Upload
achfaridwadjdi
View
250
Download
74
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Laporan Kegiatan Kerja Praktek
Citation preview
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
TK 4090 KERJA PRAKTEK
Semester I 2011/2012
dilaksanakan tanggal:
6 Juni-5 Agustus 2011
di:
PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT III
PLAJU-SUNGAI GERONG
Maya Oktaviani Sari (13008012)
Mengetahui,
Head of People Development
Abdi Restu Daud
LEMBAR PENGESAHAN
TK 4090 KERJA PRAKTEK
Semester I 2011/2012
LAPORAN
dilaksanakan tanggal:
6 Juni-5 Agustus 2011
di:
PT. PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT III
PLAJU-SUNGAI GERONG
Maya Oktaviani Sari (13008012)
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.
32
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
Umpan masuk pada tray 20
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
Umpan masuk pada tray 10
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