Laporan Umum Magang Industri
Laporan Umum Magang Industri
Laporan Umum Magang Industri
Disusun Oleh:
TAHUN 2019
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
LEMBAR PENGESAHAN
LAPORAN MAGANG INDUSTRI
Menyetujui,
Pembimbing Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) RU V
Mengetahui,
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Allah SWT atas berkat dan rahmat-Nya telah memberikan
kesehatan dan keimanan, sehingga penyusun dapat melaksanakan magang industri di
PT. PERTAMINA ( Persero ) RU V Balikpapan dan dapat menyusun laporan magang
industri ini.
Magang industri ini berlangsung selama dua bulan, terhitung mulai dari tanggal 01
Maret sampai dengan 30 April 2019. Pelaksanaan magang industri ini terdiri orientasi
umum dan studi literatur guna mendalami materi dalam pengerjaan tugas khusus yang
diberikan oleh pembimbing.
Magang industri merupakan serangkaian tugas yang harus dilaksanakan oleh setiap
mahasiswa sebagai sebagai salah satu syarat untuk menyelesaikan program pendidikan
S-1 terapan pada Progam Studi Teknologi Kimia Industri Jurusan Teknik Kimia
Politeknik Negeri Samarinda.
Penulis menyadari bahwa selama pelaksanaan Magang Industri dan Penyusunan
Laporan, tidak lepas dari bantuan dan dukungan dari berbagai pihak. Maka dalam
kesempatan ini, Penulis ingin mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada;
1. Kedua orang tua dan seluruh keluarga yang selalu mendukung dan mendoakan,
sehingga magang industri ini dapat berjalan lancar.
2. Bapak Agus Soerachman selaku Lead of Process Engineering PT. PERTAMINA
(Persero) RU V Balikpapan.
3. Bapak Zulfikar Pangestu, S.T. selaku pembimbing magang industri di PT.
PERTAMINA ( Persero ) RU V Balikpapan. Penulis mengucapkan banyak terima
kasih atas bimbingan dan arahannya selama melaksanakan magang industri.
4. Bapak Dedy Irawan, S.T, M.T selaku Ketua Jurusan Teknik Kimia, Politeknik
Negeri Samarinda.
5. Ibu Irmawati Syahrir, S.T., M.T selaku Ketua Program Studi Teknologi Kimia
Industri, Jurusan Teknik Kimia, Politeknik Negeri Samarinda.
6. Ibu Marlinda, S.T., M.Eng selaku Dosen Pembimbing Magang Industri.
7. Seluruh staff Process Engineering atas kesediaannya berbagi ilmu selama penulis
melakukan magang industri.
Penulis
DISCLAIMER
DAFTAR ISI
DISCLAIMER........................................................................................................................................... iv
DAFTAR ISI............................................................................................................................................... v
DAFTAR TABEL.....................................................................................................................................vii
2.2.1.11Fungsi Keuangan........................................................................................................ 11
4.1. Kesimpulan.................................................................................................................................... 99
DAFTAR TABEL
Tabel 1.1 Refinery Unit PT. PERTAMINA (Persero) di Indonesia 2
Tabel 1.2 Kronologis Perkembangan Kilang PERTAMINA RU V 3
Tabel 3.1 Komposisi Elemental Dalam Minyak Mentah 15
Tabel 3.2 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Berat Jenisnya 15
Table 3.3 Klasifikasi Minyak Bumi Berdasarkan Kandungan Sulfur 16
Tabel 3.4 Sifat Fisik dan Sifat Kimia Minyak Bumi (Crude Oil) 16
Tabel 3.5 Klasifikasi LPG Berdasarkan Tekanan Uap 18
Tabel 3.6 Spesifikasi Produk LPG Jenis Propana 32
Tabel 3.7 Spesifikasi Produk LPG Jenis Butana 32
Tabel 3.8 Spesifikasi Produk LPG Mixed 33
Tabel 3.9 Spesifikasi Produk Light Naphta (Produk BP) 33
Tabel 3.10 Spesifikasi Produk Light Naphta (Konsumsi Sietco) 34
Tabel 3.11 Spesifikasi Produk Medium Naphta (Konsumsi BP) 35
Tabel 3.12 Spesifikasi Premium menurut Dirjen Migas 35
Tabel 3.13 Spesifikasi Pertamax menurut Dirjen Migas 36
Tabel 3.14 Spesifikasi Kerosin menurut Dirjen Migas 37
Tabel 3.15 Spesifikasi Kerosin menurut Dirjen Migas 38
Tabel 3.16 Spesifikasi Produk IDO untuk BP 39
Tabel 3.17 Spesifikasi Produk Avtur 40
Tabel 3.18 Spesifikasi Produk LSWR 41
Tabel 3.19 Spesifikasi Produk Marine Gas Oil (MGO) 41
Tabel 3.20 Spesifikasi Produk Low Aromatic White Spirit (LAWS) 42
Tabel 3.21 Spesifikasi Produk Smooth Fluids 05 (SF 05) 43
Tabel 3.22 Spesifikasi Umpan LPG Recovery Unit 58
Tabel 3.23 Spesifikasi Umpan dan produk Sour Water Stripper 60
Tabel 3.24 Spesifikasi Umpan Hydrocracker Unit 64
Tabel 3.25 Spesifikasi Produk LPG Hydrocracker Unit 64
Tabel 3.26 Spesifikasi Produk Cair Hydrocracker Unit 65
Tabel 3.27 Spesifikasi Umpan Hydrogen Plant 69
Tabel 3.28 Klasifikasi Steam 86
DAFTAR GAMBAR
BAB I
PENDAHULUAN
PT. PERTAMINA (Persero) adalah badan usaha milik negara yang bergerak
di bidang eksplorasi, pengolahan dan pemasaran hasil tambang minyak dan gas
bumi. PERTAMINA didirikan pada tanggal 10 Desember 1957 dengan nama PT.
Perusahaan Minyak Nasional (PERMINA). Pada tahun 1960, PT. PERMINA
direstrukturisasi menjadi PN PERMINA sebagai tindak lanjut dari kebijakan
pemerintah, bahwa pihak yang berhak melakukan eksplorasi minyak dan gas di
Indonesia adalah negara. Perusahaan yang bergerak di bidang produksi itu lalu
bergabung dengan PN PERTAMIN yang bergerak di bidang pemasaran melalui
satu Peraturan Pemerintah yang dikeluarkan Presiden pada tanggal 20 Agustus
1968. Perusahaan gabungan tersebut dinamakan PN Pertambangan Minyak dan
Gas Bumi Nasional (PERTAMINA).
Pemerintah kemudian menerbitkan UU No. 8 Tahun 1971 dengan tujuan
memperkokoh perusahaan yang masih muda tersebut, dimana isinya mengatur
peran PERTAMINA dalam melaksanakan pengusahaan migas mulai dari
mengelola dan menghasilkan migas dari ladang- ladang minyak di seluruh
Indonesia, mengolahnya menjadi produk dan menyediakan serta melayani
kebutuhan bahan bakar migas di seluruh Indonesia. Pada tanggal 17 September
2003 PN PERTAMINA berubah bentuk menjadi PT. PERTAMINA (Persero)
berdasarkan PP No. 13 Tahun 2003.
Keterangan: (*) Kapasitas dalam satuan MBSD (Metric (1000) Barrel Stream
Day).
1 Barrel = 158,984 L.
1952 Pendirian PMK II oleh PT. Shell Indonesia dan dirancang oleh
ALCO dengan kapasitas 25 MBSD
1954 Modifikasi Wax Plant sehingga memiliki kapasitas
10 MBSD. Saat ini PMK III tidak dioperasikan lagi.
BAB II
TATA LETAK PABRIK DAN STRUKTUR ORGANISASI
maupun jadwal datang). Secara umum bidang ini bertugas menyiapkan dan
menyajikan perspektif keekonomian kilang Balikpapan, seperti melaporkan data-
data statistik mengenai evaluasi produk, hasil blending crude dan administrasi
serta mengembangkan perencanaan yang ada dan dapat memaksimalkan
pendapatan berdasarkan pasar dan kondisi kilang yang ada. Refinery Planning and
Optimization Function membawahi dua bagian yaitu :
Refinery Planning Section
Supply Chain & Ditribution Section
Budget and Performance Planning & Support Function
BAB III
TINJAUAN PUSTAKA
Karbon (C) 84 – 87
Hidrogen (H) 11 – 14
Klasifikasi minyak bumi berdasarkan kandungan sulfur dapat dilihat pada tabel
3.3 berikut ini.
Tabel 3.4 Sifat Fisik dan Sifat Kimia Minyak Bumi (Crude Oil)
Digunakan untuk membedakan minyak bumi secara
Density kasar dan biasanya dinyatakan dalam satuan °API.
Satuan tersebut berbandung terbalik dengan berat
jenis, sehingga semakin besar °API maka semakin
kecil berat jenisnya.
( PN 100 )
ON 100
3
Dimana : PN = Perfomance Number
= 100 (daya mesin yang dihasilkan bensin)
(daya mesin yang dihasilkan i-oktan)
2. Oxidation Stability
Oxidation stability menunjukkan sifat ketahanan bensin terhadap
penyimpanan, semakin baik oxidation stability yang dimiliki maka
semakin lama bensin dapat disimpan tanpa mengalami penurunan
kualitas secara signifikan karena proses oksidasi.
3. Engine Deposit
Deposit yang terbentuk dalam ruang pembakaran dipengaruhi oleh angka
oktan bensin, sehingga tendensi pembentukan deposit merupakan faktor
yang sangat penting. Penambahan aditif Deposit Modifying Agent
diperlukan untuk mengubah sifat deposit yang merusak menjadi
berkurang.
3.2.3 Kerosin
Beberapa sifat penting dari kerosin antara lain Smoke Point dan Flash
Point.
1. Smoke Point (Titik Asap)
Tolak ukur kualitas pembakaran kerosin adalah kemampuan untuk
membakar tanpa menghasilkan asap. Smoke point adalah titik nyala
maksimal (dalam mm) yang dapat dihasilkan oleh pembakaran kerosin
tanpa membangkitkan asap hitam.
2. Flash Point
Flash point adalah temperatur terendah pada saat minyak membuat uap di
atasnya dan meletup saat disodori api kecil. Spesifikasi flash point
minimum dari kerosin adalah 38 oC.
3.2.4 Avtur
Avtur digunakan untuk memenuhi kebutuhan transportasi udara. Avtur
digunakan pada mesin pesawat terbang bermesin turbin. Avtur mempunyai
komposisi yang mirip dengan kerosin hanya saja terdapat perbedaan pada
spesifikasinya. Beberapa sifat penting dari avtur adalah freezing point maksimal -
50℃ dan flash point minimum 38℃.
3.2.7. Naphta
Naphta selain dijadikan bahan blending bensin, juga digunakan sebagai
bahan baku oleh perusahaan seperti British Petroleum dan Sietco. Spesifikasi
naphta yang dijual.
Elvina Citra Utami L (16644027)
Progam Studi Teknologi Kimia Industri
Politeknik Negeri Samarinda
20
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
3.3.1.3. Ekstraksi
Ekstraksi dengan pelarut merupakan salah satu proses yang tertua dalam
pengilangan minyak bumi. Pada awalnya, ekstraksi terutama untuk meningkatkan
kualitas kerosin, akan tetapi pada perkembangannya lebih banyak digunakan
untuk meningkatkan kualitas minyak pelumas. Prinsip yang digunakan dalam
proses ekstraksi adalah pemisahan berdasarkan perbedaan kelarutan antara dua
senyawa atau zat yang lain
3.3.1.4. Absorpsi
Dari reaksi tersebut dapat diketahui bahwa hasil terbesar dari catalytic
cracking adalah olefin. Katalis untuk catalytic cracking adalah bahan padat
dengan sifat asam.
3.2.2.3 Hydrocracking
Reaksi hidrodesiklisasi:
+ → − − − − −
Selain reaksi di atas, juga terdapat reaksi samping yaitu reaksi
dekomposisi dan reaksi hidrogenasi.
Isomerisasi:
3.3.3.1 Hydrotreating
3.4.1. Desulfurisasi
Kandungan sulfur maksimum yang diijinkan adalah 0,5 ppm. Reaksi
desulfurisasi berlangsung baik pada temperatur 315-340oC dan sulfur terpisah
dalam bentuk H2S. Reaksi yang terjadi adalah:
Mercaptan R-S-H + H2 R-H + H2S
Sulfida R-S-R + H2 2 R-H + H2S
Disulfida R-S-S-R + H2 2 R-H + 2H2S
Tiofen C6H8S + 4H2 C6H14 + H2S
Apabila temperatur reaksi terlalu tinggi dapat menyebabkan reaksi samping:
− − − = − + → − − − − − +
3.4.2. Denitrifikasi
Kandungan nitrogen maksimum adalah 0,5 ppm, dimana bila kandungan
nitrogen berlebih akan mengganggu recycle gas dan kestabilan pada aliran
overhead akibat pembentukan NH4Cl. Penyingkiran senyawa nitrogen lebih sulit
jika dibandingkan dengan senyawa sulfur karena kecepatan reaksi denitrifikasi
hanya seperlima dari kecepatan desulfurisasi. Contoh reaksi yang berlangsung :
OH
+ H2 + H2O
phenol benzene
2. Isomerisasi naftena
3. Dehidrosiklisasi
CH3 CH3
CH2=CH2 + CH3-CH-CH3 CH3- C-CH2-CH3
CH3
Etena Isobutana Isoheksana
CnHm + n H2O n CO +
2n m H
2
2
Reaksi ini sangat endotermik dan banyak menyerap panas.
3.6. Produk
3.6.1. LPG
Syarat LPG yang dipasarkan di Indonesia adalah kandungan fraksi ringan
etana harus kurang dari 0,2% volume. Selain itu, kandungan i-C5, n-C5 dan fraksi
yang lebih berat dalam LPG maksimum 2% volume. Dengan alasan keamanan,
LPG dicampur dengan etil merkaptan untuk memberi bau khas sebagai indikator
kebocoran. Spesifikasi produk LPG berdasarkan masing- masing jenisnya dapat
dilihat pada tabel 3.6, tabel 3.7 dan tabel 3.8 berikut.
Tabel 3.6 Spesifikasi Produk LPG Jenis Propana
No. Analisa Satuan Metode Min. Max.
1. Komposisi: %vol ASTM D-2163
C3 95 -
C4 + (C4 and heavier) - 2,5
C3 +C4 - -
C5 - -
C5 + (C5 and heavier) - -
C6 + (C6 and heavier) - Nil
2. R.V.P. (100˚F) Psi ASTM D-1267 - 210
3. Weathering Test (36˚F) %vol ASTM D-1837 95 -
4. Total Sulphur Grain/100 ASTM D-2784 - 15
3
ft
5. Ethyl or Buthyl mL/1000 - 50
Mercaptan Added AG
6. Free Water Content VISUAL - -
3.6.2. Naphta
Naphta yang diproduksi PERTAMINA RU V Balikpapan selain
dijadikan bahan blending bensin, juga digunakan sebagai bahan baku oleh
perusahaan lain seperti British Petroleum dan Sietco. Spesifikasi naphta yang
dijual mempunyai spesifikasi yang dapat dilihat pada tabel 3.9, tabel 3.10 dan
tabel 3.11 berikut.
3.6.3. Premium
Untuk mencapai bilangan oktan 88, Premium dibuat dengan cara mem-
blending reformat (ON= 92-94), light naphta (ON=70) dan heavy naphta
(ON=60). Jika belum mencapai bilangan oktan 88, maka ditambahkan HOMC
(High Octane Mogas Component) yang memiliki bilangan oktan 95. Selain
Premium, PERTAMINA RU V juga memproduksi Pertamax yang memiliki
bilangan oktan 92 dan Pertamax Plus yang memiliki bilangan oktan 94.
Spesifikasi Premium dan Pertamax disajikan dalam Tabel 3.12 dan Tabel 3.13.
Tabel 3.12 Spesifikasi Premium menurut Dirjen Migas
No. Analisa Satuan Metode Min. Max.
1. Research Octane Number RON ASTM D-2699 88,0 -
2. Lead Content g/L ASTM D-3341 - 0,30
3.6.4. Kerosin
Kerosin adalah fraksi minyak mentah yang pada rentang suhu 150-
250˚C. Kerosin tidak bisa terbakar pada fasa cair. Kerosin hanya bisa dibakar
pada keadaan teruapkan dan bercampur dengan udara. Kerosin digunakan sebagai
bahan bakar rumah tangga baik sebagai bahan bakar maupun bahan penerangan.
Pada proses pembakarannya, kerosin diuapkan dengan panas ataupun dengan
tekanan. Panas dapat berasal dari pembakaran kerosin sendiri. Spesifikasi kerosin
menurut Dirjen Migas disajikan pada Tabel 3.14.
minimal 45 merupakan hasil pencampuran dari gas oil ringan, gas oil berat, gas
oil vakum ringan dan gas oil vakum berat. Spesifikasi ADO menurut Dirjen
Migas disajikan pada Tabel 3.15.
Tabel 3.15 Spesifikasi Kerosin menurut Dirjen Migas
No. Analisa Satuan Metode Min. Max.
1. Densitas kg/m3 ASTM D-1298 815 870
(15˚C)
2. Cetane ASTM D-613 48 -
Number
3. Visc. ASTM D-445 1,6 5,8
Kinematic cSt
(37,8˚C)
1.1.1. Avtur
Avtur digunakan untuk memenuhi kebutuhan transportasi udara. Avtur
digunakan pada mesin pesawat terbang bermesin turbin. Avtur mempunyai
komposisi yang mirip dengan kerosene. Hanya saja spesifikasinya lebih ketat
karena penggunaannya untuk pesawat terbang. Avtur tidak diambil untuk produk
blending untuk menjaga kualitas yang mengacu pada standar internasional.
Parameter yang harus diperhatikan dalam penentuan kualitas avtur adalah titik
asap, titik tuang dan turbinitas. Spesifikasi produk avtur disajikan pada tabel 3.17
berikut.
12. Anodamine, digunakan sebagai bahan injeksi kimia pada boiler bertujuan
mengatur pH, melapisi tube pipa air dan mengikat gas-gas terlarut yang dapat
menyebabkan kerak dan korosi dalam boiler.
PT. PERTAMINA (Persero) RU V Balikpapan adalah satu dari enam kilang milik
PT. PERTAMINA (Persero) yang mempunyai kapasitas pengolahan 260.000
barel perhari yang terbagi menjadi dua kilang, yaitu Kilang Balikpapan I yang
terdiri dari:
1. Crude Distilation Unit V (CDU V),
2. High Vacuum Unit III (HVU III),
3. Dehydration Plant (DHP),
4. Effluent Water Treatment Plant (EWTP).
b. Sistem Proses
Minyak bumi dialirkan dari tangki minyak bumi, kemudian dipanaskan dalam
rangakaian HE (Heat Exchanger) yang memanfaatkan panas dari produk fraksinasi.
Setelah melewati HE (sebelum masuk Crude Desalter), aliran diinjeksikan air dan
demulsifier. Penambahan air bertujuan untuk melarutkan garam-garam dalam
minyak, sedangkan demulsifier berguna untuk memecahkan emulsi antara air dengan
minyak.
Setelah mengalami pemanasan, minyak bumi masuk Crude Column pada temperatur
334ºC yang terdiri dari 47 tray dengan sidecut stripper. Produk dalam kolom
distillasi akan dikondensasikan menjadi naphta, kerosin, HGO, LGO, dan long residu
pada tray yang berbeda – beda berdasarkan titik didihnya. Fraksi ringan dari produk
akan dipisahkan dalam stripper. Kerosin akan dialirkan ke tangki penyimpanan
setelah didinginkan hingga 380C. Produk LGO akan dialirkan ke tangki kerosin atau
gas oil setelah didinginkan oleh HE dan cooler hingga 380C. Residu dialirkan ke
Vacuum Feed Surge Drum setelah didinginkan 1590C (mixed crude) atau 1690C
(minas crude). Residu dapat juga dikirim ke tangki fuel oil atau LSWR setelah
didinginkan 380C.
Karena sebagian fraksi HGO masih terikut pada bagian bottom dari crude column
maka diinjeksikan Low Low Pressure Superheated Steam (LLPSS) dengan tekanan 3
kg/cm2, yang berfungsi untuk mengurangi tekanan parsial hidrokarbon sehingga
fraksi-fraksi ringan yang masih terdapat pada bagian bottom dapat teruapkan.
Overhead gas (O/H) yang keluar dari puncak kolom diinjeksikan NH3 dan corrosion
inhibitor. Gas ammonia berfungsi untuk menetralisasi air yang terkondensasi pada
accumulator boot dan untuk mempertahankan pH air pada range 7-9, sedangkan
corrosion inhibitor berfungsi untuk melindungi sistem overhead dari korosi.
Overhead gas tersebut dikondensasikan dalam main fractionators overhead
condenser berupa fin-fan untuk memisahkan uap, air dan hidrokarbon. Tekanan gas
pada accumulator di kontrol pada 0,3 Kg/cm2 dengan mengalirkan fuel gas atau
kelebihan gas ke flare. Hidrokarbon dialirkan ke recontact cooler untuk dikontakkan
kembali dengan aliran uap dari Knock Out Drum untuk mengabsorbsi fraksi berat
pada uap.
Naphta dari recontact cooler akan ditampung dalam Stabilizer Feed Surge Drum dan
dialirkan ke dalam Stabilizer Column/ debuthanizer setelah dipanaskan hingga 1270C
(mixed crude) atau 1450C (minas crude) untuk memisahkan fraksi ringan LPG dan
fraksi naphta. Produk atasnya dikumpulkan di Stabilizer overhead accumulator yang
kemudian dikirim ke LPG Recovery Unit yang berupa deethanizer untuk
memisahkan hidrokatbon rantai pendek (C-1 sampai C-2) hingga mencapai
spesifikasi produk yaitu 0,2% vol max untuk C-2 dan 2 % vol max untuk C-5,
sedangkan fraksi naphta dimasukkan ke dalam Naphta Splitter Feed Surge Drum
dijaga dengan menginjeksikan off gas dari Stabilizer Overhead Accumulator atau
membuang kelebihan gas ke flare.
Produk samping kerosin dikirim ke Kerosene Stripper untuk dipisahkan antara
kerosin dengan fraksi ringan yang terbawa. Produk samping LGO dikirim ke LGO
Stripper untuk dipisahkan antara LGO dengan fraksi ringan yang masih terbawa.
Produk samping HGO dikirim ke HGO Stripper untuk dipisahkan antara HGO
dengan fraksi ringan yang terbawa. Produk bawah HGO Stripper dikirim ke tangki
penyimpanan.
Reduced crude (long residu) yang tidak dapat terfraksinasi lagi pada tekanan
atmosferik, diumpankan ke dalam High Vacuum Unit III (HVU III) dan sebagian ke
(HVU II) untuk dipisahkan dalam kondisi vakum.
Diagram proses yang disederhanakan dari CDU V dapat dilihat pada gambar
berikut :
b. Sistem Proses
Reduced crude dari CDU V dan dari tangki timbun long residu (pada saat shut down)
ditampung ke dalam Vacuum Feed Surge Drum untuk menstabilkan tekanannya.
Kemudian reduced crude dialirkan ke Vacuum Column. Sebelum masuk ke Vacuum
Column, reduced crude terlebih dahulu melalui sistem pemanasan dalam rangkaian
HE, kemudian dipanaskan kedalam sistem pemanas di tungku (furnace) pada
Vacuum Heater sampai temperatur operasi Vacuum Column tercapai. Pemanasan
bertujuan untuk menaikkan temperatur umpan sehingga mencapai 341ºC. Vacuum
Heater yang digunakan dirancang untuk dapat menggunakan bahan bakar fuel oil
atau fuel gas.
Produk LVGO yang terpisah didinginkan dalam LVGO Cooler, kemudian dipompa
ke tangki penyimpanan Industrial Diesel Oil (IDO) atau Automotive Diesel Oil
(ADO). Produk HVGO dan paraffinic oil distillate yang dihasilkan digunakan
sebagai umpan Wax Plant. Untuk produk short residue dialirkan ke LSWR Pool.
b. Sistem Proses
Proses pemisahan air dalam minyak bumi dilakukan dengan cara menginjeksikan
demulsifier ke dalam stok minyak bumi yang akan diproses, sehingga emulsi antara
minyak dan air dapat dipecah. Demulsifier diinjeksikan melalui pipa dengan ukuran
inlet 20 inchi selama pentransferan minyak berlangsung. Selanjutnya dilewatkan
pada Heat Exchanger E1 A/B hingga temperatur 50-65ºC. Untuk memisahkan gas
sisa dari crude, maka Tanjung Crude ex tangki T1 A/B dilewatkan ke gas separator
dan kemudian ditransfer ke tangki R.
Proses pada EWTP ada 3 macam, yaitu proses secara fisik, kimiawi, dan
biologis. Air buangan yang mengandung minyak dari kilang Balikpapan I dan II
dipompakan masuk Refinery Waste Stilling Zone (RWSZ). Aliran yang keluar
RWSZ dimasukkan ke dalam Gravity Separator (GS) dimana pada unit ini terjadi
lagi pemisahan fisik secara gravitasi. Setelah itu air buangan dialirkan ke dalam
Equlization Basin (EB) untuk diaduk dengan udara.
Udara pengaduk digunakan agar partikel dari bahan-bahan pencemar
yang terdapat dalam air tersebar secara merata sehingga memudahkan proses
koagulasi, pengurangan partikel-partikel tersuspensi dalam air. Proses koagulasi
ini menggunakan aluminium sulfat dan anion polimer. Asam Klorida (HCl) dan
kaustik soda digunakan untuk mengontrol pH.
Tahap proses selanjutnya adalah Dissolved Air Flotation (DAF). Flok
dari partikel tersuspensi di dalam DAF diapungkan ke permukaan dengan injeksi
udara dengan adanya injeksi udara ini akan terbentuk lapisan buih pada
permukaaan air yang secara terus-menerus akan dipisahkan dengan skimmer.
Setelah itu, keluaran akan dialirkan secara gravitasi ke bio aeration basin (BAB)
dimana terjadi proses pengolahan limbah secara biologi, lalu masuk ke Biological
Sludge Clarifier dimana lumpur yang terbentuk selama proses aeration
diendapkan dan kemudian dapat diambil. Air jernih yang dihasilkan kemudian
secara overflow dialirkan ke Gravity Head Discharge Chamber.
Elvina Citra Utami L (16644027)
Progam Studi Teknologi Kimia Industri
Politeknik Negeri Samarinda
52
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
2. Sistem proses
Minyak bumi dialirkan dari tangki minyak mentah, kemudian dipanaskan dalam
rangkaian HE yang memanfaatkan panas dari produk fraksionasi. Setelah
melewati HE (sebelum masuk crude desalter), aliran diinjeksikan air dan
demulsifier. Penambahan air bertujuan untuk melarutkan garam-garam dalam
minyak, sedangkan demulsifier berguna untuk memecahkan emulsi antara air
dengan minyak.
Setelah mengalami pemanasan, minyak bumi mentah masuk crude column pada
temperatur 3540C. Pada bagian bottom dari Crude Column dinjeksikkan Low
Pressure Steam (LPS) dengan tekanan 10 Kg/cm2 yang berfungsi untuk
mengurangi tekanan parsial hidrokarbon sehingga fraksi-fraksi ringan yang masih
terdapat pada bagian bottom dapat teruapkan. Overhead gas (O/H) yang keluar
dari puncak kolom diinjeksikan NH3 dan Corrosion Inhibitor. Gas ammonia
berfungsi untuk menetralisir air yang terkondensasi pada accumulator boot dan
untuk mempertahankan pH air pada range 7-9, sedangkan corrosion inhibitor
berfungsi melindungi sistem Overhead dari korosi. Kondensat yang terdapat di
dalam accumulator selanjutnya dialirkan dalam Stabilizer Column agar fraksi
ringan (< C4) terpisah dengan fraksi yang lebih berat (> C5). Fraksi LGO
Elvina Citra Utami L (16644027)
Progam Studi Teknologi Kimia Industri
Politeknik Negeri Samarinda
54
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
merupakan produk samping antara tray 32 dan 33 dikirim ke LGO stripper untuk
dipisahkan antara LGO dengan fraksi ringan yang masih terbawa. Berikut ini
merupakan diagram sederhana dari CDU IV:
2. Sistem Proses
Senyawa-senyawa seperti sulfur, nitrogen, oksigen dan senyawa-senyawa lain
organometalik harus dihilangkan karena dapat mengakibatkan keracunan pada
katalis pada Unit Platformer-Plant 5. Reaksi-reaksi yang terjadi didalam unit
naphta hidrotreater adalah :
1. Desulfurisasi
2. Denitrifikasi
3. Hidrogenasi olefin
4. Eliminasi olefin
Heavy naphta yang merupakan keluaran dari HCU A/B dan CDU IV ditampung
dalam feed surge drum yang ditambahkan H2 kemudian dipanaskan dalam HE
dan Charge Heater. Sebelum melewati HE, umpan diinjeksikan butyl merkaptan,
yang berfungsi sebagai “sulfiding agent” bagi katalis, yang akan mempercepat
kinerja katalis baru atau memperbaiki kereaktifan katalis yang telah diregenerasi.
Setelah itu masuk reaktor pada suhu 368oC dan keluar pada suhu 371oC.
Aliran yang keluar dari reaktor dilewatkan HE, kemudian diinjeksikan dengan
kondensat dari Wash Water Drum. Aliran tersebut ditampung dalam produk
Separator untuk dipisakan antara H2O dengan H2. Air yang tertampung dalam
Water Boot dikirim ke Sour Water Stripper, sedangkan H2 yang tidak bereaksi
dikembalikan lagi ke aliran umpan.
Selanjutnya produk reactor diumpankan pada Stripper Column. Gas ringan keluar
sebagai produk atas, sedang produk bawah berupa Sweet Naphta/ Hydrotreated
Naphta yang siap diumpankan ke UnitPlatformer. Gas ringan yang keluar
dikondensasikan dan kondensat yang terbentuk diembalikan ke puncak Stripper
Column sedangkan gas yang tidak terkondensasi dikirim ke Fuel Gas System.
Berikut ini adalah Bagan proses yang terjadi di Naphta Hydrotreater Unit (NHT) :
2. Sistem proses
Fungsi utama dari unit platformer (plant 5) adalah untuk menaikkan bilangan
oktan (ON) heavy naphta yang dihasilkan pada unit destilasi atmosferik di plant 1.
Naphta yang dihasilkan dari unit platformer ini disebut dengan Reformat, melalui
Unit Platformer diharapkan bilangan oktan naphta diangkat dari 56 menjadi
sekitar 92-97. Reformat yang dihasilkan digunakan sebagai bahan dalam proses
blending untuk menghasilkan produk premium.
Di dalam Unit Platformer terdapat dua bagian utama yaitu bagian Platformer dan
bagian CCR (Continous Catalyst Regeneration). Dalam Unit Platformer terjadi
reaksi isomerisasi. Pada aliran umpan juga diinjeksikan propilen diklorida (PDC)
dan kondensat untuk menjaga neraca air-klor pada katalis, karena senyawa klorida
pada konsentrasi tertentu akan berguna untuk menstabilkan katalis. Berikut ini
adalah bagan sederhana proses Platformer Unit:
2. Sistem proses
Gas umpan dari Platformer, Hydrocracker dan CDU dipanaskan terlebih dahulu
tanpa mengalami penguapan, kemudian dialirkan kedalam Deethanizer. Gas yang
keluar dari kolom dikondensasikan dan didinginkan oleh Deethanizer Overhead
Condenser lalu ditampung dalam Overhead Receiver. Sebelum didinginkan gas
diinjeksikan dengan “corrosion inhibitor” karena masih mengandung H 2S yang
dapat menimbulkan korosi. Gas yang tidak terkondensasi dikirim ke Fuel Gas
System, sedangkan air yang terbentuk pada bagian bawah Overhead Receiver
dikirim ke Sour Water Stripper. Gas yang mengandung fraksi propane, butane,
dan sedikit isopentena, yang merupakan produk bawah Deethanizer Coloumn
dikirim ke unit LPG Treater Unit jika mengandung Sulfur terlalu banyak, atau
dapat langsung dimasukan ke dalam tangki penyimpanan jika kandungan Sulfur
yang ada di dalam LPG sudah cukup rendah. Berikut ini adalah Diagram
sederhana Proses pada LPG Recovery:
2. Sistem Proses
LPG Treater pada dasarnya hanya bertujuan menghilangkan kandungan sulfur
yang berlebihan dari produk LPG yang akan diperdagangkan, sesuai dengan
ketentuan tertentu. Didalam unit ini Sulfur diturunkan dengan menambahkan
absorben yaitu caustic soda (NaOH). Reaksi yang terjadi adalah sebagai berikut:
H2S + NaOH Na2S + H2O
Sour Water System adalah unit yang dirancang untuk mengelola semua air
buangan proses baik dari HSC (Hydroskiming Complex), sedemikian sehingga air
buangan tersebut dapat digunakan kembali di dalam proses.
2. Sistem Proses
Air buangan/Sour water masuk Deggasing Drum untuk dipisahkan antara fraksi
gas/hidrokarbon ringan, minyak dan air yang terdapat pada Sour Water. Minyak
yang terdapat pada permukaan air dipisahkan ke Slop Tank, sedangkan fraksi
High Vacuum Unit (HVU) II mengambil residu dari CDU IV sebagai umpan.
Proses yang tejadi dalam unit ini kurang lebih sama dengan unit distilasi pada
CDU IV hanya saja karena umpan berupa residu yang memiliki selang titik didih
tinggi maka pemisahan secara distilasi dilakukan pada kondisi vakum untuk
menghindari terjadinya reaksi perengkahan (cracking) selama distilasi
berlangsung.
2. Sistem Proses
Long residu yang berasal dari CDU IV dan CDU V dirasakan masih memiliki
nilai ekonomis, oleh karena itu residu dari kedua unit tersebut kembali mengalami
proses pemisahan secara distilasi pada tekanan vakum untuk menghindari
terjadinya perengkahan selama proses pemisahan berlangsung.
Minyak mentah yang akan diolah dimasukkan dalam surge drum untuk mencegah
minyak mentah terangkat ke atas akibat keadaan vakum. Di dalam kolom HVU II
terdapat 3 buah tray dan 2 buah kolom packing untuk proses pemisahan.
Kondisi vakum didalam kolom dipertahankan dengan menggunakan steam
ejector tiga tahap. Bagian atas kolom dihubungkan dengan ejector tahap pertama,
kemudian campuran steam dan uap hidrokarbon yang tidak terkondensasikan,
sebagian uap hidrokarbon yang tidak terkondensasikan terhubung lagi dengan
sistem ejector kedua, campuran steam dan uap hidrokarbon yang belum
terkondensasikan ini dikondensasikan lagi dengan sedangkan uap hidrokarbon
yang belum terkondensasikan dihubungkan lagi dengan sistem ejector ketiga.
Kondensat dari tiap-tiap ejector dialirkan kedalam suatu drum penampung.
Campuran air dan sebagian minyak dialirkan ke sour water stripper sedangkan
gas-gas yang tidak terkondensasikan dialirkan ke System Flare.
LVGO diambil dari Chimney tray dibawah packing bed pertama, kemudian
didinginkan dan ditampung dalam tangki penyimpanan minyak diesel. HVGO
diambil dari Chimney tray dibawah packing bed kedua. Setelah didinginkan
HVGO dialirkan ke Hydrocracker sebagai umpan segar. Slop wax diambil dari
Chimney tray paling bawah dan dikrim sebagai campuran fuel oil. Sedangkan
vacuum residue/short residue dikeluarkan dari bagian bawah kolom, setelah
didinginkan short residue digunakan untuk campuran fuel oil.
Butana Max 2 - - - -
(%mol)
Sulfur - - 5 ppm 5 ppm 5 ppm
(%wt)
Smoke - - 38 25 -
point
(mm)
Freeze - - -80 -45 -
0
Point ( F)
Flash - - - - 154
Point (0F)
1. Sistem proses
b. Sistem Fraksinasi
Produk cair reaktor keluar dari Low Pressure Drum dipompa ke tray 16 dari tray
30 Debuthanizer. Sebagian butana dan hidrokarbon dengan BM lebih rendah
dikeluarkan sebagai produk overhead, sedangkan cairan hasil masuk ke Product
Fractionator.
Aliran umpan masuk ke debuthanizer dipanaskan dahulu sampai suhu 1770C
pada pemanas Net Product Heavy Kerosene dan E3-05A-D dengan pemanas
Heavy Kerosene Pump Around.
Hasil dasar yang merupakan umpan yang tidak terfraksinasi diinjeksikan dengan
steam 3 kg/cm2g, kemudian dialirkan menuju recycle feed surge drum. Hasil
overhead kolom fraksionator terdapat light dan heavy naphta yang harus
dipisahkan untuk umpan plant 5 (platformer). Light Naphta dialirkan ke Naphta
Splitter dan masuk tray 16 Naphta Splitter. Hasil dasar dari heavy naphta ini
dikirimkan ke plant 4 (naphta hydrotreater) melewati Naphta Splitter
Feed/Bottom Exchanger untuk mendinginkan dari suhu 164 menjadi 820C dan
Heavy Naphta Cooler (untuk menurunkan suhu sampai 380C). Hasil puncak
berupa Light Naphta dikondensasikan dan kemudian ditampung dalam Naphta
Splitter Receiver pada suhu 540C, dari sini gas dibuang ke flare, sekitar 4% dari
overhead destilat dikembalikan ke top tray sebagai refluks. Sedangkan Net
1. Sistem Proses
Proses pembuatan Hidrogen didasarkan atas reaksi gas Metana dengan kukus.
Untuk menghilangkan senyawa Sulfur, yang dapat merusak katalis pada proses
pembentukan Hidrogen, gas Metana juga mengalami pretreating.
Fungsi : Memisahkan crude menjadi gas, nafta, kerosin, minyak diesel, dan
long residu pada tekanan atmosferik.
Kapasitas : 200 MBSD
Ukuran : diameter dalam (ID) 9.500 mm, tinggi 63.000 mm (T-T)
Jumlah Tray : 53, menggunakan downcomer 2 pass, kecuali tray 16 - 18, 30
- 32, 41 - 43, 44 - 49 empat pass.
Berat kosong : 624.000 kg
Volume : 4.688 m3
Kondisi operasi : T puncak kolom = 3430C, T dasar kolom = 3850C, P = 2,8
kg/cm2 abs
Bahan kontruksi : Carbon steel (alloy C, Mn, P, S, dan Si)
Pabrikasi : Hitachi Ltd. Tokyo, Japan, 1981.
Fungsi : memisahkan kerosin sebagai top side – cut dari fraksi yang lebih
ringan
Kapasitas : Uap = 8.206 m3/jam; Cair = 452 m3/jam
Jumlah tray : 28 valve tray
Ukuran : diameter dalam (ID) 3.400 mm, tinggi 7.300 mm (T-T)
Kondisi operasi : T puncak kolom = 193 0C, T dasar kolom = 227 0C, P
puncak = 1,06 kg/cm2g, P dasar = 1,15 kg/cm2g
Bahan kontruksi : carbon steel
Pabrikasi : Sumitomo Heavy Industry Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Fungsi : memisahkan LGO sebagai intermediate side – cut dari fraksi yang
lebih ringan
Kapasitas : Uap = 3.242 m3/jam; Cair = 264 m3/jam
Ukuran : diameter dalam 2.500 mm, tinggi 7.300 mm (T-T)
Jumlah tray : 6 valve tray dengan downcomer 2 pass
Volume : 40 m3
Kondisi operasi : T puncak kolom = 260 0C, T dasar kolom = 311 0C, P
puncak = 1,15 kg/cm2g, P dasar = 1,22 kg/cm2g
Bahan kontruksi : carbon steel
Pabrikasi : Sumitomo Heavy Industry Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Fungsi : memisahkan HGO sebagai bottom side – cut dari fraksi yang lebih
ringan
Kapasitas : Uap = 7.742 m3/jam; Cair = 271 m3/jam
Ukuran : diameter dalam 2.500 mm, tinggi 9.900 mm (T-T)
Jumlah tray : 6 valve tray dengan downcomer 2 pass
Elvina Citra Utami L (16644027)
Progam Studi Teknologi Kimia Industri
Politeknik Negeri Samarinda
71
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
Kondisi operasi : T puncak kolom = 293 0C, T dasar kolom = 293 0C, P
puncak = 1,22 kg/cm2g, P dasar = 1,29 kg/cm2g
Bahan kontruksi : carbon steel
Pabrikasi : Sumitomo Heavy Industry Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Fungsi : memisahkan fraksi long residue menjadi LVGO, HVGO dan short
residue pada tekanan vakum.
Kapasitas : 80 MBSD (530 m3/ jam)
Ukuran : ID tengah 13.400 mm, ID bawah 3.400 mm, (T-T) 36.750 mm
Jumlah tray : 3 tray dan 3 packed section
Berat kosong : 583.000 kg
Volume : 4.025 m3
Kondisi operasi : T puncak kolom = 43 0C, T dasar kolom = 339 0C, P
puncak = 10 mmHg, P dasar = 40 mmHg
Bahan kontruksi : killed carbon steel
Pabrikasi : Hitachi Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Ukuran : diameter dalam 3.700 mm, tinggi 27.300 mm (T-T) terdiri dari
satu bed packed katalis DHC
Kondisi operasi : T internal = 454 0C, T eksternal = 204 0C, P internal =
195,5 kg/cm2g, P eksternal = 1,03 kg/cm2g
Bahan kontruksi : carbon steel
Pabrikasi : The Japan Steel Works Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Fungsi : Memisahkan sulfur, N2, dan fraksi hidrokarbon ringan dari fraksi
naphta
Kapasitas : Uap = 5.261 m3/jam; Cair = 559 m3/jam
Ukuran : diameter dalam bagian atas 1.900 mm, diameter dalam bagian
bawah 3.200 mm tinggi 17.900 mm (T-T)
Jumlah Tray : 20 sieve tray
Berat kosong : 42.100 kg
Volume : 127,5 m3
Kondisi operasi : T puncak kolom = 1830C, T dasar kolom = 2330C, P
puncak = 11,04 kg/cm2g, P dasar = 11,25 kg/cm2g
Bahan kontruksi : Carbon steel (alloy C, Mn, P, S, dan Si)
Pabrikasi : Sumitomo Heavy Industry Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
Volume : 144,7 m3
Kondisi operasi : T puncak kolom = 930C, T dasar kolom = 1210C, P
puncak = 0,77 kg/cm2g, P dasar = 1,05 kg/cm2g
Bahan kontruksi : carbon steel
Pabrikasi : Sumitomo Heavy Industry Ltd. Tokyo, Japan, 1982.
3.9. Utilitas
kerak sudah banyak dan kapasitas produksi tidak efektif, maka dapat dilakukan
pembersihan secara kimia dengan asam (acid cleaning).
Untuk menghilangkan gas CO2 yang terbentuk dalam cation exchanger, sebelum
melewati anion exchanger, air dari cation exchanger dialirkan dalam degassifier.
Degassifier ini berupa kolom yang berisi bedpacking raschig ring. Cairan yang
mengandung CO2 dimasukkan dari atas degassifier melalui sebuah spray nozzle.
Butiran air yang terbentuk kemudian dilewati oleh udara dari bawah kolom,
dengan demikian diharapkan gas CO2 akan terbawa bersama-sama dengan udara.
Air yang keluar dari degassifier diharapkan mempunyai kandungan CO2 yang
cukup rendah.
Sesudah melalui kolom degassifier, air dimasukkan ke dalam anion
exchanger. Dalam anion exchanger terjadi dua proses, yaitu proses pengikatan
asam-asam mineral, seperti asam sulfat (H2SO4), dan proses pengikatan asam-
asam lemah, asam silika, dan sisa-sisa asam karbonat.
Pengikatan asam-asam mineral dilakukan oleh resin anion yang bersifat basa
lemah (weak basic anion ), sedangkan asam-asam lemah, asam silika, dan sisa-
sisa asam karbonat diikat oleh resin anion yang bersifat basa kuat (strong basic
anion). Reaksi yang menggambarkan proses dalam anion exchanger adalah
sebagai berikut :
resin kation dan anion, kedua jenis resin tersebut akan memisah membentuk bed
yang terpisah dalam satu kolom. Proses sederhana pada demineralisasi air dapat
dilihat pada Gambar 3.20.
3.9.2.7. Boiler
Terdapat 6 unit HHP Boiler, masing- masing dengan kapasitas desain
125 ton per jam. Untuk memenuhi kebutuhan steam HHS secara normal 430- 460
ton per jam, maka boiler dilakukan pengaturan operasional secara optimal dan
mempertimbangkan faktor kehandalannya.
Steam yang diproduksi dengan tekanan 60 kg/cm2g untuk kebutuhan
pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) dan kilang sebagai driver dan pemanas.
Sistem pengaturan boiler dengan menggunakan Distributed Control System
(DCS).
3.9.2.8. Steam
Jenis steam dan kondesat yang dibutuhkan dan dihasilkan oleh kilang
Balikpapan dapat dilihat pada tabel 3.28.
Steam ini dihasilkan oleh boiler yang terdapat pada unit utilitas dan beberapa waste
heat boiler yang ada pada kilang I dan II. Penggunaan steam di kilang Balikpapan I
dan II antara lain adalah:
Stripping steam pada kolom-kolom fraksionasi untuk menunjang
penguapan senyawa-senyawa hidrokarbon ringan.
Menggerakan turbin pompa dan kompressor.
Steam ejector pada vakum unit.
Atomizing steam dalam burner yang memakai fuel oil.
Shoot blowing untuk menghilangkan jelaga pada pipa-pipa sirip bagian
atas.
Steam coil untuk memenaskan fluida dalam tangki.
pendinginan fluida yang memiliki pour point dan viskositas tinggi dengan TCW
dapat berlangsung dengan baik dan tidak terjadi pembekuan
1. LPG plant, selain bertujuan sebagai unit produksi, plant ini juga
berfungsi untuk menekan terbuangnya gas-gas naphta.
2. Incinerator, berfungsi untuk membakar gas-gas yang diperkirakan
beracun, sebelum dibuang ke udara.
3. Stack, berfungsi sebagai pembuang hasil-hasil dan sisa-sisa pembakaran.
Buangan stack mengandung CO2, asap, dan abu.
4. Flare, berfungsi untuk membakar gas-gas berlebih dari kilang. Desain
flare dibuat cukup tinggi untuk memperkecil pencemaran gas
hidrokarbon ke udara.
Elvina Citra Utami L (16644027)
Progam Studi Teknologi Kimia Industri
Politeknik Negeri Samarinda
91
Laporan Magang Industri
PT. PERTAMINA (Persero) Refinery Unit V – Balikpapan
Perawatan
Evaluasi Crude
BAB IV
KESIMPULAN DAN SARAN
4.1. Kesimpulan
4.2. Saran
1. Etos Kerja yang ditunjukkan karyawan pada umumnya sangat baik, agar selalu
dipertahankan dan ditingkatkan
2. Diharapkan mahasiswa/mahasiswi yang mengikuti kegiatan Kerja Praktek di PT.
PERTAMINA (Persero) RU V Balikpapan ada baiknya untuk aktif dalam
mencari informasi terkait proses operasi di ruang RPPK
DAFTAR PUSTAKA
Akbar Silva Febri, Akbor Helmy Muhammad. 2017. Laporan Kerja Praktek
PT.PERTAMINA (Persero) RU V BALIKPAPAN. Universitas Islam Indonesia.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 1: Crude Distillition Unit.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 2: Vacuum Distillation Unit.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 3: UOP HC UNIBON
Process Unit. London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 4: Naphta Hydrotreater Unit..
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 5: Platforming Process Unit.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 6: LPG Recovery Unit.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 7: Sour Water Stripper.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Plant 8: Hydrogen Plant.
London.
Becthel Great Britain Ltd. 1983. Operating Manual Utilities. London.
Eka, Wahyuni. 2016. Laporan Kerja Praktek PT.PERTAMINA (Persero) RU V
BALIKPAPAN. Institut Teknologi Sepuluh November, Surabaya.
Erlinda, Grace. 2016. Laporan Kerja Praktek PT.PERTAMINA (Persero) RU V
BALIKPAPAN. Politeknik Negeri Samarinda, Samarinda.
Saputri Dianita Ike, Yunia Rahmawati Rima. 2017. Laporan Kerja Praktek
PT.PERTAMINA (Persero) RU V BALIKPAPAN. Universitas Islam Indonesia.
Wardhani, Trimukti Annisa. 2017. Laporan Kerja Praktek PT.PERTAMINA (Persero)
RU V BALIKPAPAN. Politeknik Negeri Samarinda, Samarinda.