Kilang-Kilang Minyak Milik Pertamina

ENAM KILANG MINYAK MILIK PERTAMINA

  Minyak bumi dalam keadaan masih mentah hanya memiliki sedikit nilai tambah, dan pengolahan minyak mentah sangat diperlukan untuk menghasilkan produk yang cocok untuk konsumen (Priestley, 1973).

  Refinery atau kilang pada dasarnya adalah sekelompok 'pabrik' yang bervariasi dalam jumlah dan juga bervariasi dalam berbagai produk yang dihasilkan. Artinya, dalam satu kilang dapat mencakup satu atau lebih proses produksi dan dapat menghasilkan satu atau lebih produk.

Peta Lokasi Kilang-Kilang Milik Pertamina

           Lalu, di mana sajakah kilang-kilang milik Pertamina yang mengolah minyak mentah dari perut bumi Indonesia? Berikut rincian yang dapat dikumpulkan oleh penulis.

1. UP-II Dumai (Riau)

Refinery Unit II Dumai

        Disebut UP karena merupakan singkatan dari Unit Produksi, sedangkan disebut RU karena singkatan dari Refinery Unit. UP-II Dumai ini terletak di propinsi Riau dan dioperasikan sejak tahun 1971. Dengan kapasitas mencapai 170.000 BPSD (barrel per stream day), UP-II Dumai memasok 15,82% total produksi dalam negeri. Berbagai produk hasil pengolahan minyak mentah dari unit Dumai sudah banyak dinikmati masyarakat Indonesia dan manca negara. Hasil pengolahan UP-II Dumai antara lain:

        A. BBM dan BBK yaitu :
            1. Aviation Turbine Fuel
            2. Minyak Bakar
            3. Minyak Diesel
            4. Minyak Solar
            5. Minyak Tanah

      B. Non BBM yaitu :
            1. Solvent
            2. Green Coke
            3. Liquid Petroleum Gas

2. UP-III Musi (Plaju dan Sungai Gerong)

Refinery Unit III Plaju

        UP-III Musi berlokasi di Sumatera Selatan di dua wilayah yaitu Plaju dan Sungai Gerong. Sejarah panjang kilang ini diawali sejak tahun 1885 saat ditemukannya sumur minyak di Telaga Tunggal. Tahun 1903, Shell, perusahaan minyak milik Belanda mendirikan kilang di Plaju. Dua puluh tiga tahun berselang, Stanvac dari USA mendirikan kilang Sungai Gerong.
            Kepemilikkan kilang Plaju berpindah tangan ke pemerintah Indonesia sejak tahun 1965 saat Pertamina membelinya dari Shell. Tak lama kemudian, tahun 1970 Pertamina membeli kilang Sungai Gerong dari tangan Stanvac. Integrasi kedua kilang ini dilakukan pada tahun 1972.
              Saat ini UP-III Musi memiliki kapasitas 133.700 BPSD (12.45% total produksi dalam negeri) dengan berbagai produk antara lain :
        A. BBM yaitu :
            1. Avtur
            2. Premium
            3. Kerosene
            4. Pertamax Racing Fuel
            5. Automotive Diesel Oil (ADO)
            6. Industrial Diesel Oil (IDO)

       B. Non-BBM yaitu :
            1. Liquid Petroleum Gas
            2. Musi Cool (Refrigerant)
            3. Low Sulphur Waxy Residu (LSWR)
            4. Bijih Plastik Polytham (polyprophylene)

3. UP-IV Cilacap

Refinery Unit IV Cilacap

      UP-IV Cilacap berlokasi di Jawa Tengah bagian selatan merupakan satu dari dua kilang Pertamina yang berlokasi di pulau Jawa. Kilang ini merupakan unit dengan produksi paling besar diantara kilang yang lain sekaligus menghasilkan produk turunan dengan jenis terbanyak dibanding kilang yang lain. Dengan kapasitas produksi mencapai 348.000 BPSD, UP-IV Cilacap sangat bernilai strategis karena memasok 34% kebutuhan bahan bakar nasional atau 60% kebutuhan bahan bakar di pulau Jawa. Kilang ini juga merupakan satu-satunya kilang yang memproduksi aspal dan base oil untuk memenuhi kebutuhan pembangunan infrastruktur di tanah air.
         UP-IV Cilacap memiliki tiga kilang untuk memproduksi masing-masing demand dari konsumen. Tiga kilang tersebut adalah:

         I. Kilang Minyak I
            Pembangunan kilang minyak I dimulai pada tahun 1974 dengan kapasitas mula-mula 100.000 BPSD dan resmi beroperasi pada tanggal 24 Agustus 1976. Merespon tingginya permintaan konsumen, kilang minyak I meningkatkan produksinya melalui debottlenecking project pada tahun 1998/1999. Kilang minyak I akhirnya mampu berproduksi 18% lebih banyak dari kapasitas awalnya. Sebanyak 118.000 BPSD dihasilkan dari kilang minyak I.
             Kilang minyak ini didesain secara khusus untuk memproses bahan baku minyak mentah dari kawasan Timur Tengah. Mengapa dirancang untuk mengolah crude oil dari Timur Tengah? Karena selain untuk mendapatkan produk jadi berupa BBM, kilang minyak I diharapkan mampu menghasilkan bahan dasar minyak pelumas (lube oil base) dan aspal mengingat karakter minyak mentah dalam negeri tidak cukup ekonomis untuk produksi tersebut.

         II. Kilang Minyak II
             Pada tahun 1981, kilang minyak II dibangun untuk menjawab meningkatnya konsumsi bahan bakar dalam negeri. Peresmian kilang minyak II dilaksanakan pada tanggal 4 Agustus 1983 dengan kapasitas produksi sebesar 200.000 BPSD. Bersamaan dengan debottlenecking project kilang minyak I, proyek yang sama di tahun yang sama juga dilakukan untuk kilang minyak II. Peningkatan kapasitas sebesar 15% menjadi 230.000 BPSD berhasil dilakukan pada kilang minyak II. Kilang minyak II mengolah minyak "cocktail" yaitu campuran minyak mentah dari dalam negeri dan luar negeri.

         III. Kilang Paraxylene
             Kilang ini dibangun pada tahun 1988 dan resmi beroperasi tanggal 20 Desember 1990. Kilang ini menghasilkan produk NBM dan Petrokimia. Kilang ini dibangun karena mempertimbangkan hal-hal seperti tersedianya bahan baku yang cukup berupa Neptha dari kilang minyak II, adanya sarana pendukung berupa dermaga tangki dan utilitas, serta potensi pasar yang menjanjikan baik dari dalam maupun luar negeri.

            Varian produk yang dihasilkan oleh UP-IV Cilacap antara lain:
            1. Aspal
            2. Heavy Aromate
            3. Lube Base Oil
            4. Low Sulphur Waxy Residu
            5. Minarex
            6. Paraffinic Oil
            7. Paraxylene
            8. Slack Wax
            9. Toluene

4. UP-V Balikpapan

Refinery Unit V Balikpapan

        Balikpapan, kota pantai dengan kontur bukit di Kalimantan Timur ini dikenal sebagai salah satu kota minyak di Indonesia. Terkenal dengan Blok Mahakam yang dioperasikan oleh Total Indonesie dari Perancis, di kota ini juga dibangun fasilitas pengolahan minyak mentah yang dikenal dengan UP-V Balikpapan.
      UP-V Balikpapan didirikan di teluk Balikpapan dengan luas area 2,5 KM2 dengan kapasitas produksi mencapai 253.600 BPSD. UP-V memiliki dua kilang yaitu kilang Balikpapan I dan kilang Balikpapan II. Kilang Balikpapan I sudah dibangun sejak tahun 1922 oleh British Petroleum menindaklanjuti temuan sumur minyak di Sanga-sanga tahun 1897. Kilang Balikpapan II mulai dibangun pada tahun 1981 dan mulai beroperasi tanggal 1 November 1984.

5. UP-VI Balongan

Refinery Unit VI Balongan

      UP-VI Balongan dibangun pada tanggal 1 September 1990 yang awalnya dinamakan proyek EXOR (Export Oriented Refinery) dan mulai beroperasi pada bulan Agustus 1994. Kapasitas kilang ini mencapai 125.000 BPSD. Kilang UP-VI Balongan mendapat bahan baku minyak mentah dari Duri, Riau sebesar 60% dan Minas Dumai 40%. Selain itu juga menggunakan gas alam (LNG) sebesar 18 mmscfd untuk proses produksi yang diperoleh dari Daerah Operasi Hilir (DOH) Jawa bagian Barat lapangan Karangampel, Indramayu.
        Sejak tahun 1970 minyak dan gas bumi dieksploitasi di daerah ini. Sebanyak 224 sumur berhasil digali dan berproduksi antara lain sumur Jatibarang, Cemara, Kandang Haur Barat, Kandang Haur Timur, Tugu Barat, dan Lepas Pantai. Ada tiga pemasok bahan baku kilang VI Balongan ini antara lain minyak mentah Duri (Riau), minyak mentah Minas (Dumai), dan gas alam dari Jawa Barat bagian Timur sebesar 18 million metric standard cubic feet per day (mmscfd).
    Produk dari kilang VI Balongan sampai saat ini adalah bahan bakar mesin jenis Premium, Pertamax, Pertamax Dex, Pertamax Plus, Solar, Kerosene (Minyak Tanah), LPG, dan Propylene.

6. UP-VII Kasim

Refinery Unit VII Kasim

        Unit pengolahan ini berlokasi di wilayah timur Indonesia, tepatnya di desa Malabam, kecamatan Seget, kabupaten Sorong, Papua. Unit ini tepat bersebelahan dengan Kasim Marine Terminal (KMT) milik Petrochina, 90 kilometer selatan kota Sorong.
        Kilang Kasim yang berkapasitas produksi sebesar 10.000 barel/hari mendapat pasokan bahan baku berupa crude Walio (60%) dan Salawati (40%) dan menghasilkan produk antara lain fuel gas (969 barel/hari), Premium (1.987 barel/hari), Kerosene (1.831 barel/hari), Solar (2.439 barel/hari), dan residu sebanyak 3.390 barel/hari.

          Lalu, di manakah UP-I?? Heheheh... Sekian dulu dari penulis. Semoga informasinya bermanfaat...

Proses di Kilang Minyak Bumi

Kilang minyak bumi berfungsi untuk mengubah crude oil (minyak mentah) menjadi produk jadi seperti Liquid Petroleum Gas/LPG, gasoline, kerosene, diesel, fuel oil, lube base oil, dan coke.
Secara umum teknologi proses kilang minyak bumi dikelompokkan menjadi 3 macam proses, yaitu :

1. Primary Processing
Unit-unit yang dikelompokkan ke dalam primary processing adalah unit-unit yang hanya melibatkan peristiwa fisis, yaitu distilasi. Proses distilasi adalah proses pemisahan komponen-komponen minyak bumi berdasarkan perbedaan titik didihnya. Primary processing terdiri dari Crude Distillation Unit/CDU dan Vacuum Distillation Unit/VDU.

2. Secondary Processing
Unit-unit yang dikelompokkan ke dalam secondary processing adalah unit-unit yang melibatkan reaksi kimia. Secondary processing terdiri dari Hydrotreating process, Catalytic Reforming/Platforming process, Hydrocracking process, Fluid Catalytic Cracking/Residual Catalytic Cracking/Residual Fluid Catalytic Cracking/High Olefine Fluid Catalytic Cracking, Hydrogen Production Unit/HPU, Delayed Coking Unit/DCU, dan Visbraking.

3. Recovery Processing
Unit-unit yang dikelompokkan ke dalam recovery processing adalah unit-unit yang bertujuan untuk memperoleh kembali minyak yang diproduksi atau chemical yang digunakan di unit-unit primary dan secondary processing atau untuk mengolah limbah cair atau gas sebelum dibuang ke laut atau udara luar/lingkungan sekitar. Recovery processing terdiri dari Amine unit, Sour Water Stripping Unit, dan Sulphur Recovery Unit.

Keterangan Gambar Blok Diagram Konfigurasi Kilang Minyak Bumi :
ARHDM   Atmospheric Residue Hydrodemetalization (unit penghilang kandungan metal yang ada di produk atmospheric residue/long residue)
CDU          Crude Distillation Unit
CN             Coker Naphtha (Produk Naphtha dari DCU)
CCR          Continuous Catalytic Regeneration
DCO         Decant Oil
DCU         Delayed Coking Unit
FCC          Fluid Catalytic Cracking
GO            HDT Gas Oil Hydrotreater
HCC         Hydrocracking Complex
HCGO      Heavy Coker Gas Oil
HCN        Heavy Cracked Naphtha
HGO        Heavy Gas Oil
HN          Heavy Naphtha
HOMC    High Octane Mogas (Motor Gasoline) Component
HVGO    Heavy Vacuum Gas Oil Kerosene Minyak Tanah
KHDT    Kerosene Hydrotreater
LBO        Lube Base Oil
LCGO     Light Coker Gas Oil
LCN       Light Cracked Naphtha
LCO        Light Cycle Oil
LGO       Light Gas Oil
LN          Light Naphtha
LPG        Liquid Petroleum Gas
LR          Long Residue
LSWR    Low Sulphur Waxy Residue (biasanya dijual untuk dipakai sebagai bahan bakar)
LVGO    Light Vacuum Gas Oil
NHDT    Naphtha Hydrotreating unit
NRU       Naphtha Rerun Unit atau (pilihan proses)
RCC        Residual Catalytic Cracking
Sour HCN   Fraksi HCN yan lebih berat
SRN        Straight Run Naphtha
UCO       Unconverted Oil (produk bottom kolom fraksinasi HCC)
VDU      Vacuum Distillation Unit

Gas Alam

Gas alam telah banyak digunakan sebagai bahan bakar maupun bahan baku industri sejak tahun 1930-an, oleh karena itu produksi dan distribusi gas alam telah terjadi bagian yang penting dalam menunjang kegiatan industri dewasa ini. Sejak tahun 1940-an kebutuhan gas alam sebagai sumber energi mulai melonjak dan hal tersebut berlangsung hingga sekarang. Penyebab meningkatnya pemanfaatan gas alam diawali sejak harga minyak bumi mengalami kenaikan yang sangat dratis pada sekitar tahun 1973.

Berbarengan dengan kemajuan teknologi yang ada, maka beberapa metoda rekayasa telah dikembangkan dalam perancangan fasilitas untuk memproduksi gas alam dari perut bumi, untuk memisahkan kondesat yang terikut, proses pemurnian, transportasinya dan lain sebagainya.

Komposisi gas alam

Dari dalam perut bumi gas alam diperoleh dengan berbagai macam kandungan zat. Di samping hidrokarbon ringan yang dalam keadaan jenuh, gas-gas lain yang terkandung misalnya karbon dioksida, nitrogen, hydrogen sulfide, hydrogen, helium dan argon.

Dalam prakteknya, hanya gas yang banyak mengandung gas alam yang dikatakan sebagai gas alam. Gas tersebut terperangkap di dalam sebuah reservoir (cadangan) yang terbentuk secara alami dari batu-batuan berpori yang tersegmentasi di bawah kubah batu-batuan (caprock) seperti terlihat dalam gambar.

Di bawah daerah yang ditempati oleh gas alam, batu-batuan sedimen biasanya terisi air. Di samping itu, minyak juga dapat bersama-sama dengan gas alam. Gas yang berasosiasi seperti ini merupakan gas yang terlarut di dalam lapisan minyak. Gas alam terbentuk di dalam perut bumi melalui proses degradasi zat-zat organik yang menumpuk dalam jutaan tahun. Degradasi berlangsung melalui mekanisme seperti berikut:

1. Biokimia telah dibentuk sesuai dengan aktivitas bakteri terhadap bahan organic yang terakumulasi di dalam sedimen. Sebagai contoh, misalnya: gas methane yang dihasilkan pada kedalaman tertentu, jumlahnya tidak begitu banyak dibanding dengan gas yang diambil pada kedalaman yang lebih dalam lagi. Gas panas yang dibentuk melalui pendegradasian zat-zat organik disebut kerogen dan gas panas yang dihasilkan tersebut terakumulasi di dalam sedimen pasir halus, khususnya clay. Degradasi tersebut terjadi karena pengaruh suhu dan tekanan.
2. Gas hidrokarbon yang dibentuk apakah dari kerogen melalui perengkahan berdasarkan panas ataukah melalui perengkahan kedua dari minyak yang terbentuk dalam tahapan sebelumnya. Pada saat tertentu jumlah gas cenderung bertambah dibanding jumlah minyak dengan bertambahnya kedalaman.

Contoh Komposisi gas alam

Komponen	Komposisi Gas umpan
N2 CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14 CO2 H5S H2O Hg	0,71971,744 3,716 1,211 0,218 0,334 0,162 0,148 0,212 21,574 180,000 – 120,000	%-mol%-mol %-mol %-mol %-mol %-mol %-mol %-mol %-mol %-mol ppm ppm µg/ NM3

Impurities

Telah diketahui bahwa pada umumnya gas yang diperoleh dari lapangan atau dari perut bumi, masih mengandung gas-gas atau materi lain yang tidak diinginkan tersebut disebut impurities atau zat pengotor. Jenis impurities dalam gas alam Arun adalah:

Hidrokarbon berat.
Hidrokarbon berat dihilangkan dalam gas alam karena :

• Mengurangi effisiensi larutan yang digunakan untuk menyerap CO₂ dan H₂ S.

§  Mengganggu dalam proses pencairan, misalnya gas yang mengandung hidrokarbon berat sebesar 1,7% menjadi beku pada suhu -200° F (-129,9° C) pada tekanan 100 psig (7,03 kg/cm² g).

• Memperkecil kemungkinan terjadinya foaming di sistem pemurnian gas alam.

Merkuri.
Merkuri dihilangkan dalam gas alam karena:

• Untuk mencegah terbentuknya amalgam Al dan Mg, karena larut dalam Hg. Amalgam dengan H₂O membentuk oksida yang dapat menyumbat tube. Reaksi yang terjadi :

2Al   +    3H₂O = Al₂O₃ +    3H₂
Mg    +    H₂O = MgO      +    H₂

• Sebagai pollutan dan impurities menganggu proses. Disamping itu, merkuri sangat berbahaya bagi kesehatan manusia.

Karbondioksida (CO₂).
Tujuan dari penghilangan CO₂ dalam gas alam karena:

• Karbondioksida akan membeku pada suhu yang sangat rendah, sehingga menyumbatkan pada peralatan dan perpipaan unit pencairan.
• Karbondioksida tidak mempunyai nilai bakar, jadi keberadaannya dalam gas alam akan menurunkan nilai bakar atau heating value gas alam.

Hidrogen Sulfida (H₂S)
Tujuan dari penghilangan H₂S dalam gas alam karena:

• Hidrogen sulfida merupakan gas racun yang sangat korosif terhadap peralatan di kilang proses.

Thanks,

Basic Process Instrumentation

Basic Process Instrumentation (Instrumen Proses Dasar)

–    Pengenalan P&ID
–    Simple control loop
–    DCS preview

P&ID (Piping & Instrument Diagram)

P&ID content:

–     Keterangan simbol
–     Pipa aliran proses
–     Peralatan utama
–     Peralatan pendukung
–     Alat instrumentasi & control loop
–     Keterangan detil peralatan
–     Future project

Simple Control Loop System :

Elemen dasar:

–    Transmitter
–     Controller
–     Final control element (control valve)

Transmitter

–     Sensor (sensing element)

Merasakan/membaca besaran fisis proses:

• Pressure                     (tekanan)
• Temperature            (suhu)
• Flow                             (besar aliran)
• Level                            (tinggi permukaan cairan)

Mengubah besaran fisis menjadi besaran standar instrumen.

Satuan besaran standar instrumen:

Pneumatic dan electric

–     Psi  (pound per square inch)
–     Ma  (mili-ampere)
–     V     (volt)

Controller

Alat yang :

–     Menerima signal dari transmitter
–     Membandingkan dengan angka yang diinginkan (setting value/point)
–     Melakukan koreksi
–     Mengirim signal output ke final element untuk merespon perubahan yang akan dilakukan menuju steady stade.

Final control element
Biasa disebut control valve

Bagian-bagian:

–     Actuator

–     Body

Irisan control valve

DCS Preview

Distributed control system:

Alat instrumentasi yang mampu menggabungkan lebih dari satu alat² instrumentasi, seperti:

–     Controller

–     Indicator

–     Recorder (trend)

DCS merupakan sistem kontrol yang mampu menghimpun (mengakuisisi) data dari lapangan dan memutuskan akan diapakan data tersebut.

Secara singkat DCS ->

Mengambil/baca data + lakukan pengontrolan berdasar data tersebut. Data-data yang telah diakuisisi/diperoleh dari lapangan bisa disimpan untuk rekaman (keperluan-keperluan masa datang), atau digunakan dalam proses-proses saat itu juga, atau bisa juga, digabung dengan data-data dari bagian lain proses, untuk kontrol lajutan dari proses yang bersangkutan.

Gambar Jaringan DCS

DCS terdiri dari:

–     Operator console

–     Engineering station

–     History module

–     Data historian

–     Control modules

–     I/O

–     Operator console

Alat ini mirip monitor komputer. Digunakan untuk memberikan informasi umpan balik tentang apa yang sedang dikerjakan atau dilakukan dalam pabrik, selain itu juga bisa menampilkan perintah yang diberikan pada sistem kontrol. Melalui konsol ini juga, operator memberikan perintah pada instrumen-instrumen di lapangan.

–     Engineering station

Ini adalah stasion² untuk para teknisi yang digunakan untuk mengkonfigurasi sistem dan juga mengimplementasi algoritma pengontrolan.

–     History module

Alat ini mirip dengan harddisk pada komputer. Alat ini digunakan untuk menyimpan konfigurasi dc dan juga konfigurasi semua titik di pabrik. Alat ini juga bisa digunakan untuk menyimpan berkas-berkas grafik yang ditampilkan di konsol dan banyak sistem saat ini mampu menyimpan data-data operasional pabrik.

–     Data historian

Biasanya berupa perangkat lunak yang digunakan untuk menyimpan variabel² proses, set point dan nilai-nilai keluaran. Perangkat lunak ini memiliki kemammpuan laju scan yang tinggi dibandingkan history module.

–     Control modules

Ini seperti otaknya dcs. Disinilah fungsi-fungsi kontrol dijalankan, seperti kontrol pid, kontrol pembandingan, kontrol rasio, operasi-operasi aritmatika sederhana maupun kompensasi dinamik. Saat ini sudah ada peralatan modul kontrol yang lebih canggih dengan kemampuan yang lebih luas.

–     I/O

Bagian ini digunakan untuk menangani masukan dan luaran dari dcs. Masukan dan luaran tersebut bisa analog, bisa juga digital. Masukan/luaran digital seperti sinyal-sinyal on/off atau start/stop. Kebanyakan dari pengukuran proses dan luaran terkontrol merupakan jenis analog.

Semua elemen-elemen tersebut, terhubungkan dalam satu jaringan

Saat ini batasan teknologi maupun perbedaan antara dcs, plc atau kontrol menggunakan komputer semakin kabur. Yang membedakan lebih banyak dalam tingkat perangkat lunak.