Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
TUGAS PENGOLAHAN GAS BUMI Simulasi Kasus NGL Recovery
Kelompok 7 Pengolahan Gas Bumi - 01
Anggota: Danestian Arif Pradana
(1406547105) (1406547105)
Edward Gustaf
(1406531920) (1406531920)
Elgusta Masanari
(1406531901) (1406531901)
Ilham Maulana
(1406531914) (1406531914)
Yugo Widhi Nugroho
(1406563235) (1406563235)
DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA UNIVERSITAS INDONESIA DEPOK, 2017
i
Kelompok 7 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI .................................................... .......................................................................... ............................................. ............................. ...... ii DAFTAR GAMBAR ...................................................... ............................................................................ ................................... ............. iii ii i DAFTAR TABEL ................................. ....................................................... ............................................ ....................................... ................. iv BAB 1 PENDAHULUAN........................................... .................................................................. ........................................ ................. 1
1.1 Latar belakang ......................................................... ............................................................................... ................................. ........... 1 BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ............................................ ................................................................... ............................. ...... 1
2.1 Teknologi Pendinginan dan Pencairan .................................... ..................................................... ................. 1 2.2 Metode Recovery Metode Recovery Natural Gas Liquids (NGLs)....................................... ....................................... 3 2.2.1.
Absorpsi NGLs .................................. ........................................................ ............................................ ...................... 4
2.2.2.
Cryogenic Turbo Expander ................................................ ........................................................... ........... 5
BAB 3 SIMULASI.......................................................... ................................................................................ .................................... .............. 7
3.1. Kasus NGL Recovery NGL Recovery ........................................... .................................................................. .................................... ............. 7 3.2. Simulasi NGLs Recovery NGLs Recovery ............................................ ................................................................... ............................. ...... 8 3.3. Proses NGL Recovery NGL Recovery dengan Turbo-Ekspander .......................... ................................... ......... 10 BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN ............................................ ............................................................ ................ 14
4.1. Hasil Spesifikasi NGL dan Sales Gas ................................ Gas .................................................... .................... 14 BAB 5 KESIMPULAN............................ KESIMPULAN................................................... ............................................. .................................. ............ 16 DAFTAR PUSTAKA ................................................. ....................................................................... ...................................... ................ 17
ii
Kelompok 7 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1 Skema Teknologi APCI .................................................................... 1 Gambar 1.2 Skema Teknologi Optimized Cascade oleh Conoco Phillips ........... 1 Gambar 1.3 Skema Pencarian Gas Menggunakan Teknologi DMR .................... 1 Gambar 1.4 Skema Pencarian Gas Menggunakan Teknologi Staton/Linde ......... 2 Gambar 1.5 Skema Pencairan Gas Menggunakan Teknologi Axens ................... 2 Gambar 2.1 Perbedaan Komposisi antara Beberapa Jenis Gas Bumi....................3 Gambar 2.2 NGL Recovery dengan Metode Absorbsi ......................................... 5 Gambar 2.3 NGL Recovery Menggunakan Metode Cryogenic Turbo Expander 6 Gambar 3.1 Simulasi NGLs Recovery ..........................................................8 Gambar 3.2 Simulasi Fraksionasi Pasca Turbo Expansion .................................. 9
iii
Kelompok 7 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
DAFTAR TABEL
Tabel 1. Komposisi Gas Alam Tersedia ................................................................. 7 Tabel 2. Data Properties Gas Alam ........................................................................ 7 Tabel 3. Titik Didih Komponen Hidrokarbon....................................................... 10 Tabel 4. Hasil Data Aliran Simulasi ..................................................................... 12
iv
Kelompok 7 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 Latar belakang
Pada NGL yang tersedia, terkandung banyak senyawa hidrokarbon, seperti metana, etana, propana, butana, dan hidrokarbon berat lainnya. Namun, NGL tersebut memiliki BTU ( British Termal Unit ) tinggi yang tidak sesuai dengan spesifikasi gas pipa, tetapi bernilai jika gas hidrokarbon tersebut dijual terpisah. Untuk mengatasi hal ini, dilakukan proses bernama NGL Recovery. NGL Recovery (natural gas liquid recovery) merupakan proses pengumpulan senyawa hidrokarbon rantai panjang dari gas alam (CH 4) yang hendak dijual. Proses ini penting dan harus ada dalam proses natural gas treatment yang kita kenal dalam kehidupan sehari-hari untuk memisahkan senyawa hidrokarbon rantai panjang dari gas alam agar gas alam memiliki nilai jual yang lebih tinggi. Selain itu, dengan penghilangan senyawa hidrokarbon rantai panjang ini juga dapat mengurangi kemungkinan korosi akibat kondensat hidrokarbon rantai panjang yang mungkin terbentuk sepanjang pipa. Manfaat lain adalah pengumpulan dan pemisahan kondensat berupa propana dan butana dapat menghasilkan bahan bakar lain berupa LPG (liquid petroleum gas) yang lebih diminati untuk digunakan dalam kehidupan sehari-hari. Adapun proses NGL recovery ini bisa melalui berbagai macam metode dan dengan hasil dan tujuan yang berbeda pula. Namun, yang akan dibahas di sini adalah NGL recovery dengan metode lean oil absorption dan penggunaan turbo ekspander kriogenik untuk pemisahan senyawa hidrokarbon rantai panjang dari gas alam berupa CH4. Lean oil absorption merupakan proses untuk mengabsorpsi sejumlah besar hidrokarbon rantai panjang dengan lean oil , sedangkan turbo ekspander kriogenik adalah proses NGL recovery dengan menurunkan suhu dari gas alam agar komponen yang lebih besar berat molekulnya berubah fasa menjadi cair.
1
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Teknologi Pendinginan dan Pencairan
LNG (Liquefied Natural Gas) adalah gas alam dalam bentuk cair pada tekanan atmosferik dengan suhu sekitar -160 oC. Akibat pencairan ini, volume gas alam akan berkurang hingga 600 kali dibandingkan dengan kondisi normal sehingga akan lebih mudah untuk ditransportasikan (Castillo & al, 2010). Pencairan gas alam membutuhkan energi yang sangat besar. Untuk mencairkan satu kilogram gas alam, dibutuhkan energi sebesar 1187 kJ (Mortazavi, Alabdulkarem, Hwang, & Radermacher, 2014). Saat ini, teknologi pencairan gas alam sudah banyak dikembangkan. Beberapa proses pencairan gas alam adalah 1. APCI C3/MR (Air Product) Teknologi ini merupakan teknologi yang paling se ring digunakan pada industri pengolahan gas alam yang mana teknologi ini digunakan oleh hampir 90% industri gas dunia. Teknologi pencairan gas ini memiliki efisiensi termodinamik yang tinggi yang mana teknologi ini terdiri dari siklus propane pre-cooling dan mixed refrigerant . Skema dari teknologi APCI ini dapat dilihat pada Gambar 1.5.
Gambar 1.1 Skema Teknologi APCI
(Sumber: airproduct.com, 2016)
Pada proses ini, propana berfungsi sebagai pendinginan gas alam tahap awal yang akan mengkondensasikan sebagian kecil gas alam tersebut. Selain itu 1
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
refrijeran propana juga berfungsi sebagai refrjieran bagi mixed refrigerant . Setelah melalui tahap propane pre-cooling , sebagian mixed refrigerant akan berfasa cair (MRL) dan sebagian lagi tetap berafasa uap (MRV). MRL dan MRV ini selanjutnya akan bertindak sebagai refrijeran yang digunakan untuk mencairkan gas alam menjadi produk LNG. 2. Optimized Cascade (Conoco Phillips) Teknologi pencairan gas optimized cascade menggunakan tiga siklus refrijeran yang mana refrijeran yang digunakan pada teknologi ini terdiri dari tiga refijeran murni, yaitu propana, etilena, dan metana, yang disusun secara bertahap atau disebut cascade. Pertama, pendinginan awal gas alam menggunakan refrijeran propane. Kemudian, pendingan menggunakan etilena yang mana setelah pendinginan menggunakan etilena ini, terjadi pemisahan antara fasa gas dan fasa cair yang terdiri dari komponen C2+ akibat adanya perbedaan titik didih. Kemudian produk tersebut dipisahakan menggunakan separator. Produk bawah berupa cairan C2+ dan produk atas berupa gas alam yang selanjutnya akan mengalami pendinginan menggunakan rerijeran metana. Setelah pendinginan tahap akhir, gas alam dengan komponen terbanyak metana akan mencair dan menjadi produk LNG. Skema dari proses ini dapat dilihat pada Gambar 1.6.
Gambar 1.2 Skema Teknologi Optimized Cascade oleh Conoco Phillips
(Sumber: Conoco Phillips Company, 2015)
2
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
3. Dual MR Process (Shell) Teknologi yang dikembangkan oleh Shell ini terdiri dari dua siklus yang mana kedua siklus tersebut menggunakan mixed refrigerant pada prosesnya, berbeda dengan APCI yang menggunakan propana sebagai pendinginan tahap awal. Teknologi ini menggunakan spiral-wound exchangers. Penggunaan mixed refrigerant pada siklus pertama menyebabkan penggunaan kondenser yang lebih kecil. Selain itu, kompresor bottleneck tidak diperlukan (Fischer, 2002).
Gambar 1.3 Skema Pencarian Gas Menggunakan Teknologi DMR
(Sumber: Martin, Pigourier, & Fischer, 2012)
4. MFPC Liquefaction Process (Staton/Linde) Proses ini terdiri dari tiga siklus. Memiliki skema yang serupa dengan teknologi cascade,
namun
menggunakn
mised
refrigerant pada
setiap
siklusnya.
Dibandingkan dengan teknologi cascade, teknologi ini memiliki efisiensi yang lebih baik karena penggunaan mised refrigerant tersebut. Penukar pana jenis plate and fin heat exchanger digunakan pada siklus pertama dan spiral wound heat exchanger digunakan pada kedua siklus lainnya.
1
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Gambar 1.4 Skema Pencarian Gas Menggunakan Teknologi Staton/Linde
(Sumber: Martin, Pigourier, & Fischer, 2012)
5. Liquefaction Process (IFP/Axens) Proses ini merupakan proses dual mixed refrigerant . Penukar panas yang digunakan pada teknologi ini adalah plate and fin heat exchanger . Teknologi ini merupakan teknologi pencarian gas yang paling baru. Penggunaan teknologi ini dapat meningkatkan kapasitas LNG yang dihasilkan. (Martin, Pigourier, & Fischer, 2012)
Gambar 1.5 Skema Pencairan Gas Menggunakan T eknologi Axens
(Sumber: Martin, Pigourier, & Fischer, 2012)
2
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
2.2 Metode Recovery Natural Gas Liquids (NGLs)
Gambar 2.1 Perbedaan Komposisi antara Beberapa Jenis Gas Bumi (Sumber: Slamet, 2017)
Hidrokarbon terasosiasi, dikenal juga sebagai Natural Gas Liquids (NGLs) dapat menjadi by-products yang sangat bernilai dari pengolahan gas bumi. Zat-zat yang termasuk dalam NGLs seperti ditunjukan pada Gambar 1, yaitu etana, propana, butana, iso-butana, dan natural gasolines. NGLs memiliki beberapa kegunaan, diantaranya enhancing oil recovery dalam sumur minyak, menyediakan raw materials untuk kilang minyak dan pabrik petrokimia, dan sebagai sumber energi. Terdapat dua prinsip untuk melepaskan NGLs dari aliran gas bumi: metode absorpsi
dan
proses
ekspander
kriogenik.
Berdasarkan
Gas
Processors
Associations, dua proses ini digunakan untuk produksi 90% dari total gas bumi yang diproduksi. Metode Absorpsi dari ekstraksi NGL sangat mirip dengan penggunaan absorpsi untuk dehidrasi. Perbedaan utamanya adalah minyak digunakan sebagai absorben pada proses absorpsi NGLs. Pada proses ekspander turbo kriogenik, refrigeran eksternal digunakan untuk mendinginkan aliran gas bumi. Kemudian, expansion turbine digunakan untuk secara cepat mengembangkan gas yang telah didinginkan, yang menyebabkan temperatur turun secara signifikan. 3
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Penurunan temperatur secara cepat ini mengkondensasi etana dan hidrokarbon lain pada aliran gas, dan pada saat bersamaan mempertahankan metana dalam bentuk gas. Cara lain yang dapat dipakai adalah dengan menggunakan kolom distilasi (fraksionator). 2.2.1. Absorpsi NGLs
Absorpsi adalah proses dimana cairan digunakan untuk melepaskan beberapa komponen dari gas. Seperti telah dijelaskan di bagian sebelumnya, minyak digunakan sebagai absorben pada proses ini. Beberapa istilah dipakai pada absorpsi NGL. Lean oil adalah minyak absorpsi. Minyak ini disebut lean karena minyak ini tidak atau hanya sedikit mengandung produk hidrokarbon yang akan diekstraksi dari gas. Sifat fisika dari lean oil bervariasi pada setiap plant . Namun, lean oil adalah cairan, beratnya biasanya diantara kerosine (atau produk lain yang sedikit lebih berat) dan paint thinner . Kebanyakan plant menggunakan lean oil yang disebut Varsol yang lebih berat dari kerosine dan lebih ringan dari pain thinner . Cairan yang meninggalkan bottom dari absorber disebut rich oil karena kaya mengandung produk hidrokarbon dari tipe yang di- recover dari gas. Residue gas (gas residu) dari absorber adalah inlet gas setelah produk NGLs dilepaskan. Di dalam menara absorber, gas dan minyak berkompetisi untuk mengabsorpsi produk hidrokarbon. Hidrokarbon terabsorpsi bertindak seperti cairan, walaupun zat ini diambil dari aliran gas yang melewati unit absorber. Hidrokarbonhidrokarbon yang memiliki tekanan uap rendah (misalkan gasoline dan butana) lebih mudah untuk diabsorpsi dibanding hidrokarbon yang memiliki tekanan uap lebih tinggi, seperti propana, etana, dan metana. Ketika tekanan uap hidrokarbon naik, maka hidrokarbon menjadi lebih sulit untuk diabsorpsi karena hidrokarbon tersebut cenderung tetap pada fase gas. Efisiensi menara absorpsi bergantung pada tekanan, temperatur, kualitas lean oil , dan rasio lean oil terhadap gas residu.
4
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Gambar 2.2 NGL Recovery dengan Metode Absorbsi (Sumber : Campbell,1992)
Absorpsi lebih efisien pada tekanan tinggi dibanding pada tekanan rendah. Hal ini karena tekanan uap dari rich oil bertekanan tinggi hampir sama dengan tekanan uap dari hidrokarbon. Hal ini membuat hidrokarbon lebih mudah untuk terabsorpsi dari gas dan bergabung dengan minyak absorpsi sebagai cairan. Persyaratan tekanan pengiriman gas residu biasanya mengeset tekanan operasi dari unit absorber. Absorpsi lebih efisien pada temperatur rendah dibanding pada tekanan tinggi. Hal ini karena tekanan uap dari hidrokarbon meningkat apabila temperatur meningkat. Hal yang diinginkan adalah menurunkan tekanan uap dari hidrokarbon, sehingga temperatur harus diturunkan. Makin rendah tekanan uap hidrokarbon, maka hidrokarbon akan semakin mudah untuk meninggalkan gas dan menjadi bagian dari minyak absorpsi sebagai cairan. 2.2.2. Cryogenic Turbo Expander
Metode Cryogenic Turbo Expander menggunakan pronsip fisika, yaitu dengan menurunkan suhu dari gas alam. Penurunan suhu ini membuat komponen gas yang mempunyai berat molekul yang lebih besar akan mengalamai perubahan fasa menjadi fasa cair. Dari fasa cair inilah akan dipisahkan C1 dengan gas alam lainnya C2+ menggunakan fraksionator.
5
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Gambar 2.3 NGL Recovery Menggunakan Metode Cryogenic Turbo Expander
Fraksionator biasanya dinamakan berdasarkan produk atas (overhead/top) dari fraksionator tersebut. Hal ini berarti produk atas dari deethanizer adalah etana, produk atas dari depropanizer adalah propana, dan begitu seterusnya. Langkah pertama dari urutan fraksionasi adalah deethanizer , yaitu memisahkan etana dan propana, dengan etana ke bagian overhead sedangkan propana dan komponen lain yang lebih berat melewati bagian bawah (bottom) dari fraksionator. Tahap-tahap selanjutnya adalah depropanizer , debutanizer , dan deisobutanizer . Satu atau lebih dari tahap tersebut dapat tidak dipakai pada urutan fraksionasi. Sebagai contoh, apabila propana dan etana dijual sebagai satu campuran, deethanizer dapat tidak dipakai, dan depropanizer dapat digunakan untuk separasi propana dan etana sebagai campuran.
6
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 3 SIMULASI 3.1. Kasus NGL Recovery
Kasus yang diangkat dalam pembahasan ini berasal dari PT. Odira Energy Persada dengan komposisi gas alam yang diuji oleh Lemigas. Berikut adala h detail komposisi gas alam yang tersedia. Tabel 1. Komposisi Gas Alam Tersedia
Komposisi
% mol
Nitrogen
0,1861
Karbondioksida
2,7284
Metana
71,7248
Etana
12,4458
Propana
8,555
Iso butana
1,4816
N-butana
1,7596
Iso-pentana
0,4459
N-pentana
0,3619
Heksana plus
0,3104
Sementara data properties yang dimiliki dari gas alam tersebut: Tabel 2. Data Properties Gas Alam
Parameter
Nilai
Densitas relatif
0,7952
Gross Heating Value (GHV)
1.313,7937
Net Heating Value (NHV)
1.193,8187
Faktor kompresibilitas (Z)
0,9957
Temperature
43,33°C
Tekanan
7171
7
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
3.2. Simulasi NGLs R ecovery
Gambar 3.1 Simulasi NGLs Recovery
8
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Gambar 3.2 Simulasi Fraksionasi Pasca Tur bo E xpansion
9
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Gambar 3.2 Simulasi Fraksionasi Pasca Tur bo E xpansion
9
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia 3.3. Proses NGL Recovery dengan Turbo-Ekspander
Proses NGL recovery yang dilakukan disini adalah metode turbo ekspander. Cara ini dipilih dibandingkan metode absorpsi karena lebih hemat secara operasional serta lebih efektif dengan kandungan metana yang sangat tinggi (Maddox, 2004). Unit teknologi ini menggunakan prinsip kriogenik dimana hidrokarbon yang ada pada gas bumi diubah menjadi suhu yang sangat rendah. Dalam hal ini, pemisahan dilakukan dengan menggunakan ekspansi-separasi-cooling (turbo expander ) bertahap dengan suhu operasi yang semakin menurun dengan tujuan membuat fraksi berat komponen C2+ sampai berada dalam posisi titik didihnya, namun tidak mencapai titik didih C1 (metana), sehingga memudahkan pemisahan yang dapat dilakukan melalui separator untuk pemisahan fasa cair dan gas. Pada separator akan dihasilkan pemisahan metana yang berada di bagian atas dalam fasa gas dan fraksi berat C2+ berada di bawah dalam kondisi cair. Hal ini sesuai dengan konsep titik didih seperti pada Tabel 3. Tabel 3. Titik Didih Komponen Hidrokarbon
2017
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
3.3. Proses NGL Recovery dengan Turbo-Ekspander
Proses NGL recovery yang dilakukan disini adalah metode turbo ekspander. Cara ini dipilih dibandingkan metode absorpsi karena lebih hemat secara operasional serta lebih efektif dengan kandungan metana yang sangat tinggi (Maddox, 2004). Unit teknologi ini menggunakan prinsip kriogenik dimana hidrokarbon yang ada pada gas bumi diubah menjadi suhu yang sangat rendah. Dalam hal ini, pemisahan dilakukan dengan menggunakan ekspansi-separasi-cooling (turbo expander ) bertahap dengan suhu operasi yang semakin menurun dengan tujuan membuat fraksi berat komponen C2+ sampai berada dalam posisi titik didihnya, namun tidak mencapai titik didih C1 (metana), sehingga memudahkan pemisahan yang dapat dilakukan melalui separator untuk pemisahan fasa cair dan gas. Pada separator akan dihasilkan pemisahan metana yang berada di bagian atas dalam fasa gas dan fraksi berat C2+ berada di bawah dalam kondisi cair. Hal ini sesuai dengan konsep titik didih seperti pada Tabel 3. Tabel 3. Titik Didih Komponen Hidrokarbon
Secara detail, proses NGL recovery yang dilakukan dengan prinsip dasar yang telah disebutkan:
Umpan berupa gas bumi (natural gas) masuk dalam kondisi 43,33°C dan tekanan 7171 kPa. Umpan diturunkan suhunya melalui penurunan tekanan (ekspansi adiabatis) hingga suhunya -3.259°C.
Hasil dari ekspander, campuran gas masuk ke dalam separator untuk dipisahkan fasa cair dan gas. Pada setiap proses pemisahan, metana selalu menjadi produk dominan di bagian atas dalam fasa gas, dan fraksi berat C2+ dalam keadaan cair.
10
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Sebelum diturunkan suhunya kembali untuk proses selanjutnya melalui ekspander, aliran didinginkan terlebih dahulu melalui heat exchanger dengan fluida pendingin berasal dari produk atas gas dari separator di proses setel ahnya, sehingga panas yang ada dalam siklus proses ini dapat termanfaatkan dengan baik.
Proses ekspansi-separasi-cooling dengan turbo expander terus berlangsung hingga lima kali tahap dengan tujuan mendapatkan kemurnian produk NGL yang sesuai spesifikasi standar dengan pemisahan metana yang maksimal. Proses berlangsung hingga siklus akhir dengan temperatur -116,8°C dan tekanan 20,78 kPa.
Proses turbo expander dalam unit ini menghasilkan daya. Seluruh dayanya dimaanfaatkan untuk menggerakan kompresor untuk menaikan tekanan bagi gas metana yang telah terpisahkan dari setiap separator hingga mencapai kondisi sales gas secara umum. Hasil proses NGL recovery ini dapat terlihat jelas di setiap tahapannya melalui
Tabel 4 berikut ini. Aliran stabilizer merupakan aliran di setiap produk bawah separator. Stabilizer 6 merupakan gabungan dari aliran stabilizer 1 sampai 5. Pada simulasi fraksionasi, terdapat 3 jenis fraksionasi yaitu deethanizer untuk proses recovery etana, depropanizer untuk proses recovery propana, dan debuthanizer untuk proses recovery butana. Sebelum masuk proses fraksionasi, feed akan masuk ke unit pemanas. Unit pemanas ini yang dapat menyebabkan vapor fraction yang masuk berbeda-beda ketika masuk unit fraksionasi. Feed vapor fraction yang masuk ke dalam unit fraksionasi akan memengaruhi kualitas keluaran fasa vapor dan liquid dalam aspek komposisi hidrokarbon pasca fraksionasi sehingga pada kasus ini variasi yang dilakukan adalah feed vapor fraction sebelum masuk masing-masing unit fraksionasi untuk dilihat kondisi paling optimumnya.
11
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Tabel 4. Hasil Data Aliran Simulasi
Variabel
Umpan
Suhu (°C) Tekanan (kPa) Laju alir (kgmol/jam) C1 (fraksi mol) C2 (fraksi mol) C3 (fraksi mol) i-C4 (fraksi mol) n-C4 (fraksi mol) i-C5 (fraksi mol) n-C5 (fraksi mol) C6 (fraksi mol) N2 (fraksi mol) CO2 (fraksi mol)
43,33 7171 1000 0,7172 0,1245 0,0856 0,0148 0,0176 0,0045 0,0036 0,0031 0,0019 0,273
Stabilizer 1 Stabilizer 2 Stabilizer 3 (Fraksi mol) (Fraksi mol) (Fraksi mol)
-3,259 2510 47,79 0,1363 0,1325 0,2938 0,1023 0,1524 0,0594 0,0533 0,0574 0,0001 0,0125
-38,93 871,2 31,08 0,0714 0,1293 0,3943 0,1332 0,1797 0,0417 0,0297 0,0112 0,0000 0,0096
-68,77 290,4 22,92 0,0391 0,1320 0,5216 0,1368 0,1430 0,0129 0,0061 0,0005 0,0000 0,0079
Stabilizer 4 Stabilizer 5 Stabilizer 6 (Fraksi (Fraksi (Fraksi mol) mol) mol) -116,8 -83,02 -92,99 20,78 20,78 94,64 17,55 138,3 18,99 0,0104 0,0740 0,0223 0,1500 0,1352 0,1418 0,7816 0,4671 0,6658 0,0393 0,1063 0,0973 0,0128 0,1271 0,0639 0,0001 0,0322 0,0015 0,0000 0,0262 0,0004 0,0000 0,0224 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0059 0,0095 0,0070
NGL (Fraksi mol) -83,02 20,78 103,6 0,0014 0,0560 0,5289 0,1376 0,1672 0,0429 0,0349 0,0300 0,0000 0,0012
Sales Gas (Fraksi mol) 70,43 1,010 896,4 0,8000 0,1324 0,0343 0,0006 0,0003 0,0000 0,0000 0,0000 0,0021 0,0303
12
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Tabel 5 Variasi vapor fraction Feed NGL
Vapor Fraction
C2 Mass Flow (kg/hr)
C3 Mass Flow (kg/hr)
C4 Mass Flow (kg/hr)
0.1
4650.822
12410.760
1989.010
0.2
6526.106
24384.812
5684.077
0.3
7397.800
31099.540
11654.480
0.4
7881.378
31981.165
18176.474
0.5
8178.350
27691.058
19485.375
0.6
8370.433
20543.819
13971.692
0.7
8498.059
13091.289
6307.153
0.8
8582.251
6828.624
1608.098
0.9
8637.609
2390.491
170.385
13
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
Tabel 5 Variasi vapor fraction Feed NGL
Vapor Fraction
C2 Mass Flow (kg/hr)
C3 Mass Flow (kg/hr)
C4 Mass Flow (kg/hr)
0.1
4650.822
12410.760
1989.010
0.2
6526.106
24384.812
5684.077
0.3
7397.800
31099.540
11654.480
0.4
7881.378
31981.165
18176.474
0.5
8178.350
27691.058
19485.375
0.6
8370.433
20543.819
13971.692
0.7
8498.059
13091.289
6307.153
0.8
8582.251
6828.624
1608.098
0.9
8637.609
2390.491
170.385
13
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Hasil Spesifikasi NGL dan Sales Gas
Pada hasil simulasi yang telah dilakukan (terdiri atas turbo expansion dan flash separation untuk fraksinasi masing-masing hidrokarbon C2+), dapat dilihat bahwa komposisi sales gas setelah proses turbo expansion and stabilizing berkomponen terbesar metana dengan fraksi mol sebesar 0,8 dan disusul dengan etana dengan fraksi mol 0,1324. Sales gas pada simulasi ini merupakan gabungan antara gas keluaran stabilizer yang menjadi top product-nya dan make-up yang merupakan hasil flash separation dari stabilization bottom product. Hasil dari flash separation terakhir setelah stabilization komponen terbanyaknya adalah metana sebagai top product dan NGLs sebagai bottom product . NGLs hasil separasi tersebut telah memiliki kandungan metana yang jauh lebih sedikit daripada hidrokarbon lain. Penggunaan turbo expansion saja pada sistem ini dinilai tidak efektif untuk NGL recovery meskipun sudah terdiri atas beberapa expansion stage dan metana yang mengalami recovery sebagai top product banyak karena komponen bawah pada
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1. Hasil Spesifikasi NGL dan Sales Gas
Pada hasil simulasi yang telah dilakukan (terdiri atas turbo expansion dan flash separation untuk fraksinasi masing-masing hidrokarbon C2+), dapat dilihat bahwa komposisi sales gas setelah proses turbo expansion and stabilizing berkomponen terbesar metana dengan fraksi mol sebesar 0,8 dan disusul dengan etana dengan fraksi mol 0,1324. Sales gas pada simulasi ini merupakan gabungan antara gas keluaran stabilizer yang menjadi top product-nya dan make-up yang merupakan hasil flash separation dari stabilization bottom product. Hasil dari flash separation terakhir setelah stabilization komponen terbanyaknya adalah metana sebagai top product dan NGLs sebagai bottom product . NGLs hasil separasi tersebut telah memiliki kandungan metana yang jauh lebih sedikit daripada hidrokarbon lain. Penggunaan turbo expansion saja pada sistem ini dinilai tidak efektif untuk NGL recovery meskipun sudah terdiri atas beberapa expansion stage dan metana yang mengalami recovery sebagai top product banyak karena komponen bawah pada proses stabilizing tidak secara spesifik banyak pada hidrokarbon tertentu sehingga sistem ini memerlukan fraksionasi agar didapatkan hidrokarbon tertentu dengan kemurnian yang tinggi. Hidrokarbon yang ingin di- recover pada sistem ini setelah turbo expansion adalah C2, C3, dan C4 sehingga dibutuhkan deethanizer, depropanizer, dan debuthanizer . Pada aspek fraksionasi berupa deethanizer, depropanizer, dan debuthanizer , terdapat heater yang menyebabkan vapor fraction untuk feed sebelum masingmasing unit fraksionasi. Perbedaan vapor fraction menyebabkan perbedaan hasil fraksionasi, baik top product maupun bottom product . Ketika divariasikan masingmasing feed vapor fraction, hasil paling optimum ditunjukkan saat masing-masing vapor fraction adalah sebesar 0,4. Vapor fraction yang terlalu kecil masih menyebabkan hidrokarbon spesifik (C2, C3, C4) yang mengalami recovery sebagai top product jumlahnya lebih sedikit. Optimum di sini didefinisikan sebagai laju alir molar atau fraksi hidrokarbon tertentu pada unit fraksionasi tertentu tertinggi relatif terhadap jenis fraksionasi yang lain. Vapor fraction yang lebih besar menyebabkan hidrokarbon lain akan terbuang di proses fraksionasi pertama, dalam hal ini 14
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
deethanizer , sehingga hidrokarbon seperti C3 dan C4 akan terbuang terlebi h dahulu sebagai top product dan jumlah etana yang mengalami recovery menjadi lebih sedikit. Karena C3 dan C4 yang seharusnya mengalami recovery sudah terbuang pada deethanizer , maka jumlah C3 dan C4 yang masing-masing difraksiona si pada depropanizer dan debuthanizer akan dalam jumlah yang sedikit. Ethane Recovery
Propane Recovery
Butane Recovery
35000.000 30000.000 ) r 25000.000 h / g k ( 20000.000 w o l F 15000.000 s s a M10000.000
5000.000 0.000 0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Vapor fraction
Gambar 5 Grafik perbedaan vapor fraction vs. laju alir massa hidrokarbon yang mengalami
15
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
BAB 5 KESIMPULAN
1. NGLs recovery merupakan proses recovery NGL hasil pengolahan gas karena masih bisa dimanfaatkan lagi. 2. NGLs merupakan gas yang terdiri dari komposisi C2 – C4+ 3. Proses NGLs recovery terdiri dari dua proses yaitu proses absorpsi dengan absorben berupa lean oil dan proses kriogenik menggunakan turboekspander 4. Proses yang digunakan untuk simulasi ini adalah turbo-eskpander 5. Dalam proses simulasi digunakan 5 stage turbo ekspander dengan fraksinator berupa deethanizer, depropanizer dan debutanizer 6. Berdasarkan hasil simulasi parameter fraksi uap dengan laju alir didapatkan nilai maksimum agar konversi optimum pada fraksi uap sebesar 0,4
16
Kelompok 10 PGB-01
Pengolahan Gas Bumi Departemen Teknik Kimia Universitas Indonesia
2017
DAFTAR PUSTAKA
Campbell, J, (1992). Gas Conditioning and Processing . Campbell Petroleum Series: USA. Castillo, L. et al. 2010. Technology Selection for Liquefied Natural Gas (LNG) on Baseload Plants. Caracas: XIX International Gas Convention. Fischer, B. 2002. A New Process to Reduce LNG Cost . AICHE Spring National Meeting. Kimber Consultants Pty, Ltd (2014), Gas Quality Report . Martin, P.-Y., Pigourier, J., & Fischer, B. 2012. Natural Gas Liquefaction Process Comparison. France: Axens. Mortazavi, A. et al. 2014. Novel Combined Cycle Configuration for Proprane pre-cooling Mised Refrigerant (APCI) Natural Gas Liquefaction Cycle. Applied Energy, 76-86. Petroleum Extension Service, The University of Texas at Austin (1974). Plant Processing of Natural Gas. United States of America: The University of Texas at Austin. Slamet (2009). Natural Gas Treatment . [pdf]. University of Indonesia.
17
Kelompok 10 PGB-01