TK 4090 KERJA PRAKTEKPT PERTAMINA (PERSERO) logo_itb.jpg REFINERY UNIT (RU) IV CILACAPSIMULASI UNIT 89 (ISOMAR) MENGGUNAKAN SOFTWARE HYSYS 7.3Oleh Arifa Sura Sembiring (13009040)Pembimbing Refi Kautsar Firmansyah, S.T.PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2012LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN KERJA PRAKTEK PT PERTAMINA (Persero) REFINERY UNIT IV CILACAP JAWA TENGAHDisusun oleh: Arifa Sura Sembiring (13009040)PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNGSIMULASI UNIT 89 (ISOMAR) MENGGUNAKAN SOFTWARE HYSYS 7.3Telah diperiksa dan disetujui pada : Tanggal : Juni 2012mengetahui, Pjs. Process Engineering Section HeadR.M. Sri Adhiyanto, S.T. Pembimbing Lapangan Kerja PraktekRefi Kautsar Firmansyah, S.T.logo_itb.jpg TK 4090 KERJA PRAKTEKLAPORAN UMUMPT PERTAMINA (PERSERO) REFINERY UNIT (RU) IV CILACAPOleh Arifa Sura Sembiring (13009040)Pembimbing Lapangan Refi Kautsar Firmansyah, S.T.PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2012Institut Teknologi Bandung.JPG KATA PENGANTARPuji syukur kepada Tuhan Yesus Kristus, yang telah melimpahkan berkat dan kasihNya, sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan Kerja Praktek di PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap.Laporan ini disusun untuk memenuhi persyaratan di Program Studi Teknik Kimia, Fakultas Teknologi ung (ITB). Kerja Praktek dilaksanakan pada tanggal n Process Engineering PT. Pertamina (Persero) RUmata kuliah TK 4090 Kerja Praktek Industri, Institut Teknologi Band 22 Mei 2012 IV Cilacap. 30 Juni 2012 di bagiaPada kesempatan ini, penulis menyampaikan terima kasih kepada:1. Dr. Tri Partono Adhi, selaku dosen pembimbing Kerja Praktek Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Bandung. 2. Bapak Nugroho, S.T selaku Process Engineering Section Head yang telah memberikan kesempatan bagi penulis untuk belajar di Departemen Process Engineering. 3. Refi Kautsar Firmansyah, ST., selaku pembimbing Kerja Praktek di PT. Pertamina (Persero) UP IV Cilacap. 4. Dr. Melia Gunawan., selaku Koordinator Kerja Praktek Program Studi Teknik Kimia, Institut Teknologi Bandung. 5. Seluruh staf Proses Enjiniring atas kesediaannya berbagi ilmu. 6. Kedua orang tua atas segala dukungan yang telah diberikan. 7. Teman-teman dan seluruh pihak lain yang telah membantu penulis selama pelaksanaan hingga pembuatan laporan.Saran dan kritik yang membangun sangat penulis harapkan untuk dapat menyusun laporan yang lebih baik dalam hal materi dan penyajian. Semoga laporan ini dapat berguna bagi pembaca.Institut Teknologi Bandung.JPG DAFTAR ISI KATA PENGANTAR ................................................................. ................................... iv DAFTAR ISI ..................................................................... ............................................... v DAFTAR GAMBAR .................................................................. ..................................xiii DAFTAR TABEL ................................................................... ..................................... xiv BAB I PENDAHULUAN .............................................................. .................................. 1 1.1 Profil PT Pertamina Refinery Unit IV Cilacap ............................... ................... 1 1.1.1 Sejarah PT Pertamina (Persero) ........................................... ....................... 1 1.1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit IV Cilacap ........... 3 1.1.2.1 Kilang Minyak I ........................................................ ........................... 4 1.1.2.2 Kilang Minyak II ....................................................... .......................... 4 1.1.2.3 Kilang Paraxylene ...................................................... .......................... 5 1.1.2.4 Debottlenecking Project................................................. ...................... 5 1.1.2.5 Kilang LPG & Sulphur Recovery Unit ..................................... ........... 8 1.1.3 Visi Misi Perusahaan ..................................................... ............................. 8 1.1.3.1 Visi, Misi, Motto, Logo, dan Slogan PT Pertamina (Persero) ............. 8 1.1.3.2 Visi, Misi, Logo, dan Slogan Pertamina RU IV Cilacap ................... 10 1.1.4 Deskripsi Umum Proses .................................................... ........................ 11 1.1.4.1 Kilang Minyak I ........................................................ ......................... 11 1.1.4.2 Kilang Minyak II ....................................................... ........................ 12 1.1.4.3 Kilang Paraxylene ...................................................... ........................ 15 1.1.4.4 Sulphur & LPG Recovery Unit ............................................ ............. 15 1.2 Waktu dan Tempat Kerja Praktek ............................................. ....................... 17 1.3 Tujuan Kerja Praktek ....................................................... ................................ 17 1.4 Ruang Lingkup Kerja Praktek ................................................ .......................... 18 BAB II DASAR TEORI ............................................................. .................................. 19 2.1 Minyak Bumi ................................................................ .................................... 19 2.1.1 Proses Pembentukan Minyak Bumi ........................................... ............... 19 2.1.1.1 Teori Biogenesis (organik) ............................................. ................... 19Institut Teknologi Bandung.JPG 2.1.1.2 Teori Abiogenesis (Anorganik) .......................................... ............... 20 2.1.2 Karakteristik Minyak Bumi ................................................ ...................... 22 2.2 Komposisi Minyak Bumi ...................................................... ........................... 24 2.2.1 Senyawa Hidrokarbon ...................................................... ......................... 25 2.2.1.1 Parafin ................................................................ ................................ 25 2.2.1.2 Olefin ................................................................. ................................ 26 2.2.1.3 Naften ................................................................. ............................... 26 2.2.1.4 Aromatik ............................................................... ............................. 27 2.2.2 Senyawa Non-hidrokarbon .................................................. ..................... 28 2.2.2.1 Garam .................................................................. .............................. 28 2.2.2.2 Sulfur ................................................................. ................................ 28 2.2.2.3 Oksigen ................................................................ .............................. 29 2.2.2.4 Nitrogen ............................................................... .............................. 29 2.2.2.5 Logam .................................................................. .............................. 29 2.2.2.6 Asphaltene dan Resin ................................................... ..................... 30 2.2.2.7 Pasir Mineral Lain ..................................................... ........................ 30 2.2.2.8 Air .................................................................... .................................. 30 2.2.2.9 Gas Mulia............................................................... ............................ 31 2.3 Pengolahan Minyak Bumi ..................................................... ........................... 31 2.3.1 Primary Processing ....................................................... ............................ 31 2.3.1.1 Distilasi Atmosferik ................................................... ........................ 32 2.3.1.2 Distilasi Vakum ........................................................ ......................... 32 2.3.1.3 Ekstraksi .............................................................. .............................. 33 2.3.1.4 Adsorpsi dan Absorpsi .................................................. ..................... 33 2.3.1.5 Kristalisasi ........................................................... .............................. 34 2.3.2 Secondary Proccesing ..................................................... .......................... 34 2.3.2.1 Perekahan (Cracking) ................................................... ..................... 34 2.3.2.2 Reformasi Katalitik .................................................... ........................ 35Institut Teknologi Bandung.JPG 2.3.2.3 Isomerisasi ............................................................ ............................. 36 2.3.3 Treating Process ......................................................... ............................... 37 2.3.3.1 Perlakuan dengan Asam Sulfat ........................................... ............... 37 2.3.3.2 Sweetening Treatment ................................................... ..................... 37 2.3.3.3 Desulfurisasi .......................................................... ............................ 38 2.3.3.4 Perlakuan secara Adsorpsi .............................................. ................... 38 2.3.3.5 Proses Ekstraksi ....................................................... .......................... 39 2.3.3.6 Treating secara Katalitik............................................... ..................... 39 2.3.3.7 Dewaxing ............................................................... ............................ 40 BAB III BAHAN BAKU ............................................................. .................................. 41 3.1 Bahan Baku Kilang Minyak I ................................................. .......................... 41 3.1.1 Bahan Baku FOC I ......................................................... ........................... 41 3.1.2 Bahan Baku LOC I ......................................................... ........................... 42 3.2 Bahan Baku Kilang Minyak II ................................................ ......................... 42 3.2.1 Bahan Baku FOC II ........................................................ .......................... 42 3.2.1.1 Minyak Bumi Ardjuna .................................................... ................... 42 3.2.1.2 Minyak Bumi Attaka ..................................................... .................... 43 3.2.1.3 Minyak Bumi Minas ...................................................... .................... 43 3.2.1.4 Minyak Bumi Arun ....................................................... ..................... 44 3.2.2 Bahan Baku LOC II ........................................................ .......................... 44 3.2.3 Bahan Baku LOC III ....................................................... .......................... 45 3.3 Bahan Baku Kilang Paraxylene ............................................... ......................... 45 BAB IV DESKRIPSI PROSES ........................................................ ........................... 46 4.1 Kilang Minyak I ............................................................ ................................... 46 4.1.1 Deskripsi Proses FOC I ................................................... .......................... 46 4.1.1.1 Unit 11 : Crude Distilling Unit I (CDU I) .............................. ........... 47 4.1.1.2 Unit 12 : Naphta Hydrotreating Unit I (NHT I) .......................... ...... 48 4.1.1.3 Unit 13 : Hydro Desulphurizer (HDS)..................................... .......... 48 4.1.1.4 Unit 14 : Platforming Unit I ........................................... ................... 48Institut Teknologi Bandung.JPG 4.1.1.5 Unit 15 : Propane Manufacturing Unit ................................... ........... 49 4.1.1.6 Unit 16 : Merox Treater Unit ........................................... .................. 49 4.1.1.7 Unit 17 : Sour Water Stripper Unit ..................................... ............... 50 4.1.1.8 Unit 18 : N2 Plant Unit ................................................ ...................... 50 4.1.1.9 Unit 19 : Contaminant Removal Process Unit ............................. ...... 50 4.1.2 Deskripsi Proses LOC I ................................................... ......................... 51 4.1.2.1 Unit 21 : High Vacuum Unit (HVU) ....................................... ......... 51 4.1.2.2 Unit 22 : Propane Deasphalting Unit (PDU) .............................. ...... 52 4.1.2.3 Unit 23 : Furfural Extraction Unit (FEU) ............................... .......... 52 4.1.2.4 Unit 24 : Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit (MDU) ................... 53 4.1.2.5 Unit 25 : Hot Oil System Unit .......................................... ................. 53 4.2 Kilang Minyak II ........................................................... ................................... 53 4.2.1 Deskripsi Proses FOC II .................................................. ......................... 53 4.2.1.1 Unit 011 : Crude Distilling Unit ....................................... ................. 54 4.2.1.2 Unit 012 : Naptha Hydrotreating Unit ................................... ............ 55 4.2.1.3 Unit 013 : AH Unibon Unit .............................................. ................. 55 4.2.1.4 Unit 014 : Platforming dan CCR Unit .................................... ........... 56 4.2.1.5 Unit 015 : LPG Recovery Unit............................................ ............... 56 4.2.1.6 Unit 016 : Cracked Naphta Minalk Merox Treater ......................... .. 56 4.2.1.7 Unit 017 : Sour Water Stripper Unit .................................... .............. 57 4.2.1.8 Unit 018 : Thermal Distillate Hydrotreating Unit ....................... ...... 57 4.2.1.9 Unit 019 : Visbreaker Thermal Cracker .................................. .......... 57 4.2.2 Deskripsi Proses LOC II dan LOC III ...................................... ................ 58 4.2.2.1 Unit 021: High Vacuum Unit (HVU) ....................................... ......... 59 4.2.2.2 Unit 022: Propane Deasphalting Unit (PDU) .............................. ...... 60 4.2.2.3 Unit 023: Furfural Extraction Unit (FEU) ............................... .......... 60 4.2.2.4 Unit 024: Methyl Ethyl Ketone Dewaxing Unit (MDU) ................... 60Institut Teknologi Bandung.JPG 4.2.2.5 Unit 025: Hot Oil System Unit .......................................... ................ 61 4.2.2.6 Unit 260: Hydrotreating / Redistillation Unit (HTU/RDU) .............. 6 1 4.3 Kilang Paraxylene .......................................................... .................................. 61 4.3.1 Deskripsi Proses Kilang Paraxylene ....................................... .................. 61 4.3.1.1 Unit 82 : Naptha Hydrotreater .......................................... ................. 62 4.3.1.2 Unit 84 : CCR Platforming Unit ......................................... ............... 62 4.3.1.3 Unit 85 : Sulfolane Unit ............................................... ...................... 63 4.3.1.4 Unit 86 : Tatoray Process Unit ......................................... ................. 63 4.3.1.5 Unit 87 : Xylene Fractionation Unit .................................... .............. 64 4.3.1.6 Unit 88 : Paraxylene Extraction (Parex) Process Unit.................... ... 64 4.3.1.7 Unit 89 : Isomar Process Unit .......................................... .................. 64 4.3.1.8 Unit 81 : Nitrogen Plant ............................................... ...................... 65 4.4 Kilang LPG & Sulphur Recovery Unit ......................................... ................... 65 4.4.1 Deskripsi Proses LPG dan Sulfur Recovery Unit ............................ ......... 65 4.4.1.1 Unit 90: Common Facility ............................................... .................. 65 4.4.1.2 Unit 91 : Gas Treating Unit ............................................ ................... 66 4.4.1.3 Unit 92 : LPG Recovery Unit ............................................ ................ 66 4.4.1.4 Unit 93 : Sulphur Recovery Unit ........................................ ............... 67 4.4.1.5 Unit 94 : Tail Gas Unit ................................................ ...................... 67 4.4.1.6 Unit 95 : Refrigeration ................................................ ....................... 67 BAB V SISTEM PROSES DAN INSTRUMENTASI KILANG PARAXYLENE (ORIENTASI KHUSUS) ............................................................. ................................. 68 5.1 Sistem Proses Kilang Paraxylene ............................................ ......................... 68 5.1.1 Unit 82 Naphta Hydrotreater .............................................. ...................... 68 5.1.2 Unit 84 Continuous Catalitic Regeneration (CCR) / Platformer ............. . 71 5.1.2.1 Platformer Unit ........................................................ .......................... 71 5.1.2.2 Continuous Catalytic Regeneration (CCR) ................................ ....... 75 5.1.3 Unit 85 Sulfolane ........................................................ .............................. 75Institut Teknologi Bandung.JPG 5.1.4 Unit 86 Tatoray .......................................................... ............................... 78 5.1.5 Unit 87 Xylene Fractionation ............................................. ....................... 79 5.1.6 Unit 88 Paraxylene Extraction (Parex) .................................... ................. 80 5.1.7 Unit 89 Isomar ........................................................... ............................... 82 5.2 Sistem Pengendalian dan Instrumentasi Proses Kilang Paraxylene ............. .... 83 5.2.1 Ketinggian Fluida ........................................................ .............................. 83 5.2.2 Tekanan .................................................................. ................................... 84 5.2.3 Temperatur ............................................................... ................................. 85 5.2.4 Laju Alir ................................................................ .................................... 86 BAB VII PRODUK DAN LIMBAH ...................................................... ...................... 87 6.1 Produk ..................................................................... ......................................... 87 6.1.1 Produk BBM ............................................................... .............................. 87 6.1.1.1 Jenis-Jenis produk BBM ................................................. ................... 87 6.1.1.2 Distribusi ............................................................. .............................. 90 6.1.1.3 Pemasaran .............................................................. ............................ 90 6.1.2 Lube Base Oil ............................................................ ............................... 90 6.1.3 Slack Wax ................................................................ ................................. 91 6.1.4 Pertamina Extract (minarex A,B, H) ....................................... .................. 92 6.1.4.1 Pembuatan Minarex ...................................................... ..................... 92 6.1.4.2 Aplikasi/Kegunaan ...................................................... ...................... 93 6.1.5 Aspal .................................................................... ..................................... 93 6.1.6 LPG ...................................................................... ..................................... 94 6.1.7 Paraxylene ............................................................... .................................. 94 6.1.8 Benzene .................................................................. ................................... 94 6.1.9 Heavy Aromate ............................................................ ............................. 94 6.1.10 Sulfur .................................................................. ....................................... 95 6.2 Limbah ..................................................................... ........................................ 95 6.2.1 Pengolahan Buangan Cair .................................................. ....................... 96 6.2.1.1 Sour Water Stripper (SWS) .............................................. ................. 966.2.1.2 Corrugated Plate Interceptor (CPI) ..................................... ............... 97 6.2.1.3 Holding Basin .......................................................... .......................... 97 6.2.2 Pengolahan Buangan Gas ................................................... ...................... 98Institut Teknologi Bandung.JPG 6.2.3 Pengolahan Buangan Sludge ................................................ ..................... 98 BAB VII SISTEM UTILITAS ........................................................ ............................. 99 7.1 Unit 51/051/510 :Unit Pembangkit Tenaga Listrik ............................ ............ 100 7.2 Unit 52/052/520 : Unit Pembangkit Tenaga Uap ............................... ............ 101 7.2.1 Sistem Pembangkit ........................................................ .......................... 101 7.2.2 Sistem Distribusi Tenaga Uap ............................................. ................... 101 7.2.3 Sistem Kondensat ......................................................... ........................... 102 7.3 Unit 53/053/530 :Unit Distribusi Air Pendingin ............................. ............... 102 7.4 Unit 54/054 :Unit Pengadaan Air Bersih ..................................... .................. 102 7.5 Unit 55/055 :Fire Water Unit ............................................... .......................... 103 7.6 Unit 56/056 :Unit Pengadaan Udara Bertekanan ............................... ............ 103 7.7 Unit 57/057 : Unit Distribusi Bahan Bakar Cair dan Gas ..................... ......... 104 7.7.1 Sistem Bahan Bakar Cair .................................................. ...................... 104 7.7.2 Sistem Bahan Bakar Gas ................................................... ...................... 104 7.8 Unit 63/063 :Unit Pengadaan Air Baku ....................................... .................. 104 BAB VIII TATA LETAK PABRIK ..................................................... ..................... 106 8.1 Area 10 (Fuel Oil Complex I) ............................................... ......................... 106 8.2 Area 01 (Fuel Oil Complex II) .............................................. ......................... 106 8.3 Area 20 (Lube Oil Complex I) ............................................... ......................... 107 8.4 Area 02 (Lube Oil Complex II) .............................................. ........................ 107 8.5 Area 30 (Tangki-tangki BBM) ................................................ ....................... 107 8.6 Area 40 (Tangki-tangki NBM / Non BBM) ...................................... ............. 108 8.7 Area 50 (Utilities Complex I) .............................................. ........................... 108 8.8 Area 05 (Utilities Complex II) ............................................. .......................... 108 8.9 Area 60 (Jaringan Oil Movement dan Perpipaan) .............................. ............ 109 8.10 Area 70 (Terminal Minyak Mentah dan Produk) ............................... ........ 109 8.11 Area 80 (Kilang Paraxylene) ............................................... ....................... 109 8.12 Area 90 (LPG Recovery and Sulphur Unit) ................................... ............ 109 8.13 Area 200 (Lube Oil Complex III) ........................................... .................... 1108.14 Area 500 (Utilities IIA) .................................................. ............................ 110 8.15 Denah Kilang .............................................................. ................................ 110 BAB IX SISTEM ORGANISASI DAN MANAJEMEN PERUSAHAAN ............. 112 9.1 Struktur Organisasi PERTAMINA RU IV Cilacap ................................ ....... 112 9.1.1 Sistem Organisasi dan Kepegawaian ........................................ .............. 112 9.1.2 Sistem Organisasi ........................................................ ............................ 114Institut Teknologi Bandung.JPG 9.2 Health Safety Environment (HSE) ............................................ ..................... 114 9.2.1 Fire and Insurance ....................................................... ............................ 115 9.2.2 Enviromental ............................................................. .............................. 116 9.2.3 Safety ................................................................... ................................... 116 9.2.4 Occupational Health ...................................................... .......................... 116 9.3 Proses Enjiniring (PE) ..................................................... ............................... 117 DAFTAR PUSTAKA ................................................................. ................................. 119Institut Teknologi Bandung.JPG DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1 Lokasi Unit Pengolahan Pertamina Seluruh Indonesia .................. ............... 3 Gambar 1.2 Logo Baru PERTAMINA ................................................. ............................ 9 Gambar 1.3 Diagram Blok Proses FOC I ........................................... ............................ 12 Gambar 1.4 Diagram Blok FOC II.................................................. ................................ 13 Gambar 1.5 Konfigurasi LOC ..................................................... .................................... 14 Gambar 1.6 Diagram blok kilang paraxylene ...................................... ........................... 16 Gambar 1.7 Diagram Blok SRU .................................................... ................................. 17 Gambar 2.1 Rumus Bangun Senyawa Hidrokarbon .................................... ................... 25 Gambar 2.2 Senyawa-senyawa parafin rantai lurus ................................ ........................ 26 Gambar 2.3 Senyawa-senyawa parafin rantai bercabang ............................ ................... 26 Gambar 2.4 Senyawa senyawa naften............................................... .............................. 27 Gambar 2.5 Senyawa senyawa aromatik ............................................ ............................ 27 Gambar 2.6 Reaksi reformasi katalitik .......................................... ................................. 36 Gambar 5.1 Siklus Regenerasi Dehydration ................... Error! Bookmark not defined. Gambar 5.2 Absorber ...................................................... Error ! Bookmark not defined. Gambar 5.3 Deethanizer ................................................. Error! Bookmark not defined. Gambar 5.4 Debutanizer ................................................. Error! Bookmark not defined. Gambar 5.5 Batasan nilai tekanan untuk menghindari surgeError! Bookmark not defined. Gambar 5.6 Sistem pengendalian anti surge .................. Error! Bookmark not defined. Gambar 5.7 SO2 breaktrough .......................................... Error! Boo kmark not defined. Gambar 5.8 Sistem pengendalian Thermal Oxidizer ...... Error! Bookmark not defin ed. Gambar 8.1 Denah Kilang Pertamina RU IV Cilacap ................................ .................. 111 Gambar 9.1 Struktur Organisasi Pertamina RU IV Cilacap ......................... ................ 113Institut Teknologi Bandung.JPG DAFTAR TABEL Tabel 1.1 Proyek Debottlenecking ............................................... ..................................... 6 Tabel 1.2 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenecking pada FOC I (dalam barrel/hari) ................................. ............................ 7 Tabel 1.3 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenecking pada FOC II (dalam barrel/hari) ................................ ............................ 7 Tabel 1.4 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenecking padaLOC I/II/III (dalam ton/tahun) ............................. .......................... 8 Tabel 1.5 Kapasitas desain tiap unit pada FOC I dan LOC ........................ .................... 12 Tabel 1.6 Kapasitas desain tiap unit pada FOC II dan LOC II/III ................ .................. 14 Tabel 2.1 komposisi minyak bumi ................................................ .................................. 24 Tabel 2.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Kandungan Sulfur ................. ........... 29 Tabel 2.3 Perbedaan asphaltene dan resin ....................................... ............................... 30 Tabel 2.4 Produk kolom distilasi atmosferik (Subagjo dan Laniwati, 2010) ....... .......... 32 Tabel 2.5 Produk kolom distilasi vakum (Subagjo dan Laniwati, 2010) ............ ............ 32 Tabel 4.1 Karakteristik Umpan FOC I ............................................ ................................ 46 Tabel 4.2 Kapasitas umpan yang diolah pada FEU ................................. ....................... 52 Tabel 4.3 Kapasitas umpan MEK dewaxing unit .................................... ....................... 53 Tabel 4.4 Spesifikasi Produk LPG ............................................... ................................... 66 Tabel 4.5 Spesifikasi Produk Condensate ........................................ ............................... 67 Tabel 4.6 Komposisi Design Refrigeration ....................................... ............................. 67 Tabel 8.1 Luas Area Pabrik...................................................... ..................................... 106 Tabel 8.2 Area 10 (Fuel Oil Complex I) ......................................... .............................. 106 Tabel 8.3 Area 01 (Fuel Oil Complex II) ........................................ .............................. 106 Tabel 8.4 Area 20 (Lube Oil Complex I) ......................................... ............................. 107 Tabel 8.5 Area 020 (Lube Oil Complex II) ....................................... ............................ 107 Tabel 8.6 Area 30 (Tangki-tangki BBM) .......................................... ........................... 107 Tabel 8.7 Area 40 (Tangki-tangki NBM / Non BBM) ................................ ................. 108 Tabel 8.8 Area 50 (Utilities Complex I) ........................................ ................................ 108 Tabel 8.9 Area 05 (Utilities Complex I) ........................................ ................................ 108 Tabel 8.10 Area 60 (Jaringan Oil Movement dan Perpipaan) ....................................... 109 Tabel 8.11 Area 70 (Terminal Minyak Mentah dan Produk) ......................... .............. 109 Tabel 8.12 Area 80 (Kilang Paraxylene) ......................................... ............................. 109 Tabel 8.13 Area 90 (LPG Recovery and Sulphur Unit) ............................. ................... 109Institut Teknologi Bandung.JPG Tabel 8.14 Area 200 (Lube Oil Complex III) ..................................... ........................... 110 Tabel 8.15 Area 500 (Utilities IIA) ............................................ ................................... 110Institut Teknologi Bandung.JPG BAB I PENDAHULUAN1.1 Profil PT Pertamina Refinery Unit IV Cilacap1.1.1 Sejarah PT Pertamina (Persero)Upaya pencarian (eksplorasi) sumber minyak bumi di Indonesia pertama kali dilaku kan oleh Jhon Reenik (Belanda) pada tahun 1871 di kaki Gunung Ceremai, sedangkan eksploitasi minyak bumi pertama kali dilakukan di Telaga Tunggal pada tahun 1885 , sumur ini merupakan sumur pertama di kawasan Hindia-Belanda yang berproduksi secara komersial.Seiring dengan semakin banyaknya sumber minyak mentah yang sudah ditemukan, pada akhir abad ke-18 mulai didirikan beberapa perusahaan-perusahaan minyak asin g, seperti Shell, Stanvac, Royal Dutch Company, dll yang melakukan pengeboran di Indonesia, baru setelah Indonesia merdeka pada tahun 1945, usaha untuk mengambil alih kekuasaan sektor industri minyak dan gas bumi mulai dilakukan.Berdasarkan Undang-Undang Pertambangan Minyak dan Gas Bumi, UU No.44/1961dibentuklah tiga perusahaan negara (PN) di sektor minyak dan gas bumi, yaitu : PN PERTAMIN berdasarkan PP No.3/1961 PN PERMINA berdasarkan PP No.198/1961 PN PERMIGAN berdasarkan PP No.199/1961Pada tahun 1965 PN.PERMIGAN dibubarkan, semua fasilitas produksinya diserahkan kepada PN PERMINA dan fasilitas pemasarannya diserahkan kepada PN PERTAMIN. Pada tahun 1968 didirikan PN PERTAMINA yang merupakan gabungan dari PNInstitut Teknologi Bandung.JPG PERMINA dan PERTAMIN dan pada tanggal 17 September 2003 PN PERTAMINA berubah nama menjadi PT. PERTAMINA (PERSERO). Berdasarkan UU No.8 tahun 1971, PT. PERTAMINA memiliki tugas utama sebagai berikut: 1. Melaksanakan pengusahaan migas dalam 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 (KEPPRES No. 11 tahun 1990)Dalam melaksanakan tugas tersebut, PT. PERTAMINA memiliki empat kegiatan utama, yaitu: a) Eksplorasi dan Produksi Kegiatan ini meliputi pencarian lokasi yang memiliki potensi ketersediaan minyak dan gas bumi, kemungkinan penambangannya, serta proses produksi menjadi bahan baku unit pengolahan b) Pengolahan Kegiatan ini meliputi proses distilasi, pemurnian, dan reaksi kimia tertentu unt uk mengolah crude menjadi produk yang diinginkan seperti premium, solar, kerosin, LPG, dll. c) Pembekalan dan Pendistribusian Kegiatan pembekalan meliputi impor crude sebagai bahan baku unit pengolahan melalui sistem perpipaan sedangkan kegiatan pendistribusian meliputi pengapalan. d) Penunjang Contohnya rumah sakit dan penginapanDahulu PT. PERTAMINA (PERSERO) memiliki tujuh unit pengolahan akan tetapi Refinery Unit I di Pangkalan Brandan yang berkapasitas 5 MBSD berhenti beroperas i pada tahun 2007 karena permasalahan pasokan umpan. Keenam Refinery Unit yang masih beroperasi saat ini antara lain: a) Refinery Unit II Dumai-Sungai Pakning, Riau dengan kapasitas 170 MBSDInstitut Teknologi Bandung.JPG b) Refinery Unit III Plaju-Sungai Gerong, Sumatera Selatan dengan kapasitas 126,2 MBSD c) Refinery Unit IV Cilacap, Jawa Tengah dengan kapasitas 348 MBSD d) Refinery Unit V Balikpapan, Kalimantan Timur dengan kapasitas 260 MBSD e) Refinery Unit VI Balongan, Jawa Barat dengan kapasitas 125 MBSD f) Refinery Unit VII Kasim, Papua Barat dengan kapasitas 9,5 MBSDGambar 1.1 Lokasi Unit Pengolahan Pertamina Seluruh Indonesia1.1.2 Sejarah PT. PERTAMINA (PERSERO) Refinery Unit IV CilacapMelalui Surat Ketetapan Direktur Utama No.53/C00000/2008-SO, PERTAMINA Unit Pengolahan IV Cilacap (UP) berubah namanya menjadi PT PERTAMINA (Persero) Refinery Unit IV Cilacap. PT PERTAMINA (Persero) Refinery Unit IV Cilacap merupakan salah satu unit kilang minyak yang memiliki kapasitas terbesar dan terlengkap fasilitasnya di tanah air. Kapasitas terpasang kilang ini sebesar 348 .000 barrel/hari dengan luas area kilang dan perkantoran 226,39 Ha. Tujuan pembanguna n kilang minyak di Cilacap adalah untuk memenuhi kebutuhan BBM bagi masyarakat Pulau Jawa, mengingat secara geografis posisi kilang Cilacap terletak di sentral Pulau Jawa atau dekat dengan konsumen terpadat penduduknya di Indonesia. Di samping it u juga, untuk mengurangi ketergantungan impor BBM dari luar negeri dan sebagai langkah efisiensi karena memudahkan suplai dan distribusiInstitut Teknologi Bandung.JPG Kilang Minyak Cilacap didirikan dengan maksud untuk menghasilkan produk BBM dan non-BBM guna memenuhi kebutuhan dalam negeri yang selalu meningkat dan mengurangi ketergantungan terhadap suplai BBM dari luar negeri. Pembangunan kila ng minyak di Cilacap dilaksanakan dalam tiga tahap, yaitu Kilang Minyak I, Kilang Minyak II, dan Kilang Paraxylene.1.1.2.1 Kilang Minyak IKilang Minyak I dibangun tahun 1974 dengan kapasitas semula 100.000 barrel/hari. Kilang Minyak I ini beroperasi sejak 976. Sejalan dengan peningkatan kebutuhan kapasitasnya melalui Debottlenecking i. Kilang ini dirancang untuk memproses diresmikan Presiden RI tanggal 24 Agustus 1 konsumen, tahun 1998/1999 ditingkatkan project sehingga menjadi 118.000 barrel/har bahan baku minyak mentah dari Timur Tengah,dengan maksud selain mendapatkan BBM sekaligus untuk mendapatkan produk NBM yaitu bahan dasar minyak pelumas (lube oil base) dan aspal. Mengolah minyak dari Timur tengah bertujuan agar dapat menghasilkan bahan dasar pelumas dan aspal, mengingat karakter minyak dari dalam negeri tidak cukup ekonomis untuk produksi tersebut.1.1.2.2 Kilang Minyak IISedangkan Kilang Minyak II ini dibangun tahun 1981, dengan pertimbangan untuk pemenuhan kebutuhan BBM dalam negeri yang terus meningkat. Kilang yang mulai beroperasi 4 Agustus 1983 setelah diresmikan Presiden RI, memiliki kapasitas awa l 200.000 barrel/hari. Kemudian mengingat laju peningkatan kebutuhan BBM ditanah a ir, sejalan dengan proyek peningkatan kapasitas (debottlenecking) pada tahun 1998/19 99, kapasitasnya juga ditingkatkan menjadi 230.000 barrel/hari. Kilang ini mengolah minyak "cocktail" yaitu minyak campuran, tidak saja dari dalam negeri juga di im por dari luar negeri.Institut Teknologi Bandung.JPG 1.1.2.3 Kilang ParaxyleneKilang Paraxylene Cilacap dibangun tahun 1988 dan beropersi setelah diresmikan o leh Presiden RI tanggal 20 Desember 1990. Kilang ini menghasilkan produk NBM dan Petrokimia. Pertimbangan pembangunan Kilang ini didasarkan atas pertimbangan: 1. Tersedianya bahan baku Naptha yang cukup dari Kilang Minyak II Cilacap. 2. Adanya sarana pendukung berupa dermaga tangki dan utilitas. 3. Disamping terbukanya peluang pasar baik didalam maupun luar negeri.1.1.2.4 Debottlenecking ProjectKegiatan perencanaan proyek ini sudah dimulai sejak tanggal 16 Desember 1995 dan yang bertindak sebagai pelaksana EPC (Engineering, Procurement, and Construction ) Contract adalah Fluor Daniel. Sementara perancang dan pemilik lisensi untuk Lube Oil Complex adalah SIPM (Shell International Petroleum Maatschppij). PERTAMINA merealisasikan proyek Debottlenecking RU IV Cilacap yang dibangun pada awal tahu n 1996 dan mulai beroperasi pada awal Oktober 1998. Pendanaan Proyek Debottlenecking Cilacap (DPC) berasal dari pinjaman dari 29 bank dunia yang dikoordinir oleh CITICORP dengan penjamin US Exim Bank. Dana yang dipinjam sebesar US$ 633 juta dengan pola Tyrustee Borrowing Scheme . Sedangkan sistem penyediaan dananya adalah Non Recourse Financing artinya pengembalian pinjaman berasal dari hasil penjualan produk yang dihasilkan oleh proyek sehingga dana pinjaman tersebut tidak membebani anggaran Pemerintah maupun cash flow Pertamina .Debottlenecking Project Cilacap (DPC) dilaksanakan untuk meningkatkan kapasitas operasional RU IV telah berhasil dilaksanakan dengan modernisasi instrumen kilan g yang meliputi unit pada FOC I, FOC II, Utilities I, Utilities II, LOC I, dan LOC II. Modernisasi instrumen tersebut juga ditambah beroperasinya Utilities IIA yang dihubungkan dengan Utilities I dan II serta beroperasinya LOC III juga secara ot omatis akan meningkatkan kinerja operasional RU IV yang berdampak pada efisiensi dan kehandalan.Institut Teknologi Bandung.JPG Tujuan dari proyek ini adalah untuk : a. Meningkatkan kapasitas produksi Kilang Minyak I dan II dalam rangka memenuhi kebutuhan BBM dalam negeri, b. Meningkatkan kapasitas produksi Lube Oil Plant dalam rangka memenuhikebutuhan Lube Base Oil dan Asphalt c. Menghemat/menambah devisa negara.Lingkup dari proyek ini adalah : a. Modifikasi FOC I dan II, LOC I dan II, dan Utilities II/offsite, b. Pembangunan LOC III (Lube Oil Complex III), c. Pembangunan Utilities III dan LOC III Tankage, d. Modernisasi Insrumentasi Kilang dengan DCS (Distributed Control System).Berbagai pekerjaan yang dilakukan pada masing-masing area selama proyek Debottlenecking dapat dilihat pada Tabel 1.1Tabel 1.1 Proyek Debottlenecking Lokasi Unit Jenis Pekerjaan FOC I CDU Penambahan Crude Desalter, Preflash Drum Modifikasi / penambahan tray pada Crude Splitter, Product Side Stripper, Stabilizer, dan Gasoline Splitter Nafta NHT Modifikasi / penambahan peralatan Kerosene Merox Treating Modifikasi peralatan SWS Modifikasi / penambahan peralatan Lain-lain- Modifikasi / penambahan pumping dan piping system - Modifikasi / penambahan heat exchange System FOC II CDU Penambahan Crude Desalter Modifikasi / penambahan tray pada Crude Splitter, Product Side Stripper, Naphtha Stabilizer, dan Gasoline Splitter AH Unibon Modifikasi / penambahan peralatan LPG Recovery Modifikasi / penambahan peralatan SWS Modifikasi / penambahan peralatan Lain-lain Modifikasi / penambahan pumping dan piping system Modifikasi / penambahan heat exchange System LOC I HVU I Modifikasi / penambahan peralatanInstitut Teknologi Bandung.JPG Lain lain Rekonfigurasi / penambahan heat exchange, pumping tankfarm dan piping system LOC II HVU II Modifikasi / penambahan peralatan PDU II Modifikasi / penambahan peralatan FEU II Modifikasi / penambahan peralatan HOS II Modifikasi / penambahan peralatan Lain-lain Rekonfigurasi / penambahan heat exchange, pumping tankfarm dan piping system Lokasi Jenis Pekerjaan LOC III Pembangunan PDU III Pembangunan MDU III Pembangunan HTU / RDU Pembangunan new tankage, pumping dan piping system Utilities/ Offsite Pembangunan Power Generation 8 MW dan Distribution System Pembangunan Boiler 60 ton /hari beserta BFW dan Steam Distribution System Modifikasi / penambahan peralatan pada Flare System Pembangunan Instrumen Air Pembangunan tangki penimbun Asphalt dan Lube OilModifikasi / penambahan kolam pengolah limbah Modifikasi / penambahan Cooling Water SystemDengan selesainya proyek ini, kapasitas pengolahan Kilang Minyak I meningkat 118.000 barrel/hari, dan Kilang Minyak II meningkat menjadi 230.000 barrel/hari. Total kapasitas keseluruhan menjadi 348.000 barrel/hari. Sementara kapasitas produk mi nyak dasar pelumas (Lube Base Oil) meningkat menjadi 428.000 ton/tahun. Produksi aspa l juga mengalami peningkatan dari 512.000 ton/tahun menjadi 720.000 ton/tahun. Perbandingan kapasitas produksi tiap kilang sebelum dan sesudah Proyek Debottlenecking dapat dilihat pada Tabel 1.2, Tabel 1.3 dan Tabel 1.4.Tabel 1.2 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenec king pada FOC I (dalam barrel/hari) Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan CDU Fraksi minyak 100.000 118.000 18.000 NHT Naphta dan gasoline 20.000 25.600 5.600 Kerosene-Merox Avtur/Kerosene15.708 17.300 1592Tabel 1.3 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenec king pada FOC II (dalam barrel/hari) Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan CDU Fraksi minyak 200.000 230.000 30.000 AH Unibon Kerosene 20.000 23.000 3.000 LPG Recovery Gas Propane/Butane 7321 7740 419Institut Teknologi Bandung.JPGTabel 1.4 Perbandingan kapasitas produksi sebelum dan sesudah proyek Debottlenec king padaLOC I/II/III (dalam ton/tahun) Unit Hasil Produksi Sebelum Sesudah Kenaikan Lube Base Oil HVI 60/100/160s/650 255.000 428.000 173.000 Asphalt Asphalt 512.000 720.000 208.000 LPG Recovery Gas Propane/Butane 7321 7740 4191.1.2.5 Kilang LPG & Sulphur Recovery UnitPemerintah berencana untuk mengurangi kadar emisi SOx pada buangan. Untuk mendukung komitmen terhadap lingkungan, pada tanggal 27 Februari 2002 RU IV membangun kilang LPG & Sulphur Recovery Unit dengan luas area proyek 24.200 m2 yang terdiri dari unit prose dan unit penunjang. Proyek ini dapat mengurangi emi si gas dari kilang RU IV, khususnya SO2 sehingga emisi yang dibuang ke udara akan lebih ramah terhadap lingkungan. Kilang ini mengolah off gas dari berbagai unit di RUIV menjadi produk berupa sulfur cair, LPG, dan condensate1.1.3 Visi Misi Perusahaan1.1.3.1 Visi, Misi, Motto, Logo, dan Slogan PT Pertamina (Persero) . Visi PT Pertamina (Persero) Menjadi Perusahaan Energi Nasional Kelas Dunia. Misi PT Pertamina (Persero) Menjalankan usaha minyak, gas, serta energi baru dan terbarukan secara terintegrasi, berdasarkan prinsip-prinsip komersial yang kuat.. Logo dan Slogan PT Pertamina (Persero) Rencana perubahan logo sudah dipikirkan sejak 1967 saat setelah terjadinya krisi s pada PERTAMINA. Namun, program tersebut tidak dapat dilaksanakan karena terjadinyaInstitut Teknologi Bandung.JPG logo_pertamina_english adanya perubahan kebijakan (pergantian dewan direksi). Pertimbangan mendasar diperlukannya pergantian logo ini adalah agar dapat menumbuhkan semangat baru ba gi seluruh karyawan, adanya perubahan corporate culture pada seluruh pekerja, menimbulkan image yang lebih baik di antara global oil dan gas companies, serta mendorong daya saing perusahaan dalam menghadapi perubahan perubahan yang terjadi, antara lain: 1. Perubahan peran dan status hukum perusahaan menjadi perseroan 2. Perubahan strategi perusahan dalam menghadapi persaingan pasca PSO serta semakin banyak terbentuknya entitas bisnis baru. PERTAMINA memiliki slogan yaitu ALWAYS THERE, yang berarti SELALU HADIR MELAYANI. Dengan slogan ini diharapkan prilaku dari jajaran pekerja PERTAMINA akan berubah menjadi enterpreneur dan customer oriented, terkait dengan persaingan yang sedang dan akan dihadapi.Gambar 1.2 Logo Baru PERTAMINAElemen logo merupakan representasi huruf PERTAMINA yang membentuk anak panah dengan arah ke kanan. Hal ini berarti PT PERTAMINA (Persero) bergerak melesat maju dan progresif. Secara keseluruhan, logo PERTAMINA menggunakan warna warna yang berani. Hal ini menunjukkan langkah besar kedepan yang diambil PERTAMINA dan aspirasi perusahaan akan masa depan yang lebih positif dan dinamis . Warna warna tersebut yaitu : BIRU : mencerminkan handal, dapat dipercaya, dan bertanggung jawab. HIJAU : mencerminkan sumber daya energi yang berwawasan lingkungan. MERAH : keuletan, ketegasan dan keberanian menghadapi berbagai macam keadaan.Institut Teknologi Bandung.JPG . Nilai Nilai PERTAMINADalam mencapai visi dan misinya, Pertamina berkomitmen untuk menerapkan tata nil ai sebagai berikut : Clean (Bersih) Dikelola secara professional, menghindari benturan kepentingan, tidak menolerans i suap, menjunjung tinggi kepercayaan dan integritas. Berpedoman pada asas-asas ta ta kelola korporasi yang baik. Competitive (Kompetitif) Mampu berkompetisi dalam skala regional maupun internasional, mendorong pertumbuhan melalui investasi, membangun budaya sadar biaya dan menghargai kinerja. Confident (Percaya Diri) Berperan dalam pembangunan ekonomi nasional, menjadi pelopor dalam reformasi BUMN, dan membangun kebanggaan bangsa. Customer Focused (Fokus pada Pelanggan) Berorientasi pada pelanggan dan berkomitmen untuk memerikan pelayanan terbaik kepada pelanggan. Commercial (Komersial) Menciptakan nilai tambah dengan orientasi komersial, mengambil keputusan berdasarkan prinsip-prinsip bisnis sehat. Capable (Berkemampuan) Dikelola oleh pemimpin dan pekerja yang professional dan memiliki talenta dan penguasaan teknis tinggi, berkomitmen dalam membangun kemampuan riset dan pengembangan.1.1.3.2 Visi, Misi, Logo, dan Slogan Pertamina RU IV Cilacap. Visi Pertamina RU IV Cilacap Menjadi kilang minyak yang unggul di Asia Tenggara dan kompetitif di Asia pada tahun 2015Institut Teknologi Bandung.JPG . Misi Pertamina RU IV Cilacap Mengolah minyak bumi menjadi produk BBM, non BBM, dan Petrokimia untuk memberikan nilai tambah bagi perusahaan , dengan tujuan: memuaskan stakeholder melalui peningkatan kinerja perusahaan secara profesional, berstandar internasio nal, dan berwawasan lingkungan1.1.4 Deskripsi Umum Proses1.1.4.1 Kilang Minyak IKilang Minyak I ini dirancang dengan kapasitas semula 100.000 barrel/hari. Sejal an dengan peningkatan kebutuhan konsumen, maka ditingkatkan kapasitasnya melalui Cilacap Debottlenecking Project pada tahun 1998/1999 sehingga kapasitasnya menja di 118.000 barrel/hari.Kilang ini dirancang untuk mengolah minyak mentah (crude oil) dari Timur Tengah yaitu Arabian Light Crude (ALC) dengan kadar sulfur cukup tinggi (sekitar 1,5% berat). Selain menghasilkan BBM, kilang ini juga merupakan satu-satunya kilang penghasil pelumas (lube base oil) dan aspal. Dalam perkembangan selanjutnya, kil ang ini tidak hanya mengolah Arabian Light Crude (ALC) tetapi juga Iranian Light Cru de (ILC) dan Basrah Light Crude (BLC) yang kadar sulfurnya 1%.Kilang Minyak I Pertamina Refinery Unit IV Cilacap meliputi : a. Fuel Oil Complex (FOC I), untuk memproduksi BBM. b. Lube Oil Complex (LOC I), untuk memproduksi bahan baku minyak pelumas (lube base oil) dan aspal. c. Utilities Complex I (UTL I), menyediakan semua kebutuhan utilities dari unitunit proses seperti steam, listrik, angin instrumen, air pendingin serta fuel system. d. Offsite Facilities, yaitu sebagai fasilitas penunjang yang terdiri dari tangk i-tangki storage, flare-system, utilitas dan environment system.Institut Teknologi Bandung.JPG Tabel 1.5 Kapasitas desain tiap unit pada FOC I dan LOC FOC I LOC I Unit Kapasitas (ton/hari) Unit Kapasitas (ton/hari) CDU I 13.650 High Vacuum Unit I 3.184 NHT I 2.275 Propane Deasphalting Unit I 784 Gas Oil HDS 2.300 Furfural Extraction Unit I 991-1.580 Platformer I 1.650 MEX Dewaxing Unit I 226-337 Propane Manufacturing 43.5Merox Treater 1.940Proses yang terjadi di FOC 1 ditunjukkan pada Gambar 1.3Gambar 1.3 Diagram Blok Proses FOC I1.1.4.2 Kilang Minyak IIKilang II dirancang terutama untuk mengolah minyak mentah dalam negeri karena sebelumnya minyak mentah dalam negeri diolah di kilang minyak luar negeri kemudi an baru masuk kembali ke Indonesia dalam bentuk BBM dan cara seperti ini sangatlah tidak efisien. Kilang ini mengolah minyak mentah dalam negeri yang kadar sulfurn yaInstitut Teknologi Bandung.JPG lebih rendah daripada minyak mentah Timur Tengah. Awalnya, minyak mentah domestik yang diolah merupakan campuran dari 80% Arjuna Crude (kadar sulfurnya 0,1%/berat). Dalam perkembangannya, bahan baku yang diolah adalah minyak cocktai l yang merupakan campuran dari minyak mentah dalam dan luar negeri.Sebelum diadakan Debottlenecking Project pada tahun 1997/1998, kapasitas Kilang Minyak II hanya 200.000 barrel/hari tetapi setelah diadakan proyek tersebut, kapasitasnya meningkat menjadi 230.000 barrel/hari. Area Kilang Minyak II melipu ti: a. Fuel Oil Complex II (FOC II) yang memproduksi BBM. b. Lube Oil Complex II (LOC II) yang memproduksi bahan dasar minyak pelumas dan aspal c. Lube Oil Complex III (LOC III) yang juga memproduksi bahan dasar minyak pelumas dan aspal d. Utilities Complex II (UTL II) yang fungsinya sama dengan UTL I.Proses yang terjadi di FOC II ditunjukkan pada Gambar 1.4.Gambar 1.4 Diagram Blok FOC IIInstitut Teknologi Bandung.JPG Secara umum, proses yang terjadi di LOC I dan II ditunjukkan pada Gambar 1.5.Gambar 1.5 Konfigurasi LOCTabel 1.6 Kapasitas desain tiap unit pada FOC II dan LOC II/III FOC II LOC II Unit Kapasitas (ton/hari) Unit Kapasitas (ton/hari) CDU II 26.680 High Vacuum Unit II 2.238 NHT II 2.440 Propane Deasphalting Unit II 583 AH Unibon 2.680 Furfural Extraction Unit II 478-573 Platformer II 2.440 MEX Dewaxing Unit II226-377 LPG Recovery 730Naphtha Merox 1.620THDT 1.800Visbreaker 8.387Institut Teknologi Bandung.JPG 1.1.4.3 Kilang ParaxyleneKilang paraxylene dibangun pada tahun 1988 dan sebagai kontraktor pelaksanaannya adalah Japan Gasoline Corporation (JGC). Kilang ini mulai beroperasi, setelah diresmikan oleh Presiden RI pada 20 Desember 1990. pembangunan kilang ini didasarkan pada pertimbangan adanya bahan baku Naphtha dan sarana pendukung yang tersedia, seperti tangki, dermaga, dan utilitas. Pertamina RU IV semakin penting dengan adanya kilang paraxylene, karena dengan mengolah 590.000 ton/tahun naphta menjad i produk utama paraxylene, benzene, dan produk samping lainnya, otomatis RU IV menjadi satu-satunya unit pengolahan minyak bumi di Indonesia yang terintegrasi dengan industri petrokimia.Jenis produk kilang paraxylene yaitu : paraxylene, benzene, LPG, raffinate, heav y aromate, dan fuel gas/excess. Paraxylene yang dihasilkan menjadi bahan baku pabr ik Purified Terepthalic Acid (PTA) pada pusat aromatik di Plaju, Sumatera Selatan. Hal ini merupakan suatu bentuk usaha penghematan devisa sekaligus sebagai usaha peningkatan nilai tambah produksi kilang BBM. Seluruh produk benzene diekspor, sedangkan produk-produk lainnya untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dan kilang sendiri.Blok diagram proses yang terjadi di kilang paraxylene ditunjukkan pada Gambar 1. 61.1.4.4 Sulphur & LPG Recovery UnitSulphur & LPG Recovery Unit adalah unit pengolahan gas buang (waste gas) dari proses proses yang ada untuk diambil kandungan sulfurnya. Kilang yang dibangun p da tahun 2004 dan mulai beroperasi tahun 2006 ini menghasilkan produk berupa gas LP G dan sulfur cair untuk keperluan kosmetik. Sedangkan. tujuan dari pembangunan kil ang SULPHUR & LPG RECOVERY UNIT ini antara lainInstitut Teknologi Bandung.JPG 1. Menaikkan nilai tambah Off Gas sebagai refinery fuel gas maupun flare gas menjadi LPG & naptha (kondensate) 2. Memanfaatkan dan mengolah ekses gas serta mengurangi emisi gas dari kilang, khususnya emisi SO2 3. Meningkatkan produk LPG dalam rangka memenuhi kebutuhan LPG nasional.Kilang SRU terdiri dari 5 buah unit proses dan unit common facilities. Kelima un it proses yang ada di kilang SRU adalah unit 91(Gas Treating Unit),unit 92 (LPG Recovery Unit), unit 93 (Sulfur Recovery Unit), unit 94 (Tail Gas Unit) dan unit 95 (Refrigeration).Unit-unit tersebut terhubung satu sama lain sehingga mampu menghasilkan produk berupa fuel gas, LPG, condensat dan sulfur cair seperti yang ditunjukan pada diagaram blok pada gambar 1.7 Heavy NaphthaH2 RecycleLPGNHT Unit 82Plat Former Unit 84R-134SulfolaneUnit 85TatorayUnit 86TA-5Xylene FractionUnit 87IsomarUnit 89UOP I-9ParexUnit 88Treated NaphthaGas to Fuel gas KPCLigh. PL. FormateBenzene to Day TankToluen to MogasRaffinate to MogasGas to Fuel gas KPCOVH. Str. ColBott. Bz. Col 86 Heavy PL. FormateBott. Toluen. Col 85H2 make upH2 to LOC IIIH2 to Fuel gas KPCH2 make upH2 make upO,M,P XyleneRaffinateParaxyleneGas to Fuel gas KPCBott. Deheptan 89OVH. Deheptan 89Heavy Aromate to ADO/RFOOVH Finishing Col. 88OVH Bz. Col 86OVH HA. Col 87 Gambar 1.6 Diagram blok kilang paraxyleneInstitut Teknologi Bandung.JPG Gambar 1.7 Diagram Blok SRU1.2 Waktu dan Tempat Kerja PraktekKerja praktek dilaksanakan selama dua bulan yaitu mulai dari tanggal 22 Mei 2012 sampai dengan tanggal 30 Juni 2012 di bagian Process Engineering PT PERTAMINA (Persero) RU IV Cilacap yang berlokasi di Jalan Letjen Haryono MT. 77 Lomanis, Cilacap, Jawa Tengah.Kegiatan mahasiswa kerja praktik mengikuti jam kerja karyawan harian non shift, yaitu dari hari Senin sampai Jumat selama 8 jam untuk hari Senin sampai Kamis pukul 07 .00 16.00 WIB dengan waktu istirahat satu jam dari pukul 12.00 - 13.00 WIB sedangkan pada hari Jumat pukul 07.00 11.30 - 13.30 WIB 16.30 WIB dengan waktu istirahat dua jam dari pukul1.3 Tujuan Kerja PraktekTujuan pelaksanaan kerja praktek adalah sebagai berikut :1. Mendapatkan gambaran nyata tentang wujud dan pengoperasian sistem pemroses atau fasilitas yang berfungsi sebagai sarana produksi sekaligus mengimplementasikan ilmu ilmu yang telah didapat di bangku kuliah. 2. Melatih sense of engineering, kemampuan berkomunikasi, dan bersosialisasi dal am dunia industri.Institut Teknologi Bandung.JPG 3. Mampu memahami, mendeskripsikan, dan menggambarkan input proses, sistem proses, sistem pemrosesan, serta output proses baik yang berupa produk utama, produk samping, maupun limbah yang dihasilkan dari tempat pelaksanaan kerja praktek. 4. Mengenal dan memahami wujud, karakteristik dan spesifikasi perangkat utama proses dan alat pengendaliannya serta sistem utilitas yang digunakan. 5. Mendapatkan gambaran nyata tentang organisasi kerja dalam suatu industri kimi a, termasuk tentang peraturan keselamatan kerja dan interaksi dengan rekan kerja dalam suatu industri kimia.1.4 Ruang Lingkup Kerja PraktekUntuk dapat mencapai tujuan kerja praktek maka pelaksanaan kerja praktek mempuny ai ruang lingkup sebagai berikut:1. Struktur proses yang memungkinkan dipahaminya aplikasi konsep-konsep teknik kimia. 2. Kelengkapan penunjang proses, seperti water treatment, power generation, dan waste treatment. 3. Struktur organisasi perusahaaan yang mempunyai bagian yang menangani produksi , dukungan teknis, dan administrasi (umum, keuangan, dan personalia).Institut Teknologi Bandung.JPG BAB II DASAR TEORI2.1 Minyak BumiMinyak bumi merupakan cairan berwarna coklat tua sampai coklat kehitaman yang ti dak saling larut dengan air, terutama terdiri atas campuran senyawa-senyawa hidrokar bon (C1C70+), dan ditemukan di berbagai daerah dalam lapisan kulit bumi (Soerawidjaja, 2010).Pada bab ini akan dibahas mengenai pembentukan minyak bumi dan karakteriks tik minyak bumi,2.1.1 Proses Pembentukan Minyak BumiMinyak mentah (crude oil) berupa cairan coklat kehitaman yang terutama terdiri a tas senyawa hidrokarbon. Asal mula minyak bumi berdasarkan teori yang popular adalah berasal dari jasad binatang dan tumbuhan yang terkumpul di tempat yang sesuai se lama jutaan tahun, contohnya pada delta atau cekungan dalam laut. Jasad organik ini kemudian terdekomposisi oleh bakteri menjadi zat-zat dasar seperti lemak, protei n, dan karbohidrat. Lemak dan zat yang larut dalam lemak perlahan-lahan berubah menjadi minyak bumi yang kemudian bereaksi membentuk senyawa hidrokarbon dengan titik didih rendah. Semakin lama atau semakin tua suatu minyak bumi maka kandungan senyawa hidrokarbon dengan titik didih rendah akan semakin banyak. Karakteristik minyak bumi yang terbentuk juga dipengaruhi oleh kondisi geografis tempat terbentuknya minyak bumi tersebut. Ada banyak hipotesa tentang terbentuknya miny ak bumi yang dikemukakan oleh para ahli, beberapa diantaranya adalah :2.1.1.1 Teori Biogenesis (organik)Macqiur (Perancis, 1758) merupakan orang yang pertama kali mengemukakan pendapat bahwa minyak bumi berasal dari tumbuh-tumbuhan. Kemudian M.W. Lamanosow (Rusia, 1763) juga mengemukakan hal yang sama. Pendapat di atas juga didukung ol ehInstitut Teknologi Bandung.JPG sarjana lainnya seperti, New Beery (1859), Engler (1909), Bruk (1936), Bearl (19 38) dan Hofer. Mereka menyatakan bahwa: minyak dan gas bumi berasal dari organisme laut yang telah mati berjuta-juta tahun yang lalu dan membentuk sebuah lapisan d alam perut bumi.2.1.1.2 Teori Abiogenesis (Anorganik)Barthelot (1866) mengemukakan bahwa di dalam minyak bumi terdapat logam alkali, yang dalam keadaan bebas dengan temperatur tinggi akan bersentuhan dengan CO2 membentuk asitilena. Kemudian Mandeleyev (1877) mengemukakan bahwa minyak bumi terbentuk akibat adanya pengaruh kerja uap pada karbida-karbida logam dalam bumi. Yang lebih ekstrim lagi adalah pernyataan beberapa ahli yang mengemukakan bahwa minyak bumi mulai terbentuk sejak zaman prasejarah, jauh sebelum bumi terbentuk dan bersamaan dengan proses terbentuknya bumi. Pernyataan tersebut berdasarkan fakta ditemukannya material hidrokarbon dalam beberapa batuan meteor dan di atmosfir beberapa planet lain .Dari sekian banyak hipotesa tersebut yang sering dikemukakan adalah Teori Biogenesis, karena lebih bisa. Teori pembentukan minyak bumi terus berkembang seiring dengan berkembangnya teknologi dan teknik analisis minyak bumi, sampai kemudian pada tahun 1984.Berdasarkan teori Biogenesis, minyak bumi terbentuk karena adanya kebocoran keci l yang permanen dalam siklus karbon. Siklus karbon ini terjadi antara atmosfir den gan permukaan bumi, yang digambarkan dengan dua panah dengan arah yang berlawanan, dimana karbon diangkut dalam bentuk karbon dioksida (CO2). Pada arah pertama, karbon dioksida di atmosfir berasimilasi, artinya CO2 diekstrak dari atmosfir ol eh organisme fotosintetik darat dan laut. Pada arah yang kedua CO2 dibebaskan kemba li ke atmosfir melalui respirasi makhluk hidup (tumbuhan, hewan dan mikroorganisme) .Institut Teknologi Bandung.JPG Dalam proses ini, terjadi kebocoran kecil yang memungkinkan satu bagian kecil ka rbon yang tidak dibebaskan kembali ke atmosfir dalam bentuk CO2, tetapi mengalami transformasi yang akhir nya menjadi fosil yang dapat terbakar. Bahan bakar fosil ini jumlahnya hanya kecil sekali. Bahan organik yang mengalami oksidasi selama pemendaman. Akibatnya, bagian utama dari karbon organik dalam bentuk karbonat menjadi sangat kecil jumlahnya dalam batuan sedimen.Pada mulanya senyawa tersebut (seperti karbohidrat, protein dan lemak) diproduks i oleh makhluk hidup sesuai dengan kebutuhannya, seperti untuk mempertahankan diri , untuk berkembang biak atau sebagai komponen fisik dan makhluk hidup itu. Kompone n yang dimaksud dapat berupa konstituen sel, membran, pigmen, lemak, gula atau pro tein dari tumbuh-tumbuhan, cendawan, jamur, protozoa, bakteri, invertebrata ataupun binatang berdarah dingin dan panas, sehingga dapat ditemukan di udara, pada permukaan, dalam air atau dalam tanah.Apabila makhluk hidup tersebut mati, maka 99,9 % senyawa karbon dan makhluk hidu p akan kembali mengalami siklus sebagal rantai makanan, sedangkan sisanya 0,1 % senyawa karbon terjebak dalam tanah dan dalam sedimen. Inilah yang merupakan cik al bakal senyawa-senyawa fosil atau dikenal juga sebagai embrio minyak bumi. Embrio ini mengalami perpindahan dan akan menumpuk di salah satu tempat yang kemungkinan menjadi reservoar dan ada yang hanyut bersama aliran air sehingga menumpuk di bawah dasar laut, dan ada juga karena perbedaan tekanan di bawah lau t muncul ke permukaan lalu menumpuk di permukaan dan ada pula yang terendapkan di permukaan laut dalam yang arusnya kecil.Embrio kecil ini menumpuk dalam kondisi lingkungan lembab, gelap dan berbau tida k sedap di antara mineral-mineral dan sedimen, lalu membentuk molekul besar yang dikenal dengan geopolimer. Senyawa-senyawa organik yang terpendam ini akan tetap dengan karakter masing-masing yang spesifik sesuai dengan bahan dan lingkungan pembentukannya. Selanjutnya senyawa organik ini akan mengalami proses geologi dalam perut bumi. Pertama akan mengalami proses diagenesis, dimana senyawa organ ikInstitut Teknologi Bandung.JPG dan makhluk hidup sudah merupakan senyawa mati dan terkubur sampai 600 meter saj a di bawah permukaan dan lingkungan bersuhu di bawah 50C.Pada kondisi ini senyawa-senyawa organik yang berasal dan makhluk hidup mulai kehilangan gugus beroksigen akibat reaksi dekarboksilasi dan dehidratasi. Semaki n dalam pemendaman terjadi, semakin panas lingkungannya, penam-bahan kedalaman 30 - 40 m akan menaikkan temperatur 1C. Di kedalaman lebih dan 600 m sampai 3000 m, suhu pemendaman akan berkisar antara 50 - 150 C, proses geologi kedua yang disebu t katagenesis akan berlangsung, maka geopolimer yang terpendam mulai terurai akiba t panas bumi. Komponen-komponen minyak bumi pada proses ini mulai terbentuk dan senyawa senyawa karakteristik yang berasal dan makhluk hidup tertentu kembali dibebaskan dari molekul. Bila kedalaman terus berlanjut ke arah pusat bumi, temp eratur semakin naik, dan jika kedalaman melebihi 3000 m dan suhu di atas 150C, maka bahan-bahan organik dapat terurai menjadi gas bermolekul kecil, dan proses ini d isebut metagenesis. Setelah proses geologi ini dilewati, minyak bumi sudah terbentuk bersama-sama dengan bio-marka. Fosil molekul yang sudah terbentuk ini akan mengalami perpindahan (migrasi) karena kondisi lingkungan atau kerak bumi yang selalu bergerak rata-rata sejauh 5 cm per tahun, sehingga akan terperangkap pada suatu batuan berpori, atau selanjutnya akan bermigrasi membentuk suatu sumur minyak. Apabila dicuplik batuan yang memenjara minyak ini (batuan induk) atau minyak yan g terperangkap dalam rongga bumi, akan ditemukan fosil senyawa-senyawa organik. Fosil-fosil senyawa inilah yang ditentukan strukturnya menggunaan beberapa metod a analisis, sehingga dapat menerangkan asal usul fosil, bahan pembentuk, migrasi m inyak bumi serta hubungan antara suatu minyak bumi dengan minyak bumi lain dan hubunga n minyak bumi dengan batuan induk.2.1.2 Karakteristik Minyak BumiPada dasarnya, karakteristik minyak bumi dapat ditentukan dari beberapa aspek, s eperti komposisi kimia, berat jenis, characterization factor (KUOP), Correlation Index (CI), dan titik tuang. Berdasarkan komposisi kimia residu, jenis minyak bumi terbagi m enjadiInstitut Teknologi Bandung.JPG paraffinic base, asphaltic base, intermediate base, dan hybrid base/naphthenic b ase (Prasad, 2000).Berat jenis dinyatakan dalam specific gravity (SG), yaitu perbandingan densitas suatu fluida terhadap densitas air pada temperatur yang sama. Minyak bumi memiliki SG di antara 0,73 1,02 (Prasad, 2000). Selain itu, berat jenis juga dapat dinyatakan d alam satuan oAPI (American Petroleum Institute), yang dapat dihitung dengan menggunak an persamaan berikut. Salah satu contoh karakteristik minyak bumi berdasarkan berat jenis ditunjukkan pada Tabel 2.1.Tipe Minyak Bumi Key Fraction No 1 (distilasi atmosferik) Key Fraction No 2 (distilsi vakum) SG oAPI SG oAPI 1 Paraffinic 0.934 .20 8 Paraffinic-Naphthenic 0.934 .20 9 Naphthenic-Paraffinic >0.860 .33 50 (Laniwati dan Subagjo, 2010) .Titik tuang minyak adalah temperatur terendah di saat minyak masih dapat mengali r. Parameter ini mengindikasikan komponen lilin/parafin dan aromatik yang terdapat dalam minyak. Jika titik tuang rendah, minyak bumi mengandung kandungan parafin rendah dan kandungan aromatik yang tinggi (Subagjo dan Laniwati, 2010). Kandungan sulfur ju ga sering dijadikan ukuran kualitas suatu minyak mentah. Kadar sulfur dalam minyak bumi berkisar dari 0,1-5%-berat. Jika kadar sulfur mencapai 0,5%-berat, minyak bumi digolongkan ke dalam jenis sour crude. Sedangkan jika kadar sulfur < 0,5%-berat, minyak bumi termasuk jenis sweet crude (Subagjo dan Laniwati, 2010).2.2 Komposisi Minyak Bumi Isolasi senyawa murni hidrokarbon dari minyak bumi sangat sulit karena sifat fisik dari senyawa hidrokarbon tersebut berdekatan dalam hal titik didih maupun sifatsifat yang lain. Walupun jenis senyawa dalam minyak bumi bermacam-macam, namun secara umum komposisi unsur dalam minyak bumi dapat dilihat pada tabel 2.1.Tabel 2.1 komposisi minyak bumiKomposisi Persen Karbon 84-87Hidrogen 11-14 Sulfur 0-3 Nitrogen 0-1 Oksigen 0-2Institut Teknologi Bandung.JPG Kandungan nitrogen dan sulfur pada miyak mentah disebabkanoleh dekomposisi tak sempurna protein, sedangkan oksigen berasal dari hasil oksidasi produk antara. Konsentrasi sulfur, nitrogen dan oksigen bertambah dengan kenaikan titik didih fraksi.Berat jenis sering digunakan untuk membedakan minyak bumi secara kasar da n biasanya dinyatakan dalam satuan oAPI. Satuan tersebut berbanding terbalik denga n berat jenis, sehingga semakin besar oAPI maka semakin kecil berat jenisnya.2.2.1 Senyawa HidrokarbonMinyak bumi merupakan senyawa organik yang terdiri dari karbon dan hidrogen sehingga disebut sebagai hidrokarbon. Berdasarkan stukturnya secara umum, maka senyawa hidrokarbon dibagi atas empat kategori yaitu parafin, naften, aromatik, dan olefin. CCCCCCHHHHHHHHHHHHHHCCCCCCHHHHHHHHHHHHCCCCCCHHHHHHHCCCCCCHHHHHHHHHHHHn-Heksana ( C6H14)n-Heksena (C6H12) SikloHeksana (C6H12)Benzen (C6H6) Gambar 2.1 Rumus Bangun Senyawa Hidrokarbon2.2.1.1 ParafinParafin merupakan hidrokarbon dengan rantai karbon terbuka, baik berupa rantai l urus maupun rantai bercabang. Rumus empirik golongan ini yaitu CnH2n+2 (Prasad, 2000) . Semakin panjang rantai hidrokarbon, titik didih hidrokarbon tersebut akan semaki n tinggi. Semakin banyak komponen ini, minyak bumi tersebut cocok untuk dijadikan umpan kilang yang mempunyai pabrik lilin. Beberapa contoh senyawa parafin rantai lurus dan bercabang dapat ditunjukkan pada Gambar 2.2 dan Gambar 2.3.Institut Teknologi Bandung.JPGGambar 2.2 Senyawa-senyawa parafin rantai lurusGambar 2.3 Senyawa-senyawa parafin rantai bercabang2.2.1.2 OlefinOlefin merupakan senyawa hidrokarbon tak jenuh yang berupa rantai lurus atau bercabang dan memiliki ikatan karbon rangkap. Olefin bisa berupa alkena (ikatan karbon rangkap dua) dan alkuna (ikatan karbon rangkap tiga). Alkena memiliki rum us empirik CnH2n, sedangkan alkuna memiliki rumus empirik CnH2n-2 (Prasad, 2000). Senyawa golongan ini jarang terdapat dalam minyak bumi karena senyawa ini merupakan hasil dekomposisi dari tipe golongan hidrokarbon lainnya. Olefin pada konsentrasi tinggi dapat kita peroleh pada produk dari thermal cracking atau cat alytic cracking.2.2.1.3 NaftenNaften merupakan senyawa hidrokarbon siklis tanpa ikatan rangkap. Senyawa ini disebut juga sikloalkana dengan rumus empirik CnH2n+2-2N, dengan n menyatakan ju mlah atom karbon dan N menyatakan jumlah cincin/siklis yang dibentuk. Beberapa contoh senyawa golongan naften dapat ditunjukkan pada Gambar 2.4. Siklopentan dan sikloheksan serta turunannya yang memiliki berat molekul rendah (32.2.2.3 OksigenSenyawa oksigen yang terkandung dalam minyak bumi biasanya berupa asam karboksilat, fenol dan kreson, amida, keton, dan benzofuran. Jumlah senyawa ters ebut tergolong relatif rendah dalam minyak bumi, maksimum 2%-berat (Prasad, 2000). Kadar oksigen biasanya ditentukan dengan pengukuran keasaman minyak bumi. Senyawa oksigen ini mudah terpisah dari minyak bumi karena sifat asamnya tersebu t.2.2.2.4 NitrogenJumlah kandungan nitrogen dalam minyak bumi sekitar 0,1%-berat. Senyawa ini dapa t menyebabkan penuruna aktivitas katalis, ketidakstabilan warna pada produk, dan pembentukan gum. Jenis senyawa nitrogen terbagi menjadi dua jenis, basa dan nonbasa. Senyawa nitrogen bersifat basa (pyridine, quinoline, isoquinoline, dan acridine) terdapat pada fraksi minyak bumi yang memiliki titik didih yang lebih rendah sedangkan se nyawa nitrogen non-basa (pyrrole, indole, dan carbazole) terdapat pada fraksi minyak b umi yang memiliki titik didih yang lebih tinggi. Senyawa nitrogen lain seperti aniline, phenazine, dan nitrile biasanya terdapat pada fraksi minyak bumi setelah mengalami perengkahan katalitik (Prasad, 2000). Senyawa ini stabil pada temperatur tinggi dan tidak terdekomposi si pada saat pengolahan. Untuk menghindari dampak negatif yang dapat ditimbulkan, senyaw a nitrogen dapat dihilangkan pada proses hydrotreating.2.2.2.5 LogamLogam-logam yang umum terdapat dalam minyak bumi di antaranya yaitu besi, vanadium, nikel, aluminium, sodium, kalsium, tembaga, magnesium, barium, silika,Institut Teknologi Bandung.JPG kromium, strontium, timbal, molibdenum, kobalt, emas, perak, dan titanium. Logam yang paling sering ditemukan dalam minyak bumi biasanya berupa vanadium (0,1%berat), nikel, dan besi (Prasad, 2000).2.2.2.6 Asphaltene dan ResinAsphaltene dan resin merupakan pengotor minyak bumi berupa polimer yang terdiri dari komponen utam berupa karbon dan hidrogen, serta sulfur, nitrogen, dan/atau oksig en (bentuk heterosiklik) (Prasad, 2000). Perbedaan kedua senyawa ini ditunjukkan pa da Tabel 2.3. Tabel 2.3 Perbedaan asphaltene dan resinParameter Asphaltene Resin Berat Molekul 800-2000 g/mol >2000 g/mol Warna Gelap hitam Wujud Padat/semi padat Padatan amorf2.2.2.7 Pasir Mineral LainSenyawa-senyawa ini tersuspensi dalam minyak mentah. Pasir mineral merupakan bahan bawaan minyak tapi juga bisa berasal dari proses pengeboran minyak mentah.Pasir mineral ini dapat dipisahkan dengan mudah karena fase padat.2.2.2.8 AirAir yang terkandung dalam minyak juga bawaan dari minyak bumi tapi pada kasus minyak mentah berat (heavy crude oil) air sengaja diemulsikan dengan minyak agar minyak dapat dialirkan.Institut Teknologi Bandung.JPG 2.2.2.9 Gas MuliaGas mulia tidak dianggap sebagai pengotor karena gas mulia sangat mudah dipisahk an dari minyak bumi. Apabila suatu sumur mengandung banyak gas mulia seperti Helium maka sumur itu sangat berpotensial menjadi sumber pengolahan gas mulia2.3 Pengolahan Minyak BumiPengolahan minyak bumi berfungsi untuk mengubah atau mengkonversikan minyak mentah dengan berbagai proses menjadi suatu produk yang ekonomis dan dapat dipasarkan. Proses pengolahan dalam kilang minyak bumi dapat dikategorikan sebag ai berikut: 1. Primary Processing 2. Secondary Processing 3. Treating ProcessingProses pemisahan dan treating secara fisis pada umumnya merupakan proses pengolahan pertama (primary processing), sedangkan proses konversi yang disertai dengan perubahan kimia dari senyawa-senyawa merupakan proses lanjutan (secondary processing).2.3.1 Primary ProcessingPengolahan primer minyak bumi dilakukan dengan proses fisik berupa distilasi (Su bagjo dan Laniwati, 2010). Distilasi berfungsi untuk memisahkan komponen minyak bumi berdasarkan rentang titik didihnya. Proses ini terbagi menjadi distilasi atmosfe rik dan distilasi vakumInstitut Teknologi Bandung.JPG 2.3.1.1 Distilasi AtmosferikProses ini memisahkan minyak bumi menjadi produk atas (LPG, naphtha), produk samping (kerosin, Light Gas Oil (LGO), Heavy Gas Oil (HGO)), dan produk bawah (long residue) pada tekanan yang mendekati tekanan atmosfer. Sebelum memasuki kolom distilasi atmosferik, minyak mentah mengalami pemanasan awal secara bertah ap dengan media pemanas berupa aliran produk kolom maupun dalam pemanasan dalam furnace dan treatment untuk mengurangi kadar garam di dalam minyak. Produk-produ k hasil distilasi atmosferik ditunjukkan pada Tabel 2.4.Tabel 2.4 Produk kolom distilasi atmosferik (Subagjo dan Laniwati, 2010) Produk Penggunaan Rentang titik didih (oF) Produk puncak Full range naphta Gas-380 Aliran samping I Kerosin 380-480 Aliran samping II LGO 480-610 Aliran samping III HGO 610-690 Residu Minyak bakar > 6902.3.1.2 Distilasi VakumDistilasi vakum ditujukan untuk memisahkan fraksi berat (long residue) yang tida k mungkin terpisah pada kolom distilasi atmosferik. Proses ini dioperasikan pada t ekanan sekitar 30-80 mmHg absolut yang dihasilkan dengan menggunakan steam ejector. Tek anan vakum tersebut ditujukan agar temperatur operasi yang digunakan tidak terlalu ti nggi sehingga tidak terjadi perengkahan. Produk distilasi vakum berupa Light Vacuum G as Oil (LVGO), Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO), dan short residue. Produk-produk distilasi vakum ditunjukkan pada Tabel 2.5.Tabel 2.5 Produk kolom distilasi vakum (Subagjo dan Laniwati, 2010) Produk Penggunaan Rentang titik didih (oF) Produk puncak Tidak adaAliran samping I LVGO 690-750 Aliran samping II HVGO 750-985Institut Teknologi Bandung.JPG Residu Aspal >9852.3.1.3 EkstraksiEkstraksi dengan pelarut merupakan salah satu proses yang tertua dalam pengilang an minyak bumi. Ekstraksi menggunakan prinsip perbedaan kelarutan antara dua senyaw a atau zat yang lain. Misalnya untuk memisahkan senyawa A dan B digunakan pelarut C untuk melarutkan A sedangkan B sangat sedikit larut dalam C. Pada awalnya, ekstr aksi terutama digunakan untuk meningkatkan kualitas kerosin, akan tetapi pada perkembangannya lebih banyak digunakan untuk peningkatan kualitas minyak pelumas .Fraksi minyak yang akan digunakan sebagai bahan pelumas juga mengandung senyawa parafin rantai panjang untuk lilin, senyawa naftenik dan juga aspal. Untuk menghilangkan lilin, aspal dan naften digunakan unit Dewaxing, Propane Deasphalt ing dan Furfural Extraction. Pada unit penghilangan aspal menggunakan pelarut propan a, pelumas larut dalam propan sedangankan aspal sangat sedikit larut dalam propan. Perbandingan propana dan kandungan minyak sangat mempengaruhi proses pemisahan. Pelumas yang larut dalam propana kemudian dipanaskan sehingga propana menguap dan kemudian memasuki unit stripper (pelucutan) untuk memisahkan propana yang masih tersisa. Penghilangan senyawa naftenik dilakukan dengan menggunakan pelaru t furfural. Prosesnya sama dengan penghilangan aspal namun pada unit ini furfural melarutkan senyawa naftenik. Selektivitas furfural rusak dengan adanya air sehin gga dalam sirkulasi pelarut terdapat proses dehidrasi.2.3.1.4 Adsorpsi dan AbsorpsiAdsorpsi adalah suatu proses dimana suatu komponen diserap pada permukaan dari penyerap. Biasanya gas yang dikehendaki untuk hilang diserap pada permukaan pada t. Padatan harus mempunyai luas permukaan yang cukup besar sehingga daya penyerapannya juga besar. Molecular sieves, sillicagel, dan alumina merupakan adsorben padat yang umum digunakan pada industri pengolah minayk bumi.Institut Teknologi Bandung.JPG Absorpsi adalah proses pemisahan campuran uap dengan menyerapnya dan melarutkannya ke dalam cairan atau gas pelarut. Komponen dengan tekanan uap lebi h rendah akan mudah melarut sehingga dapat dipisahkan komponen yang berat dengan komponen yang ringan . Pelarut atau lean oil yang digunakan biasanya merupakan fraksi gasolin atau kerosin yang memiliki titik didih tinggi. Lean oil parafinik lebih dipilih untuk menyerap uap hidrokarbon parafinik. Absorpsi juga digunakan untuk memisahkan gas-gas yang tidak diinginkan seperti CO2 dan H2S.2.3.1.5 KristalisasiKristalisasi adalah suatu pemisahan berdasarkan titik leleh. Contohnya: dewaxing dari minyak pelumas, pembuatan wax (lilin). Pada proses dewaxing, minyak didinginkan dengan proses refrigerasi untuk mengkristalkan lilin. Pemisahan lilindari minyak pelumas dilakukan dengan penyarinagn dan pengendapan. Prosese kristalisasi ini biasanya diikuti dengan proses filtrasi. Filtrasi adalah proses pemisahan antara zat padat dengan fluida pembawaanya.2.3.2 Secondary ProccesingPengolahan sekunder ditujukan untuk mengolah produk pengolahan primer dengan proses kimia dan katalitik. Beberapa contoh umum pengolahan sekunder di antarany a yaitu perengkahan (cracking), reformasi, dan isomerisasi (Subagjo dan Laniwati, 2010).2.3.2.1 Perekahan (Cracking)Perengkahan adalah proses pemecahan suatu rantai karbon panjang menjadi rantai karbon yang lebih pendek. Perengkahan dapat dilakukan secara termal maupun katalitik. Kondisi operasi perengkahan termal yang lazim digunakan adalah 450-50 0oC dan 4-20 bar (Prasad, 2000). Namun, proses ini sudah mulai ditinggalkan.Institut Teknologi Bandung.JPG Perengkahan katalitik merupakan proses perengkahan termal yang terjadi dengan bantuan katalis. Kondisi operasi yang digunakan sekitar 460-540oC dan 2-3 bar. Perengkahan dengan bantuan hidrogen disebut juga sebagai proses hydrocracking. U mpan proses ini berupa HVGO yang berasal dari unit distilasi vakum. Produk yang dihas ilkan berupa LPG, bensin, kerosin, dan minyak pelumas. Kondisi operasi yang digunakan sekitar 390-450oC dan 170 bar. Katalis yang digunakan memiliki fungsi ganda, yang terdir i dari inti metal dan asam. Reaksi-reaksi yang terjadi pada proses perengkahan antara l ain. 1. Reaksi hydrocracking2. Reaksi hidrodealkilsasi3. Reaksi hidrodesiklisasi2.3.2.2 Reformasi KatalitikReformasi merupakan proses pengubahan naphtha yang bernilai oktan rendah menjadi senyawa yang bernilai oktan tinggi melalui reaksi katalitik. Umpan yang digunaka n berupa straight-run gasoline atau hydrotreated naphtha. Reaksi yang terjadi dapat dilih at pada Gambar 2.6.Institut Teknologi Bandung.JPG Gambar 2.6 Reaksi reformasi katalitik2.3.2.3 IsomerisasiIsomerisasi merupakan proses katalitik untuk mengkonversi n-butan (n-parafin) me njadi isobutan (parafin bercabang). Tujuannya yaitu untuk meningkatkan bilangan oktan. Reaksi isomerisasi berlangsung optimal pada temperatur rendah untuk menghindari deposit kokas pada katalis. Secara komersial, reaksi isomerisasi pertama kali dilakukan pada t ahun 1959 (UOP Butamer Process). Proses tersebut dilangsungkan dengan menggunakan katalis platina pada reaktor fixed bed (Subagjo dan Laniwati, 2010).Institut Teknologi Bandung.JPG 2.3.3 Treating ProcessProses treating bertujuan untuk menghilangkan senyawa-senyawa pengotor dalam produk pengilangan. Senyawa tersebut dapat berupa logam (besi, logam berat), sen yawa non-logam (fosfor, natrium), senyawa organik naftenik, asam, dan lain-lain. Pros es treating yang banyak dilakukan adalah chemical treating dan solvent treating.2.3.3.1 Perlakuan dengan Asam SulfatPerlakuan dengan asam sulfat dilakukan untuk menghilangkan pengotor-pengotor berupa substansi resin dan asphaltik. Asam kuat (>93 %) dapat menghilangkan merkaptan, namun diperlukan sweetening untuk menetralkan asam yang tersisa.Penggunaan asam sulfat untuk proses ini tergantung pada jenis umpan, temperatur, dan waktu kontak. Selain itu diperlukan juga inhibitor gum untuk menghambat pembentukan gum yang dikatalisis oleh logam-logam seperti tembaga ata u vanadium.2.3.3.2 Sweetening TreatmentProses sweetening digunakan untuk menghilangkan senyawa sulfur, merkaptan, dan H2S. Merkaptan memberikan bau tidak sedap dan menurunkan angka oktan dengan menurunkan susceptibility terhadap TEL. Senyawaan belerang dapat menyebabkan korosi. Secara garis besar, ada tiga cara utama pelaksanaan sweetening, yaitu : 1. Proses oksidasi 2. Mercaptan dissolving process 3. UOP merox processPada proses oksidasi, mercaptan diubah menjadi disulfida dengan proses copper chloride, hypochloride, dan proses timbal sulfida. Proses ini mulai ditinggalkan karena menghasilkan disulfida yang berbahaya pada lead susceptibility. roses mercaptanInstitut Teknologi Bandung.JPG dissolving yang banyak dilakukan adalah caustic washing, Shell solutizer, Atlant ik unisol, Pure oil mercapsol, dan Tanin solutizer. Metode pencucian kostik dilakuk an dengan mengontakkan gasolin dengan sodium, calcium, atau magnesium hidroksida untuk menghilangkan H2S dan mercaptan. Proses solutizer dilakukan untuk memperbaiki metode pencucian kostik. Proses ini mampu menghilangkan mercaptan yang memiliki tiga atau lebih atom karbon dalam molekulnya.Proses merox dilakukan untuk menghilangkan mercaptan dengan menggunakan prinsip ekstraksi. Hidrokarbon dan larutan soda kostik dikontakkan berlawanan arah, laru tan soda kaostik kemudian diregenerasi dengan menggunakan udara. Variabel yang dipertimbangkan untuk UOP dalam merancang suatu unit proses ini adalah jumlah karbon dan derajat cabang serta rasio kaostik terhadap hidrokarbon dalam tahap ekstraksi.2.3.3.3 DesulfurisasiProses desulfurisasi dapat dilakukan dengan dua cara, yaitu ekstraksi senyawa be lerang dengan menggunakan pelarut dan dekomposisi senyawa belerang secara katalitik menghasilkan H2S. Proses ekstraksi lebih mahal dan kurang efektif. Oleh karena i tu, sekarang banyak dikembangkan proses dekomposisi senyawa belerang secara kataliti k. Pada proses katalitik, semua molekul belerang dapat dihilangkan. Proses ini dila kukan pada temperatur 400 800 oF dan tekanan 300 500 psi.2.3.3.4 Perlakuan secara AdsorpsiPerlakuan adsopsi dilakukan untuk meningkatkan warna minyak dan menghilangkan pengotor berupa aspal dan resin. Proses ini dapat dilakukan dengan tiga cara, ya itu : 1. Perkolasi melalui kolom panjang dari tanah liat kasar 2. Kontak pada temperatur tinggi dengan bubuk halus tanah liat 3. Kontak dalam fasa uap dengan unggun bebas tanah liatInstitut Teknologi Bandung.JPG Proses kontinyu dengan tanah liat bergerak melalui unggun perkolasi banyak digunakan. Hal ini karena proses ini memberikan fleksibilitas yang tinggi.2.3.3.5 Proses EkstraksiProses ekstraksi banyak dilakukan untuk pengolahan minyak pelumas. Proses ini te rdiri dari suatu seri pengontak berlawanan arah antara minyak dan pelarut. Tahap-tahap yang dilakukan untuk rangkaian proses ekstraksi adalah sebagai berikut : 1. 2. 3. 4. 5. deaeration dari stok umpan ekstraksi dengan pelarut pemisahan bulk solvent dari minyak pemurnian minyak pemurnian pelarutProses ekstraksi yang banyak digunakan adalah proses edeleanu, proses furfural, proses duo-sol, ekstraksi dengan pelarut fenol, proses dengan pelarut propan, dan pemul ihan aromatik.2.3.3.6 Treating secara KatalitikProses treating secara katalitik yang banyak dipakai adalah hydrotreating. Prose s ini digunakan untuk menghilangkan sulfur atau sering disebut hidrodesulfurisasi. Dal am proses hidrodesulfurisasi katalitik, ada beberapa tahap-tahap yang terjadi, yait u : 1. Perpindahan dari molekul minyak yang mengandung sulfur dan hidrogen dari aliran mula-mula masuk kedalam lapisan cairan yang menghubungkan partikel katalis dari hasil desulfurisasi dan gas H2S. 2. Difusi reaktan dari permukaan luar katalis ke dalam pori-pori katalis 3. Adsorpsi dari reaktan, reaksi, dan desorpsiInstitut Teknologi Bandung.JPG 2.3.3.7 DewaxingWax dipisahkan melalui pendinginan dan kristalisasi yang dilanjutkan dengan filt rasi atau sentifugasi pada proses dewaxing secara komersial. Lack wax yang terbentuk selanjutnya digunakan sebagai pembuat wax. Beberapa proses dewaxing ialah urea dewaxing, dewaxing dengan pendinginan, dan MEK dewaxing.Urea yang digunakan pada dewaxing dapat digunakan dalam bentuk kristal atau laru tan. Proses ini dilakukan untuk pembuatan transformer oil. Pemakaian urea biasanya se kitar 0.2% terhadap umpan. Isopropil alkohol dapat digunakan sebagai aktivator dalam memperbaiki teknolosi proses untuk mengurangi pemakaian urea.Dewaxing dengan pendinginan dilakukan dengan mendinginkan waxy oil, menkristalkan wax tanpa dilu ent dan memisahkan kristal wax dengan filter press pada tekanan tinggi.Institut Teknologi Bandung.JPG BAB III BAHAN BAKUKilang PT. Pertamina (Persero) RU IV Cilacap memiliki kapasitas pengolahan sebes ar 348 MBSD (Metric Barrels Standard per Day). Kilang tersebut terbagi menjadi Kilang M inyak I dan Kilang Minyak II yang masing-masing memiliki kapasitas pengolahan sebesar 118 MBSD dan 230 MBSD. Kilang Minyak I mengolah minyak mentah dari timur tengah sedangkan Kilang Minyak II mengolah minyak mentah jenis cocktail.3.1 Bahan Baku Kilang Minyak I3.1.1 Bahan Baku FOC IArabian Light Crude Dengan spesifikasi sebagai berikut : . . . . . . . . . Wujud : cair Kenampakan : hitam Bau : berbau sedikit belerang Spesific Gravity pada 60/600F : 0,8594 Viskositas kinematik pada 37,80C : 6,590 Viskositas kinematik pada 37,80C : 4,754 Pour point : < -36C Flash point : -34C Komposisia) Kadar air : < 0,05% berat b) Kadar sulfur : < 2,10% berat c) Senyawa Hidrokarbon : + 97,85% berat (Cl C70)Institut Teknologi Bandung.JPG 3.1.2 Bahan Baku LOC IResidu FOC I Dengan spesifikasi sebagai berikut : . Wujud : cair . Kenampakan : hitam . Bau : berbau aspal . Spesific Gravity at 60/60F : 0,9647 . Viskositas Kinematik pada 1. 37,8C : 868,8 CSt 2. 60C : 198,2 CSt 3. 100C : 32,45 CSt3.2 Bahan Baku Kilang Minyak II3.2.1 Bahan Baku FOC II3.2.1.1 Minyak Bumi ArdjunaDengan spesifikasi sebagai berikut : . Wujud : cair . Kenampakan : hitam . Bau : berbau belerang . Specific Gravity at 60/60F : 0,8473 . Viskositas kinematik 30F : 4,97 Cst . Pour Point : 27F (max) . Komposisi : 1) Kadar air : < 0,05% berat 2) Kadar sulfur : 0,11% berat 3) Total (Cl-C4) : 1,9% berat 4) Light Destilat : 20,05% beratInstitut Teknologi Bandung.JPG 5) Residu : 39% berat 6) Kadar Asphalt : 0,24% berat3.2.1.2 Minyak Bumi AttakaDengan spesifikasi sebagai berikut : . Wujud : cair . Kenampakan : hitam . Bau : bau belerang . Specific Gravity 60/60F : 0,8133 . Viskositas kinematik 30F : 2,31 Cst . Pour Point : -33F (max) . Komposisi : 1) Kadar air : < 0,05% berat 2) Kadar sulfur : 0,044% berat 3) Total (Cl-C4) : 2,4% berat 4) Light Destilat : 32,55% berat 5) Residu : 15,1% berat 6) Kadar Asphalt : 0,07% berat3.2.1.3 Minyak Bumi MinasDengan spesifikasi sebagai berikut : . - Wujud : cair . - Kenampakan : hitam . - Bau : bau belerang . - Specific Gravity at 60/60F : 0,8488 . - Viskositas kinematik 30F : 23,6 Cst . - Pour Point : 36C . Komposisi : 1) Kadar air : 0,6% beratInstitut Teknologi Bandung.JPG 2) Kadar sulfur : 0,08% berat 3) Total (Cl-C4) : 0,45% berat 4) Light Destilat : 7,5% berat 5) Residu : 62,3% berat 6) Kadar Asphalt : 0,07% berat3.2.1.4 Minyak Bumi ArunDengan spesifikasi sebagai berikut : . . . . . . . Wujud : cair Kenampakan : hitam Bau : bau belerang Specific Gravity at 60/60F : 0,7632 Viskositas kinematik 30F : 1,11 Cst Pour Point :