Upload
syafril-abdillah
View
244
Download
1
Embed Size (px)
DESCRIPTION
OJT FREEPORT
Citation preview
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