abdul vent absorber

Download Abdul Vent Absorber

Post on 13-Aug-2015

123 views

Category:

Documents

11 download

Embed Size (px)

DESCRIPTION

oil and gas

TRANSCRIPT

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) C6+ N2 C1 CO2 C2 H2S C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 TOTAL HHV Sour Feed Gas Ke Kilang NSO Plant 0,102 0,98 60,503 33,448 2,491 1,455 0,629 0,150 0,153 0,052 0,033 100,00 100,00 BTU / SCF Treated Gas Ke LNG Train 0,051 1,128 69,304 25,316 2,780 0,0423 0,679 0,162 0,166 0,057 0,03 99,700 783,1 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 :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.

2

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 H2S : 1.5 % CO2 : 33% Gas ke LNG Plant 0.04237% (423.7 ppm) 25%

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.

3

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 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. pelepasan (stripping) CO2 dan H2S dari condensat dengan menggunakan HP feul gas.

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.

4

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 24.673% H2S outlet SRU 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 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

5

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 butiranbutiran 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:1. Dari sulfur pit, molten sulfur cair dialirkan ke distributor yang dilengkapi