PetroChina
Universitas Jambi BAB III ORIENTASI LAPANGAN
3.1
BGP (Betara Gas Plant)
Gambar 3.1. PFD Betara Gas Plant (BGP Operations) BGP (Betara Gas Plant) merupakan unit pengolahan gas alam yang bahan bakunya berasal dari fluida reservoir North East Betara Betara (NEB) dan Gemah, serta gas associated dari fasilitas produksi minyak (Gas ( Gas Recovery Facility ) yang juga berada di NEB dan Gemah. BGP ini merupakan salah satu kegiatan
operasional
yang
dilakukan
oleh
perusahaan
PetroChina
International Jabung Ltd. yang berada di daerah Kecamatan Betara yang terletak di Kabupaten Tanjung Jabung Barat. Produk yang dihasilkan pada plant di Betara Gas Plant antara lain adalah sales sales gas yang merupakan campuran antara C 1 dan C2 dengan komposisi dan spesifikasi tertentu sesuai permintaan konsumen yang dibuat melalui beberapa tahap/proses. Produk berupa gas ini mengalir melalui sales gas metering untuk menentukan pengukuran jumlah gas yang nantinya akan ditransportasikan. Kira-kira Betara Gas Plant memproduksi gas sebesar 106 Bbtu/hari atau 103 Mmscfd. Gas tersebut nantinya akan dipasarkan untuk konsumen di Singapura dengan pendistribusian melalui jalur perpipaan milik
14
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
15 PetroChina
Universitas Jambi
TGI (Transport Gas Indonesia), yang merupakan anak dari PGN (Perusahaan Gas Negara).
Gambar 3.2 PFD 3.2 PFD Betara Gas Plant Overview (BGP Operations) Betara Gas Plant juga memproduksi NGL (Natural ( Natural Gas Liquid ) yang kandungannya berupa C 3, C4, dan C 5 dan akan dikirim ke North Geragai Fractionation terlebih dahulu untuk diolah menjadi LPG. Kemudian LPG tersebut akan dikirim ke kapal-kapal tanker di lepas pantai untuk dipasarkan ke Singapura. Untuk Betara Gas Plant dapat memproduksi NGL sebesar 25.500 BPD. Proses yang digunakan di BGP ialah proses yang umum digunakan oleh pabrik pengolahan gas lainnya, seperti proses separasi, pemanasan, pendinginan, kompresi, dan lain-lain. Diperlukan beberapa perlakuan khusus untuk mengolah gas di BGP . Perlakuan tersebut seperti proses penghilangan gas CO2 dan penghilangan merkuri. Untuk penghilangan gas CO2 dilakukan secara dua tahap, yaitu pemisahan CO 2 menggunakan mebrane dan mebrane dan menggunakan senyawa amine. amine. Pemisahan CO2 di plant di plant lain pada umumnya hanya menggunakan satu tahap saja, yaitu hanya menggunakan amine atau menggunakan membran. Sedangkan untuk penghilangan merkuri menggunakan mercury removal unit (MRU). (MRU).
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
16 PetroChina 3.2
Universitas Jambi
Bahan Baku Bahan baku yang diolah Betara Gas Plant (BGP) berupa gas alam yang
berasal dari sumur-sumur ( well’s ) produksi milik PetroChina International Jabung Ltd.
Well’s
produksi gas olahan Betara Gas Plant berasal dari well
produksi di daerah North East Betara (NEB), Gemah, dan sumur-sumur associated yang berasal dari Gemah dan NEB . Dari sumur NEB dan Gemah diolah raw gas sekitar 36 MMSCFD, sementara total raw gas yang akan diproses di BGP lebih dari 240 MMSCFD. Gas yang diolah di BGP memiliki karakteristik dan sifat fisika maupun kimia tertentu yang memerlukan proses pengolahan baik secara kimia maupun fisika. Umumnya, komposisi gas alam ialah terdiri dari beberapa senyawa hidrokarbon utama metana, etana, propana, butana, pentana dan heksana serta gas non hidrokarbon seperti N 2, CO2, H2S dan jarang ditemukan heptana dan oktana. 3.3
Slug Catcher Slug catcher merupakan sebuah separator yang berfungsi sebagai
pemisah fluida berdasarkan densitas dan juga memiliki fungsi menampung kondensat dan air (liquid ( liquid ). ). Pada reservoir terdapat fluida yang berupa liquid (air+kondesat), yang akan dialirkan ke Inlet Seperator , sedangkan gasnya dialirkan ke Inlet Compressor. Pada proses pengolahan di plant dapat terjadi dua kondisi yang mempengaruhi proses operasi, yaitu slugging slugging dan pigging dan pigging.. Ketika terjadi slugging, slugging, air, minyak ataupun kondensat terakumulasi di jalur pipa sehingga menyebabkan terjadinya penyumbatan di slug catcher. Fluida catcher. Fluida yang menyumbat di slug catcher ini perlu dihilangkan dengan cara pigging. pigging. Pada BGP terdapat dua buah pig receiver yang yang dipasang pada tiap trunk line, yang bertugas menerima pig sebagai pembersih pipa dengan memberi tekanan pada pig dari tekanan aliran gas. NEB receiver (605-VR-101) digunakan untuk pigging di trunk line line NEB dan Gemah receiver digunakan untuk pigging untuk pigging di trunk line Gemah. Cara kerja slug catcher adalah pemisahan dua fasa antara fasa gas dan liquid yang berupa air (oily ( oily water) dan juga kondensat berdasarkan perbedaan densitas dan berat molekul karena gravitasi. Slug catcher memiliki Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
17 PetroChina
Universitas Jambi
plate deflector yang berfungsi sebagai penahan semprotan dari well kemudian akan terjadi pemisahan antara gas dan liquid. Slug catcher yang digunakan berbentuk horizontal dengan tujuan agar waktu kontak ( residence time) time) fluida melewati slug catcher menjadi lebih lama dan proses pemisahan menjadi lebih baik. Gas yang terpisah akan mengalir melalui bagian atas slug catcher dengan melewati wire mesh mesh yang berfungsi sebagai demister untuk menahan liquid yang masih terdispersi dalam aliran gas sehingga liquid akan akan tertahan dan terkumpul di wire mesh dan mesh dan jatuh ke bawah. Penggunaan wire mesh memperkecil kemungkinan liquid yang terbawa pada aliran gas yang keluar dari slug catcher. Aliran gas yang keluar melalui top outlet nozzle kemudian akan dialirkan ke dalam inlet suction scrubber (605-V-220 (605-V-220 A/B/C) agar liquid yang carry over terpisah dan tidak mengganggu proses kompresi pada compressor. compressor. Sementara itu, untuk liquid yang telah terpisah dari gas akan keluar melalui bottom outlet nozzle. nozzle . Pada bagian liquid outlet ini dipasang vortex breaker yang berguna untuk mengurangi turbulensi saat liquid keluar dari slug catcher yang dapat mengakibatkan adanya gas yang terikut bersama dengan liquid . 3.3.1 Low Pressure Slug Catcher (605-V-219) Low pressure slug catcher merupakan slug slug catcher yang memiliki aliran fluida low pressure yang berasal dari reservoir Gemah, LP NEB, Gemah Associated dan NEB Associated dialirkan menuju BGP pada unit inlet facilities melalui Gemah trunk line. Fluida tersebut kemudian dialirkan menuju production header dan dikirim ke LP slug catcher dengan tekanan 400-450 psig. Tekanan liquid akan turun sampai dengan 385 psig saat mulai masuk inlet separator. Pada ujung aliran pipa dari well sebelum masuk ke low pressure slug catcher dipasang pig pig receiver yang nantinya berguna untuk membersihkan pipa dari well jika jika mulai terjadi plug terjadi plug didalam didalam pipa tersebut. Pada low pressure slug catcher fluida catcher fluida yang keluar melalui bottom outlet nozzle nozzle yang kemudian dilewatkan pada inlet separator pre-heater (605-E105). Aliran gas yang low pressure dari inlet suction scrubber kemudian akan mengalir menuju inlet compressor (605-K-102 A/B/C) untuk kemudian Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
18 PetroChina
Universitas Jambi
dinaikan tekanannya hingga mencapai 750 Psig, karena dengan menaikan tekanan maka gas akan lebih mudah terkondensasi dan dapat dipisahkan dari liquid yang masih terdispersi dalam aliran gas tersebut. Gas hasil keluaran compressor ini kemudian didinginkan pada inlet compressor after cooler (605-E-110A/B/C) (605-E-110A/B/C) yang berjenis fin-fan. Pendinginan ini dimaksudkan untuk mendinginkan gas hasil keluaran kompresor karena bila tekanan naik, suhu juga akan ikut naik , pada saat pendinginan ini juga sering terbentuk condensater maka dari itu diperlukan setelah didinginkan gas mengalir menuju inlet discharge scrubber (605-V-221 A/B/C) untuk memisahkan kandungan liquid yang masih ada.
Gambar 3.3 PFD Inlet LP Compressor (BGP Operations) 3.3.2 High Pressure Slug Catcher (605-V-201) (605-V-201) High pressure slug catcher (605-V-201) prinsipnya sama dengan low pressure slug catcher yang membedakan hanya tekanan dari well yang tinggi akan di alirkan disini, dapat dibilang HP slug catcher merupakan pemisah dan peredam fluida yang bertekanan tinggi. Fluida-fluida high pressure yang didapatkan dari reservoir North East Betara (NEB), Betara (NEB), akan dipisahkan secara dua fasa sama dengan fluida yang low pressure. pressure. Keadaan saat ini tekanan yang berasal dari NEB sudah menurun sehingga tekanan operasional pada HP slug catcher sama dengan LP LP slug cather. Kemudian, gas yang dipisahkan Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
19 PetroChina
Universitas Jambi
akan mengalir melalui top outlet HP slug catcher dan dan akan digabung dengan keluaran gas yang berasal dari LP Slug Cather. Campuran kedua aliran gas ini kemudian dialirkan dialirkan menuju Inlet Compressor Compressor yang akan dinaikkan dinaikkan tekanan nya menjadi 750 psig. Untuk aliran liquid -nya -nya akan digabung dengan aliran liquid yang berasal dari LP slug catcher (605-V-219) untuk kemudian dimasukan ke dalam inlet separator pre-heater (605-E-105 3.4
Inlet Separator Pre-heater (605-E-105) Inlet separator pre-heater (605-E-105) (605-E-105) merupakan alat penukar panas
sebagai treatment awal sebelum fluida masuk ke separator , hal ini diperlukan diperlukan karena fluida yang masuk dari berbagai aliran agar aliran tersebut memiliki temperatur yang sama berbeda maka di treatment dahulu di inlet separator pre-heater . Pada proses ini dibagi menjadi dua aliran. Aliran yang pertama adalah aliran yang berasal dari liquid HP-LP slug catcher, yang masuk melalui flow control valve valve dan dan aliran kedua merupakan 8 aliran recycle yang berasal dari : a. Low pressure compression suction and discharge scrubber (605-V220/221); b. Recovered oil dari skim pump (660-P-101); c. Liquid dari dryer inlet coalesce (15-F-104 A/B); d. Liquid dari pre-treatment dari pre-treatment feed gas separator separator (610-V-201); e. Liquid dari condensate stripper overhead compressor after KO drum (605-V-203); f.
Liquid dari warm separator (655-V-203);
g. Off-spec NGL dari off-spec blending pump (670-P-102). Umpan-umpan tersebut akan dialirkan melalui bagian tube dalam inlet separator pre-heater dengan media pemanas NGL dari bottom de-ethanizer pada bagian shell -nya -nya untuk kemudian dialirkan menuju inlet separator (605V-202). 3.5
Inlet separator (605-V-202) Separator merupakan suatu vessel atau bejana bertekanan yang
digunakan untuk memisahkan campuran yang terdiri dari beberapa Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
20 PetroChina
Universitas Jambi
komponen. Pada BGP, separator yang digunakan merupakan separator horizontal tiga tiga fasa, dimana umpan yang masuk akan dibedakan menjadi fasa gas, kondensat dan air
(oily-water). (oily-water). Pemisahan gas cukup dengan
membiarkannya menguap ke atas sedangkan untuk memisahkan minyak dan air digunakan weir untuk membiarkan kondensat meluap ke samping sedangkan air akan turun kebawah. Di dalam separator juga juga terdapat vortex breaker yang berguna untuk mencegah terjadinya aliran turbulen karna aliran turbulen dapat menghisap gas yang ada, lalu ada juga coalescer pat yang berguna untuk mencegah bouncing di dalam separator . Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi proses pemisahan yang terjadi pada separator , yaitu : a.
Pressure Pressure atau tekanan mempengaruhi proses pemisahan yang terjadi
pada separator. Semakin rendah tekanan maka proses separasi pada gas akan semakin mudah karena gas akan menguap saat tekanan rendah. b.
Specific gravity Specific gravity atau biasa disebut berat molekul, jika berat molekul
suatu fluida besar maka fluida tersebut akan terpisah pada bagian dasar separator karena diakibatkan oleh gaya gravitasi. c.
Suhu Suhu mempengaruhi proses separasi yang dilakukan pada separator.
Hal ini berkaitan dengan pemisahan yang berkaitan dengan titik didih dan titik pengembunannya. Inlet separator memisahkan fasa gas, kondensat dan air ( oily-water ) dimana gasnya akan dialirkan ke dalam condensate stripper overhead KO drum (605-V-203) sebelum masuk ke
condensate stripper overhead
compressor (605-K-101 A/B/C). Kondensatnya akan dikirim ke bagian tube dari
condensate
stripper
pre-heater
(605-E-109)
untuk
dinaikkan
temperaturenya sebelum dialirkan ke ke dalam condensate stripper (605-C101). Sementara itu, aliran airnya akan dimasukan ke dalam produced water
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
21 PetroChina
Universitas Jambi
degassing drum drum (660-V-201), untuk akhirnya akan diinjeksikan kembali ke dalam reservoir. Pada operasinya, inlet separator memiliki tiga jenis pengendali, yaitu pressure control valve (PCV) yang digunakan untuk mengendalikan tekanan separator, level control valve (LCV) yang digunakan untuk mengendalikan ketinggian fluida pada separator, serta flow control valve (FCV) yang digunakan untuk mengendalikan laju alir dari liquid yang keluar dari separator. Namun ada juga shut down valve (SDV) untuk menonaktifkan alat saat akan di perbaiki atau di bersihkan, lalu ada juga blow down valve (BDV) yang berguna untuk membuang aliran kondensat atau gas ke flare jika terjadi masalah pada inlet separator .
Gambar 3.4 PFD HP Inlet Slug Catcher& Inlet Separator (BGP Operations) 3.6
Condensate Stripper (605-C-101) Condensate stripper merupakan alat untuk memurnikan hidrokarbon
berat. Umpan bagi condensate stripper merupakan aliran liquid dari pemisahan pada inlet separator yang kemudian dialirkan ke dalam tube condensate stripper pre-heater (605-E-109) dan masuk sebagai umpan bagi condensate stripper (605-C-101). Umpan masuk melalui inlet condensate stripper dan kemudian akan terjadi pemisahan antara metana dan etana dengan fase liquid khususnya kondensat yang masih terikut. Antara tray ke 3 dan ke 4 terdapat chimney tray yang berguna untuk meningkatkan residence time time yang cukup untuk Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
22 PetroChina
Universitas Jambi
terjadinya pemisahan. Selian itu, ditambahkan pula water draw pot (605-V206) untuk mengurangi air bebas sebelum terakumulasi di kolom. Air dan hidrokarbon ditarik dari kolom menuju water draw pot sedangkan hidrokarbon dialirkan kembali ke kolom condensate stripper. stripper. Air dan hidrokarbon pada water draw pot ini kemudian akan dialirkan menuju produce water degassing degassing drum (605-V-201). Kondensat keluaran dari condensate stripper diumpankan menuju condensate stripper reboiler (605-E-103) untuk menguapkan gas yang masih terikut pada aliran kondensat dengan media pemanas adalah hot oil pada suhu 245oF. Kondensat dari reboiler yang telah di recovery lalu keluar melalui bottom outlet condensate stripper stripper dan mengalir ke bagian shell dari condensate stripper pre-heater dengan media pemanas untuk aliran liquid pada bagian tube yang akan masuk ke dalam condensate stripper. stripper. Setelah menukar panasnya dengan umpan yang akan masuk ke condensate stripper kemudian kondensat akan didinginkan kembali pada suhu 126 oF oleh NGL rundown cooler (605-E-104) (605-E-104) dan dikumpulkan pada NGL storage bullet (670V-201).
Gambar 3.5 PFD Condensate Stripper (BGP Operations) 3.7
Condensate Stripper Overhead Compressor (605-K-101A/B/C) Condensate
stripper
overhead
compressor
(605-K-101A/B/C)
merupakan alat untuk mengkompresi aliran gas yang berasal dari top Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
23 PetroChina
Universitas Jambi
Condensate Stripper dan Inlet Separator . Gas keluaran gabungan dari top outlet/overhead condensate stripper dan gas keluaran dari inlet separator akan dialirkan ke vessel overhead KO drum (605-V-203) dimana didalam KO Drum tersebut terdapat wire mesh sebagai demister yang berfungsi untuk menahan kondensat yang ter-carry ter- carry over , hal ini dilakukan karena adanya kondensat yang ter-carry ter- carry over dapat merusak kinerja kompresor karena pada saat tekanan dinaikkan kondensat dapat membentuk butiran-butiran hydrat . Kondensat yang tertahan lalu dialirkan menuju NGL Storage Bullet (670-V203) sebagai produk yang off-spec off-spec atau tidak memenuhi kriteria sehingga akan mengalami recovery kembali. Sementara itu gas proses yang sudah direcovery akan keluar dari top outlet Overhead outlet Overhead KO Drum dan Drum dan dialirkan menuju condensate stripper overhead compressor (605-K-101 A/B/C). Kompressor yang digunakan adalah jenis reciprocating compressor yaitu menggunakan piston untuk menaikkan tekanan gas yang masuk sehingga tekanan menjadi lebih besar. Pada kompressor ini gas proses dinaikkan tekanannya sampai 750 psig. Tekanan yang tinggi akan menyebabkan temperatur meningkat maka gas didinginkan terlebih dahulu dengan menggunakan Condensate Stripper Overhead Compressor After Cooler (605-E-102). Temperatur gas diturunkan dari awalnya pada keluaran kompressor sebesar 260oF menjadi 120 oF agar gas yang memiliki fraksi lebih berat bisa terkondensasi dan tersaring saat masuk ke overhead after KO drum (605-Vdrum (605-V205). Gas yang dapat melewati wire mesh dalam mesh dalam overhead after KO drum akan drum akan keluar melalui top outlet dan bergabung dengan raw gas yang gas yang berasal dari LP Compressor menuju mercury removal unit dan lanjut menuju feed gas cooler (610-E-101) dalam sistem pre-treatment. Sementara liquid yang keluar melalui bottom outlet akan akan di-recovery di-recovery kembali kembali dengan dikembalikan lagi ke dalam Inlet Separator .
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
24 PetroChina
Universitas Jambi
Gambar 3.6 PFD 3.6 PFD Condensate Overhead Compressor (BGP Operations) 3.8
Mercury Removal Unit (MRU) (610-V-231) Mercury removal unit (MRU) (610-V-231) merupakan alat untuk
mengurangi kadar merkuri pada raw gas. Kadar merkuri yang tinggi dapat membuat nilai pembakaran menurun karena merkuri merupakan logam berat dan merkuri juga dapat membuat plug di dalam NGL dan di aliranaliran pipa distribusi, maka dari itu dibuat lah mercury removal unit. BGP menggunakan MRU dengan lisensi UOP dengan teknologi HgSIV TM yang merupakan adsorben molecular sieve yang dimuati dengan perak. Adsorben ini dibuat khusus untuk menghilangkan kadar merkuri pada aliran gas. Adsorben ini bisa langsung dimuati pada molecular sieve dehydration unit yang secara simultan dapat mengurangi kadar merkuri, air dan zat pengotor lainnya. Adsorben ini bisa diregenerasi dengan aliran dry gas untuk menguapkan hidrokarbon berat dan air. adsorben yang telah menyerap cukup merkuri akan di regenerasi untuk digunakan kembali. Pada BGP, Umpan yang masuk ke mercury removal unit (MRU) adalah (MRU) adalah campuran produk atas dari HP-LP slug catcher . Sebelum masuk ke MRU , aliran raw gas gas ini dialirkan menuju MRU filter coalescer (610-V-230) (610-V-230) untuk memisahkan komponen liquid yang masih terikut pada aliran gas agar liquid ini tidak menyebabkan plugging plugging pada bed . Aliran liquid ini kemudian akan dialirkan menuju inlet separator (605-V-202). Sementara itu, aliran gasnya Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
25 PetroChina
Universitas Jambi
akan dimasukan ke dalam MRU. Gas umpan akan masuk melalui bagian top dari MRU. Aliran gas akan bertemu dengan adsorben HgSiv. Kandungan merkuri akan menempel pada adsorben dan gas yang telah terbebas dari merkuri akan lewat pada bagian bottom dari MRU. Aliran yang telah terbebas dari merkuri ini akan difiltrasi kembali dengan menggunakan MRU particulate filter (610-F-232) dan akan kemudian didinginkan dengan feed gas cooler (610-E-101). Pemasangan particulate filter ini digunakan untuk menyaring apabila ada partikel adsorben yang terikut pada aliran gas karena dapat menyebabkan plugging plugging pada aliran. Apabila akan diregenerasi, maka fuel gas akan dialirkan melewati bed tersebut .
Gambar 3.7 PFD Mercury Removal Unit (BGP Operations) 3.9
Feed Gas Pre-treatment Feed gas pre-treatment merupakan merupakan proses dimana gas campuran yang
berasal dari HP-LP dari HP-LP slug catcher didinginkan didinginkan secara bertahap yang bertujuan untuk memisahkan fraksi berat dan fraksi ringan. Pendinginan pertama dengan menggunakan feed gas cooler (610-E-101) hingga mencapai suhu 100oF. Gas yang keluar dari feed gas cooler kemudian didinginkan kembali dengan menggunakan tube pre-treatment heat exchanger-1 exchanger- 1 (610-E-102) dimana gas akan mengalir melalui tube dan pendingin yang berasal dari keluaran membran akan dialirkan melalui bagian shell . Gas yang telah melalui tube pre-treatment heat exchanger -2 exchanger -2 ini kemudian dialirkan menuju bagian tube pre-treatment heat exchanger -3 -3 (610-E-107 A/B) dengan media Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
26 PetroChina
Universitas Jambi
pendingin yaitu gas dari memguard particle filter pada bagian shell -nya -nya dan bisa menurunkan suhu hingga 88oF. Gas yang keluar dari HE-2 ini kemudian didinginkan kembali pada bagian tube pre-treatment chiller (610-E-103) dengan media pendingin yaitu propana yang diletakan pada bagian shell dan dan suhu gas yang masuk diharapkan bisa menurun hingga 70 oF. Setelah melalui chiller maka gas akan dialirkan menuju pre-treatment feed separator (610-V201). Pada pre-treatment feed separator , umpan akan dipisahkan menjadi tiga fasa, yakni air, kondensat dan gas. Air yang dipisahkan akan dimasukan ke produced water degassing drum (660-V-201), sementara kondensatnya akan dialirkan menuju inlet separator pre-heater (605-E-105). Pre-treatment feed separator memiliki prinsip kerja dengan cara memisahkan gas, kondensat dan air (oily-water ( oily-water ) berdasarkan perbedaan densitas. Densitas kondensat lebih kecil dari air, sehingga kondensat akan mengapung di atas air dan dapat dipisahkan dengan menggunakan boot (pembatas). Hasil overflow kondensat akan mengalir ke bagian vessel yang berbeda dengan air sehingga kondensat dapat mengalir keluar melalui bagian botton outlet menuju inlet separator pre-heater (605-E-105). Sedangkan, air yang dihasilkan keluar melalui bottom outlet yang berbeda dengan kondensat dan dialirkan menuju produced water degassing drum (660-V-201). Sementara itu, gas yang telah dipisahkan akan keluar melalui bagian top outlet menuju memguard unit , kemudian di memguard unit gas akan treatment terlebih dahulu sebelum memasuki membrane unit.
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
27 PetroChina
Universitas Jambi
Gambar 3.8 PFD Feed Gas Pre-treatment (BGP Operations) 3.10 Memguard Adsorption Memguard adsorption adsorption merupakan proses treatment untuk gas sebelum masuk ke dalam membrane. Keluaran Gas flow outlet yang berasal dari pre-treatment feed separator di alirkan menuju pre-treatment filter coalescer (610-F-101A/B). Coalescer ini memiliki fungsi untuk menyaring liquid yang yang diperkirakan masih ada dikarenakan terdispersi atau mengalami carry over ataupun kontaminan dari hidrokarbon berat pada gas sebelum diumpankan ke memguard adsorbers hal adsorbers hal ini juga berguna untuk mengurangi beban memguard adsorbers. Unit memguard ini beroperasi pada tekanan 680 psig dan 70 oF. Memguard ini memiliki tiga unit vessel unit vessel , agar ketika dua vessel sedang dalam proses adsorpsi maka vessel yang yang lainnya akan di regenerasi. Proses regenerasi pada memguard menggunakan gas panas yang didapat dengan cara memanfaatkan Waste Heat Recovery Unit (WHRU) (695PK-A/B/C) dan untuk regenerasi gas dingin dilakukan dengan mem- bypass aliran dari WHRU. Saat regenerasi memguard adsorbers dialirkan adsorbers dialirkan gas panas kedalam memguard adsorber melewati bottom inlet agar agar hidrokarbon berat yang terserap pada desiccant dapat dapat menguap dan ikut mengalir menuju pretreatment regen gas cooler (605-E-105) agar didinginkan tahap awal lalu didinginkan lebih lanjut pada Regeneration Gas Chiller (610-E-106) dengan menggunakan media pendingin yaitu propana. Gas yang telah didinginkan Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
28 PetroChina
Universitas Jambi
selanjutnya akan memasuki separator (610-V-203) dimana pada separator ini terjadi pemisahan 3 fasa yaitu gas, hidrokarbon cair (kondensat), dan air. Gas yang keluar akan mengalir ke amine contactor (615-C-101) setelah bergabung dengan gas yang berasal dari membrane. membrane. Sedangkan untuk kondensat akan memasuki inlet separator pre-heater (605-E-105) sebelum memasuki inlet separator (605-V-202) dan untuk air akan diproses lebih lanjut dengan dialirkan menuju produced menuju produced water degassing degassing drum (660-V-201) drum (660-V-201)..
Gambar 3.9 PFD 3.9 PFD Memguard (BGP Operations) Dalam memguard terjadi proses adsorpsi yang dilakukan oleh dua jenis padatan yaitu desiccant MG-3 dan MG-5 . Ceramic ball memiliki fungsi untuk menopang desiccant agar agar tidak terbawa oleh aliran fluida. Tambahan wire mesh berfungsi sebagai saringan akan menahan cairan yang ter- carry over , sedangkan desiccant akan berfungsi sebagai saringan yang dapat menahan liquid . Proses adsorpsi terdiri dari 4 tahap, yaitu: adsorption, adsorption, transition, transition, heating, heating, dan cooling. cooling. a. Adsorption Pada tahap ini gas yang keluar dari coalescer akan dialirkan menuju top inlet dari memguard adsorber agar agar liquid yang terkandung didalamnya dapat dihilangkan dengan cara diserap oleh desicant dan keluar sebagai dry raw gas melalui bottom outlet memguard adsorber pada tekanan 680 Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
29 PetroChina
Universitas Jambi
psig dan 70oF. Pada proses ini, air dan hidrokarbon berat yang terdapat pada gas yang masuk akan diserap oleh desiccant . Dry raw gas selanjutnya dialirkan menuju pre-treatment particle filter (610-F-102A/B) yang memiliki fungsi menyaring adsorbent (desicant ) atau debu yang ter-carry ter- carry over . Penyaringan pada pre-treatment particle filter dilakukan dengan menggunakan saringan yang berukuran micron agar partikel-partikel yang tidak diinginkan tersebut tersaring. Setelah melalui filter dry raw gas akan memasuki bagian shell dari pre-treatment dari pre-treatment gas heat exchanger-2 (610E-107A/B) sebagai media pendinginin dan dilanjutkan menuju proses sistem membrane untuk menghilangkan CO 2. Proses ini merupakan tahap awal dari proses adsorpsi b.
Transition
Pada tahap ini terjadi tahap peralihan dari adsorber dari adsorber yang sebelumnya dalam status adsorption akan adsorption akan menjadi regeneration dan regeneration dan sebaliknya adsorber dalam status regeneration menjadi regeneration menjadi adsorption. adsorption. Kedua inlet dan outlet dari dari adsorber akan akan terbuka secara otomatis, sedangkan regeneration gas akan dialirkan langsung ke regeneration gas cooler dengan dengan membypass adsorber . Proses ini merupakan tahap kedua dari proses adsorpsi. c. Heating Pada tahap ini adsorber akan akan diisolasi, lalu valve inlet dan dan outlet regenerasi regenerasi akan ditutup untuk mengalirkan gas regenerasi. regenerasi. Gas regenerasi regenerasi digunakan oleh memguard sistem untuk menguapkan air dan hidrokarbon berat yang terserap dari adsorbent setelah setelah langkah-langkah awal adsorpsi dengan cara mengalirkan gas panas hingga temperature pada absorber mencapai 480 oF. Gas ini diambil dari outlet particle particle filter (610-F-102 (610-F-102 A/B/C) lalu dialirkan ke Waste Heat Recovery Unit (WHRU) (695-PK-101 A/B/C), untuk dipanaskan sampai 560 oF agar gas tersebut dapat digunakan untuk regenerasi regenerasi memguard . Flow control Flow control valve digunakan valve digunakan untuk mendistribusikan sejumlah aliran gas sekitar 5 % dari total jumlah dry raw gas yang ada. Hasil dari penyerapan desiccant dan dan juga liquid dari dari proses heating yang tertangkap di wire mesh dalam mesh dalam memguard adsorber memguard adsorber akan akan dialirkan ke pre-treatment regen pre-treatment regen gas gas cooler (610-E-105) (610-E-105) bersama dengan sisa gas regenerasi regenerasi yang panas sampai dengan 120 oF dan didinginkan lebih jauh dalam pre-treatment dalam pre-treatment regeneration regeneration gas gas chiller (610-E-106) (610-E-106) dalam tube dengan propane dalam shell sebagai sebagai media pendingin sampai temperatur 90oF. Hasil pendinginan liquid kemudian kemudian dialirkan ke pre-treatment ke pre-treatment regen regen Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
30 PetroChina
Universitas Jambi
gas KO drum (610-V-203) drum (610-V-203) untuk dipisahkan antara air dan hidrokarbon. Lalu gas akan mengalir ke Amine ke Amine Contactor (615-C-101) (615-C-101) setelah bergabung dengan gas yang berasal dari keluaran membrane. membrane. Sedangkan untuk kondensat akan memasuki inlet separator pre-heater (605-E-105) (605-E-105) sebelum memasuki inlet separator (605-V-202) (605-V-202) dan untuk air akan diproses lebih lanjut dengan dialirkan menuju produced menuju produced water degassing degassing drum (660-Vdrum (660-V201). Proses ini merupakan tahap ketiga dari proses adsorpsi. d. Cooling Pada tahap ini sebelum memguard digunakan untuk mengadsorpsi dilakukan terlebih dahulu tahap cooling. cooling. Pada tahap ini WHRU akan dibypass dan bypass dan gas regenerasi yang dingin yaitu pada 647 psig dan 70 oF akan digunakan untuk mendinginkan bed adsorber . Setelah tahap ini selesai maka adsorber sudah siap untuk digunakan dan kembali menuju tahap transisi untuk berubah status dari regeneration menjadi regeneration menjadi adsorption. adsorption. Proses ini merupakan tahap akhir dari proses adsorpsi. Berikut dapat dilihat pada tabel 3.1 adalah waktu yang diperlukan untuk tahap-tahap pada memguard unit: Tabel 3.1 Waktu Tahapan Regenerasi Step Batas Waktu (menit) Setting suhu(°F) Heating 84 450 Cooling 65 150 (BGP Operations) 3.11 Membrane Pre-Heating Membrane pre-heating pre-heating berfungsi menaikkan temperature raw Gas Sebelum memasuki membrane unit (610-PK-101A/B), raw gas gas dari pretreatment system akan dialirkan menuju dua parallel pre-heater agar panas dari dari raw gas gas meningkat sebelum memasuki membrane, hal ini dilakukan karena pada membran membutuhkan panas yang stabil, namun biasanya hanya satu pre-heater saja yang digunakan, karena jika suhu sudah tercapai tidak diperlukan lagi pemanasan pada raw gas. gas. Heater yang ada disini pun juga berfungsi untuk menyediakan sisa panas yang cukup untuk mencegah kerusakan membrane oleh liquid yang yang terkondensasi. Temperatur yang perlu dipenuhi untuk inlet membrane adalah 110 oF. Pre-heater ini menggunakan media pemanas hot oil untuk menaikkan suhu suhu raw gas. gas. PFD dari membrane preheating dapat dilihat pada gambar 3.10. Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
31 PetroChina a.
Universitas Jambi
Membrane Pre-heater-1 (610-E-104) Membrane pre-heater-1 merupakan heat exchanger yang paling utama
digunakan memanaskan aliran raw gas yang akan masuk ke membran. Jenis heat exchanger yang digunakan di pre-heater-1 adalah double pipe heat exchanger , dengan duty design sebesar 2,48 MMBtu/hr. Saat temperatur inlet membrane lebih rendah dari setting maka control valve akan cenderung untuk menutup sehingga lebih banyak gas umpan yang akan memasuki heater . Desain dari heater sendiri mampu untuk menerima 40% total dari raw gas gas umpan. Apabila temperatur gas inlet masih tetap dibawah 110 oF sedangkan pre-heater-1 sudah menerima beban raw gas maksimum, maka aliran gas akan dialihkan ke pre-heater-2 secara manual. b.
Membrane Pre-heater-2 (610-E-108) Membrane pre-heater-2 merupakan heat exchanger yang membantu
pemanasan raw gas jika di pre-heater-1 sudah overload. pre-heater-2 pre-heater-2 ini bertipe shell and tube yang tube yang memiliki duty design sebesar design sebesar 13,08 MMBtu/hr. Pemanasan raw gas dilakukan dengan cara mengalirkan hot oil menuju pre-heater-2 lalu pre-heater-2 lalu block valve pada pre-heater-2 pada pre-heater-2 akan dibuka. Demikian juga ketika feed ketika feed raw gas hangat, gas hangat, maka pre-heater-2 maka pre-heater-2 akan akan mendekati aliran gas minimum yang merupakan peringatan untuk operator agar mengganti ke E pre-heater-1 secara manual. Control valve mengontrol berdasarkan indikasi temperatur di inlet membrane. membrane . Sekitar 60% feed 60% feed raw gas di-bypass di-bypass melalui valve valve ini. ini. 3.12 Membrane CO 2 Removal Unit Membrane CO 2 removal unit merupakan merupakan alat untuk menghilangkan gas pengotor seperti CO2 dengan cara solution-difusion. Reaksi yang terjadi pada proses penghilangan CO2 di membrane ini termasuk reaksi fisika karena terjadi proses difusi dari konsentrasi gas yang mengandung CO 2 tinggi ke konsentrasi gas yang mengandung CO 2 rendah. Saat gas mencapai temperatur yang sesuai untuk memasuki membrane, maka gas proses akan memasuki membrane CO 2 removal unit . Pada unit ini akan dilakukan pengurangan kadar CO 2 yang pertama pada gas proses yaitu dari awalnya sebanyak 34% mol sehingga menjadi 14,1% mol. Gas yang keluar dari Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
32 PetroChina
Universitas Jambi
membrane pre-heater akan akan dialirkan ke dalam inlet dari unit membrane untuk memisahkan CO2 dari gas. Pemisahan gas dengan membrane dilakukan dengan driving force yaitu force yaitu berupa konveksi atau difusi dari masing-masing molekul, adanya tarik-menarik antar muatan komponen atau konsentrasi larutan dan perbedaan suhu maupun tekanan. Dalam hal ini driving force yang digunakan untuk permeasi gas berupa gradien konsentrasi dan gradien tekanan. Pada membrane pemisahan dilakukan dengan cara mengalirkan feed mengalirkan feed ke dalam membrane kemudian membrane kemudian akan terpisah karena adanya driving force yang memicu pemisahan tersebut. Proses pemisahan dengan membrane akan menghasilkan dua aliran yaitu permeate yaitu permeate dan residue. residue. Residu merupakan hasil pemisahan yang diinginkan sedangkan Permeate merupakan Permeate merupakan hasil sisa. Dalam hal ini, CO2 adalah permeate adalah permeate gas lalu gas lalu metana dan etana sebagai residue atau gas residu. Isian dari membran yang digunakan berupa membran selulosa asetat yang diikat pada kain tenunan sebagai penyangga. Jenis membran yang dipakai yaitu spiral wound . Membran yang dipakai terdiri dari dua lapisan yaitu lapisan cukup pada berpori micron yang bersentuhan dengan kain penyangga dan lapisan tipis aktif di atas lapisan berpori micron. Dalam konstruksi membran, terdapat dua susunan pori yaitu membran tak berpori (non-porous) non-porous) asimetrik di lapisan selektif atas dan membran berpori micron (microporous) microporous) komposit sebagai pengisi lapisan penyangga berpori dalam asimetrik. Mekanisme perpindahan yang biasanya terjadi pada permeasi gas di sepanjang membrane tidak membrane tidak berpori (non-porous ( non-porous membrane) membrane) yaitu mekanisme solution-diffusion, dikombinasikan dengan surface diffusion/ diffusion /molecular sieving, yang terjadi pada dense polymer membrane. membrane. Sebagai acuan dapat berupa Mixed Matrix Membrane/MMM Membrane /MMM (Nanocomposites (Nanocomposites)) sebagai lapisan yang tak berpori. Membran ini terdiri dari polimer dimana material non-porous atau anorganik dense seperti partikel silika, zeolit, carbon (disebut nanotube) nanotube) didispersikan. Dalam hal ini, anorganik dense yang dense yang dipakai berupa silicon. Prinsip pemisahannya didasarkan pada perbedaan kelarutan dan kemampuan berdifusi. Permeabilitas tergantung pada sifat fisika gas yang akan dipisahkan dan kestabilan polimer ( glassy ( glassy atau atau rubbery ). ). Dalam pemisahan membrane, membrane, modul yang digunakan yaitu hollow fiber atau sheet (lembaran). Namun yang dipakai yaitu modul sheet yang yang kemudian menjadi bentuk spiral wound . Pada penghilangan CO 2, penggunaan membran ini menghasilkan selektivitas yang tinggi jika mekanisme perpindahannya berupa SSF (selective (selective surface flow surface flow ). ). Sementara untuk membran asimetrik dengan struktur komposit dapat dilihat dari membran anorganik. Contohnya adalah membran ceramic alumina dan membran carbon-zirconia. Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
33 PetroChina
Universitas Jambi
Mekanisme membrane yaitu membrane yaitu : a.
Knudsen Diffusion Knudsen diffusion terjadi diffusion terjadi pada membran anorganik microporous atau
disepanjang pori kecil dalam membrane membrane polimer dense atau pada mixed matrix membrane matrix membrane.. Mekanisme ini terjadi pada dp > 20 oA. b.
Surface Diffusion/ Diffusion /Molecular Sieving Surface diffusion/ diffusion /molecular sieving sieving Mekanisme ini disebabkan oleh
absorpsi/adsorpsi gas di dalam permukaan membran serta difusi gas yang terabsorpsi/teradsorpsi disepanjang pori membran. Mekanisme ini tergantung pada sifat kimia gas dan permukaan membran. Feed gas memasuki gas memasuki pipa bertekanan dan terdistribusi kedalam elemen membran, membran memisahkan senyawa-senyawa berdasarkan ukuran diameter molekulnya. Pada gas ini, komponen gas berukuran diameter molekul kecil seperti metana dan etana dapat melewati membran tetapi molekul yang berukuran diameter besar seperti CO 2 tidak dapat melewati membran sehingga terpisah dari gas. Dalam pengaturan spiral wound , sebuah pengatur jarak rembesan berpori diselipkan pada dua lembaran membrane membrane yang dilem pada tiga sisi untuk membentuk amplop (leaf ( leaf ). ). Sejumlah amplop dibungkus melingkar pada pipa permeate pipa permeate yang yang dipisahkan oleh saluran pengatur jarak bertekanan tinggi, dengan bukaan belakang menghadap ke pipa. Komponen permeate ini permeate ini hanya memiliki satu jalan keluar, yaitu dengan mengalir melewati arus spiral melewati amplop menuju ke pipa rembesan. Driving force yang menyebabkan perembesan yaitu tekanan tinggi dari feed menjadi tekanan rendah pada permeate. permeate. Komponen permeate permeate ini hanya memiliki satu jalan keluar, yaitu dengan mengalir melewati arus spiral melewati amplop menuju ke pipa rembesan atau yang biasa disebut driving force. Permeate gas gas masuk ke dalam pipa permeate permeate melalui lubang-lubang kecil di selubung pipa. Dari sana kemudian mengalir turun dari pipa untuk bergabung dengan permeate permeate dari pipa lain. Komponen lain yang kurang merembes seperti CH 4, tertinggal dalam saluran permeate dan mengalir ke Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
34 PetroChina
Universitas Jambi
elemen selanjutnya ataupun keluar dari pipa membrane menuju membrane menuju ke outlet gas gas residu (mengalir keluar lewat bagian elemen yang berlawanan dari posisi umpan). Segel U-cup dipasang di bagian upstream upstream dari tiap elemen untuk mencegah feed mencegah feed flow bypass flow bypass dari dari satu elemen ke elemen yang lain. Tiap elemen membrane dibungkus membrane dibungkus dengan perlindungan epoxy berlebih berlebih di bagian luar. Gas residu pada 651 psig dan 95 oF dikirim ke pre-treatment gas gas HE-1 (610-E-102) untuk membuat raw gas menjadi dingin pada pre-treatment sistem. sistem. Gas dicampur dengan sisa gas regene regenerasi kemudian rasi kemudian dikirim ke amine unit untuk untuk penghilangan CO 2 selanjutnya. Permeate gas Permeate gas yang kaya akan CO 2 pada tekanan 15 psig dan 92,7 oF dikirim ke Thermal Oxidizer Unit (615-PK (615-PK102A/B).
Gambar 3.10 PFD Membrane CO 2 Removal Unit (BGP Operations) 3.13 Amine CO2 Removal Unit Amine CO 2 removal unit berfungsi untuk mengurangi kadar CO 2 dengan menggunakan reaksi kimia, yaitu dengan cara mengkontakkan amine dan raw gas secara langsung. Hal ini dilakukan setelah melalui proses penghilangan CO2 menggunakan membran. Amine membran. Amine yang digunakan adalah Deethanol amine amine yang dipilih karena harga yang ekonomis dan dapat di regenerasi. regenerasi. Secara garis besar residue ini sudah banyak mengandung C 1 dan C2, dan sedikit CO 2 karena sebagian besar kandungan CO 2 ada di dalam aliran residue dari residue dari membran yang menuju ke thermal oxidizer . Walaupun tergolong Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
35 PetroChina
Universitas Jambi
sedikit, namun kandungan CO 2 di residue ini residue ini masih sekitar 14% mol dan nilai ini masih belum memenuhi standar sales gas yang memenuhi permintaan konsumen. Maka dari itu sangat diperlukan tahap penghilangan CO 2 lebih lanjut. Amine CO 2 Removal Unit ini didesain untuk mengurangi kandungan CO2 dalam gas umpan dari 14% mol menjadi maksimum 5% mol untuk mencegah pembekuan pada tahap NGL recovery NGL recovery . Pada amine systems seperti yang terlihat pada Gambar 3.11 terdapat unit Amine Contactor (615-C-101) (615-C-101) yang berbentuk vessel silinder vertikal. Pada vessel ini lah terjadi kontak antara dry gas gas dari pre-treatment gas-gas exchanger -1 -1 dengan amine, amine, sehingga sweet gas yang keluar dari atas kolom akan mempunyai kandungan CO2 tidak lebih dari 5% mol. Dalam proses ini juga terdapat unit LP Amine Flash Column Column (615-C-102) dan Amine stripper (615-C-103) yang berfungsi sebagai tempat treatment amine yang telah dipakai untuk diregenerasi dan di alirkan kembali. Pada proses absorpsi CO2 didasarkan pada prinsip bahwa amine bereaksi secara kimia dengan CO 2, dan kemudian gas CO2 dilepaskan dari rich amine pada temperatur tinggi sehingga larutan amine bisa digunakan kembali. MDEA generic MDEA generic bereaksi bereaksi dengan air dan CO 2 untuk memperoleh hasil berdasarkan spesi proton dan bicarbonate. bicarbonate. Reaksi nya dapat dilihat sebagai berikut : 2 2 ⇌
+
3
−
Laju alir konversi rata-rata CO 2 sangatlah rendah, maka dari itu absorpsi perlu dipercepat dengan reaksi antara CO 2 dengan activator yang berupa secondary amine amine sehingga akan membentuk carbamate. carbamate. Lalu carbamate carbamate pada akhirnya akan bereaksi dengan sebagian besar pelarut (cairan MDEA) yang mentransfer CO 2, dan kemudian bertindak dengan cara yang sama untuk menjadi cairan katalis homogen. Beberapa reaksi ini terjadi disepanjang alur amine contactor . Reaksi keseluruhannya adalah sebagai berikut : 2 2 ⇌ 2
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
36 PetroChina
Universitas Jambi
2 2 ⇌ 2
+
3
−
Untuk lebih jelasnya, berikut adalah penjelasan beberapa unit yang ada pada amine systems yaitu : a) Amine Contactor System System (615-C-101) Amine
Contactor
System
(615-C-101) merupakan
vessel yang
berbentuk vertikal yang berguna sebagai tempat untuk mereaksikan raw gas dengan amine guna untuk memisahkan gas CO2 dari raw gas gas dengan cara gas umpan yang masuk dari bawah kolom akan dikontakkan dengan aliran lean amine yang dimasukkan dari bagian atas kolom sehingga terjadi kontak dengan arah berlawanan ( counter-current ). ). Kontak antar gas dan amine ini terjadi pada bagian bed packing yang dipasang di dalam amine contactor sehingga sehingga terjadi perpindahan massa dan energi. Di dalam unit amine contactor ini, terdapat dua jenis tray yaitu yaitu valve tray dan dan bubble cap tray . Sementara untuk struktur bed-packing, terdapat slotted dan raschig rings serta beryl dan plastic saddle. saddle. Struktur bed packing packing berfungsi untuk mencegah aliran turbulen dalam vessel selama proses pengontakkan dan menambah residence time dari time dari pengikatan CO 2 oleh lean amine. amine. Setelah terjadi kontak, sweet gas gas yang merupakan gas dengan kandungan CO 2 yang telah berkurang keluar melalui top outlet amine contactor dan dan dikirim ke booster compressor suction drum drum (655-V201), untuk diproses dalam sistem turbo sistem turbo expander . Sementara larutan lean amine amine yang telah berikatan dengan CO 2 menjadi rich amine dan keluar melalui bottom outlet amine contactor menuju inlet low pressure amine flash coloumn (615-C-102). (615-C-102). Amine contactor ini dilengkapi dengan tiga tray backwash backwash yang dikombinasi dengan sebuah demister pada bagian atas untuk mencegah butiran amine amine yang menguap meninggalkan Amine contactor bersama aliran gas yang telah diolah. Untuk membersihkan tray digunakan makeup water , dengan syarat liquid untuk untuk tray sesuai sesuai dengan neraca massa dan Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
37 PetroChina
Universitas Jambi
neraca panas. Aliran make-up water ini diatur melalui stroke stroke pompa dan diukur melalui flow control valve valve.. Sebanyak 330 BPD treated water dipompakan melalui pompa water make-up make-up (615-P-105A/B) yang disediakan untuk tujuan diatas. Setiap hari atau setiap shift , kandungan air dalam solvent harus dianalisis oleh bagian laboratory dan setting stroke pompa harus disesuaikan karena tekanan pada amine cenderung berubah dkarenakan tekanan yang tinggi masuk yang kemudian di flush dengan tekanan rendah yang ada di dalam vessel . Jika masih terjadi luapan partikel liquid, dapat ditahan oleh air pada tray backwash yang telah disiapkan sebagai utilitas.
PFD Amine Contactor Unit Unit Gambar 3.11 PFD Amine (BGP Operations) b) Amine Regeneration Regeneration System Amine regeneration system system merupakan vessel yang berguna sebagai tempat untuk meregenerasi amine yang mengandung gas CO2. Produk bawah dari kolom amine contactor yang mengandung banyak amine (rich ( rich amine) amine) akan diregenerasi menggunakan low pressure amine flash column/LP amine flash column (615-C-102) column (615-C-102) pada tekanan 14,62 psig. Dari hasil regenerasi ini, akan terbentuk acid gas gas yang nantinya akan dilepaskan dari bagian atas kolom LP amine flash. flash . Acid off-gas off-gas pada temperatur kira-kira 149,5 oF meninggalkan flash column dari bagian atas dan didinginkan menjadi 95,2 oF di acid gas cooler . Acid gas gas yang diProgram Studi Teknik Kimia | FT UNJA
38 PetroChina
Universitas Jambi
recovery selanjutnya dikirim ke thermal oxidizer unit untuk diproses, sedangkan sebagian air yang terkondensasi dipulihkan di acid gas KO drum drum dan dikembalikan ke bagian atas flash column column sebagai refluks melalui pompa amine reflux (615-P-104 (615-P-104 A/B). Aliran rich amine amine dari bottom outlet amine flash column dipompakan melalui tiga pompa rich amine amine (615-P-101A/B/C), di mana pompa C biasanya digunakan hanya saat emergency , sehingga hanya dua pompa yang online. online. Aliran tersebut lalu dipanaskan sampai 223,9 oF di lean/rich amine exchanger (615-E-101A/B), yang merupakan heat exchanger tipe plate exchanger dengan larutan lean amine amine dari amine stripper sebagai media pemanasnya itu sendiri. Larutan rich amine yang telah dipanaskan dan diturunkan tekanannya menggunakan sebuah valve kemudian akan mengalir ke amine stripper (615-C-103) dan masuk dari atas kolom. Pengurangan tekanan ini mengakibatkan terpisahnya bagian acid gas gas dan beberapa hidrokarbon yang terlarut dari larutan. Residu CO 2 pada larutan yang di- flash di- flash kemudian kemudian dilucuti oleh steam yang steam yang dihasilkan dari bagian shell amine reboiler dengan dengan input panas yang berasal dari hot oil dibagian tube side. side. Sementara lean amine dari amine dari reboiler yang yang temperaturnya sudah meningkat dikembalikan ke dalam amine stripper dan keluar dari bottom outlet menuju ke lean/rich amine exchanger . Pertukaran panas terjadi antara lean amine amine dan rich amine amine dengan menggunakan heat exchanger berbentuk plate, hal ini membuat panas yang dihasilkan tidak terbuang sia-sia.
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
39 PetroChina
Universitas Jambi
Amine Sytems Gambar 3.12 PFD 3.12 PFD Amine (BGP Operations)
c) Amine Recirculation Recirculation System Amine recirculation system system sebagai sebagai tempat untuk mensirkulasi amine setelah melalui pertukaran panas dan mengalami heat recovery dengan rich amine di lean/rich amine exchanger , aliran lean amine akan dialirkan ke amine surge tank (615-T-101). Larutan dipompakan menggunakan amine booster pump (615-P-102A/B/C) dengan sistem dua pompa online dan satu pompa offline. offline. Larutan kemudian didinginkan menggunakan lean amine cooler (615-E-103) (615-E-103) menjadi 120 oF. Setelah itu, amine charge pump akan memompakan kembali lean amine ke amine contactor untuk digunakan kembali sebagai absorben CO2 dengan kebutuhan tekanan sebesar 647 psig. Pemakaian booster pump booster pump dibutuhkan dibutuhkan untuk menaikkan tekanan lean amine amine dari surge tank agar sesuai dengan tekanan operasi amine contactor sebelum sebelum dipompa dengan charge pump. d) Amine Make-Up System Amine make-up ialah amine yang amine yang digunakan sebagai cadangan amine murni (larutan aMDEA) yang disimpan di amine pure tank (615-T-102). Amine murni diumpankan ke amine pure tank dengan menggunakan amine make-up pump (615-P-110). pump (615-P-110). Amine Amine transfer pump disediakan untuk memindahkan amine amine murni dari amine pure tank ke amine surge tank (615-T-101). Pada line discharge amine transfer pump, pump, treated water Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
40 PetroChina
Universitas Jambi
diumpankan ke dalam larutan amine amine murni untuk menjaga konsentrasi larutan 50% air dan 50% amine setelah amine setelah diukur laju alirnya menggunakan flow conrol valve 615-FI-105. 615-FI-105 . Laju alir dari treated dari treated water harus harus diatur agar konsentrasi campuran antar amine dan treated water sesuai dengan yang diinginkan. Amine surge tank juga digunakan untuk unit penyimpanan selama plant selama plant shutdown. shutdown. e)
Sistem Filtrasi Larutan Sistem Filtrasi Larutan merupakan proses dimana amine di saring
untuk menghilangkan kandungan hidrokarbon berat dan material pengotor yang terbawa oleh larutannya. Sistem filtrasi ini terdiri dari empat tahap filtrasi, yaitu amine sock filter (615-F-106 filter (615-F-106), ), amine mechanical filter (615-F-101) filter (615-F-101),, amine charcoal filter (615-F-102), (615-F-102), dan amine after filter (615-F-103). Sock filter dan dan mechanical filter digunakan digunakan untuk menyaring padatan pada larutan amine, oleh karena itu ditempatkan di upstream charcoal filter untuk menghindari penyumbatan charcoal filter oleh padatan dan mencegah partikel karbon menjadi terkikis akibat filter yang masuk ke dalam sistem. Charcoal filter digunakan untuk menghilangkan sejumlah partikel hidrokarbon yang sangat halus dalam produk amine yang amine yang terdekomposisi dan kontaminan lainnya yang dapat menyebabkan masalah operasional seperti foaming seperti foaming.. Setiap filter dilengkapi oleh pressure differential indicator dengan alarm yang mengidentifikasi pressure drop yang drop yang terjadi pada filter. Pada saat pressure saat pressure drop lebih tinggi daripada pressure daripada pressure drop yang drop yang diizinkan, elemen filter elemen filter harus harus diganti atau dibersihkan. f) Amine Drain System Amine drain system digunakan untuk menampung larutan yang berasal dari unit amine system saat system saat terjadi kasus-kasus tertentu. Salah satu contohnya adalah misal saat terjadi kerusakan di flow di flow valve yang valve yang mengatur laju alir dari lean amine yang amine yang akan masuk ke amine contactor . Agar tidak terjadi back pressure maka pressure maka aliran lean amine dari amine charge pump akan pump akan diteruskan ke amine drain system system terlebih dahulu selama dilakukannya Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
41 PetroChina
Universitas Jambi
perbaikan flow perbaikan flow valve. valve. Sistem ini merupakan sistem tertutup, dimana setiap drain line line menuju ke pipa header di bawah tanah dan alirannya akan dialirkan ke sump tank (615-V-202). (615-V-202). Larutan yang di-drain di- drain dikumpulkan dikumpulkan di sump yang disediakan pada poin-poin yang dianggap berpotensi bocor atau tumpah, seperti poin-poin di bawah ini :
Tank bund wall area
Solvent sampling area
Lean/rich amine exchanger
Drum handling area Sump tank dipasang dipasang didalam pit atau atau lubang yang terbuat dari beton.
Pit yang digunakan juga harus merupakan pit terbuka tanpa pelindung hujan, sehingga air hujan bisa masuk dan akan terakumulasi di dalam pit . Air hujan ini dapat di-drain di-drain keluar keluar menuju oily water sewer secara secara manual melalui air-operated ejector . Agar memiliki ventilasi pada vessel , dipasang pipa distributor di sekitar vessel untuk kebutuhan utilitas udara bagi vessel . Selain itu untuk mencegah degradasi solvent oleh udara masuk, sump tank juga juga dilengkapi fuel gas blanket . Pada saat level larutan amine didalam sump tank tinggi, larutan amine dipompakan oleh amine sump pump (615-P-106) pump (615-P-106) ke dalam sistem filtrasi sebelum masuk kedalam amine surge tank . Kemudian bila ada kasus larutan amine yang overflow dari dari tiap unit amine ataupun saat terjadi shutdown, shutdown, amine berlebih tersebut akan dikumpulkan di amine separation drum drum (615-V-203) untuk kemudian dialirkan ke amine sump tank . g) Antifoam Injection System System Antifoam injection system system merupakan proses penginjeksian antifoam agent ke dalam aliran larutan amine yang berfungsi untuk mencegah terjadinya busa pada aliran amine. amine. Pembentukan busa dalam amine sistem amine sistem dapat diakibatkan oleh kontaminan maupun partikel-partikel hidrokarbon terdekomposisi yang terdapat dalam treated water , amine solvent , maupun feed residu gas. residu gas. Penginjeksian antifoam ini dilakukan pada beberapa poin suction pompa yang digunakan di unit amine, seperti di amine booster Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
42 PetroChina
Universitas Jambi
pump, amine charge pump, dan amine dan amine reflux pump. pump . Penginjeksian antifoam ini
menggunakan
pompa pneumatic pneumatic secara
kontinu
dari
vessel
berpengaduk. Peristiwa terbentuknya busa di amine system sangat dihindari karena bisa menurunkan kapasitas absorpsi CO 2 oleh aMDEA secara signifikan dan mempercepat terjadinya korosi pada alat. Adapun jenis dari antifoam yang antifoam yang digunakan adalah SAG 7133 ( Polydimetyl Siloxare Emulsion). Emulsion). 3.14
Unit Dehydration Unit dehydration digunakan untuk menghilangkan sejumlah liquid
yang sangat halus (kurang dari 1 ppm H 2O) dari aliran gas dengan cara yaitu dry feed gas yang keluar dari top outlet amine contactor (615-C-101) dialirkan menuju dehydration unit setelah setelah dipisahkan dari kandungan liquid yang terdispersi dalam booster compression suction drum (655-V-201) Gas effluent (buangan) (buangan) kemudian dialirkan melalui booster compressor (655-KE101). Hal ini terjadi karena terjadinya peningkatan kelembaban menjadi kondisi jenuh setelah penyerapan CO 2 di amine contactor . Gas tersebut kemudian dikompres oleh
booster compressor sehingga tekanannya
meningkat menjadi 853 psig dan dilanjutkan dengan proses pendinginan yang dilakukan secara berurutan yaitu booster compressor after cooler (655E-102), booster compressor gas-gas exchanger (650-E-101) yang memasuki pada sisi tube dengan media pendingin yaitu absorber effluent yang berasal dari expander cold box chiller (650-E-101) (650-E-101) dan booster compressor discharge chiller (655-E-103) pada sisi tube yang tube yang menggunakan media pendingin yaitu propana. Setelah itu gas dikirim menuju warm separator (655-V-203) yang berfungsi untuk memisahkan kondensat dari gas pada 833 psig dan 79 oF dengan menggunakan media pemanas yaitu hot oil . Kondensat yang terpisah akan dikirim kembali menuju inlet separator pre-heater terlebih dahulu sebelum nantinya dikirim ke inlet separator . Gas yang keluar dari warm separator selanjutnya akan dialirkan ke filter coalescer (615-F-104A/B) untuk menyaring kandungan liquid yang terkondensasi saat dihangatkan, yang akan dijelaskan dalam proses Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
43 PetroChina
Universitas Jambi
adsorption. adsorption. Gas dari hasil recovery kemudian akan mengalir ke unit molsieve dryer (615-V-204A/B/C) (615-V-204A/B/C) yang memiliki 3 bed , dimana pada kondisi operasi normal satu bed akan akan dalam status adsorption dan adsorption dan bed lainnya dalam kondisi regenerasi. regenerasi. Secara umum, cara kerja dari molsieve dryer hampir hampir sama dengan memguard unit . Pembentukan atau generasi dilakukan melalui beberapa b eberapa urutan. On-off sequence valve disediakan valve disediakan pada line inlet dan dan outlet dryer dan dan bekerja secara automatis di setiap siklus dryer melalui preset melalui preset time absorption, absorption, regeneration, regeneration, dan stand-by . Pengontrol waktu tahapan dehydration dehydration berada di DCS control Panel.
Siklus
yang
terjadi
pada
molsieve molsieve antara
lain
adsorption,
depressurizing, heating, cooling, cooling , dan pressurizing dan pressurizing.. 1. Adsorption Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, unit dehidrasi pada BGP memanfaatkan peristiwa pengeringan yang dilakukan oleh molsieve dryer . Hal ini dilakukan karena kemungkinan wet feed gas gas mengandung liquid atau kelembaban tinggi karena kegagalan pada peralatan sebelumnya. Liquid biasanya dihilangkan di filter coalescer (615-F-104A/B) sebelum masuk ke unit molecular sieve dryer . Kelembaban air yang ada akan dihilangkan
melalui
molsieve
dryer
(615-V-204A/B/C)
untuk
mendapatkan dew-point air berdasarkan spesifikasi untuk sales gas gas dan mencegah pembentukan hydrat pada pada fasilitas yang dingin. Feed gas masuk gas masuk melaui bagian atas molsieve dryer dan dan keluar melalui bagian bawah. Jenis molsieve molsieve yang akan digunakan untuk dehidrasi sebaiknya desiccant yaitu Al2SO3. Volume bed dan flow rate rate gas regenerasi telah didesain berdasarkan 16 jam siklus, yaitu 16 jam absorbsi diikuti 16 jam untuk regenerasi bed . Treated produk dari mole sieve dryer kemudian dikirim ke dry gas filter (615-F-105A/B), (615-F-105A/B), dimana partikel-partikel yang sangat sangat halus atau atau debu yang terikut gas produk dari mole sieve dihilangkan. sieve dihilangkan. Pada akhir step step,, bed akan melakukan pergantian dan mole sieve sieve yang telah diregenerasi akan kembali beroperasi menggantikan bed yang yang telah jenuh. Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
44 PetroChina 2.
Universitas Jambi
Depressurizing Tahap ini merupakan tahap pengurangan tekanan pada vessel mol-
sieve dryer sebelum sebelum mol-sieve dryer mol-sieve dryer akan digunakan di tahap selanjutnya. Proses depressurizing depressurizing ini menurunkan tekanan vessel dari nilai tekanan gas umpan ke nilai tekanan gas regenerasi pada laju 150 psi/min. Setelah tahap ini selesai, sequence valve di inlet dan outlet pada keluaran mole sieve dryer ditutup ditutup untuk mengisolasi vessel. 3.
Heating Proses heating pada tahap ini memanfaatkan panas dari gas
regenerasi yang terlebih gas regenearsi tersebut dipanaskan di waste heat recovery unit (695-PK-101A/B/C) yang memanfaatkan panas buangan dari gas exhaust yang berasal dari gas turbin generator (GTG). Gas regenerasi ini sendiri diperoleh dari sales gas compressor inter-xtage. inter- xtage. Gas regenerasi panas yang memiliki temperatur 560 oF masuk ke bagian bawah mole sieve dryer dan dan keluar melalui bagian atas. Regenerasi terjadi secara co-current untuk temperature
pengeringan
secara
langsung
hingga
tercapai
475 oF. Hal ini untuk mencegah air yang masuk kedalam
kontak dengan bagian bawah adsorben. Selama tahap pemanasan, gas regenerasi menghilangkan air yang diserap oleh bed . Gas regenerasi keluaran dari bagian atas molsieve dryer setelah mengeringkan bed nantinya akan didinginkan kembali menjadi 120 oF melalui dryer regen gas cooler (615-E-105). Akibat pendinginan tentunya terdapat liquid yang terbentuk karena kondensasi, liquid tersebut akan dipisahkan melalui dryer regen gas KO drum (615-V-205) drum (615-V-205) dan dikirim ke sistem fuel gas pada gas pada 370 psig dan 117 oF. 4.
Cooling Tahap cooling atau pendinginan ialah tahap di mana semua gas
regenerasi akan di-bypass di- bypass sehingga dapat mendinginkan bed pada temperatur 130 oF. Tahap ini tepat dilakukan setleah tahap pemanasan selesai. Setelah tahap pendinginan komplit, maka vessel siap untuk digunakan kembali pada tahap pressurizing tahap pressurizing.. Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
45 PetroChina 5.
Universitas Jambi
Pressurizing Pada tahap ini, tekanan vessel harus dinaikkan kembali dari tekanan
gas regenerasi menjadi tekanan kondisi feed gas masuk. Hasil dari unit dehidrasi ini ialah dehydrated gas dari gas dari unit yang nantinya akan dikirim ke bagian NGL recovery .
Gambar 3.13 PFD Dehydration Unit (BGP Operations) 3.15 Natural Gas Liquid Recovery Unit Natural Gas Liquid (NGL) Recovery Unit berfungsi untuk memisahkan fraksi berat C3+ dari sales Gas, Gas, produk akhir berupa NGL yang berasal dari dari aliran-aliran gas pada unit-unit sebelumnya. Di sistem ini terdiri dari beberapa peralatan, seperti expander cold box chiller , low temperatur separator , booster compressor/turbo expander , absorber , de-ethanizer , dan NGL liquid storage and shipping. shipping . 3.15.1Cold 3.15.1 Cold box Chiller (655-E-101) Cold box chiller box chiller merupakan merupakan sebuah alat penukar panas dimana panas yang ditukar berasal dari proses pada pabrik itu sendiri yang di alirkan dalam sebuah plate. sebuah plate. Pada proses ini dehydrated gas masuk gas masuk melalui stream ke stream ke tujuh expander cold box chiller (655-E-101) dimana sebuah cold box terdiri dari lima bagian exchanger . Cold box chiller box chiller berada berada dalam satu paket dengan absorber overhead chiller (655-E-104), dimana terdiri dari dua bagian exchanger . Total stream dalam stream dalam cold box chiller chiller ada 7, dimana stream no. stream no. 2, 4, 5, 6, 7, untuk cold box chiller (655-E-101) sedangkan stream stream no. 1 dan 3 Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
46 PetroChina
Universitas Jambi
untuk absorber overhead chiller (655-E-104). Untuk lebih jelasnya, dapat dilihat dibawah. TO BOOSTER GASGAS EXCHANGER 650-E-101
FROM 655-V-204
-16.1 degF
2
3
-3.5 degF
-88.3 degF
FROM ABSORBER VAPOR 655-C-101
-82.7 degF
TO ABSORBER 655-C-101
4
LOW STAGE SUCTION SCRUBBER 655-V-205 A
FEED TO DE-ETHANIZER 70.6 degF 77.3 degF 655-C-102
69.9 degF
DRY GAS FROM DRY GAS FILTER 615-F-105 A/B
1
85.1 degF
5
6
7
BOOSTER COMP. DISCHARGE CHILLER 655-E-103
-53.6 degF
ABSORBER LIQUID 655-C-101
-4.5 degF
FROM LOW TE MP. SEPARATOR 655-V-202
13.2 degF
TO LOW T EMP. SEPARATOR 655-V-202
Gambar 3.14 Cold Box Chiller (BGP operations) Seperti yang bisa dilihat pada gambar 3.14 jadi berikut adalah letak atau fungsi dari beberapa aliran yang ada di cold box yaitu yaitu :
Aliran 1 untuk sales gas
Aliran 2 untuk uap (top ( top product ) dari absorber
Aliran 3 untuk distilat de-ethanizer
Aliran 4 untuk refrigerant propane (mode propane (mode operasi JT-valve operasi JT-valve))
Aliran 5 untuk liquid (bottom product ) dari absorber (655-C-101)
Aliran 6 untuk bottom product dari dari low temperatur separator (655-V202)
Aliran 7 untuk dehydrated gas Heat exchanger plate-fin exchanger plate-fin aluminium aluminium merupakan tipe exchanger yang
digunakan disini. Exchanger ini berbahan keras seperti kuningan, dimana secara khusus disesuaikan untuk aplikasi temperatur rendah. Beberapa strainer dengan dengan mesh mesh (semacam (semacam filter) yang sangat halus telah disediakan di inlet cold box untuk untuk mencegah butiran-butiran zat pengotor yang sangat kecil dari bagian aliran masuk ke exchanger .
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
47 PetroChina
Universitas Jambi
Strainer harus selalu di-check di-check pressure pressure drop-nya drop-nya secara periodik dan dibersihkan jika perlu. Apabila besar pressure drop sudah drop sudah melebihi dari batas desain yang seharusnya atau terlalu tinggi dari keadaan normal ini bisa mengindikasikan terjadinya plugging plugging atau kebocoran. Cold box juga menggunakan isolasi dingin untuk meminimalisasi kebocoran panas yang masuk kedalam exchanger inti. Melalui stream stream ke tujuh, dehydrates gas didinginkan dari 85 oF menjadi 13oF melalui pertukaran panas berlawanan arah dengan vapor absorber (aliran (aliran 2), liquid absorber (aliran (aliran 5) dan bottom low temperature separator (aliran (aliran 6). 3.15.2Low 3.15.2 Low Temperature Separator (655-V-202) Low temperature separator merupakan alat yang berfungsi untuk memisahkan hidrokarbon yang memiliki fase liquid dari dari dehydrated gas yang telah didinginkan di cold box chiller . Jika gas didinginkan maka akan terjadi kondensasi, kondensat inilah yang akan dipisahkan oleh low temperatur separator . Alat ini memiliki suhu operasi pada 21 oF, sedangkan tekanannya ialah 789 psig. Keluaran dari alat ini berupa liquid yang yang selanjutnya akan diturunkan tekanannya ketika dialirkan melalui control valve 655-LV-108. Kemudian liquid akan akan dialirkan ke cold box chiller melalui aliran ke 6 untuk dipanaskan hingga suhunya mencapai 81oF, lalu dikombinasikan dengan liquid yang berasal dari absorber sebelum masuk ke de-ethanizer . Sedangkan untuk produk atas (vapor (vapor overhead outflow dari top top outlet low temperature separator ) akan dikirim ke turbo expander (655-KE-101) yang selanjutnya akan di absorpsi di absorber . 3.15.3Turbo 3.15.3 Turbo Expander/Booster Compressor (655-KE-101) (655-KE-101) Turbo expander adalah alat yang digunakan untuk mengurangi tekanan pada raw gas dengan tenaga yang didapat dari kompresi raw gas. Produk vapor Produk vapor yang yang dihasilkan dari low temperature separator pada 789 psig dan 21oF mengalir ke turbo expander . Pada alat ini terjadi proses ekspansi dari 789 psig menjadi 240 psig.
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
48 PetroChina
Universitas Jambi
Booster compressor/turbo expander merupakan jantung dari sistem NGL recovery . Compressor/expander terdiri dari single stage stage kompresor sentrifugal dan single stage expander gas yang gas yang mana secara langsung saling berhubungan melalui single shaft . Alat ini mirip seperti turbin yang menjalankan kompresor sentrifugal namun bisa melakukan proses ekspansi sendiri juga. Proses ekspansi ini berlangsung bersamaan dengan proses pendinginan dari aliran proses. Proses ini menghasilkan sejumlah kecil liquid hidrokarbon pada aliran outlet dan liquid ini ini akan dikembalikan pada proses liquid hydrocarbon recovery . Sistem compressor/expander ini dapat dioperasikan dari 0% sampai 100% desain flowrate. flowrate. Oleh karena itu, proses NGL recovery dapat berlangsung dengan menggunakan bypass system system melalui JT valve selama sales gas dari gas dari NGF masih disuplai untuk digunakan sebagai seal gas. gas. Booster compressor adalah upstream upstream dari expander pada proses NGL recovery . Oleh karena itu kompresor berfungsi menaikkan tekanan inlet dan membuat rasio ekspansi yang lebih tinggi untuk expander dengan dengan laju alir massa yang sama. Perlakuan ini mengakibatkan peningkatan produksi liquid yang bisa melebihi operasi JT operasi JT valve (655-FV-101). valve (655-FV-101). Kenaikan tekanan akan lebih efektif pada laju alir yang tinggi (30-50% laju alir massa) tetapi tidak pada laju alir operasi yang rendah. Kompresor ini dilengkapi dengan sebuah controller anti-surge anti-surge dan valve bypass bypass untuk mencegah surging surging dan selalu menjaga ada yang di kompresi oleh mesin sepanjang waktu. Kompresor dijalankan pada mode recycle dibawah recycle dibawah kecepatan tertentu dan laju alir massa tertentu (30-50% laju alir massa). Aliran ke kompresor tidak boleh dihentikan pada saat expander berjalan karena hal tersebut akan menyebabkan kelebihan kecepatan ( over speed ) yang bisa merusak rotor dan dan bearings. bearings.
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
49 PetroChina
Universitas Jambi
Gambar 3.15 PFD Turbo Expander (BGP Operations) 3.15.4 Absorber 3.15.4 Absorber (655-C-101) Absorber memiliki fungsi untuk menghasilkan produk overhead vapor outlet (top product) dan liquid hidrokarbon (bottom (bottom product ). ). Alat ini mempunyai 12 tray dengan kondisi operasi pada tekanan 250 psig, dengan temperatur bagian atas sebesar -90 oF dan temperatur bagian bawah sebesar -56oF. Di dalam absorber ini terdapat unit penyusun yang sama dengan struktur isi di dalam unit amine contactor . Produk atas dari de-ethanizer pada pada tekanan 423 psig dan suhu 42 oF akan didinginkan menggunakan absorber overhead chiller , setelah itu akan diteruskan ke absorber melalui kolom 1 sebagai reflux . Aliran reflux dingin akan melakukan kontak dengan aliran gas hasil ekspansi dari turbo expander yang masuk melalui bagian bawah absorber , dimana aliran reflux ini akan mengikat komponen C 3+ dan keluar sebagai produk bawah (bottom ( bottom product) product) dari absorber. Aliran refluks yang masuk pada bagian atas absorber merupakan lean propane propane yang berfungsi untuk meningkatkan efisiensi recovery dari propana dan hidrokarbon berat. Sedangkan top product dari absorber yang mengandung metana, etana, propane dan C 4 ini digunakan untuk proses pendinginan pada absorber overhead chiller (655-E-104), expander cold box chiller (655-E-101), dan booster compressor gas-gas exchanger (650-E-101) (650-E-101) sebelum dikompres pada sales gas compressor (650-K-101 A/B/C). Jadi kedua produk dari absorber Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
50 PetroChina
Universitas Jambi
digunakan sebagai komponen aliran yang digunakan di cold box . PFD dari absorber dan dan cold box dapat dilihat pada gambar 3.16 berikut
PFD Absorber dan Cold Box Gambar 3.16 PFD Absorber (Sumber: BGP Operations) 3.15.5De-Ethanizer 3.15.5 De-Ethanizer (655-C-102) (655-C-102) Liquid dari bottom bottom absorber bersamaan dengan liquid bottom outlet low temperature separator setelah melewati cold box chiller dipompakan menuju de-ethanizer . Liquid yang yang keluar tersebut terdiri dari metana, etana, propane dan C 4+. Etana yang dihasilkan diperoleh dari pemisahan hidrokarbon berat di de-ethanizer , dimana de-ethanizer mempunyai mempunyai 33 tray. Puncak kolom dioperasikan pada tekanan 422,7 psig dan temperatur 42,3 oF. Umpan masuk pada tray ke ke 17. Panas yang dibutuhkan di kolom diperoleh dari de-ethanizer reboiler (655-E-106), dimana reboiler ini menggunakan hot oil bertemperatur 350 oF. Kemudian liquid yang dihasilkan dari de-ethanizer bottom bottom didinginkan dari temperature 220 oF menjadi 105oF dengan menggunakan NGL liquid rundown cooler (655-E-107). (655-E-107).
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
51 PetroChina
Universitas Jambi
Gambar 3.17 PFD De-Ethanizer (Sumber: BGP Operations) Sistem proses kondensasi overhead secara parsial di de-ethanizer berguna untuk mengkondensasi produk atas sehingga dapat meminimalisir komponen propane propane dan komponen-komponen berat lainnya terikut ke produk atas berupa uap etana. De-ethanizer condenser (655-E-105) mengkondensasi produk overhead pada temperature -4 oF sehingga dapat digunakan sebagai reflux ke kolom de-ethanizer . Medium pendinginan yang digunakan adalah uap propane propane pada suhu -100F. Campuran dua fasa yang berasal dari proses kondensasi dialirkan kedalam de-ethanizer reflux drum (655-V-204) untuk memisahkan uap –liquid . Liquid yang terpisah kemudian dipompakan kembali ke de-ethanizer menggunakan de-ethanizer reflux pumps pumps (655-P-102 A/B) pada tekanan 495 Psig. Sedangkan uapnya digunakan sebagai reflux yang dialirkan ke absorber untuk mengikat propane ataupun komponen berat lainnya. 3.15.6NGL 3.15.6 NGL Liquid Storage and Shipping Produk liquid NGL hasil dari unit condensate stripper (655-C-101) (655-C-101) dan de-ethanizer (655-C-102) akan dikombinasikan kemudian dialirkan melalui upstream NGL upstream NGL storage storage A (670-V-201). Di BGP terdapat tiga jenis unit penyimpanan produk NGL, yaitu NGL Storage NGL Storage A, B, dan C. NGL storage NGL storage A digunakan untuk penampungan NGL yang sesuai spesifikasi (on-spec ( on-spec)) yaitu memiliki kandungan sesuai dengan yang diinginkan dan memiliki senyawa C 1 dan C2 lebih sedikit, sedangkan NGL storage B dan C untuk NGL yang tidak sesuai spesifikasi (off-spec (off-spec)) kondensat ini merupakan kondensat yang masih Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
52 PetroChina
Universitas Jambi
belum murni pemisahannya dan tidak memenuhi standar maka dari itu diperlukan penanganan lebih lanjut. NGL on-spec NGL on-spec dari storage A kemudian akan dikirim ke North Geragai Fractination (NGF) (NGF) Plant Plant untuk diolah lebih lanjut dengan tiga pompa po mpa NGL liquid shipping (670-P-101A/B/C) (670-P-101A/B/C) dengan kapasitas 449 USGPM. Pada North Geragai Fractionation akan di pisah antar molekul C 3, C4, C5, C6, dan C7+ dan kandungan pengotor lainnya. Sementara itu NGL off-spec akan dikembalikan ke unit inlet separator menggunakan off spec blending pump untuk pump untuk diolah kembali menjadi NGL NGL on-spec on-spec melalui proses-proses yang telah dijelaskan sebelumnya. Hal ini diharapkan dapat mengurangi NGL off spec yang spec yang terbuang percuma karena tidak memenuhi standar. NGL off spec lebih sering di olah kembali ke inlet separator .
Gambar 3.18 PFD NGL Storage and Shipping (BGP Operations) Re-Injection Compression Unit 3.16 Sales Gas and Re-Injection Sales gas and re-injection compression unit berfungsi berfungsi untuk menaikkan tekanan dari produk akhir gas dari BGP yang akan dijual (sales ( sales gas) gas) sebelum masuk ke jalur pipa milik PGN (Perusahaan Gas Negara) yang merupakan mitra dari PetroChina dalam menjual gasnya ke Singapura. Penaikan tekanan sales gas ini ditujukan untuk memenuhi spesifikasi tekanan dari gas sebelum sampai ke tangan customer . Selain itu, terdapat juga unit re-injeksisi yang bertugas untuk mengembalikan gas yang di luar spesifikasi maupun melebihi kebutuhan customer ke dalam sumur-sumur gas injeksisi. Kedua unit ini memanfaatkan memanfaatkan kompresor sebagai alat utama yang digunakan. a.
Sales Gas Compressor (650-K-101 A/B/C) Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
53 PetroChina
Universitas Jambi
Proses pengkompresian terakhir yaitu pada Sales Gas Compressor (650-K-101 A/B/C) dimana tekanan pada aliran gas meningkat dari 227 Psig hingga 950 Psig. Kompresor yang digunakan adalah kompresor jenis centrifugal multi stage stage dengan dua tahap dan menggunakan external intercooler . Motor induksi yang digunakan sebesar 5800 KW dan bersama gear menggerakkan menggerakkan kompresor. 1st stage pada stage pada kompresor mengkompres sales gas gas dengan flow 111,6 MMSCFD hingga 471 Psia dan menaikkan temperatur hingga 230 oF. Gas tersebut
kemudian
didinginkan
dengan
menggunakan
Sales
Gas
Compressor Intercoolers Intercoolers (650-E-102 A/B/C) hingga temperaturnya mencapai 110 oF. Stream yang Stream yang keluar terbagi menjadi dua, dimana stream gas pertama sebesar 11.6 MMSCFD dialirkan menuju fuel gas system system.. Sedangkan stream stream gas kedua sebesar 100 MMSCFD dikompres kembali pada 2 pada 2nd stage kompresor stage kompresor hingga tekanannya naik sampai 1180 Psia. Pada masing-masing stage, stage, kompresor dilengkapi dengan recycle line untuk mencegah surging dengan surging dengan kecepatan rendah. Fuel gas yang gas yang berasal dari interstage interstage menghasilkan kecepatan yang tidak seimbang pada masing-masing stage, stage, sehingga recycle line line sangat dibutuhkan pada kompresor ini. Sales gas bertekanan gas bertekanan tinggi sebelum keluar dari kompresor harus didinginkan terlebih dahulu dengan menggunakan Sales Gas Compressor After Coolers (650-E-103 Coolers (650-E-103 A/B/C) hingga temperaturnya tidak melebihi 120oF, kemudian baru dialirkan menuju Unit Sales Gas Metering (650-PK-101). Sebelum masuk ke metering, metering, sales gas dari gas dari BGP digabung dengan sales gas yang gas yang berasal dari NGF. Kemudian gabungan sales gas tersebut gas tersebut dikirim ke Singapura melalui pipeline melalui pipeline milik milik PGN. b. Re-injection Gas Compressor (650-K-102 A/B) Seperti yang telah disebutkan di atas, jika produksi sales gas BGP terdapat yang tidak sesuai spesifikasi penjualan dan nilainya melebih kebutuhan customer , maka gas-gas ini akan diinjeksi kembali ke dalam sumur gas injeksisi. Proses injeksi kembali ke dalam sumur ini lah yang Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
54 PetroChina
Universitas Jambi
menggunakan Re-injection Gas Compressor (650-K-102 A/B). Tentunya BGP sendiri mempunyai spesifikasi tersendiri untuk gas yang akan dinjeksi kembali ke sumur. Kompresor
yang
digunakan
untuk
proses
reinjection reinjection bertipe
kompresoe sentrifugal multi-stage. multi-stage. Tidak hanya satu, tetapi kompresor yang digunakan ada tiga dengan masing-masing kompresor mempunyai beban 55% dengan aliran gas masuk sebesar 100 MMSCFD. Untuk mencegah surging pada kompresor, terdapat aliran recycle recycle atau spillback line. line. Line ini juga berfungsi untuk mencegah aliran masuk yang terlalu rendah pada kompresor. PFD dari sales gas – reinjection compressor dapat dilihat pada gambar 3.19 berikut
Gambar 3.19 PFD Sales Gas – Reinjection Compressor (BGP Operations)
Program Studi Teknik Kimia | FT UNJA
