SWEETENING GAS
2
SWEETENING GAS
2
TUJUAN PEMBELAJARAN UMUM
Setelah mengikuti pembelajaran ini, peserta diharapkan mampu memahami tentang Sweetening unit
3
Tujuan Pembelajaran Khusus Setelah mengikuti mata diklat ini, peserta diklat mampu : • Menjelaskan tentang keadaan feed gas • Menjelaskan proses CO H2S removal 2 secara singkat • Menguraikan proses reaksi pada purifikasi sistem
4
GAS ALAM
Gas Alam (Gas Bumi), baik sebagai gas alam ikutan maupun gas alam non ikutan Komponen gas alam yang dikehendaki merupakan komponen Hidrokarbon Komponen gas alam yang tidak dikehendaki merupakan impuritis Purifikasi gas alam merupakan usaha untuk mengurangi/menurunkan kandungan impuritis sampai batas persyaratan yang dikehendaki
Komponen Hidrokarbon Gas Alam (Gas Bumi)
Komponen Hidrokarbonnya berupa senyawasenyawaan dari n-parafin dan iso-parafin Senyawaan yang tidak terdapat dalam gas alam (gas bumi) yaitu Naften, Aromatik, dan Olefin Komponen hidrokarbonnya terdiri dari : CH4, C2H6, C3H8, n-C4H10, iso-C4H10, n-C5H12, isoC5H12, dan C6H14+
Komponen Non Hidrokarbon Gas Alam (Gas Bumi) H2S (hidrogen sulfida) RSH (merkaptan) COS (karbonil sulfida) CS2 (karbon disulfida) CO2 (karbon dioksida) N2 (gas nitrogen) He (gas helium) Hg (merkuri)
BLOK DIAGRAM PROSES PEMISAHAN GAS
Rangkaian Transportasi Gas
Natural Gas Non-Hydrocarbon
Hydrocarbon
(Sour Gas)
What is Sour Gas?
Sour Gas is Gas asam yang terdiri dari Carbon dioxide & hydrogen sulphide.
Mengapa CO2 dikurangi kadarnya?
Karbondioksida dalam gas bumi dapat menurunkan nilai panas campuran gas tersebut, karena karbondioksida tidak memiliki kandungan energy. Selain itu, dengan adanya air, karbondioksida akan berubah menjadi asam karbonat yang dapat mnimbulkan korosi peralatan. Pada gas bumi dalam jaringan pipa transmisi dan distribusi, kandungan CO2 dibatasi sekitar 2%
Mengapa H2S juga dikurangi
Gas bumi sering kali mengandung senyawa sulfur yang dapat berbentuk asam sulfide, merkaptan, carbonil sufida, dan disulfide. Asam sulfide maupun produk pembakarannya, SO2 dan SO3, merupakan gas beracun. Fluida yang mengandung air dan asam sulfide dapat membentuk asam sulfat yang merupakan lingkungan korosif. Bisa juga terbentuk besi sulfide yang bersifat katodik terhadap besi dan dapat menyebabkan tingkat korosi yang berat.
SIFAT SIFAT GAS ALAM (GAS BUMI) Setelah dilakukan proses penurunan/pengurangan impuritis (treating) : Mempunyai kemurnian hidrokarbon tinggi, untuk menjamin kualitas maupun kuantitas gas alam Tidak menimbulkan korosi pada peralatan pengolahan maupun produk yang dihasilkan Mempunyai nilai kalori tinggi bila gas alam digunakan sebagai bahan bakar
Produk yang dihasilkan tidak boleh terjadi endapan (berupa hidrokarbon berat) pada sistem penyimpanan Harus mempunyai tekanan uap yang cukup agar tidak membahayakan keselamatan dalam pengangkutan, penyaluran dan penyimpanan. Pada pembakaran, gas alam harus bersih dan tidak mencemari udara.
PRODUK GAS 1. Gas Bumi Gas Bumi terdiri dari : LNG (Liquified Natural Gas) : terdiri dari C1 dan sedikit C2 Penggunaanya : untuk bahan bakar industri BBG (Bahan Bakar Gas): terdiri dari C1 dan C2 Penggunaanya : untuk bahan bakar kendaraan LPG (Liquified Petroleum Gas) : terdiri dari C3 dan C4 Penggunaanya : untuk bahan bakar industri dan rumah tangga
LNG ( LIQUIFIED NATURAL GASSES )
Gas alam yang dicairkan dengan cara pendinginan sampai minus -160 °C dan tekanan 1,25 kg/cm 2 absolut Kegunanaannya : sebagai bahan bakar industri
Associated gas adalah natural gas yang keluar dari sumur bersama sama dengan crude oil adalah natural gas Non associated gas yang keluar dari sumur tanpa adanya , sering juga disebut dry gas . crude oil dari Untuk memisahkan associated gas crude oil diperlukan beberapa separator yang dipasang secara seri dengan cara menurunkan tekanan operasi dan atau dengan penurunan suhu operasi.
–
Komposisi LNG terdiri atas : Senyawa hidrokarbon Methana ( CH4 ), ethana ( C2H6 ), propana ( C3H8 ), butana ( C4H10 ) dan Iso butana, pentana ( C5H12 ) dan iso pentana, C6H14+ Senyawa non hidrokarbon sebagai impuritis seperti : carbon dioxide ( CO2 ), Nitrogen ( N2 ), hidrogen sulfida ( H2S ), Merkaptan ( RSH ) dan logamlogam ( Helium dan Mercuri ).
Pembatasan komposisi LNG adl. Persetujuan antara konsumen dan produsen. LNG sbg. produk pencairan gas alam hrs. dilakukan pengujian di laboratorium → untuk menentukan mutu produk LNG
Sifat-sifat produk LNG, sesuai kegunaannya al. :
Kemurnian hidrokarbon tinggi, untuk menjamin kualitas maupuun kantitas LNG Kandungan CH4 tinggi untuk menjamin niilai kalor LNG Tidak korosi pada peralatan penyimpanan, pengangkutan maupun distribusi/ penyaluran Mempunyai kalor tinggi, tidak mencemari udara Tdk membentuk hidrat pd suhu rendah, baik pd saat penyimpanan, pengangkutan dan distribusi
BAHAN BAKAR GAS ( BBG )
Atau Compressed Natural Gas ( CNG ) adalah gas alam yang dimampatkan tekanan 1,25 kg/cm 2 absolut digunakan untuk keperluan transportasi dan industri.
Proses Pembuatan BBG : Gas alam yang melewati beberapa proses purifikasi untuk mengurangi/menurunkan komponen yang tidak dikehendaki sehingga memenuhi spesifikasi
Komposisi BBG terdiri atas :
Senyawa hidrokarbon
Methane, ethana, propana, butana, isobutana, pentana, isopentana dan heksana( C6H14 + )
Senyawa non hidrokarbon
Sebagai impuritis seperti : carbon dioxide, Nitrogen, hidrogen sulfida, uap air dan logam-logam ( Helium dan Mercuri ). Komposisi ini bervariasi dari satu sumur ke sumur yang lain.
LNG
LNG merupakan salah satu produk yang berasal dari gas alam yang dicairkan pada suhu - 160 °C dan tekanan 1,25 kg/cm2 absolut. Gas alam sebagai umpan kilang LNG telah melewati beberapa proses purifikasi guna mengurangi / menurunkan komponen yang tidak dikehendaki (impuritas), sehingga produk LNG yang dihasilkan memenuhi spesifikasi. Merkuri harus serendah mungkin, untuk melindungi korosi pada material dari aluminium disamping bersifat B3 yang berbahaya. Dan juga kandungan komponen seperti CO2 H2S, H2O serta hidrokarbon berat harus dikurangi sampai batas tertentu, karena sifatnya yang sangat korosif.
Sifat - Sifat Produk LNG
Mempunyai kemurnian hidrokarbon tinggi, untuk menjamin kualitas maupun kuantitas LNG. Mempunyai kandungan CH4 tinggi untuk menjamin nilai kalori LNG Tidak menimbulkan korosi pada peralatan penyimpanan, pengangkutan maupun distribusi / penyaluran. Mempunyai nilai kalori tinggi bila LNG digunakan sebagai bahan bakar Produk LNG tidak boleh mengendap pada sistem penyimpanan (berupa hidrokarbon berat) Harus mempunyai tekanan uap yang cukup agar tidak membahayakan keselamatan dalam penyimpanan, pengangkutan maupun distribusi / penyaluran. Tidak membentuk hidrat pada suhu yang rendah, balk pada saat penyimpanan_ pengangkutan maupun distribusi / penyaluran. Pada pembakaran, LNG harus bersih dan tidak mencemari udara.
BAGAIMANA DENGAN PROSES PEMURNIAN GAS ALAM
?
Gas yang baru keluar dari sumur sebelum didistribusikan harus dilewatkan sebuah surface separation unit atau processing plant untuk memisahkan cairan hydrocarbon (condensate) dan menghilangkan senyawa impurities yang terikut di dalamnya. Beberapa unit separasi dan processing plant yang sering digunakan untuk keperluan ini diantaranya adalah: Separator Cycling (liquid extraction) plant Sweetening plant
KONTAMINAN GAS Beberapa macam kontaminan yang umumnya terkadung di dalam gas alam yang dapat mengganggu kesehatan ataupun yang dapat menimbulkan gangguan operasi dan kerusakan peralatan proses dan/atau transportasi adalah: Hidrogen sulfida (H S) 2 Karbon dioksida (CO ) 2 Karbonil sulfida (COS) Karbon disulfida Merkaptan Nitrogen Air (H O) 2
Beberapa faktor yang harus dipertimbangkan dalam memilih gas treating proses adalah: Undang-undang dan peraturan pencemaran udara yang berkaitan dengan acid gas removal, sulfur removal dan/atau tail gas clean up (TGCU). Konsentrasi impurities di dalam gas Spesifikasi untuk gas residue (sisa gas) Spesifikasi untuk gas asam Suhu dan tekanan yang mana sumber gas tersedia dan pada mana sweet gas harus dikirim Banyaknya gas yang akan diproses Komposisi gas hidrokarbon Selektivitas yang diperlukan untuk menghilangkan gas alam Capital cost dan operating cost Royalty cost untuk proses Spesifikasi produk cair
Pemilihan Proses
Pembahasan dalam pemilihan gas treating process dapat ditekankan pada komposisi gas dan kondisi operasi. Tekanan parsial gas asam yang tinggi (50 psi) akan mempertinggi penggunaan solvent. Sebaliknya dengan adanya jumlah hidrokarbon berat yang cukup signifikan di dalam feed akan menghalangi penggunaan solvent. Untuk tekanan parsial gas asam rendah biasanya perlu menggunakan amine sebagai solvent. Pemilihan proses suatu hal yang tidak mudah, dan sejumlah variabel harus dipertimbangkan terlebih dahulu sebelum melakukan pemilihan proses.
Gas Treating
Proses dengan Amine : Tujuannya menyerap CO2 dan H2S dengan larutan amine Senyawa amine primer Mono Ethanol Amine (BM =61) Di Glycol Amine (BM = 105) Senyawa amine sekunder Diethanol amine (BM = 105) Diisopropanol amine ( BM = 133)
Senyawa amine tersier Tri ethanol amine (BM = 149) Metil di ethanol amine (BM = 119)
Removal H2S dan CO2
Kemampuan Proses untuk Treating Dapat Memenuhi ¼ grain H2S
Menghiangkan mercaptan dan COS sulfur
Menghilangkan H2S secara slektif
Degradasi Larutan oleh
Monoethanolamine
Yes
Partial
No
Yes (COS, CO2, CS2)
Diethanolamine
Yes
Partial
No
Some (COS, CO2, CS2)
Diglycolamine
Yes
Partial
No
Yes (COS, CO2, CS2)
Methyldiethanolamine
Yes
Slight
Yes
No
Solfinol
Yes
Yes
Yes
Some (CO2, CS2)
Selexol
Yes
Slight
Yes
No
Hot Pot – Benfield
Yes*
No^
No
No
Fluor Solvent
No**
No
No
No
Iron Sponge
Yes
Partial
Yes
-
Mol. Sieve
Yes
Yes
Yes
-
Stretford
Yes
No
Yes
CO2 at high concent.
Lo-Cat
Yes
No
Yes
CO2 at high concent.
Chemsweet
Yes
Partial for COS
Yes
No
Kemampuan alkanolamine dalam proses treating MEA
DEA
SNP-DEA
DGA
SULFINOL
3,1 – 4,3
3,8 – 5,0
6,7 – 7,8
4,7 – 6,6
4 - 17
Acid gas pickup, mol/mol amine
0,33 – 0,40
0,35 – 0,65
0,72 – 1,02
0,25 – 0,30
N.A
Lean solution residual acid gas, mol/mol amine
0,12
0,08
0,08
0,45 – 0,52
0,43 – 0,73
0,80 – 1,10
0,35 – 0,40
N.A
Solution concentration, % wt
15 - 25
25 - 35
25 - 30
50 - 70
Bervariasi
Approx. reboiler heat duty, Btu/gal lean solution
1000 – 1200
900 - 1000
900 - 1000
1100 - 1300
550 – 1720
Steam heated reboiler tube bundle, Q/A = Mbtu/hr-ft 2
9 - 10
9 - 10
9 - 10
9 - 10
9 – 10
Direct fired reboiler fire tube, Q/A = Mbtu/hr-ft2
8 - 10
8 - 10
8 - 10
8 - 10
8 – 10
Reclaimer steam bundle or fire tube, Q/A = Mbtu/hr-ft 2
6-8
N.A
N.A
6-8
N.A
Reboiler temperature, oF
225 - 250
230 - 250
230 - 250
250 - 260
230 – 280
Heat of reaction, Btu/lb H 2S
550 – 670
500 - 600
511
674
Bervariasi
Heat of reaction, Btu/CO 2
620 - 700
580 - 650
653
850
Bervariasi
Acid gas pickup, scf/gal at 100 oF
Rich solution acid gas loading, Mol/mol amine
0,10
N.A
MONOETHANOL AMINE
Pembersihan gas dengan menggunakan monoethanolamine (MEA) pada sebuah contactor dengan tekanan rendah. MEA dapat menghilangkan H2S dan CO2 dari gas alam hingga mencapai konsentrasi H2S 0,25 grain/100 scf dan CO 2 100 ppmv pada tekanan menengah. COS dan CS2 juga dapat dihilangkan dengan MEA tetapi reaksinya irreversible, oleh karena itu diperlukan reclaimer. Meskipun menggunakan reclaimer tetap saja reaksi reversible tidak akan dicapai dengan sempurna. Dengan demikian akan menghasilkan produk degradasi dan hilangnya larutan cukup signifikan. Total gas asam yang dapat dihilangkan pada umumnya terbatas sampai 0,30 – 0,35 mol gas asam per mol MEA dan konsentrasi larutan biasanya dibatasi hingga 10 – 20 % berat. Karena MEA mempunyai tekanan uap paling tinggi dibanding dengan jenis amine yang lain, maka kehilangan karena penguapannya pun paling tinggi.
DIETHANOL AMINE
Proses pembersihan gas dari gas asam dengan menggunakan DEA biasanya lebih cocok jika tekanan total sistem lebih dari 500 psi. Jika konsentrasi gas asam tinggi dan tekanan total tinggi, maka dapat menggunakan SNPA-DEA atau DEA beban tinggi. Proses SNPA-DEA adalah proses yang dikembangkan oleh Societe Nationale des Petrols d’Aquitain untuk membersihkan gas alam berasam yang dilakukan di Lack, Perancis pada tahun 1950-an. Proses ini dipatenkan di Canada dan negara-negara lain, tetapi tidak di Amrika. Meskipun demikian kemampuannya mencapai 1,3 mol/mol. Kebanyakan DEA plant beroperasi pada beban yang cukup rendah karena korosi. Proses ini digunakan untuk tekanan tinggi, kandungan gas alam tinggi, dan rasio H2S/CO2 relatif tinggi.
Skema alir proses untuk DEA plant mirip dengan MEA plant. Keuntungan dan kerugian DEA process dibandingkan dengan MEA process adalah sebagai berikut: Beban mol/mol untuk DEA (mencapai 0,35 – 1,30 mol/mol) lebih tinggi dibandingkan dengan menggunakan MEA (yang hanya 0,30 – 0,40 mol/mol). Karena DEA tidak membentuk produk degradasi yang signifikan, maka dalam operasinya tidak membutuhkan reclaimer. DEA adalah secondary amine dan secara kimia lebih lemah dibandingkan dengan MEA, dan tidak banyak membutuhkan panas untuk stripping larutan amine. DEA COS dan CS2 membentuk senyawa yang dapat diregenerasi dan dapat digunakan untuk menghilangkan sebagian COS dan CS2 tanpa menimbulkan kehilangan larutan yang berarti.
DIGLYCOLAMINE
1.
2.
3.
Proses ini dengan menggunakan diglycolamine dengan nama lain [2-(2-aminoethoxy)] ethanol dalam suatu larutan berair. DGA adalah primary amine yang tidak hanya mampu menghilangkan H2S dan CO2, tetapi juga COS dan mercaptan dari gas. Karena itu DGA telah digunakan untuk pemurnian gas alam atau gas hasil pengolahan minyak. DGA telah digunakan untuk menangani gas alam hingga 0,25 grain/100 scf pada tekanan serendah 125 psig. Diagram alir proses untuk DGA sama seperti untuk MEA, perbedaan utamanya adalah: Menghilangkan gas asam per gallon amine lebih tinggi dengan menggunakan larutan yang berkekuatan antara 50 – 70 %, sedangkan dengan MEA sekitar 15 – 20 %. Laju sirkulasi yang diperlukan lebih rendah, ini merupakan fungsi langsung dari konsentrasi amine yang lebih tinggi. Konsumsi steam untuk reboiler lebih rendah.
METHYLDIETHANOLAMINE
1. 2.
3.
4.
Methyldiethanolamine (MDEA) adalah tertiary amine yang dapat digunakan secara selektif untuk menghilangkan H2S hingga mencapai spesifikasi perpipaan pada tekanan menengah hingga tinggi. Jika konsentrasi CO2 dalam residue gas dinaikkan tidak menimbulkan persoalan dengan spesifikasi kontrak atau pemrosesan berikutnya. H2S/CO2 ratio dalam gas asam dapat mencapai 10 – 15 kali dari H2S/CO2 ratio dalam sour gas. Beberapa manfaat penghilangan H2S yang selektif adalah meliputi: Menurunkan laju alir larutan Regeneration plant digunakan lebih kecil Mempertinggi konsentrasi H2S di dalam gas asam sehingga dapat menghindari persoalan di dalam sulfur recovery. CO2 yang terhidrolisa lebih lambat dibanding H2S. Hal ini memungkinkan selektivitas tertiary amine untuk H2S
TRIETHANOLAMINE
Triethanolamine (TEA) adalah tertiary amine dan telah digunakan secara efektif untuk menghilangkan H2S pada tekanan rendah. TEA adalah jenis amine yang pertama kali digunakan secara komersial untuk pemurnian gas. Ia digantikan oleh MEA dan DEA karena kurang kemampuannya untuk menghilangkan H2S dan CO2 sebagaimana yang dikehendaki dalam spesifikasi. Karena potensinya untuk menghilangkan CO2, TEA banyak digunakan di dalam ammonia plant.
DIISOPROPANOLAMINE
Diisopropanolamine (DIPA) adalah secondary amine yang dari penggunaannya menunjukkan bahwa hasilnya tidak sebaik tertiary amine, terutama selektivitasnya untuk H 2S. Suatu hal yang perlu diperhatikan bahwa selektivitas tersebut ditandai dengan adanya steric hindrance (secara kimia menyerang molekulmolekul besar seperti benzene membentuk rantai hidrokarbon amine yang menghalangi reaksi CO2 membentuk karbonat).
SODA WASH
Caustic (NaOH) scrubbing system dapat digunakan untuk menangani gas alam dalam menghilangkan CO2, H2S, CS2, dan mercaptan. Gas dikontakkan dengan larutan caustic soda secara berlawanan arah pada sebuah kolom yang dilengkapi tray atau packing. Kolom dapat terdiri dari satu stage atau beberapa stage tergantung pada tingkat pemisahan yang dibutuhkan. Di dalam multi stage system biasanya mempunyai konsentrasi caustic soda yang berbeda, sebagai contoh misalnya 4-6 % berat dalam tingkat pertama dan 8-10 % berat dalam tangkat berikutnya. Dengan menggunakan multi stage system dimaksudkan untuk meningkatkan efisiensi absorpsi.
Caustic soda yang telah digunakan dapat diregenerasi atau dibuang tergantung pada senyawa gas asam apa yang ada di dalam gas stream. Jika hanya mercaptan yang ada, maka larutan caustic soda diregenerasi dengan steam di dalam sbuah steam stripping system. Jika CO2 yang ada akan terbentuk nonregenerable product (Na2CO3) dan larutan harus dibuang, sebagai akibatnya konsumsi caustic lebih banyak. Dan perlu diingat bahwa caustic soda adalah termasuk bahan kimia yang berbahaya, oleh karena itu dalam penagannan dan pebuangannya harus memperhatikan petunjuk yang dianjurkan.
Reaksi amine dengan Hidrogen Sulfida Amine Primer R-NH2 +H2S R NH3+ + HS Amine Sekunder RR’ NH + H2S RR’.NH2+ + HS Amine Tersier RR’ R” N + H2S RR’.R”.NH+ + HS
(cepat)
(cepat)
(cepat)
REAKSI DENGAN CARBON DIOKSIDA
Pada Medium Dasar CO2 + H2O H2CO3 (lambat) CO2 + HO- HCO3(lambat) Amine Primer dan Amine Sekunder CO2 + 2RR’NH RR’NCOO - +RR’NH2+ (cepat) RR’NCOO- + H2O HCO3- + RR’NH (lambat) Amine Tersier CO2 + H2O H2CO3 (lambat) RR’ R” NH + H2CO3 RR’.R”.NH+ + HCO3(cepat)
Monoetanolamina : mempunyai kemampuan menghilangkan H2S dan CO2 sekitar 20%, dan sekitar 32% hanya untuk menghilangkan CO2. Dietanolamina : mempunyai kemampuan menghilangkan H2S dan CO2 sekitar 20 ~ 25%. Methyldiethanolamine : mempunyai kemampuan menghilangkan H2S dan CO2 sekitar 30 ~ 55%. Diglycolamine : mempunyai kemampuan menghilangkan H2S dan CO2 sekitar 50%.
PROSES SULFINOL
1. 2. 3. 4. 5. 6.
Diagram alir untuk proses sulfinol pada prinsipnya sama dengan amine plant. Perbedaan hanya pada solvent yang digunakan. Pada proses sulfinol menggunakan proses sulfolane (tetra hydro thyophene dioxide) dan alkanolamine Susunan pelarutnya adalah 40% sulfolane 15% air dan 45% diisopropanolamine. Keuntungan dari penggunaan proses sulfinol : Kecepatan sirkulasi kira-kira 50 – 70% dari MEA Beban Panas lebih rendah Kecepatan degradasi kira – kira 1/8 dari MEA Foaming problem lebih berkurang Efisien untuk menghilangkan merkaptan Konsumsi steam lebih rendah
Typical Process Flow Scheme for Amine Treating Plant
Untuk Menjadikan Produk dari Feed yang di halaman sebelumnya maka Feed gas Sweetening HARUS : BERSIH dari solid particle BEBAS liquid hydrocarbons GAS berada di atas dewpoint air
PROSES SULFINOL
Shell Sulfinol Process adalah proses turunan amine-based solvent technology untuk menyerap CO2, H2S,& senyawaan organic sulfur : mercaptans, COS, & CS2 dari gas alam. Sulfinol adalah senyawaan campuran dari amine, Sulfolane & water.
Molecular structure Sulfolane sbb :
Sulfinol Process design dengan komposisi sebagai berikut : 50 wt% amine (43%wt MDEA & 7% wt Piperazine), 25 wt% Sulfolane, 25 wt% water.
Jenis – jenis alat absorbsi antara lain : 1. Sieve tray Berguna untuk absorbsi gas dan destilasi. Ukuran lubang tray 3-12 mm dari diameter dengan ukuran umum 5 mm. Luas uap dari lubang berkisar 5 – 15 % dari luasan kolom. 2. Valve tray jenis ini adalah modifikasi dari sieve tray, yang terdiri dari bukaan kolom dan bukaan valve. Sekarang penggunaannya menurun, karena tipe kolom ini beroperasi pada skala besar sehingga biayanya lebih tinggi 20 % dari sieve tray. 3. Bubble cup tray Jenis ini penggunaannya sejak 100 tahun lalu, tapi sejak tahun 1950 telah digantikan oleh jenis sieve atau valve tray. 4. Packed tower Digunakan untuk aliran kontinyu, dimana proses yang digunakan dengan mengontakkan antara gas dengan liquid secara countercurrent dalam absorbsi. Dan juga untuk mengontakkan uap – cairan dalam proses destilasi.
Uraian Proses Sweetening
Umpan gas masuk melalui Bottom Column Absorber, dan berkontak dengan lean solvent dari top column, T = 30 – 90oC Sour gas diserap dari fase gas ke fase cair sepanjang column Treated gas / Sweet gas mengalir menuju treated cooler Sebelum masuk ke Product gas wash drum
Aliran Solvent dari Absorber Coumn disebut RICH SOLVENT dikirim ke Solvent Acid Gas HP Flash Drum untuk memisahkan hidrokarbon yang terbawa rich solvent yang terserap bersamaan dengan gas asam T= lean amine inlet > T=NG to prevent condensation of hydrocarbon
Rich solvent dari HP Flash drum dialirkan menuju HE (Rich Lean Exchanger), dengan tujuan suhu rich solvent dinaikan dengan cairan panas (lean solvent dari botom column regenerator), kemudian rich solvent masuk ke regenerator
Dalam regeneratror, rich sovent diproses dengan menggunakan pemanasan di reboiler, media pemanasnya hot oil. Gas yang keluar dari regenerator adalah : CO2, H2S dan sebagian air Air yang terkondensasi ditampung dalam Reflux Accumulator Drum, dan gas asam memasuki proses sulfur recovery
Mencari Kecepatan REAKSI Absorbsi
A + B - HASIL
-
r A = k C A . CB
-
- rA = (1 / (( H A /E. k Al)+(1/k Ag))) x P A
-
E = Enhancement Factor E = 1 + ((DBL . CB)/ (b. D Al. C Ai))
-
Tugas Kerja Harian Operator
mencatat semua tekanan dan pembacaan suhu dan membandingkan dengan kondisi operasional yang diharapkan juga sebagai bacaan untuk laporan harian sebelumnya, periksa inlet filter / separator, amina kontaktor, dan pembacaan DP regenerator. Selain itu, amati pressure drop lean/rich exchanger pada kedua sisi plate frame atau shell tube exchanger
mencari peningkatan tiba-tiba tekanan indifferential, periksa semua level cairan: bagian bawah saringan inlet separator, amine contactor, scrubber swet gas, flash tank, bagian surge reboiler, cek dan record temperatures dan tekanan dalam semua peralatan; catatan suhu ambien, periksa steam rate, amina suhu reboiler, dan tekanan, periksa amina suhu condensor refluk, suhu lean amina cooler, periksa konsentrasi amina; cek karbon dan mekanik pembacaan DP filter
cek aditif (misalnya,antifoam) injeksi pump, discharge tekanan, pulsasion, amati untuk getaran, dan memeriksa pelumasan gearbox dan kemasan, periksa booster dan tekanan discharge pompa refluks, periksa operasi lean amine cooler / kondensor udara kisi-kisi pendingin '; cek H2S analyzer, memeriksa kadar asam, tapesupply, cek dan catatan aliran amina, tambahkan air make-up yang diperlukan; add amina dengan kekuatan theappropriate yang diperlukan.
Cek mingguan
Cek mingguan termasuk: periksa operasi kontrol amine reboiler dan shutdowns dan menyesuaikan sesuai, periksa semua perekam dan kalibrasi yang diperlukan; check semua underground drain tank levels. check amine concentration; feed gas asam dan sales gas dicek setiap hari selama dua minggu pertamaselanjutnya cek mingguan; uji perform amine foam jika diperlukan
Check warna Amine dari regenerator
Berwarna Coklat terang, maka proses di regenerator masih baik Hijau, amine mengandung partikel FeS sangat kecil <1 micron, dan jika warna nya gelap mendekati hitam maka harus diendapkan Biru, maka ada tembaga,nikel, CuO yang bereaksi dengan amine, orange dan merah bila ada senyawa besi yang bereaksi dengan amine dan terjadi oksidasi
Amine Losses
Ada dua type losses , yaitu karena terintegrasi dengan proses dan yang kedua karena kelemahan produk serta mishandling. Bisa juga disebabkan karena foaming dan ada kontaminasi. yaitu masuknya air yang terikut dalam gas.
Proses Losses
Karena penguapan Amine, MEA mudah menguap sampai 0.45lb/MMscf dari proses, DEA, DGA, DIPA & MDEA sedikit mudah menguap dan losses antara 0.02 - 0.03 lb/MMscf Entrainment dari contactor: rata-rata 0.5 -3.0 lb/MMscf. Entrainment losses dapat dikurangi dengan kecepatan flooding 70% dan memasang demister di atas kolom. Water wash tray di atas top tray adalah penyelesaian paling efectif gas dari flash tank dan liquids dari three phase tank: Tetapi lossesnya sedikit
