Download - Abdul Vent Absorber
BAB I
NSO PLANT
1.1 Latar Belakang
Pada tahun 1999 ditemukan sumber gas alam lepas pantai di ladang North
Sumatra Offshore (NSO), yang terletak di selat Malaka pada jarak sekitar 107.6
km (68 mil) dari kilang PT. Arun NGL di Blang Lancang. Ladang gas alam NSO
luasnya 27500 ha dan berada pada kedalaman laut ±350 ft (106.68 m).
Selanjutnya dilakukan pembangunan proyek NSO “A” yang kemudian pada awal
tahun 2009 berganti nama menjadi SRU plant, meliputi unit pengolahan gas untuk
fasilitas lepas pantai (offshore) dan di PT. Arun NGL. Fasilitas ini dibangun untuk
mengolah 450 mmscfd gas alam dari platform offshore sebagai tambahan bahan
baku gas alam dari ladang Arun di Lhoksukon yang semakin berkurang.
Tujuan dari pembangunan kilang SRU ini adalah untuk melakukan proses
pengolahan guna memenuhi spesifikasi bahan baku yang sesuai dengan
persyaratan proses pencairan gas alam yang sudah ada di kilang Arun. Hal ini
dilakukan karena komposisi gas alam dari NSO mengandung kadar CO2 dan H2S
yang sangat tinggi masing-masing sekitar 33% CO2 dan 1.5% H2S, mengingat
kadar H2S sangat tinggi dalam gas umpan dari ladang NSO maka perlu digunakan
teknologi terbaik yang tersedia saat ini yaitu dengan Logic Control (Cost Effect)
agar tidak menimbulkan pencemaran.
SRU plant merupakan proses claus yang mampu mengkonversikan H2S di
dalam gas asam menjadi elemen sulfur dengan suatu reaksi oksidasi di dapur
reaksi dan bantuan reaktor berkatalis. Sulfur cair (molten) didapat dengan
mengondensasikan hingga titik embun pada temperatur 120-180OC dan ditampung
di sulfur pit Z-2801. Sulfur cair ini dikirim ke pelletizing unit (Unit 59) untuk
diolah menjadi butiran-butiran sulfur sebagai produk yang mempunyai nilai
ekonomis sebanyak 300 mt/hari. Sulfur plant ini mampu mengonversikan hingga
98% gas asam. H2S yang tersisa sekitar 0.7% diserap kembali di tail gas unit dan
di recycle kembali ke SRU unit. Sekitar 400 ppm H2S yang tidak bisa diserap di
tail gas unit dikirim ke thermal oxidyzer untuk dioksidasi menjadi SO2 kemudian
dibuang ke atmosfir, yang ditunjukkan sebagai emisi sekitar 500 ppm. Agar feed
1
gas dapat ditingkatkan dari offshore, maka eksesnya gas asam ke SRU unit juga
bertambah, maka dibutuhkan oxygen plant untuk mendapatkan O2 murni sebagai
media pembakaran di dapur reaksi.
Manfaat dari SRU plant dapat menciptakan industri yang berwawasan
lingkungan sehingga PT. Arun NGL Co. bisa melanjutkan usahanya untuk
mengolah gas alam yang mengandung H2S tinggi untuk menambah produksi NGL
disamping produk butiran-butiran sulfur yang mempunyai nilai ekonomis.
Tabel Komposisi sour gas dan treated gas
Komponen (% mol)Sour Feed Gas Treated Gas
Ke Kilang NSO Plant Ke LNG Train
C6+ 0,102 0,051
N2 0,98 1,128
C1 60,503 69,304
CO2 33,448 25,316
C2 2,491 2,780
H2S 1,455 0,0423
C3 0,629 0,679
i-C4 0,150 0,162
n-C4 0,153 0,166
i-C5 0,052 0,057
n-C5 0,033 0,03
TOTAL 100,00 99,700
HHV 100,00 BTU / SCF 783,1 BTU / SCF
1.2 Pengoperasian Ladang NSO
Gas alam dari ladang gas NSO A sebanyak ± 450 MMSCFD diproses di
anjungan untuk menghasilkan kondensat, lumpur, dan air. Kemudian gas tersebut
dikirim ke kilang NSO PT. Arun NGL Co. di Blang Lancang untuk diproses lebih
lanjut seperti uraian berikut :
2
1. Pemisahan partikel dan fraksi berat feed gas di inlet separator.
2. Proses di treating unit untuk mengurangi kadar CO2 dan H2S.
3. Penaikan tekanan dan pengiriman gas yang telah diproses ke kilang LNG.
4. Gas yang mengandung kadar H2S tinggi (Acid gas) akan dikirim ke sulfur
recovery unit untuk menghasilkan sulfur molten.
5. Gas dari sulfur recovery unit akan dikirim ke tail gas unit untuk menjalani
pemisahan H2S. Gas yang mengandung H2S akan direcycle kembali ke
sulfur recovery unit.
6. Sisa gas yang tidak terserap di tail gas unit yang mengandung sedikit H2S
(± 100 ppm) akan dikirim ke thermal oxydizer dan akan dibakar bersama
CO2 yang mengandung H2S (± 150 ppm) yang berasal dari treating unit.
1.3 Inlet Facility
Gas alam yang telah dikeringkan di ladang gas NSO dan telah bebas dari lumpur,
dimasukkan ke dalam sludge catcher pada treating unit untuk memisahkan
kondensat yang terikut dalam feed gas dengan menggunakan filter < 5 mikron.
1.4 Treating Unit
Tugas treating unit (Unit 27):
Menerima sour gas sebanyak 460 mmscfd dari offshore.
Mengabsorbsi sour gas menjadi sweet gas.
Mengirim sweet gas 410 mmscfd ke LNG plant.
Memisahkan condensate dang mengirim ke unit 20.
Meregenerasi sulfinol sebagai media penyerap.
Mengirim gas asam ke SRU unit.
Memisahkan CO2 dan H2S dari rich sulfinol, CO2 ke thermal oxydizer.
Treating unit mampu menyerap H2S hingga 98%
Dari Offshore Gas ke LNG Plant
H2S : 1.5 % 0.04237% (423.7 ppm)
CO2 : 33% 25%
3
Treating unit terdiri dari absorber, stripper, surge tank, flash vessel, dan
CO2 vent absorber. Pada unit ini H2S, CO2, dan campuran sulfur organic lainnya
(RSH dan COS) dalam gas umpan diserap oleh larutan sulfinol dengan komposisi
50% MDEA, 30% sulfolen dan 20% H2O.
Kemudian dilakukan pemisahan antara pelarut dengan H2S dan CO2 yang
terserap sehingga sulfinol dapat digunakan terus menerus. Uraian garis besar
proses di treating unit adalah sebagai berikut:
1. Proses pertama adalah penyerapan di absorber atas dasar beda daya larut dan
pelarut terhadap CO2, H2S, senyawa-senyawa sulfide organic dan komponen
lainnya. Besarnya aliran gas NSO tersebut adalah 460 mmscfd.
2. Dengan proses penyerapan ini kadar CO2 dalam gas NSO berkurang dari 33%
mol menjadi 24.5% mol, sementara kadar H2S sebesar 1.5% mol turun
menjadi 423.7 ppm dan marcaptan menjadi 230 ppm. Gas yang keluar dari
treating unit disebut dengan sweet gas.
3. Sweet gas dari treating unit sebanyak 394 mmscfd selanjutnya dikirim ke unit
26 untuk menaikkan tekanan. Aliran sweet gas yang mempunyai kadar H2S
423.7 ppm tersebut selanjutnya digabungkan dengan sweet gas yang berasal
dari Point A untuk diproses lebih lanjut di kilang LNG.
4. Proses kedua yang terjadi stipper, yaitu terjadi proses pelepasan (stripping)
CO2 dan H2S dari condensat dengan menggunakan HP feul gas. CO2 dan H2S
dikirim ke CO2 vent absorber.
5. Proses ketiga terjadi di regenerator, yaitu proses pelepasan CO2 dan H2S dari
larutan sulfinol yang terjadi pada temperatur tinggi dan tekanan rendah.
6. Acid gas kemudian dialirkan ke sulfur recovery unit untuk menghasilkan
sulfur cair, sedangkan CO2 dialirkan ke thermal oxydizer untuk dibakar.
4
1.5 Sulfur Recovery Unit
Tugas unit 28
Mengubah H2S yang terdapat dalam acid gas menjadi sulfur cair (molten).
Mengirim sulfur molten ke unit pelletizing.
Mengirim sisa element sulfur ke tail gas unit.
Memproduksi steam tekanan tinggi 42 kg/cm2.
SRU mampu mengkonversi H2S menjadi sulfur cair mencapai 98%.
H2S inlet SRU H2S outlet SRU
24.673% 0.85%
Proses sulfur recovery disebut juga proses claus yang ditemukan oleh
Carel Fredik Claus, seorang ahli kimia berkebangsaan Inggris dan dipatenkan
pada tahun 1883. Sekitar tahun 1930 dilakukan penambahan dapur reaksi.
SRU berfungsi untuk mengubah H2S dalam aliran acid gas dari treating
unit menjadi sulfur dengan pembakaran gas buangan dengan memakai proses
claus. Proses yang didasari reaksi katalitik dengan menggunakan katalis titanium
dioksida dan aktif alumina. Reaksi ini terdiri dari satu reaction furnace dan tiga
converter serta fasilitas lainnya. Uraian garis besar SRU adalah:
1. Acid gas dari treating unit dengan CO2 72% dan H2S 24% bersama dengan
gas yang direcycle dari tail gas unit dimasukkan ke dalam reaction furnace.
Didalamnya juga dimasukkan udara untuk menyediakan O2 yang dibutuhkan.
Didalam reaction furnace, konversi H2S menjadi sulfur sekitar 40%.
2. Gas yang keluar dari reaction furnace dan mengandung sulfur pada fasa gas
didinginkan di sulfur condenser I lalu menjadi sulfur cair (molten) dan
dikirim ke sulfur pit. Sisa gas yang tidak terkonversi dipanaskan lagi di inlet
heater dan kemudian masuk ke reaktor I. Disini konversi terjadi dengan
bantuan katalis titanium dioksida dan active alumina. Konversi yang didapat
mencapai 35%.
3. Gas yang keluar dari reaktor I mengandung sulfur dalam fasa gas dan
didinginkan di sulfur condenser II dan dikirim ke sulfur pit . Sisa gas tidak
5
terkonversi dipanaskan kembali di reheater I sebelum memasuki reactor II.
Di reaktor II, katalis yang digunakan tetap sama dan konversinya mencapai
20%.
4. Gas yang keluar dari reactor II didinginkan didalam sulfur condenser III. Sisa
gas tidak terkonversi dipanaskan kembali di reheater II dan dikirim ke
reaktor III untuk mengkonversi gas H2S menggunakan katalis titanium
dioksida. Hasil konversi ini sekitar 5%.
5. Gas yang keluar dari reaktor III didinginkan kembali menjadi sulfur cair
dengan sulfur condenser IV. Gas tidak terkonversi selanjutnya dialirkan ke
tail gas unit.
Konversi akhir yang dicapai pada proses diatas mencapai sekitar 96%.
Hasil yang diperoleh dari pendinginan sulfur gas menjadi sulfur cair (molten)
dikirim sulfur pit dan selanjutnya dikirim ke unit pelletizing.
1.6 Sulfur Solification Unit (Unit 59)
Tugas unit ini adalah:
Menampung sulfur cair (molten) dari Unit 28 didalam bak penampungan
Z-5901.
Merubah sulfur cair (molten) menjadi sulfur pellet yang berbentuk butiran-
butiran kecil.
Mengapalkan sulfur pellet bila inventory telah tercapai, sesuai dengan
Loading Advice Exxon Mobile.
Unit 59 dapat memproduksi sulfur pellet 215-235 metrik ton/6 jam. Dari
sulfur pit, sulfur molten di pompa dan dialirkan ke sulfur solidifocation unit
melalui steam jacketed pipe line. Di area molten sulfur storage, molten sulfur
ditampung di satu fasilitas penampung (pit) yang dilengkapi dengan steam heater
untuk menjaga agar sulfur tetap dalam keadaan cair. Kapasitas tangki
penyimpanan keseluruhan adalah 5 hari produksi atau sekitar 1160 ton. Uraian
garis besar proses pada sulfur solidification unit adalah:
6
1. Dari sulfur pit, molten sulfur cair dialirkan ke distributor yang dilengkapi
lubang-lubang dengan diameter tertentu pada bagian dasarnya dan diletakkan
pada jarak tertentu dari pelletizing tank untuk melewatkan sulfur molten.
2. Dari lubang distribusi, lelehan sulfur akan jatuh ke pelletizing tank yang
berisi air pada bagian dasarnya.
3. Didalam pelletizing tank yang berisi air, sulfur yang jatuh ke dalam air
tersebut akan mengalami proses pendinginan dan akan membentuk tablet.
Dengan adanya gaya grafitasi, sulfur tablet akan turun ke tangki bagian
bawah melalui splitter box untuk selanjutnya masuk ke dewatering screen.
Disini sulfur padat akan dipisahkan dari air.
4. Kemudian sulfur padat dibawa ke sulfur storage menggunakan conveyer,
sedangkan air yang bercampur sedikit sulfur padat dimasukkan ke centrifugal
separator untuk memisahkan sisa-sisa sulfur yang masih bercampur dengan
air yang kemudian akan digabungkan dengan produk sulfur dari vibrating
screen dan dikirim ke sulfur storage dengan menggunakan conveyer. Sisa air
yang diperoleh ditampung di sump.
5. Di sump tank, air dari centrifugal separator dicampur dengan air make up
untuk kemudian di pompakan ke process water cooler dan digunakan sebagai
pendinginan di sulfur pelletizing tank.
1.7 Tail Gas Clean Up Unit (Unit 29)
Tugas unit 29:
Mengubah tail gas : S, SO2, CS2, COS H2S.
Senyawa tersebut direcycle ke unit SRU.
Mengoksidasikan sisa H2S atau element sulfur lainnya SO2 di thermal
oxidizer sesuai Standard Environmental MenEg KLH.
Meregenerasi amine flexsorb sebagai media penyerap kembali.
Tail gas unit mampu menyerap H2S hingga 96 %.
H2S Inlet Amine Absorb.
0,85%
H2S ke Thermal Oxd.
0,05%
7
Tail gas clean up unit merupakan unit pengolahan gas sisa yang keluar
dari unit SRU sebelum dibakar di thermal oxidizer. Gas umpan yang masuk
berjumlah 60 mmscfd dengan komposisi 29% CO2, 0.4% H2S serta sejumlah
senyawa COS, CS2, dan S yang telah dikonversi menjadi H2S. Dari unit ini akan
dihasilkan aliran gas terolah dengan kandungan senyawa sulfur rendah yaitu CO2
dan H2S sekitar 100 ppm.
Adapun uraian proses yang terjadi pada unit ini secara garis besar
dijelaskan sebagai berikut:
1. Gas sisa (tail gas) dari SRU yaitu 29% CO2, 0.4% H2S serta sejumlah
senyawa sulfur (COS, CS2, dan S) yang berjumlah 60 mmscfd dan
temperatur 130oC dialirkan ke feed heater reducing gas generator, pada saat
yang sama juga dialirkan steam, udara dan fuel gas. Pada unit ini tail gas
dinaikkan suhu sampai 130oC untuk memenuhi suhu kondisi operator
hidrolisis/hidrogenasi.
2. Dari feed heater reducing gas generator, gas yang telah dinaikkan suhunya
dikonversi menjadi H2S dalam reactor hidrolisis/hidrogenasi tersebut dengan
menggunakan katalis Cobalt Molybdenum (CoMo). Reaksi yang terjadi
adalah sebagai berikut:
Hidrogenasi:
3 H2 + SO2 H2S + H2O
H2 + S H2S
Hidrolisis:
COS + H2O CO2 + H2S
CS2 + 2H2O CO2 + 2H2S
Dalam reaktor, gas tersebut mengalami kenaikan suhu sampai 50oC. Setelah
keluar dari reaktor, gas tersebut didinginkan kembali menjadi 176.7oC di
reaktor effluent cooler.
3. Gas yang keluar dari reaktor effluent cooler akan diturunkan lagi suhunya di
direct contact condenser/desuperheater sampai 38oC. Penurunan suhu
dilakukan untuk memenuhi kondisi operasi penyerapan H2S didalam amine
absorber.
8
4. Dari direct contact condenser/desuperheater, gas dialirkan ke amine
absorber. Di amine absorber gas yang mengandung H2S tinggi tersebut akan
mengalami proses absorbsi dengan menggunakan pelarut campuran senyawa
amine. Pada proses absorbsi tersebut akan dihasilkan dua aliran yaitu :-
Larutan amine yang kaya H2S ( rich amine solution ).
- Aliran gas yang berkadar H2S rendah.
5. Larutan amine yang kaya H2S akan dipisahkan dari kandungan H2S di Amine
regenerator dengan menggunakan steam. Gas terpisah yang diperoleh dari
amine regenerator yang masih mengandung 47% H2S dikembalikan ke sulfur
recovery unit untuk diproses dan menghasilkan pellet. Sedangkan larutan
amine yang berkadar H2S rendah ( lean amine ) akan dikembalikan ke amine
absorber, dan digunakan kembali untuk menyerap H2S.
6. Aliran gas yang keluar dari amine absorber, yang mengandung kadar H2S
rendah, sekitar 100 ppm dikirim ke thermal oxidizer untuk dibakar bersama
gas yang berasal dari CO2 vent scrubber di sulfinol unit. Hasil pembakaran
yang terjadi di thermal oxidizer tersebut.
1.8 Oxigen Plant Unit ( Unit 22 )
Tugas unit 22 :
Untuk mendapat oksigen yang murni > 98%.
Oksigen murni sebagai media tambahan udara pembakaran di sulfur
recovery unit (SRU).
Oksigen plant selain menghasilkan O2 murni juga menghasilkan N2
murni, dapat digunakan untuk purging di unit – unit proses.
Oxigen purity equivalent : 5 x Ambient Air.
Oksigen plant product purity :
O2 product = 98.5% N2 product = 99.9%
Kandungan udara bebas terdri dari beberapa komposisi unsur-unsur :
Nitrogen (N2) = 78.1%, Oksigen (O2) = 20.95% dan terdapat juga unsur-unsur gas
lain yaitu : Hidrogen, Argon, karbondioksida dan gas lain 0.95%. Mengingat
9
konsentrasi dari hidrogen, carbon dioxide dan hydrocarbon dapat berubah-ubah
dalam batas-batas tertentu. Kandungan uap air dalam udara bagaimana pun sangat
berbeda, ini tergantung suhu dan tingkat kejenuhannya dan juga keadaan cuaca
dan kelembaban daerah tersebut. Untuk menghilangkan semua unsur-unsur yang
dapat mengganggu proses pemisahan oksigen, maka diperlukan terlebih dahulu
penyerapan, seperti uap air, CO2 yaitu dengan cara adsorbsi dengan menggunakan
molsieve bed.
Proses yang diterapkan di unit 22 adalah : pemampatan, pendinginan dan
pengurangan tekanan udara (dengan menggunakan turbine expansion) sebagai
langkah awal pendinginan aliran-aliran lainnya.
Pemisahan oksigen dengan nitrogen dapat terjadi dimana unsur oksigen
akan lebih dahulu mencair yaitu pada suhu (-183⁰C) sedangkan nitrogen mencair
pada suhu (-195.8⁰C), maka akibat perbedaan titik didihnya lah oksigen dan
nitrogen dapat di pisahkan.
10
BAB II
TUGAS KHUSUS
HEATED FLASH dan CO2 VENT ABSORBER
2.1 Dasar teori
Larutan rich sulfinol dari heated flash drum D-2704 dipanaskan di lean
sulfinol exchanger E-2706. Larutan tersebut dipanaskan kembali di sulfinol
regenerator reheater E-2708 dengan menggunakan LLPS kemudian di flash
secara adiabatic di dalam regenerator. Aliran rich sulfinol diregenerasi dengan
menurunkan tekanan dan menaikkan temperatur.
Regenerator berisi packed penyerapan panas dan dua tray pencuci diatas
feed point dan seksi yang terdiri dari dua buah packed untuk stripping. Solvent di
bawah seluruhnyan diambil sebagai feed reboiler. Vapor dan liquid dari reboiler
dikembalikan ke bagian bawah regenerator. Reboiler tersebut dipanaskan oleh
LPS untuk menyediakan stripping steam. Steam naik melalui bagian bawah
packed bed membersihkan larutan sulfinol dari CO2, H2S dan marcaptan.
2.1.1 Proses regenerasi di C-2704
steam
(C2H4OH)2NCH4HCO3 + H2O CO2+H2O+(C2H4OH)2NCH3
Rich MDEA steam leanMDEA
steam
(C2H4OH)2NCH4HS + H2O H2S+H2O+(C2H4OH)2NCH3
Rich MDEA steam leanMDEA
steam
(CH2)4SO3HCO3 + H2O (CH2)4SO2 + CO2 + H2O
Rich Sulfolane steam lean sulfinol
(Dioxidetertrahydrothiophene) (1,1-Dioxidetertrahydrothiophene)
steam
11
(CH2)4SO3HS + H2O (CH2)4SO2 + H2S + H2O
Rich Sulfolane steam lean sulfinol
(Dioxidetertrahydrothiophene) (1,1-Dioxidetertrahydrothiophene)
Sulfolane (1,1-Dioxidetetrahydrothiophene)
MDEA mengabsorbsi H2S lebih cepat dari pada mengabsorbsi CO2.
Perbedaan absorbsi rate H2S dan CO2 yang diberikan MDEA cenderung kearah
menarik H2S. Proses reaksi ke kanan (absorbsi ) terjadi pada low temperatur dan
high pressure. Proses reaksi ke kiri (regenerate) terjadi pada high temperatur dan
low pressure.
Dalam proses pengolahan sour gas menggunakan larutan sulfinol dengan
memakai suatu formula campuran solvent sulfinol-M, yang mana merupakan
gabungan reaksi kimia alkanol amine (MDEA), physical solvent sulfolane
(tetrahydrothiophene dioxide) dan air.
12
2.2 Flowsheet
13
2.3 Uraian proses
Rich sulfinol yang akan di regenereasi mengalami pemanasan bertingkat
supaya proses regenerasi yang dicapai maksimal. Larutan rich sulfinol dari rich
sulfinol heater E-2714 dengan temperatur 96.2oC mengalir ke heat sulfinol flash
drum D-2704 dan di flash pada tekanan rendah untuk melepaskan sebagian CO2.
Akan tetapi, sebagian kecil H2S juga terikut melewati EM-2707 dengan tekanan
4.7 kg/cm2 dan flow 45071.3 Nm3/h. Tujuan dari pendinginan ini adalah untuk
menurunkan suhu CO2 dan H2S hingga temperatur 47.2oC dan diharapkan sulfinol
yang terikut di dalam CO2 dan H2S dapat terkondensasi pada saat memasuki
coloum CO2 vent absorber C-2703.
Level di dalam heat sulfinol flash drum dijaga 39%. Rich sulfinol yang
keluar dari bottom heat sulfinol flash drum rich sulfinol memasuki rich Sulfinol
exchanger E-2706 dengan flow 1646.4 m3/h dan temperatur 96.2oC. Rich sulfinol
tersebut dipanaskan dengan lean sulfinol yang keluar dari bottom sulfinol
regenerator hingga temperatur 133.7oC. Rich sulfinol tersebut dipanaskan kembali
di sulfinol regenerator reheater E-2708 dengan menggunakan LLPS hingga
temperatur 105.9oC sebelum memasuki sulfinol regenerator C-2704 dengan
temperatur 99.9oC. Penurunan temperatur tersebut dipengaruhi oleh larutan
sulfinol dari D-2706 dan D-2801 yang menyatu dengan aliran rich sulfinol. Aliran
rich sulfinol diregenerasi pada tekanan rendah, pemanasan, dan stripping dengan
steam regeneration coloum. Regenerator berisi packed penyerapan panas dan dua
tray pencuci diatas feed point dan seksi yang terdiri dari dua buah packed.
Rich sulfinol memasuki sulfinol regenerator C-2704. Di dalam sulfinol
regenerator tersebut, aliran rich sulfinol diregenerasi pada temperatur 104.1oC.
Pada keadaan ini, kesetimbangan akan bergeser ke kiri yaitu tejadi pelepasan H2S
dan CO2 yang terkandung di dalam rich sulfinol. Untuk memaksimalkan proses
regenerasi ini, maka diperlukan reboiler E-2709 yang berfungsi untuk
memanaskan larutan sulfinol hingga larutan yang berada di bottom sulfinol
regenerator C-2704 mencapai temperatur 133.7oC.
Reboiler tersebut memanaskan larutan sulfinol yang berada dibagian
bawah kolom regenerasi dengan menggunakan LLPS untuk melepaskan H2S dan
14
CO2 yang masih terkandung di dalam larutan sulfinol dan kemudian dikembalikan
ke kolom sulfinol regenerator untuk mendorong pemisahan H2S yang terjadi di
bagian atas sulfinol regenerator C-2704. Sedangkan sulfinol dari reboiler tersebut
dikembalikan ke dasar sulfinol regenerator. Seksi bagian atas regenerator berisi
penyerapan panas dan dua tray pencuci. Seksi penyerapan panas terdiri dari
packed bed dan tray pengumpul liquid yang dikontrol pada level 52%. Panas di
serap dengan sirkulasi cold sour water di atas packing cooling, mendinginkan CO2
dan H2S supaya sulfinol yang terikut akan mudah terkondensasi. Sour water dari
tray pengumpul disirkulasi melalui regenerator pumpround water cooler E-2710
untuk pendinginan oleh regenerator pumpround G-2706. Air kondensasi dari over
flow tray pengumpul acid gas berfungsi sebagai reflux ke tray pencuci di
bawahnya. Tray-tray ini meminimize terbawanya sulfinol dan kerugian
penguapan.
H2S dan CO2 yang telah terpisah dari sulfinol disebut acid gas. Acid gas
tersebut keluar melalui top sulfinol regenerator C-2704 dengan temperatur 45.9oC
masuk ke D-2801 di unit SRU. Penampungan ini bertujuan untuk menampung
sulfinol yang terbawa H2S dan CO2 dan terkondensasi. Sulfinol yang
terkondensasi tersebut selanjutnya dikirim kembali menuju sulfinol regenerator C-
2704 atau ke D-2706. Sedangkan sulfinol yang keluar dari bottom sulfinol
regenerator C-2704 dipompakan ke lean sulfinol exchanger E-2706 dengan
pompa GM-2705 pada tekanan 8.5 kg/cm2, flow 1721.2 m3/h, dan temperatur
133.7oC. Didalam lean sulfinol exchanger E-2706 terjadi pertukaran panas antara
lean sulfinol yang keluar dari bottom sulfinol regenerator C-2704 sebagai media
yang ingin didinginkan dan rich sulfinol yang keluar dari sulfinol absorber C-
2701 sebagai media pendingin. Selanjutnya lean sulfinol memasuki lean sulfinol
exchanger E-2705 dengan temperatur 111.8oC dan terjadi lagi pertukaran panas
dengan rich sulfinol. Lean sulfinol yang keluar dari lean sulfinol exchanger E-
2705 dengan temperatur 87.2oC didinginkan kembali didalam lean sulfinol main
cooler E-2701.
Pendinginan lean sulfinol ini menggunakan air laut sebagai media
pendinginnya. Setelah didinginkan, lean sulfinol ditampung di tangki
15
penampungan sulfinol F-2701 yang dibuat dengan ukuran tertentu untuk
mengatasi surge capacity selama normal operasi dan menyimpan seluruh sulfinol
selama periode maintenance/shutdown. Didalam tangki, sulfinol diselimuti
dengan N2 agar tidak terkontaminasi dengan udara sehingga bisa merusak solvent.
Selanjutnya lean sulfinol tersebut dipompakan dengan pompa G-2701 dan
memasuki E-2704 untuk didinginkan dengan menggunakan media pendingin air
laut. Aliran tersebut dipisahkan dalam dua aliran. Sebagian besar sulfinol
dipompakan oleh pompa G-2702 menuju C-2701 dan sebagian lagi memasuki V-
2701 yang berfungsi sebagai penyaring sebelum memasuki D-2708. Didalam D-
2708 terjadi penyerapan hydrocarbon yang mungkin masih ada dalam lean
sulfinol dengan menggunakan karbon aktif. Selanjutnya lean sulfinol melewati V-
2703 untuk penyaringan lebih lanjut dan memasuki lean sulfinol water cooler E-
2713 untuk didinginkan lean sulfinol menggunakan air laut hingga 44oC. Lean
sulfinol yang telah didinginkan masuk ke CO2 vent absorber C-2703 untuk
menyerap sisa-sisa H2S yang terflash dan terikut bersama CO2 di D-2704, di
absorber ini selain terabsorbsi sebagian besar H2S juga ikut terserap sedikit CO2
sehinggan menjadi semi lean. Dari top absoreber CO2 masuk ke CO2 vent
scrubber D-2703 untuk menampung sulfinol yang carry over untuk dikirim ke
sulfinol regenerator, sedangkan CO2 dikirim ke thermal oxidizer. Selanjutnya dari
bottom CO2 vent absorber C-2703, semi lean didinginkan di semi lean sulfinol
main cooler E-2702 dengan menggunakan air laut dan dipompakan dengan
menggunakan G-2704 menuju semi lean sulfinol water cooler E-2703 untuk
didinginkan lebih lanjut sebelum dipompakan dengan G-2704 memasuki sulfinol
absorber C-2701 tray ke 15. Suhu dikontrol secara automatic dengan
menggunakan by pass pada 35 oC. Semi lean juga disiapkan pada tray 11 untuk
antisipasi bila penyerapan CO2 hanya sedikit.
16
2.4 Kondisi Operasi
Unit 27 Heated Flash And Vent Absorber
a. Temperatur larutan lean sulfinol masuk ke excanger E-2713 A-B adalah
47,2 oC (TI-2733)
b. Temperatur larutan lean sulfinol masuk ke CO2 vent absorber adalah 39,5 oC
(TC-2750).
c. Tekanan differensial di C-2703 adalah 1153.38 mmh20 (PD-2711).
d. Level control di CO2 vent absorber adalah 27 % (LC-2709).
e. Level indikator di CO2 vent absorber adalah 27 % (LI-2708).
f. Level control di CO2 vent srubber adalah 1 % (LC-2710).
g. Level indikator di CO2 vent srubber adalah -5 % (LI-2747).
h. Jumlah H2S keluar dari CO2 vent srubber adalah 2789,9 ppm (A-2702) .
i. Tekanan acid gas keluar dari CO2 vent srubber adalah 4,0 kg/cm2 (PC-2712-
1/2).
j. Aliran acid gas keluar dari CO2 vent srubber adalah 27959,6 NM3/H (FI-2709).
k. Temperatur acid gas keluar dari CO2 vent srubber adalah 42,6oC (TI-2748).
l. Kecepatan aliran larutan rich sulfinol masuk ke exchanger E-2706 A-D adalah
1646,4 M3/H (FC-2728-1/2).
m.Temperatur larutan semi lean sulfinol masuk ke exchanger E-2702 adalah
64,1oC (TI-2734).
n. Kecepatan aliran larutan semi lean sulfinol keluar dari pompa G-2704 adalah
0.1 M3/H (FC-2727 A).
o. Kecepatan aliran larutan semi lean sulfinol keluar dari pompa G-2704 adalah
-1.6 M3/H (FC-2727 B).
p. Kecepatan aliran larutan semi lean sulfinol keluar dari pompa G-2704 adalah
417,8 M3/H (FC-2727 C).
q. Temperatur larutan semi lean sulfinol masuk ke tray 15 dan 13 sulfinol
absorber adalah 37,3oC (TI-2735).
r. Temperatur larutan rich sulfinol masuk ke heated flash adalah 96,2oC
(TC-2749).
s. Level cairan di heated flash adalah 39 % (LC-2711)
17
NOTE :
Seluruh data yang tertulis di atas adalah data operasi di Unit 27 Heated Flash And
Vent Absorber yang diambil pada tanggal 25 Januari 2012 Jam 08.35 WIB Dari
Main Control Room.
2.5 Peralatan utama
Rich Sulfinol Flash Drum, D-2704.
Gambar 2.1 Heated Sulfinol Flash Drum (D-2704)
Berfungsi untuk:
Melepas CO2 dari rich sulfinol.
Memposisikan hidrokarbon di layer atas larutan sulfinol (program oil
skiming).
Mempunyai buffle and skimmer line.
Heated Flash Vapor Air Cooler, E-2707.
Mendinginkan gas CO2 flashing hingga 49º C.
18
CO2 Vent Absorber, C-2703.
Gambar 2.2 CO2 Vent Absorber (C-2703)
Pada alat ini flash gas yang telah didinginkan akan di kontakkan dengan lean
sulfinol untuk menyerap H2S yang masih ada dalam flash gas sebelum masuk ke
CO2 vent absorber (C-2703).
Berfungsi untuk:
Treating CO2 rich dengan larutan lean sulfinol.
Sulfinol yang sudah menyerap H2S dan sebagian CO2 menjadi semi lean
masuk ke absorber C-2701 pada tray 15 lebih dominan menyerap CO2
dalam sour gas.
Mempunyai 13 tray dan packing bed.
19
CO2 Scrubber, D-2703.
Gambar 2.1 D-2703, D-2704, EM-2707 dan C-2703
Berfungsi untuk:
Menampung sulfinol carry over.
Mengirim CO2 ke thermal oxydizer.
2.6 Peralatan pendukung
Selain perlatan utama, terdapat juga perlatan pendukung dalam proses
regenerasi sulfinol dan pembuatan semi lean.
a. Pompa
Pompa adalah suatu alat yang digunakan untuk memindahkan suatu cairan
dari suatu tempat ke tempat lain dengan cara menaikkan tekanan cairan tersebut.
Kenaikan tekanan cairan tersebut digunakan untuk mengatasi hambatan-hambatan
pengaliran. Hambatan-hambatan pengaliran itu dapat berupa perbedaan tekanan,
perbedaan ketinggian atau hambatan gesek.
1. GM-2705 ABC
Berfungsi untuk memompakan larutan lean sulfinol dari sulfinol
regenerator C-2704 yang akan didinginkan di E-2706.
20
2. GM-2701 ABC
Berfungsi untuk mengalirkan lean sulfinol dari lean sulfinol storage tank
F-2701 ke E-2704
3. GM-2702 ABC
Berfungsi untuk mengalirkan lean sulfinol ke sulofinol absorber C-2701
setelah didinginkan di E-2704
4. GM-2704
Berfungsi untuk memompakan semi lean sulfinol dari semi lean sulfinol
main cooler E-2702 ke semi lean sulfinol water cooler E-2703
5. G-2706 AB
Berfungsi untuk mensirkulasi sour water dari tray pengumpul melalui
regenerator pumpround water cooler E-2710 untuk pendinginan.
b. Exchanger
Exchanger adalah alat yang digunakan untuk mentransfer panas dari suatu
media ke media yang lain yang mempunyai perbedaan temperatur.
1. E-2714
Berfungsi untuk memanaskan rich sulfinol sebelum memasuki heat
sulfinol flash iD-2704. Media pemanasnya menggunakan LLPS.
2. E-2706 A-D
Berfungsi sebagai pemanas rich sulfinol sekaligus sebagai pendingin lean
sulfinol yang keluar dari sulfinol regenerator. Kedua fluida tersebut saling
bertukar panas.
3. E-2708 AB
Berfungsi sebagai pemanasan kembali sebelum rich sulfinol memasuki
sulfinol regenerator C-2704.
4. E-2705 A-I
Berfungsi sebagai pendinginan lean sulfinol dengan menggunakan rich
sulfinol sebagai media pendinginnya.
5. E-2701 ABC
Yaitu sebagai tempat pendinginan utama sebelum lean sulfinol ditampung
di sulfinol storage 1F-2701.
21
6. E-2704 A-E
Befungsi sebagai pendinginan larutan lean sulfinol sebelum masuk ke
sulfinol absorber C-2701 sehingga penyerapan CO2 dan H2S lebih
sempurna. Menggunakan air laut sebagai media pendinginnya.
7. E-2713 AB
Pendinginan lean sulfinol dengan menggunakan air laut sebelum
memasuki CO2 vent absorber sehingga penyerapan H2S oleh lean sulfinol
lebih sempurna. Larutan ini disebut semi lean sulfinol.
8. E-2702
Pendinginan utama semi lean sulfinol setelah keluar dari CO2 vent
absorber.
9. E-2703
Pendinginan terakhir semi lean sulfinol sebelum masuk ke sulfinol
absorber C-2701. Pendinginan ini menggunakan air laut.
c. Reboiler
Reboiler adalah penukar panas biasanya digunakan untuk menyediakan
panas ke kolom bawah pada industri penyulingan atau dapat juga
digunakan untuk regenerator. Reboiler tersebut memanaskan cairan dari
bagian bawah kolom regenerator untuk menghasilkan panas yang cukup
untuk proses pemisahan. Sehingga gas yang terpisahkan tersebut
dikembalikan ke kolom regenerator untuk mendorong pemisahan.
Ada 4 reboiler yang digunakan pada sulfinol regenerator yaitu E-2709
ABCD
d. D-2706
Alat yang berfungsi untuk penampungan sulfinol yang telah terkontaminan
atau rusak.
e. V-2701
Alat ini berfungsi untuk meyaring partikel padat yang mungkin bisa
merusak karbon aktif dan bisa menggangu proses penyerapan hidrokarbon
yang terdapat didalam lean sulfinol di dalam D-2708.
22
f. D-2708
Didalam sulfinol karbon filter tersebut, terdapat karbon aktif yang
digunakan untuk menyaring kemungkinan adanya hidrokarbon yang
terikut dalam lean sulfinol sebelum dimasukkan ke CO2 vent absorber.
g. V-2703
Berfungsi untuk menyaring karbon aktif yang mungkin terikut kedalam
lean sulfinol.
h. Z-2701
Tempat penampungan hidrokarbon yang telah tepisahkan.
i. Z-2702
Yaitu penampungan sulfinol yang pertama kali sebelum dipompakan oleh
G-2710 ke sulfinol storage tank F-2701.
j. Hidrokarbon Skimming Tank
Tempat penampungan sementara sebelum lean sulfinol alirkan ke dalam
sulfinol strorage tank. Disini terjadi pemisahan lebih lanjut terhadap
hidrokarbon di dalam lean sulfinol.
2.7 Jenis instrument dan control
Jenis instrument dan control pada Heated Flash and Vent Absorber.
1. LI-2707
Mengindikasi level rich sulfinol yang terdapat di dalam D-2704.
2. LI-2747
Mengindikasi level yang terbentuk di D-2703.
3. LI-2708
Mengindikasi level yang terbentuk di dalam C-2704.
4. PI-2710
Mengindikasi tekanan yang keluar dari heated flash drum.
5. FI-2708
Mengindikasi flow yang akan masuk ke EM-2707 untuk pendinginan.
6. AI-2702
Mengindikasi jumlah H2S yang dialirkan ke thermal oxidizer.
23
7. TI-2708
Mengindikasi temperatur yang keluar dari EM-2707.
8. TI-2733
Mengindikasi temperatur yang masuk ke E-2713.
9. TI-2734
Mengindikasi temperatur sebelum masuk ke E-2702.
10. TI-2796
Mengindikasi temperatur yang keluar dari E-2702.
11. FI-2709
Mengindikasi aliran yang keluar dari CO2 vent srubber.
12. TI-2748
Mengindikasi temperatur yang keluar dari CO2 vent srubber.
13. TC-2749
Jika suhu rendah pada saat masuk ke D-2704, maka TV-2749 akan terbuka.
14. TC-2735
Jika temperatur lean sulfinol sudah dingin, maka TV-2735 akan terbuka.
15. TC-2750
Mengontrol suhu lean sulfinol sebelum masuk ke C-2703
16. FC-2727 ABC
Untuk mengontrol aliran semi lean sulfinol setelah dipompa.
17. LC-2709
Jika level yang terbentuk di C-2704 rendah, maka LV-2709 akan terbuka
kecil.
18. LC-2710
Mengontrol level sulfinol yang terkondensasi dari CO2 yang keluar dari CO2
vent absorber
19. LC-2711
Berhubungan dengan FC-2728 1/2. Bila level yang terbentuk di D-2704 tinggi,
maka FV-2728 /2 akan ikut terbuka.
20. PC-2712 1/2
Untuk mengontrol tekanan buangan dari D-2703
24
Jenis instrument dan control pada Sulution Cooling, Pumping, dan Filtration.
21. TI-2715
Mengindikasi temperatur lean sulfinol yang masuk ke E-2701
22. TI-2727
Mengindikasi temperatur lean sulfinol yang keluar dari E-2701
23. TI-2731
Mengindikasi temperatur lean sulfinol yang masuk ke E-2704
24. TI-2733
Mengindikasi temperatur lean sulfinol yang keluar dari E-2704
25. PI-2765
Mengindikasi tekanan lean sulfinol di dalam F-2701
26. LI-2718
Mengindikasi level lean sulfinol di dalam F-2701
27. FC-2717
Mengontrol laju alir lean sulfinol sebelum masuk ke V-2701
28. FC-2707
Mengontrol laju alir lean sulfinol yang keluar dari V-2703
29. FC-2724
Mengontrol laju alir lean sulfinol yang keluar dari discharge G-2702
30. HC-2704
Mengontrol panas lean sulfinol yang keluar dari G-2701
25