Kelompok 7 - NGL Recovery

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


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


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


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


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


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


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


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


2017

Gambar 1.4 Skema Pencarian Gas Menggunakan Teknologi Staton/Linde


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


2

Kelompok 10 PGB-01


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


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


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


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


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


2017

3.2. Simulasi NGLs R ecovery

Gambar 3.1 Simulasi NGLs Recovery

8

Kelompok 10 PGB-01


2017

Gambar 3.2 Simulasi Fraksionasi Pasca Tur bo E xpansion

9

Kelompok 10 PGB-01


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


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


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


2017

Tabel 5 Variasi vapor fraction Feed NGL

Vapor Fraction

C2 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


2017

Tabel 5 Variasi vapor fraction Feed NGL

Vapor Fraction




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


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


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


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


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


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

Kelompok 7 - NGL Recovery

Recommend Documents