LCT Side stream (pada tray 13) HCT Stripper 2-1, terbagi menjadi dua aliran :

- Produk atas refluks kolom II - Produk bawah HCT Produk bawah : long residue (komponen C31-C50)

Produk atas condenser 5-1/2/3/5/9 akumulator 8-3, terbagi menjadi dua aliran,

yaitu :

- Produk gas SRMGC - Produk liquid : komponen

C5-C7 SR-Tops dan refluks kolom III

Produk bawah : komponen

C8-C10 Naphta II, refluks kolom I, reboiling kolom III

Refluks

Produk akumulator 8-2, produk atas Stripper 2-1, 2-2,

dan 2-3

Untuk boil-up : produk bawah kolom II

(boil-up) Produk bawah

kolom III

Data komposisi produk dari unit CD-III ditunjukkan pada Tabel 4.6.

Tabel 4.6 Data Komposisi Produk CD-III

Produk Komposisi (%-b) Gas 1,1 Crude Butane 1,3 SR-Tops 0,9 Naphta II 0,8 Naphta III 1,9 LKD 16,8 HKD 9,2 LCT 4,4 HCT 2,6 Long Residue 62,3 Total 100%

4.1.4 Crude Distiller IV (CD-IV)

CD-IV mengolah minyak bumi yang berasal dari Kaji Ramba (Karam) dan SPD-

TAP (South Palembang District Talang Akar Pendopo) untuk menghasilkan produk

berupa gas, Crude Butane, SR-Tops, Naphta II, Naphta III, LKD, HKD, LCT, HCT

dan Long Residue. CD-IV dirancang untuk mengolah umpan dengan kapasitas 4.000

35

ton/hari. Secara umum proses pemisahan pada CD-IV hampir sama dengan proses

dalam CD-III, tetapi terdapat beberapa modifikasi aliran agar fraksi Naphta III (avtur)

yang didapatkan lebih banyak. CD-IV memiliki 1 buah kolom stabilizer dan 3 buah

kolom fraksionator, dengan deskripsi proses masing-masing kolom ditunjukkan pada

Tabel 4.7 dan Tabel 4.8.

Tabel 4.7 Deskripsi Proses Crude Distiller IV Kolom Stabilizer I

Umpan Crude oil Produk bawah stabilizer

Pre-treatment

Umpan dari tangki penyimpanan ke

preheater HE 6-2, HE 6-1, HE 6-

3/4/5/6, HE 6-11/12, dan HE 6-7/8, dan

dipanaskan hingga 148oC

Kondisi

operasi

Umpan masuk pada tray 20 dengan

P = 2,4 kg/cm2, Ttop = 91

oC, dan Tbottom

= 155oC

Umpan masuk pada tray 13 dengan

P = 0,3 kg/cm2, Ttop = 135

oC, dan Tbottom =

238oC

Produk

Produk atas : komponen C1-C5 akumulator, terbagi menjadi dua aliran:

- Produk gas (komponen C1-C3) ke SRMG

Lap KP Plaju

Documents

Transcript of Lap KP Plaju