Crude Distillation Unit

Crude Distillation Unit (CDU) beroperasi dengan prinsip dasar pemisahan berdasarkan titik didih komponen penyusunnya. Kolom CDU memproduksiproduk LPG, naphtha, kerosene, dan diesel sebesar 50-60% volume feed, sedangkan produk lainnya sebesar 40-50% volume feed berupa atmospheric residue. Distilasi Atmosferik berfungsi memisahkan minyak mentah (crude oil) atas fraksi-fraksinya berdasarkan perbedaan titik didih masing-masing pada keadaan Atmosferik. Atmospheric residue pada kilang lama, yang tidak memiliki Vacum Distillation Unit/VDU, biasanya hanya dijadikan fuel oil yang value-nya sangat rendah atau dijual ke kilang lain untuk dioleh lebih lanjut di VDU. Sedangkan pada kilang modern, atmospheric residue dikirim sebagai feed Vacuum Distillation Unit atau sebagai feed Residuel Catalytic Cracking (setelah sebagiannya di-treating di Atmospheric Residue Hydro Demetalization unit untuk menghilangkan kandungan metal atmospheric residue).

Umpan dan Produk Crude Distilaion Unit Jenis umpan CDU dapat berupa sour crude (impurities tinggi) atau sweet crude (impurities rendah) tergantung dari desainnya. Penggunaan crude non-disain tetap dimungkinkan namun terlebih dahulu harus dilakukan uji coba pemakaian untuk mengetahui efeknya terhadap unit-unit dowstream. Adapun UP II dumai mempunyai bahan mentah minyak dari Sumatera Light Crude dan Duri Light CrudeTabel 1. Karakteristik Produk Distilasi Atmosferik Minyak Bumi Mentah

Residu yang diperoleh akan rusak (terurai) jika terus didistilasi pada tekanan atmosferik dengan temperatur yang lebih tinggi lagi. Oleh karena itu, residu ini didistilasi lagi pada tekanan vakum.

Aliran Proses Crude Distillation Unit (Distilasi Atmosferik)Minyak mentah umpan masih mengandung kotoran garam dan pasir sehingga perlu dibersihkan terlebih dahulu karena kehadiran zat-zat ini dapat mempercepat laju korosi bahan konstruksi unit pengolahan, menyebabkan pengendapan kerak serta penyumbatan pada peralatan kilang. Pengolahan awal yang dilakukan adalah desalting atau pemisahan garam. Minyak bumi mentah dipompa dan dipanaskan lalu dicampur dengan air sebanyak 3-10% volume minyak mentah pada temperatur 90-150 oC. Garam-garam akan larut dan fasa air dan minyak akan memisah dalam tangki desalter.Minyak mentah yang tidak mengandung garam dan padatan tersebut dipanaskan lagi dengan minyak residu panas lalu heater sebelum diumpankan ke kolom distilasi atmosferik. Produk atas kolom distilasi utama (gas kilang dan straight run gasoline) ini umumnya masih perlu distabilkan agar tidak terlalu banyak mengandung hidrokarbon-hidrokarbon yang sangat mudah menguap seperti butana di dalam kolom distilasi lain yang disebut kolom stabilisasi. Produk samping dan bawah yang berupa cairan dilucuti oleh kukus dan diuapkan lagi untuk menyempitkan rentang titik didihnya. Pelucutan ini diselenggarakan dalam kolom-kolom pelucut kecil yang disusun setelah kolom distilasi utama.Peralatan utama:Crude Distillation Tower (CDU/ T-1), atmospheric sidestream stripper (T-2) terdiri dari T-2A (kerosin), T-2B (LGO) dan T-2C (HGO).Peralatan Pendukung :Fraksionasi akumulator (D-1), KO drum (D-2, D-5 & D-3), heater (H-1 & H-2).

Gambar 5.Diagram Alir Proses Distilasi AtmosferikPada diagram alir diatas crude oil pada tangki penyimpanan dialirkan dengan menggunakan pompa ke unit penukar panas E-1 sampai E-7 sehingga temperaturnya mencapai 210oC dan dialirkan ke tungku pemanas, heater H-1 untuk memanaskannya sampai dengan temperature 330oC. Kemudian umpan masuk ke kolom distilasi (T-1) untuk memisahkan crude oil tersebut berdasarkan fraksi-fraksi titik didihnya. Proses pemisahan ini dilakukan pada tekanan atmosferik. Produk atas menghasilkan fraksi minyak teringan berupa gas dan naphtha dan dialirkan melewati penukar panas E-8 lalu masuk ke tangki akumulator D-2, D-5 dan D-3 untuk memisahkan gas-gas yang ringan dengan naphtha. Gas-gas tersebut dibuang ke flare sedangkan fasa cairnya sebagian dikembalikan ke kolom distilasi dan sebagian lagi diambil sebagai produk naphtha (Straight Run Naphtha). Dari tray 32, dengan menggunakan pompa ditarik side stream yang disebut TPA (Top Pump Around) yang setelah melalui penukar panas E-1 dan didinginkan dengan menggunakan pendingin air laut dalam E-10 dan dikembalikan ke puncak menara. Produk samping dari kolom distilasi tersebut dimasukkan ke kolom stripper, T-2. Fraksi kerosene diambil dari tray 24 dan mengalir ke stripper T-2A secara gravitasi. LGO (Light Gas Oil) diambil dari tray 12 dan mengalir ke stripper T-2B secara gravitasi untuk dihilangkan fraksi ringannya. Sedangkan HGO (Heavy Gas Oil) mengalir ke stripper T-2C. Di kolom ini, fraksi-fraksi tersebut di-stripping dengan steam untuk mengambil fraksi-fraksi ringannya sehingga diperoleh kerosin, LGO, dan HGO. Sebagian dari setiap aliran samping ini dikembalikan ke kolom distilasi sebagai refluks dan sebagian lagi diambil sebagai produk untuk komponen blending (pencampuran). Produk bawah (bottom product) berupa long residu (LSWR) sebanyak 56% yang diumpankan ke dalam Heavy Vacuum Unit( HVU -110 ).

Variabel Proses Crude Distillation Unit1. Flash Zone Temperature Semakin tinggi flash zone temperature maka semakin banyak yield produk yang dihasilkan, dan sebaliknya semakin sedikit yield bottom CDU. Namun flash zone temperatue tidak boleh terlalu tinggi karena dapat mengakibatkan terjadinya thermal decomposition/cracking umpan. Temperature thermal decomposition/cracking tergantung jenis umpan. Pada umumnya temperature thermal decomposition/cracking crude adalah sekitar 370oC (UOP menyebutkan 385oC). Flash zone temperature diatur secara tidak langsung, yaitu dengan mengatur Combined Outlet Temperatur/COT fired heater.

2. Temperature Top Kolom CDU Temperature top kolom CDU diatur dengan mengembalikan sebagian naphtha yang telah dikondensasi sebagai reflux kembali ke top kolom CDU. Jika temperature flash zone dinaikkan, maka reflux rate harus dinaikkan untuk menjaga temperature top tetap. Temperature top kolom merupakan salah satu petunjuk endpoint naphtha. Untuk memperoleh endpoint overhead produk yang lebih rendah maka top temperature harus diturunkan dengan cara menambah jumlah top reflux.

3. Tekanan Top Kolom CDU Meskipun tekanan top kolom tidak pernah divariasikan, namun perubahan kecil pada tekanan top kolom akan menghasilkan perubahan besar pada temperature pada komposisi umpan yang tetap. Jika tekanan top kolom tidak dapat dijaga tetap dan operasi CDU hanya mengandalkan quality control produk hanya berdasarkan pengaturan temperature tray/temperature draw off, maka komposisi produk akan berubah cukup signifikan. Pressure swing yang sangat sering akan membuat operasi CDU menjadi tidak stabil. Untuk menjaga stabilitas tekanan top kolom maka dipasang temperature controller yang di-cascade dengan flow top reflux.

4. Stripping Steam Jumlah stripping steam (superheated) yang dimasukkan ke bottom tiap side cut product stripper digunakan untuk menghilangkan uap ringan yang terlarut dalam produk, yang akan menentukan flash point produk. Stripping steam dapat juga dimasukkan ke bagian bawah/bottom kolom CDU sebagai pengganti reboiler dengan fungsi sama, yaitu menghilangkan fraksi ringan yang ada dalam produk bottom kolom CDU.Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting yang terjadi di Crude Distillation

Tabel 2. Permasalahan, Penyebab, dan Troubleshooting yang terjadi di Crude DistilationPermasalahanPenyebabTrobleshooting

Endpoint produk naphtha tinggi.Adanya fraksi kerosene terikut dalam produk naphtha.- Turunkan temperture top kolom CDU dengan menambah jumlah top reflux.- Turunkan temperature draw off kerosene dengan tidak sampai mengganggu spesifikasi produk kerosene.

Derajat pemisahan naphtha-kerosene atau kerosene-diesel rendah.- Perubahan komposisi umpan.- Perubahan temperature flash zone.- Perubahan temperature draw off produk.

- Atur temperature flash zone.- Atur temperature draw off masing-masing produk.

Korosi pada overhead line kolom CDU.- Senyawa - senyawa garam tidak terpisahkan dengan sempurna di desalter.- Evaluasi pemakaian corrosion inhibitor/filming amine.

Supply air laut pendingin top kolom CDU bermasalah/tidak ada supply air laut.- Pompa supply di unit utilities bermasalah.- Turunkan feed hingga temperature/ tekanan top kolom tidak terlalu tinggi. Jika tidak dapat terkontrol, maka unit harus di-shutdown.

Pompa feed kavitasi.- Terikutnya air dari tangki crude oil ke dalam umpan.- Cek dan drain tangki umpan untuk mengurangi air yang mungkin ada di bagian bawah tangki.- Over tangki umpan.- Jika tidak dapat terkontrol, maka unit harus di-shutdown.

Fraksi-fraksi yang diperoleh dengan distilasi minyak mentah umumnya memiliki dua kelemahan yaitu : a. Distribusi kuantitas fraksi-fraksi yang diinginkan tidak sesuai dengan kebutuhan pasar. Contohnya volume total fraksi-fraksi ringan (bensin, nafta, kerosin dan minyak gas ringan) biasanya lebih kecil daripada volume total campuran minyak gas atmosferik dan residu, padahal kebutuhan pasar akan bensin dan BBM distilat jauh lebih besar daripada BBM residu. b. Kualitas fraksi-fraksi tersebut sangat rendah dibandingkan dengan kualitas yang disyaratkan oleh pasar. Contohnya bilangan oktan straight run gasoline yang diperoleh langsung dari proses distilasi berkisar 67-70, sedangkan bilangan oktan yang disyaratkan pasar minimal 87 (premium).

Proses di Kilang MinyakBumi Kilang minyak bumi berfungsi untuk mengubah crude oil (minyak mentah) menjadi produk jadi seperti Liquid Petroleum Gas/LPG, gasoline, kerosene, diesel, fuel oil, lube base oil, dan coke.Secara umum teknologi proses kilang minyak bumi dikelompokkan menjadi 3 macam proses, yaitu :1. Primary ProcessingUnit-unit yang dikelompokkan ke dalam primary processing adalah unit-unit yang hanya melibatkan peristiwa fisis, yaitu distilasi. Proses distilasi adalah proses pemisahan komponen-komponen minyak bumi berdasarkan perbedaan titik didihnya. Primary processing terdiri dari Crude Distillation Unit/CDU dan Vacuum Distillation Unit/VDU.2. Secondary ProcessingUnit-unit yang dikelompokkan ke dalam secondary processing adalah unit-unit yang melibatkan reaksi kimia. Secondary processing terdiri dari Hydrotreating process, Catalytic Reforming/Platforming process, Hydrocracking process, Fluid Catalytic Cracking/Residual Catalytic Cracking/Residual Fluid Catalytic Cracking/High Olefine Fluid Catalytic Cracking, Hydrogen Production Unit/HPU, Delayed Coking Unit/DCU, dan Visbraking.3. Recovery ProcessingUnit-unit yang dikelompokkan ke dalam recovery processing adalah unit-unit yang bertujuan untuk memperoleh kembali minyak yang diproduksi atau chemical yang digunakan di unit-unit primary dan secondary processing atau untuk mengolah limbah cair atau gas sebelum dibuang ke laut atau udara luar/lingkungan sekitar. Recovery processing terdiri dari Amine unit, Sour Water Stripping Unit, dan Sulphur Recovery Unit.

Keterangan Gambar Blok Diagram Konfigurasi Kilang Minyak Bumi :ARHDM Atmospheric Residue Hydrodemetalization (unit penghilang kandungan metal yang ada di produk atmospheric residue/long residue)CDU Crude Distillation UnitCN Coker Naphtha (Produk Naphtha dari DCU)CCR Continuous Catalytic RegenerationDCO Decant OilDCU Delayed Coking UnitFCC Fluid Catalytic CrackingGO HDT Gas Oil HydrotreaterHCC Hydrocracking ComplexHCGO Heavy Coker Gas OilHCN Heavy Cracked NaphthaHGO Heavy Gas OilHN Heavy NaphthaHOMC High Octane Mogas (Motor Gasoline) ComponentHVGO Heavy Vacuum Gas Oil Kerosene Minyak TanahKHDT Kerosene HydrotreaterLBO Lube Base OilLCGO Light Coker Gas OilLCN Light Cracked NaphthaLCO Light Cycle OilLGO Light Gas OilLN Light NaphthaLPG Liquid Petroleum GasLR Long ResidueLSWR Low Sulphur Waxy Residue (biasanya dijual untuk dipakai sebagai bahan bakar)LVGO Light Vacuum Gas OilNHDT Naphtha Hydrotreating unitNRU Naphtha Rerun Unit atau (pilihan proses)RCC Residual Catalytic CrackingSour HCN Fraksi HCN yan lebih beratSRN Straight Run NaphthaUCO Unconverted Oil (produk bottom kolom fraksinasi HCC)VDU Vacuum Distillation UnitKontributor : Adhi BudhiartoTeknologi Proses Kilang Minyak Bumi