*

*SWEETENING GAS

*TUJUAN PEMBELAJARAN UMUMSetelah mengikuti pembelajaran ini, peserta diharapkan mampu memahami tentang Sweetening unit

LNG / LPG Plant

*Tujuan Pembelajaran Khusus Setelah mengikuti mata diklat ini, peserta diklat mampu :Menjelaskan tentang keadaan feed gasMenjelaskan proses CO2 H2S removal secara singkatMenguraikan proses reaksi pada purifikasi sistem

*GAS ALAMGas Alam (Gas Bumi), baik sebagai gas alam ikutan maupun gas alam non ikutan Komponen gas alam yang dikehendaki merupakan komponen HidrokarbonKomponen gas alam yang tidak dikehendaki merupakan impuritisPurifikasi gas alam merupakan usaha untuk mengurangi/menurunkan kandungan impuritis sampai batas persyaratan yang dikehendaki

*Komponen Hidrokarbon Gas Alam (Gas Bumi)Komponen Hidrokarbonnya berupa senyawa-senyawaan dari n-parafin dan iso-parafinSenyawaan yang tidak terdapat dalam gas alam (gas bumi) yaitu Naften, Aromatik, dan OlefinKomponen hidrokarbonnya terdiri dari :CH4, C2H6, C3H8, n-C4H10, iso-C4H10, n-C5H12, iso-C5H12, 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

Done By : Osama Ali & Yousif MohammedGP 1 : Design of Sour Gas Treatment PlantWhat is Sour Gas?Sour Gas is Gas asam yang terdiri dari Carbon dioxide & hydrogen sulphide.Natural GasNon-Hydrocarbon(Sour Gas)Hydrocarbon

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 dikurangiGas 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 penyimpananHarus 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 GAS1. Gas BumiGas 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 C2Penggunaanya : untuk bahan bakar kendaraanLPG (Liquified Petroleum Gas) : terdiri dari C3 dan C4Penggunaanya : 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 bersamasama dengan crude oilNon associated gas adalah natural gas yang keluar dari sumur tanpa adanya crude oil, sering juga disebut dry gas.Untuk memisahkan associated gas dari 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 hidrokarbonsebagai impuritis seperti : carbon dioxide ( CO2 ), Nitrogen ( N2 ), hidrogen sulfida ( H2S ), Merkaptan ( RSH ) dan logam-logam ( 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 LNGKandungan CH4 tinggi untuk menjamin niilai kalor LNGTidak korosi pada peralatan penyimpanan, pengangkutan maupun distribusi/ penyaluranMempunyai kalor tinggi, tidak mencemari udaraTdk 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.

*L N GLNG 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 LNGMempunyai kemurnian hidrokarbon tinggi, untuk menjamin kualitas maupun kuantitas LNG.Mempunyai kandungan CH4 tinggi untuk menjamin nilai kalori LNGTidak menimbulkan korosi pada peralatan penyimpanan, pengangkutan maupun distribusi / penyaluran.Mempunyai nilai kalori tinggi bila LNG digunakan sebagai bahan bakarProduk 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 DENGANPROSES 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:SeparatorCycling (liquid extraction) plantSweetening plant

*KONTAMINAN GASBeberapa 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 (H2S)Karbon dioksida (CO2)Karbonil sulfida (COS)Karbon disulfidaMerkaptanNitrogenAir (H2O)

*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 gasSpesifikasi untuk gas residue (sisa gas)Spesifikasi untuk gas asamSuhu dan tekanan yang mana sumber gas tersedia dan pada mana sweet gas harus dikirimBanyaknya gas yang akan diprosesKomposisi gas hidrokarbonSelektivitas yang diperlukan untuk menghilangkan gas alamCapital cost dan operating costRoyalty cost untuk prosesSpesifikasi produk cair

*Pemilihan ProsesPembahasan 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 TreatingProses dengan Amine :Tujuannya menyerap CO2 dan H2S dengan larutan amineSenyawa 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 tersierTri ethanol amine (BM = 149)Metil di ethanol amine (BM = 119)

Removal H2S dan CO2*

*Kemampuan Proses untuk Treating

DapatMemenuhi grain H2SMenghi-angkanmercaptandan COS sulfurMenghi-langkanH2S secaraslektifDegradasiLarutan oleh

MonoethanolamineYesPartialNoYes (COS, CO2, CS2)DiethanolamineYesPartialNoSome (COS, CO2, CS2)DiglycolamineYesPartialNoYes (COS, CO2, CS2)MethyldiethanolamineYesSlightYesNoSolfinolYesYesYesSome (CO2, CS2)SelexolYesSlightYesNoHot Pot BenfieldYes*No^NoNoFluor SolventNo**NoNoNoIron SpongeYesPartialYes-Mol. SieveYesYesYes-StretfordYesNoYesCO2 at high concent.Lo-CatYesNoYesCO2 at high concent.ChemsweetYesPartial for COSYesNo

*Kemampuan alkanolamine dalam proses treating

MEADEASNP-DEADGASULFINOL

Acid gas pickup, scf/gal at 100 oF3,1 4,33,8 5,06,7 7,84,7 6,64 - 17Acid gas pickup, mol/mol amine0,33 0,400,35 0,650,72 1,020,25 0,30N.ALean solution residual acid gas,mol/mol amine 0,12 0,08 0,08 0,10N.ARich solution acid gas loading,Mol/mol amine0,45 0,520,43 0,730,80 1,100,35 0,40N.ASolution concentration, % wt15 - 2525 - 3525 - 3050 - 70BervariasiApprox. reboiler heat duty,Btu/gal lean solution1000 1200900 - 1000900 - 10001100 - 1300550 1720Steam heated reboiler tubebundle, Q/A = Mbtu/hr-ft29 - 109 - 109 - 109 - 109 10Direct fired reboiler firetube, Q/A = Mbtu/hr-ft28 - 108 - 108 - 108 - 108 10Reclaimer steam bundle orfire tube, Q/A = Mbtu/hr-ft26 - 8N.AN.A6 - 8N.AReboiler temperature, oF225 - 250230 - 250230 - 250250 - 260230 280Heat of reaction, Btu/lb H2S550 670500 - 600511674BervariasiHeat of reaction, Btu/CO2620 - 700580 - 650653850Bervariasi

*MONOETHANOL AMINEPembersihan 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 CO2 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 AMINEProses 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 dAquitain 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.

*DIGLYCOLAMINEProses 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.

*METHYLDIETHANOLAMINEMethyldiethanolamine (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 larutanRegeneration plant digunakan lebih kecilMempertinggi 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 lebih berarti.

*TRIETHANOLAMINETriethanolamine (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.

*DIISOPROPANOLAMINEDiisopropanolamine (DIPA) adalah secondary amine yang dari penggunaannya menunjukkan bahwa hasilnya tidak sebaik tertiary amine, terutama selektivitasnya untuk H2S. Suatu hal yang perlu diperhatikan bahwa selektivitas tersebut ditandai dengan adanya steric hindrance (secara kimia menyerang molekul-molekul besar seperti benzene membentuk rantai hidrokarbon amine yang menghalangi reaksi CO2 membentuk karbonat).

*SODA WASHCaustic (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 SulfidaAmine PrimerR-NH2 +H2S R NH3+ + HS-(cepat)Amine Sekunder RR NH + H2S RR.NH2+ + HS-(cepat)Amine Tersier RR R N + H2S RR.R.NH+ + HS-(cepat)

*REAKSI DENGAN CARBON DIOKSIDA Pada Medium DasarCO2 + H2O H2CO3 (lambat) CO2 + HO- HCO3-(lambat)Amine Primer dan Amine SekunderCO2 + 2RRNH RRNCOO- +RRNH2+ (cepat) RRNCOO- + H2O HCO3- + RRNH (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 SULFINOLDiagram 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 alkanolamineSusunan pelarutnya adalah 40% sulfolane 15% air dan 45% diisopropanolamine.Keuntungan dari penggunaan proses sulfinol :Kecepatan sirkulasi kira-kira 50 70% dari MEABeban Panas lebih rendahKecepatan degradasi kira kira 1/8 dari MEAFoaming problem lebih berkurangEfisien untuk menghilangkan merkaptanKonsumsi 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 particleBEBAS liquid hydrocarbonsGAS berada di atas dewpoint air*

PROSES SULFINOLShell 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 trayjenis 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 trayJenis 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 SweeteningUmpan 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 asamT= 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 airAir yang terkondensasi ditampung dalam Reflux Accumulator Drum, dan gas asam memasuki proses sulfur recovery*

Mencari Kecepatan REAKSI AbsorbsiA + B - HASIL

rA = k CA. CB

- rA = (1 / (( HA/E. kAl)+(1/kAg))) x PA

E = Enhancement FactorE = 1 + ((DBL . CB)/ (b. DAl. CAi)) *

*

Tugas Kerja Harian Operatormencatat 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 mingguanCek 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 regeneratorBerwarna Coklat terang, maka proses di regenerator masih baikHijau, amine mengandung partikel FeS sangat kecil

Amine LossesAda 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 LossesKarena 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/MMscfEntrainment 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 efectifgas dari flash tank dan liquids dari three phase tank: Tetapi lossesnya sedikit*

*

***********************************