Co2 Removal (Hybrid Process)

PEMECAHAN MASALAH TEKNIK KIMIA SWEETENING GAS ALAM ( CO 2 REMOVAL FROM NATURAL GASS) KEPULAUAN NATUNA

Disusun oleh :

Kelompok 10 D IV- Teknik Kimia Produksi Bersih

Annisa Novita Nurisma

NIM. 131424005

Diah Nurul Sayekti

NIM. 131424008

POLITEKNIK NEGERI BANDUNG JURUSAN TEKNIK KIMIA D-IV TEKNIK KIMIA PRODUKSI BERSIH 2017

DAFTAR ISI

1.1 Latar Belakang ......................................................... ............................................................................... ............................................. .................................. ...........3 1.2 Rumusan Masalah .................................................... .......................................................................... ............................................. .................................. ...........4 1.3 Tujuan Penulisan Makalah ........................................... ................................................................. ............................................ .............................. ........4 2.1

Absorbsi.......................................... ................................................................ ............................................ ............................................ .................................. ............5

2.2.1 Proses Absorbsi Gas CO2 dalam Gas Alam oleh Pelarut aMDEA aMDEA ............................. ............................. 1 2.2.2 Proses Regenerasi aMDEA .................................. ........................................................ ............................................ .................................. ............2 2.3

Karakteristik pelarut ......................................... ............................................................... ............................................. ...................................... ...............6

2.4.1 Simulasi ....................... .............................................. ............................................. ............................................ ............................................ ............................ ......12 2.4.2 Simulator HYSYS .......................... ................................................ ............................................ ............................................ ................................ ..........13 2.4.3 Proses simulasi absorbsi dan regenerasi unit unit CO2 Removal ..................................... .....................................14 2.4.4 Validasi ........................................... ................................................................. ............................ ...... Error! Bookmark not defined. 2.4.5 Analisis Sensitivitas Sensitivitas .......................................... .................................................... .......... Error! Bookmark not defined. 2.4.6 Optimasi ............................................. ................................................................... ........................ .. Error! Bookmark not defined. 3.1 Simpulan ............................................ .................................................................. ............................................ ............................................ ................................ .......... 32 3.2

Saran ........................................... .................................................................. ................................ ......... Error! Bookmark not defined.

BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang

Energi memiliki peran yang sangat penting bagi pergerakan ekonomi Indonesia, tidak hanya sebagai sumber bahan bakar dan bahan baku industri namun juga sebagai salah satu sumber andalan penerimaan negara. Kebutuhan energi primer Indonesia terus mengalami peningkatan setiap tahunnya. Selain Sela in minyak bumi, gas alam juga merupakan sumber energi dominan yang digunakan di dalam energi primer Indonesia. Cadangan gas Indonesia tersebar di beberapa wilayah di Indonesia. Sumatera barat sebanyak 5,85 TSCF; Natuna 51,46 TSCF;

Sumatera Tengah 9,01 TSCF; Sumatera Selatan 15,79 TSCF; Jawa Barat 4,24 TSCF; Jawa Timur 5,73 TSCF; Kalimantan 17,36 TSCF; Sulawesi 3,83 TSCF; Papua 23,91 TSCF; dan perairan Maluku 15,22 TSCF (ESDM, 2013). Natuna merupakan sebuah kabupaten yang terdiri terdir i dari ribuan pulau terletak t erletak di ujung utara Indonesia dengan luas sekitar141.901 km 2. Kepulauan Natuna memiliki cadangan gas alam terbesar di kawasan Asia Pasifik bahkan di dunia. Kekayaan mineral tambang tersebut bukan hanya terhampar di darat tetapi juga tersebar di dasar laut kepualauan Natuna. Natuna. Dilansir dalam merdeka.com (2016), Mentri ESDM mengungkapkan, cadangan gas alam yang terkandung pada Blok Natuna D-Alpha adalah sebanyak 222 triliun ft 3, jika diambil, cadangan gas alam tersebut tidak akan habis untuk 30 tahun mendatang. Selain itu, potensi gas yang recoverable recover able yaitu sebesar 51,46 triliun ft3 setara dengan 8,383 miliar barel minyak. Jika digabungkan dengan minyak bumi total terdapat 500juta barel cadangan energy hanya di blok tersebut. Maka wajar jika sejumlah ahli mengklain wilayah ini memiliki cadangan energi terbesar di dunia. Namun ada hal lain yang perlu dicermati terkait ter kait dengan jumlah cadangan dan sumber daya gas alam Indonesia yaitu kandungan gas CO 2 yang terdapat di dalamnya. Dari beberapa lokasi yang ada, kandungan gas CO 2 di dalam sumber daya gas alam tersebut berkisar antara 15% sampai dengan 80%. Seperti cadangan gas alam yang terdapat di East Natuna, 70% dari total cadangan gas di sana adalah gas CO 2, bahkan di N.W. Jawa Basin, gas CO2 yang terkandung di dalamnya mencapai 80% 80% (ESDM, 2013). 2013). CO 2 yang terkandung dalam natural gas perlu dihilangkan karena dapat mengurangi kandungan energi di dalam gas sehingga mengurangi harga jual gas terserbut, selain itu jika terdapat air pada proses, CO 2 akan bersifat asam dan dapat menyebabkan korosi pada perpipaan dan peralatan proses (Maryam T.R,

2014). Oleh sebab itu penghilangan CO 2 dari gas alam merupakan proses vital dalam pengembangan kualitas produk.

1.2 Rumusan Masalah

Tujuan dari penulisan makah ini adalah : a) Apa saja jenis proses yang dapat dilakukan untuk menghilangkan kandungan gas CO 2 dalam natural gas? b) Bagaimana tahapan proses removal Co2 yang terkandung dalam natural gas? c) Menentukan jenis solvent yang paling tepat untuk menghilangkan kandungan gas CO 2 dalam natural gas?

1.3 Tujuan Penulisan Makalah

Tujuan dari penulisan makah ini adalah : a) Mengetahui macam-macam

proses yang dapat dilakukan untuk menghilangkan

kandungan gas CO 2 dalam natural gas. b) Memahami tahapan proses removal Co2 yang terkandung dalam natural gas. c) Mengetahui jenis solven yang paling tepat untuk menghilangkan kandungan gas CO 2 dalam natural gas.

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

Tinjauan pustaka penunjang penelitian ini meliputi beberapa penjelasan mengenai proses absorbsi dan simulasi. Dalam penelitian proses absorbsi dilakukan pada CO2 Removal Unit . 2.1

Absorbsi

Dalam industri kimia, diperlukan banyak tahap proses dalam pengubahan bahan baku menjadi produk yang diinginkan. Salah satu proses industri kimia adalah unit operasi yang mengaplikasikan perpindahan momentum, panas, dan massa. Cakupan unit operasi antara lain adalah pemisahan secara fisik, pemisahan senyawa kimia (sintetis), dan pencampuran. Salah satu dari pemisahan itu adalah proses absorbsi. Proses absorbsi gas dapat didefinisikan sebagai satuan operasi penghilangan satu atau lebih komponen-komponen gas melalui kontak dengan suatu cairan. Hal ini sering digunakan di industri kimia untuk menyerap sejumlah gas dari campuran gas-gas atau sering pula digunakan untuk menghilangkan komponenkomponen berbahaya seperti hidrogen sulfida atau belerang dioksida dari gas-gas yang berasal dari cerobong keluaran (flue gases). Definisi lain mengenai proses absorbsi adalah operasi penyerapan komponenkomponen yang terdapat di dalam gas dengan menggunakan cairan sehingga tingkat absorbsi gas akan sebanding dengan daya kelarutan gas tersebut dalam cairan. Proses ini melibatkan difusi molekuler dan turbulen atau perpindahan massa solute A melalui gas B diam menembus cairan C diam. Peristiwa ini mengikuti prinsip kecenderungan kelarutan solute A di dalam cairan (pelarut). Tujuan dari proses absorbsi adalah : (1) mendapatkan senyawa yang bernilai tinggi dari campuran gas atau uap; (2) mengeluarkan senyawa yang tidak diinginkan dari produk; (3) pembentukan persenyawaan kimia dari absorben dengan salah satu senyawa dalam campuran gas. Bila gas dikontakkan dengan zat cair maka sejumlah molekul gas akan meresap dalam zat cair dan juga terjadi sebaliknya, sejumlah molekul

gas meninggalkan zat cair yang

melarutkannya. Dengan bertambahnya waktu, pada suatu ketika akan terjadi kecepatan pelarutan gas sama besar dengan kecepatan pelepasan gas. Keadaan ini disebut keadaan setimbang. Tekanan yang diukur keadaan ini disebut tekanan setimbang pada temperatur tertentu.

Absorbsi dapat berlangsung dalam dua macam proses, yaitu absorbsi fisik atau absorbsi kimia (Treyball,1981). Absorbsi fisik merupakan absorbsi yang terjadi apabila gas terlarut dalam cairan penyerap tanpa disertai reaksi kimia. Absorbsi gas H 2S dengan air, metanol, atau propilen karbonat merupakan salah satu contoh dari absorbsi fisik yang sering dijumpai di industri. Penyerapan gas oleh pelarut terjadi karena adanya interaksi fisik. Absorbsi kimia merupakan absorbsi yang terjadi apabila gas terlarut dalam larutan penyerap disertai dengan reaksi kimia. Absorbsi gas CO2

oleh larutan

merupakan salah satu contoh absorbsi kimia.

penyerap

alkanolamin, NaOH, K 2CO3 dan

Zat cair yang masuk dapat berupa pelarut murni atau larutan encer zat terlarut di dalam pelarut didistribusikan di atas isian dengan distributor sehingga pada operasi yang ideal akan membasahi permukaan isian secara seragam. Beberapa hal yang mempengaruhi absorbsi gas ke dalam cairan : 1)

temperatur operasi;

2)

tekanan operasi;

3)

Konsentrasi Komponen cairan

4)

lama waktu kontak.

Oleh sebab itu, dalam operasi absorbsi harus dipilih kondisi yang tepat sehingga dapat diperoleh hasil optimum. Bermacam-macam teknologi telah banyak dikembangkan untuk pemisahan CO 2 dari aliran gas asam; absorbsi reaktif (absorbsi disertai reaksi kimia) merupakan metode yang paling banyak digunakan dan paling efektif (Yunita,dkk.,2008). Proses absorbsi tersebut terjadi secara fisik karena adanya driving force antara konsentrasi CO2 dalam fasa gas dan CO2 dalam amine dan secara kimia karena adanya reaksi asam-basa, dimana CO2 dalam air bersifat asam lemah dan MDEA bersifat basa lemah. Proses absorbsi reaktif CO2 umumnya berlangsung pada tekanan tinggi dan temperatur sedang, menyebabkan terlarutnya beberapa komponen lain disamping CO 2. Pada proses tersebut terjadi reaksi kimia dan proses pelarutan. Kecepatan absorbsi merupakan ukuran perpindahan massa antara fasa gas dan fasa cair. Disamping pada perbedaan konsentrasi dan luas permukaan absorben, kecepatan tersebut juga tergantung pada faktor-faktor lainnya, seperti tergantung pada suhu (peningkatan kelarutan pada suhu yang lebih rendah), tekanan (peningkatan kelarutan pada tekanan yang lebih tinggi), dan viskositas (pada absorbsi kimia, kelarutan hanya dipengaruhi sedikit oleh suhu tetapi viskositas menurun drastis dengan naiknya temperatur).

Unit CO 2 Removal di Stasiun Pengumpul Merbau

2.2

Unit CO2 Removal ini dibagi menjadi 2 (dua) bagian adalah proses absorbsi gas CO 2 dalam gas alam oleh pelarut regenerasi aMDEA. 2.2.1

Proses Absorbsi Gas CO 2 dalam Gas Alam oleh Pelarut aMDEA M yang dap Proses penghilangan gas CO 2 ini bermula dari masuknya raw/acid gas ke dalam unit

CO2 Absorber . Kolom CO2 Absorber merupakan packing column dengan ketinggian lapisan packing 7 meter da diameter 2.530 mm dengan jenis random packing. Random packing ini diperlukan untuk membatu penyerapan CO 2 dan mengurangi jumlah cairan hidrokarbon yang terikut ke larutan amine solvent (activated -MDEA) yaitu membantu penguapan cairan hidrokarbon kembali terikut aliran feed gas keluar absorber. Pada unit CO2 Absorber ini digunakan pelarut aMDEA ( Activatedethyl Di-Ethanol Amine) melarutkan gas CO2 dalam raw gas.

Gambar 2.1 Skematik roses en era an as CO2 di kolom CO2

Raw gas dengan tekanan 650 psig, temperatur 83,21 oF, dan laju alir 85,04 MMSCFD masuk dari bawah absorber sementara lean amine (amine yang belum mengikat masuk dari

atas kolom

dengan tekanan 648,55

gas CO 2)

psig, temperatur 122 oF, dan laju alir

322 3/jam. Di dalam packing absorber terjadi proses kontak antara raw gas dan lean amine secara counter current . Adanya kontak antara lean amine dan raw gas akan menyebabkan gas CO2 dalam raw gas menjadi larut ke dalam lean amine, sehingga menyebabkan konsentrasi CO2 dalam gas akan menurun dari 21 %mol menjadi kurang dari sama dengan 5 %mol. Raw Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

1

gas yang telah mengalami proses absorbsi disebut juga sweet gas dan keluar melalui bagian atas kolom absorber menuju ke Air Fan Cooler . Pendinginan ini bertujuan untuk menurunkan temperatur gas yang kemungkinan membawa lean amine yang ikut terlarut dalam sweet gas. Dengan adanya pendinginan tersebut, lean amine akan menjadi terkondensasi. Setelah melewati Air Fan Cooler , selanjutnya gas akan melewati Sweet

KO Drum

untuk dipisahkan antara sweet gas dan lean amine yang telah terkondensasi dan keluar di bagian dasar Sweet KO Drum. 2.2.2

Proses Regenerasi aMDEA

Amine yang mengandung gas CO 2 terlarut atau yang disebut juga rich amine akan keluar dari dasar kolom absorber dan masuk ke dalam HP Flash Drum. Selain itu, amine yang yang terkondensasi di Sweet KO Drum juga dialirkan ke dalam HP Flash tersebut. Tekanan operasi pada HP Flash Drum yaitu 58 psig dan temperatur 167 oF. Alat ini berfungsi untuk melepaskan sebagian CO 2 dan seluruh hidrokarbon yang terserap oleh amine untuk selanjutnya dikirim ke CO2 Vent Stack dengan ketinggian 20 meter. Rancangan alat HP Flash Drum ini sama seperti kolom absorbsi, memiliki packing ring yang berfungsi untuk memaksimalkan pelepasan CO2 yang terlarut di dalam amine. HP Flash Dru menggunakan random packing jenis nutter ring (NR2) setinggi 3 meter dengan diameter 1.930 milimeter. Bagian atas internal HP Flash Drum menggunakan material cladding 304LSS. Laju alir gas yang dibuang di CO2 Vent Stack adalah 1,5 MMSCFD dengan komposisi 91% gas CO2 dan sisanya hidrokarbon. Sementara itu, rich amine yang masih mengandung gas CO2 selanjutnya dilewatkan ke dalam heat exchanger untuk dilakukan pemanasan awal dengan memanfaatkan panas yang berasal dari lean amine yang keluar di bottom Amine Regenerator . Di dalam HE ini, temperatur rich amine akan naik dari 167 oF menjadi

230 oF,

sementara lean amine masuk dengan temperatur 250 oF dan keluar dengan temperatur 189 oF. Pemanfaatan panas untuk rich amine sebelum masuk ke dalam Amine Regenerator akan mengurangi beban kerja dari reboiler. Selanjutnya rich amine yang keluar dari Heat Exchanger akan masuk ke dalam Amine Regenerator lewat bagian atas kolom. Kolom Regenerator terdiri atas lapisan packing jenis Pall Ring Metal (PRM-50) dengan tinggi 7 meter dan diameter 2.790 milimeter. Rich amine yang masuk ke dalam kolom akan terbagi menjadi dua fasa. Fasa gas dalam rich amine akan naik ke atas kolom, sedangkan fasa liquid-nya akan turun ke bawah dan berkontak dengan Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

2

gas panas yang berasal dari reboiler di dalam packing . Dengan demikian, rich amine yang turun

tersebut akan terus terpanaskan oleh uap panas, sehingga gas CO 2 dapat lepas dan

keluar

packing akan masuk ke dalam reboiler untuk dipanaskan kembali. Kondisi operasi bottom regenerator coloumn adalah 250 oF dan tekanan 15,04 psig, sedangkan temperatur hot oil yang masuk ke reboiler adalah 350 oF dan yang keluar adalah 300 oF. Amine yang keluar dari bottom kolom disebut lean amine karena

sudah

tidak mengikat CO2 hasil absorbsi di kolom CO2 Absorber .

Gambar 2.2 Skematik Amine Regenerator

Gas yang keluar dari Amine Regenerator akan didinginkan dengan Amine Regenerator Cooler sampai 122 oF, sehingga lean amine yang ikut ke dalam aliran gas akan tekondensasi. Amine Regenerator Cooler ini memiliki konstruksi yang sama dengan Air Fan Cooler . Amine yang terkondensasi akan dipisahkan dengan fasa gasnya di dalam alat Amine Regenerator Overhead Separator yang memiliki konstruksi yang sama dengan Sweet Gas KO Drum. Amine yang terkondensasi tersebut akan direfluks dengan menggunakan Amine Reflux Pump menuju ke Amine Regenerator . Sementara itu gas dengan kandungan 99,99% CO2 yang keluar dari Amine Regenerator Overhead Separator akan dibuang ke CO2 Vent Stack . Pada aliran Lean Amine Reflux diinjeksikan demineralized water untuk menjaga konsentrasi amine. Konsentrasi amine harus dijaga karena konsentrasi amine yang terlalu pekat akan menyebabkan korosi ke dalam peralatan regenerasi amine, sedangkan konsentrasi

Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

3

amine yang terlalu encer akan menyebabkan absorbsi gas CO 2 dalam raw gas menjadi tidak sempurna.

Lean amine yang keluar dari bottom kolom Amine Regenerator kemudian dimanfaatkan panasnya untuk memanaskan rich amine yang keluar dari HP Flash Drum di dalam Amine Heat Exchanger . Selanjutnya lean amine yang keluar

dari

Amine HE dinaikkan tekanannya sampai 82 psig dengan menggunakan Lean Amine Pump. Temperatur lean amine selanjutnya didinginkan dari 189 oF menjadi 122 oF dengan menggunakan Lean Amine Cooler . Sekitar 15% laju alir dari lean amine yang telah didinginkan dimasukkan ke dalam sistem filtrasi untuk dihilangkan partikel dan padatan yang terkandung dalam larutan yang bisa mengakibatkan foaming . Sistem filtrasi terdiri dari Amine Mechanical Filter , Amine Carbon Filter , dan Amine Carbon After Filter . Amine Mechanical Filter berfungsi untuk menghindari adanya plugging pada carbon filter yang diakibatkan adanya padatan yang terbawa oleh amine dan untuk menjaga partikel-partikel karbon keluar dari sistem. Amine Carbon Filter (charcoal bed ) berfungsi untuk menghilangkan hidrokarbon, produk-produk kontaminasi yang dapat menyebabkan permasalahan dalam operasi. Konstruksi dari alat ini sangat sederhana yang di dalamnya terdapat material utama yaitu karbon aktif. Amine Carbon After Filter berfungsi untuk menjaga adanya karbon yang terbawa oleh larutan amine filtrasi dalam carbon filter . Amine Regenerator mempunyai inventori amine yang cukup banyak sebagai cadangan apabila terjadi perubahan flow dari sirkulasi larutan amine. Lean amine yang telah melewati sistem filtrasi selanjutnya disimpan di dalam Amine Surge Tank dan dikembalikan lagi ke dalam aliran lean amine yang keluar dari Amine HE . Pada Amine Surge Tank terdapat fasilitas amine make up untuk menjaga kapasitas amine yang terikut pada sweet gas atau pun terbuang bersama gas CO2 ke Vent Stack . Sementara itu, 85% aliran yang telah didinginkan diinjeksikan antifoam untuk mencegah terjadinya foaming di alat CO2 Absorber . Sebelum

masuk

ke

dalam

CO2

Absorber ,

lean

amine

dinaikkan

tekanannyatersebut masuk kembali ke dalam kolom absorber bagian atas untuk menyerap kembali gas CO2 yang terkandung dalam raw gas.

Menurut PT INTI KARYA PERSADA TEKNIK (tanpa tahun), beberapa masalah dibawah ini dapat mengakibatkan CO 2 hasil atas keluaran CO2 Absorber menjadi off specification atau menyebabkan kerusakan pada peralatan CO2 Removal :


4

1)

Foaming

Foaming dapat terjadi di unit CO2 Absorber atau di Amine Regenerator . Foaming disebabkan karena adanya pengotor di dalam

lean amine. Pengotor yang dapat

mengakibatkan foaming antara lain: liquid hydrocarbon, degradation product , dan partikel padat yang terikut dalam raw gas. Beberapa indikasi yang disebabkan oleh terjadinya foaming di dalam sistem antara lain: 

Adanya perubahan delta pressure yang mendadak di dalam kolom.



Adanya perubahan level yang tidak diharapkan di dalam kolom.



Adanya kenaikan dari konsumsi heating medium

2) Temperature lean amine Temperatur lean amine yang terlalu tinggi mengakibatkan semakin sedikitnya CO 2 yang terserap di dalam lean amine. Apabila CO2 yang terserap semakin sedikit maka konsentrasi CO2 produk menjadi off spesification. Sebaliknya, jika temperatur lean amine terlalu rendah dapat menyebabkan sebagian dari feed gas terkondensasi menjadi liquid . Kondensat yang terbentuk di dalam absorber akan mengakibatkan foaming . Foam terbentuk dari feed gas, amine dan kondensat hidrokarbon. Untuk mengatasi hal tersebut maka temperatur lean amine yang masuk ke dalam CO2 Absorber selalu dikontrol agar berada 9ºC di atas temperatur feed gas. 3)

Konsentrasi aMDEA

Konsentrasi yang terlalu rendah pada lean amine mengakibatkan ketidaksempurnaan reaksi kimia dan proses absorbsi yang optimal

sehingga mengakibatkan hasil keluaran

CO2 Removal mempunyai kandungan CO 2 yang tinggi yang mengakibatkan off specification product . Konsentrasi aMDEA di dalam lean amine harus selalu dijaga pada konsentrasi yang stabil sesuai dengan spesifikasi, konsentrasi aMDEA yang terlalu tinggi mengakibatkan korosi di dalam sistem. 4)

Laju alir lean amine

Laju alir lean amine yang rendah mengakibatkan CO 2 keluaran off spesification karena penyerapan CO 2 oleh lean amine lebih kecil sehingga komposisi gas CO 2 keluaran masih di atas 5%. Sebaliknya, jika laju alir lean amine terlalu tinggi maka komposisi CO 2 keluaran semakin rendah karena

kemampuan

penyerapannya yang semakin baik. Hal ini

menyebabkan kerugian terhadap produk gas karena pada akhirnya harus dibuang melalui vent stack. 5)

Regenerasi dalam Amine Regenerator


5

Proses regenerasi yang tidak sempurna disebabkan oleh temperatur yang terlalu rendah di dalam Amine Regenerator sehingga acid gas terbawa di dalam larutan lean amine. Hal ini akan menyebabkan masalah korosi di sistem CO2 Removal . Indikasi adanya ketidaksempurnaan dalam regenerasi antara lain: 

banyaknya laju alir lean amine yang diperlukan untuk mendapatkan produk impuritas CO2 yang on specification.



tingginya konsentrasi lean amine yang diperlukan untuk mendapatkan on specification.



asalah di atas dapat diatasi dengan cara:



menganalisis konsentrasi acid gas dan aMDEA di dalam lean amine;



 



produk

mengatur kondisi operasi sesuai dengan kondisi operasi normal; dan dilakukan tes untuk meyakinkan tidak ada kebocoran di Amine/Amine Heat

Exchanger. 2.3

Karakteristik pelarut

Pelarut merupakan bahan kimia yang digunakan sebagai media

untuk

terjadinya proses perpindahan massa. Pelarut yang digunakan untuk proses absorbs yaitu aMDEA ( Activated

Methyl-Diethanol

Amine).

campuran antara MDEA, air (demineralized water ),

Pelarut ini merupakan dan

aktivator

piperazine. Larutan MDEA bereaksi lambat dengan CO 2 sehingga aktivator perlu ditambahkan ke dalam larutan MDEA untuk meningkatkan absorbsi CO 2. Larutan ini kemudian disebut sebagai activated MDEA (GPSA, 2004 : 621). Menurut Tolage (2008 : 24-25), Alkanolamine adalah senyawa kimia yang digunakan dalam proses pemurnian gas alam dengan metode Alkanolamine Sweetening . Alkanolamine yang merupakan basa lemah, bereaksi dengan

gas

asam membentuk garam kompleks.

Garam kompleks ini dapat diregenerasi menjadi amine yang bebas dari gas asam dan dapat digunakan kembali. Amine adalah senyawa nitrogen hidrokarbon (N-HC) yang dapat dikategorikan menjadi tiga jenis antara lain amine primer, amine sekunder, dan amine tersier yang tergantung dari jumlah kelompok hidrokarbon yang terikat dengan atom nitrogen. Kelompok hidrokarbon akan bervariasi tergantung dari jenis amine-nya, seperti etanol, glikol, isopropanol, metildietanol, dan sebagainya. Jenis amine yang paling sering digunakan adalah : Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

6



Monoethanolamine (MEA) : adalah amine primer yang memiliki 2 atom hidrogen dan satu kelompok hidrokarbon yang terikat pada atom nitrogen.



Diethanolamine (DEA) : adalah amine sekunder yang memiliki satu atom hidrogen dan 2 kelompok hidrokarbon yang terikat pada atom nitrogen. Triethanolamine (TEA) dan Methyldiethanolamine (MDEA) : adalah amine tersier yang memiliki tiga kelompok hidrokarbon dan tidak mengandung atom hidrogen yang terikat pada atom nitrogen.

(a)

(b)

Gambar 2.3 (a) Struktur kimia senyawa MDEA. (b) Struktur kimia senyawa aktivator piperazine

Proses aMDEA yang disarankan oleh BASF ( Badishe Anilud Soda Fabric) bereaksi lambat dengan CO 2 dan memiliki kemampuan penyerapan yang lebih efektif dibandingkan dengan monoethanolamine atau pottasium karbonat. Proses tersebut membutuhkan input energi yang lebih kecil dan dapat mencapai kapasitas plant yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan oleh adanya komposisi zat aktivator piperazine 18 %berat di dalam pelarut aMDEA yang dicampur dengan demineralized water dengan target konsentrasi 40 %berat. Piperazine sebagai promotor mempunyai panas dan laju reaksi yang tinggi serta daya serap CO2 yang tinggi bila dibandingkan dengan K 2CO3 dan amine. Selain itu, MDEA dipilih sebagai absorben karena mempunyai beberapa keuntungan yaitu : tekanan uap rendah, tidak mudah terdegradrasi, sedikit korosif, panas reaksi rendah, selektivitas yang tinggi terhadap H2S, dan lebih atraktif. Reaksi absorbsi CO2 dengan menggunakan aMDEA adalah sebagai berikut: a + MDEA + H2O(l) + CO2(g)

MDEAH+ + HCO3


7

Gambar 2.4 Mekanisme penyerapan gas CO 2 oleh MDEA tanpa aktivator dan dengan aktivator ( BASF,

The Chemical Company )

Gambar 2.5 Mekanisme reaksi absorbsi gas CO 2 oleh MDEA dan aktivator piperazine (Bishnoi dan Rochelle, tanpa tahun)

Mengutip Budi (2008), senyawa MDEA ( tertiary amine) relatif tidak bereaksi dengan Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

8

CO2 membentuk senyawa carbamat karena amine tersier tidak mempunyai atom hidrogen radikal yang terikat dengan atom nitrogen sehingga potensi degradasi amine tersier oleh CO2 sangat kecil. Pada senyawa MDEA, reaksi dengan H 2S jauh lebih cepat dibandingkan dengan reaksinya dengan CO 2 sehingga selektivitas terhadap H2S menjadi lebih besar. MDEA mempunyai H2S rich amine loading yang lebih tinggi (0,5 mol H 2S/mol MDEA) dibandingkan dengan DIPA (0,3 mol H 2S/mol MDEA). Maximum loading didefinisikan sebagai nilai tertinggi rasio jumlah mol H2S dengan jumlah mol amine yang masih dapat digunakan di dalam sistem tanpa mengakibatkan terjadinya permasalahan korosi pada kondisi normal. Maximum loading disebut juga sebagai maximum acid gas loading . Melalui nilai tersebut, terlihat bahwa batas maximum limitasi H2S

yang menuju ke sistem tanpa

mengakibatkan terjadinya permasalahan korosi untuk MDEA lebih baik. Energi yang diperlukan untuk memecah ikatan kimia antara amine sekunder (DIPA) dengan acid gas lebih tinggi dibandingkan dengan amine tersier (MDEA). Dengan demikian, MDEA akan membutuhkan steam stripping di regenerator yang lebih rendah dibandingkan DIPA sehingga akan menurunkan utilities cost yang dikeluarkan. Jika dibandingkan dengan amine primer dan amine sekunder (termasuk didalamnya DIPA), amine tersier (MDEA) mempunyai kelarutan hidrokarbon yang paling besar sehingga memperbesar potensi amine losses. Pada konsentrasi yang sama, DIPA memiliki viskositas yang lebih tinggi dibanding MDEA sehingga potensi foaming yang dimilikinya lebih besar. Sifat fisik dan sifat kimia aMDEA (BASF, 2005): 1)

Bentuk fisik

: cair

2)

Warna

: kuning muda, transparan

3)

Bau

: seperti amine

4)

Titik didih

: 246-248oC

5)

Titiknyala

6)

Titikbeku

7)

Tekanan uap

8)

Specific Grafity

: 1,041 pada 20 oC

9)

pH

: 11-12 (100 g/L , 20 oC)

10)

Kelarutan

: dapat bercampur dengan air (20oC)

11)

Berat jenis

: 1,04 – 1,05 g/cm 3 (20oC)

12)

Stabilitas dan reaktifitas MDEA

o

: 126 C o

: -21 C : kurang dari 0,01 mmHg (20 oC)

Stabil pada temperatur dan tekanan normal. Kondisi yang perlu dihindari: panas, Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

9

percikan api, serta sumber api lainnya. Bahan yang perlu dihindari: bahan perantara oksida serta asam (terjadi reaksi eksoterm). 13)

Pengaruh MDEA terhadap kesehatan Penghirupan: menyebabkan penurunan stamina tubuh dari uap pada suhu kamar.Kontak dengan mata menyebabkan iritasi pada kornea mata, melemahnya daya lihat yang permanen, bahkan dapat menyebabkan kebutaan. Kontak sesaat dengan kulit dapat menyebabkan iritasi dengan rasa gatal, memerah dan bengkak.

Kontak

beberapa

jam

menyebabkan

lebih

memerah

pembengkakan, menyebabkan kulit berlubang, dan memungkinkan

dan

terjadi

pendarahan. 14)

Pertolongan Apabila terhirup segera menghirup udara segar. Apabila kontak dengan mata segera cuci, dilanjutkan dengan air ke mata sekitar 30 menit. Dikonsultasikan pada dokter mata. Apabila kontak dengan kulit segera cuci dengan sabun dan air. Pakaian yang terkontaminasi dilepas dan dicuci sebelum digunakan dengan dokter

Spesifikasi dan sifat fisik larutan piperazine : Rumus molekul

: C4H10 N2

Berat molekul

: 86,2

Kelarutan

: larut dalam air, metanol, dan etanol

Tabel 2.1 Karakteristik piperazine (BASF, 2002)


10

Menurut Khakdaman,dkk., jenis-jenis amine yang sering digunakan adalah sebagai berikut: 1)

MEA ( Mono Ethanol

Umumnya MEA digunakan pada konsentrasi 15 -20 %berat dalam air. Acid gas loading terbatas 0,3 – 0,35 mol acid gas per mol amine. Dibandingkan dengan jenis amine lainnya, MEA lebih korosif, terlebih lagi jika konsentrasinya lebih dari 20 %berat. Selain itu MEA membutuhkan heat of reaction dengan H2S dan CO 2 yang sangat tinggi (sekitar 30% lebih tinggi dibandingkan DEA). Tekanan uap yang tinggi dari MEA akan mengakibatkan MEA mudah menguap di absorber dan stripper sehingga akan mengurangi konsentrasi larutan secara signifikan akibat tingkat penguapan yang tinggi. 2)

DEA ( Diethanol Amine)

Umumnya DEA digunakan pada konsentrasi 25 – 35 %berat dalam air. Acid gas loading juga terbatas pada 0,3 – 0,35 mol acid gas per mol amine. DEA lebih tidak korosif dibandingkan dengan MEA. 3)

DGA (diglycolamine atau 2-(2-aminoethoxy) ethanol)

Umumnya DGA digunakan pada konsentrasi 40 – 60 %berat dalam air. Acid gas loading terbatas 0,3 – 0,35 mol acid gas per mol amine. Sifatnya sama dengan MEA (secara isometrik rumus kimianya sama) tetapi mempunyai tekanan uap yang lebih rendah sehingga diperlukan konsentrasi yang lebih tinggi. Tingkat degradasi DGA lebih tinggi. 4)

MDEA ( Methyl Diethanol Amine)

Umumnya MDEA digunakan pada konsentrasi 30 -50 %berat dalam air . Acid gas loading tidak terbatas (biasanya 0,7 – 0,8 mol acid gas per mol amine). Karena acid gas loading yang tinggi maka dapat mengurangi jumlah (laju alir) dari sirkulasi larutan amine (hal ini juga berarti mengurangi konsumsi energi pompa). MDEA juga tidak mudah terdegradasi baik secara termal maupun kimia, dan mempunyai heat of reaction dengan H2S yang rendah. 5)

TEA (Tri Ethanol Amine)

TEA merupakan amine tersier dan amine yang pertama kali dikomersialkan untuk digunakan dalam gas sweetening . TEA tidak bisa menghasilkan produk gas dengan kandungan H 2S rendah.

6)

DIPA ( Diisopropanol Amine)

DIPA digunakan pada proses ADIP dan Sulfinol (keduanya lisensi Shell International Petroleum Company-SIPM). DIPA tidak bisa menghasilkan produk gas dengan kandungan Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

11

H2S rendah dan sekarang SIPM sudah tidak lagi menggunakan larutan DIPA, dan menggantinya dengan MDEA. Meisen dan Kennard (1982) mendiskusikan bahwa pada kenyataannya temperatur minimal degradasi DEA dan MDEA mencapai 400°F. menyebabkan korosi dapat diminimalisasi dengan

Degradasi termal yang dapat

temperature rendah media pemanas

seperti tekanan steam yang rendah pada desain reboiler. Temperatur reboiler tersebut sebaiknya di bawah 260 oF.

2.4

Simulasi Plant Unit CO2 Removal

2.4.1

Simulasi

Simulasi adalah suatu prosedur kuantitatif, yang menggambarkan sebuah sistem, dengan mengembangkan sebuah model dari sistem tersebut dan melakukan sederetan uji coba untuk memperkirakan perilaku sistem pada kurun waktu tertentu (Handoko, 1994). Simulasi merupakan suatu teknik meniru operasi-operasi atau proses- proses yang terjadi dalam suatu sistem dengan bantuan perangkat komputer dan dilandasi oleh beberapa asumsi tertentu sehingga sistem tersebut bisa dipelajari secara ilmiah (Law dan Kelton, 1991). Simulasi dapat didefinisikan sebagai pengimitasian proses dan kejadian ril. Imitasi dalam rangka penelitian, penyelidikan ataupun pengujian bersifat terbatas dan terfokus pada suatu aktivitas atau operasi tertentu dengan maksud untuk mengetahui karakteristik, keadaan dan hal-hal lainnya yang berkaitan dengan kehadiran dan keberadaan dari aktivitas dan peristiwa dalam bentuk ril. Menurut pendefinisian pada berbagai kamus, kata simulasi diartikan sebagai cara mereproduksi kondisi dari suatu keberadaan dengan menggunakan model dalam rangka studi pengenalan atau pengujian atau pelatihan dan yang sejenis lainnya. Software simulasi proses dibuat berdasarkan teori - teori atau konsep - konsep yang telah ada seperti konsep (teori) tentang pepindahan panas dan kesetimbangan uap cair, kemudian diselesaikan dengan menggunakan komputasi atau perhitungan numerik. Agar dapat mensimulasikan proses yang dikehendaki, maka dibutuhkan data sebagai berikut : Komponen senyawa yang terlibat dalam proses. Persamaan termodinamika yang sesuai dengan kondisi proses. 



Identifikasi reaksi yang sesuai dengan kondisi proses. Alur proses (dibuat dari atau terdiri dari kumpulan dari unit – unit operasi


12

maupun unit reaksi), atau setidaknya sebuah stream atau aliran. 2.4.2

Simulator HYSYS

HYSYS adalah simulasi proses untuk melayani beberapa industri proses, terutama industri minyak dan gas. HYSYS juga memiliki model steady state dan dinamis untuk perancangan pabrik, monitoring kinerja, troubleshooting , improvisasi operasi, perencanaan bisnis dan manajemen aset. Menurut Irawan (2011), HYSYS merupakan software process engineering untuk mensimulasikan suatu unit proses atau multi unit processes yang terintegrasi, intuitif, iteratif, terbuka, dan extensible. Area penggunaan dari simulator HYSYS adalah sebagai berikut :  

 

Conceptual analysis. Process design. Project design. Operability and safety. Automation. Asset utilization.

Manfaat simulator HYSYS dalam aplikasinya di industri kimia diantaranya adalah sebagai berikut: 1) Kemudahan dalam mencari sifat fisika suatu senyawa. Beberapa sifat senyawasenyawa yang tidak tercantum dalam literatur dapat ditemukan pada software simulasi karena memiliki kelengkapan data base senyawa dan keakuratan data. 2) Dapat memahami pengaruh kondisi operasi terhadap suatu sistem proses. 3)

Dapat melakukan optimasi dengan lebih cepat.

4)

Memperoleh gambaran kondisi operasi yang cocok serta alur proses yang terlibat.Estimasi ekonomi pabrik juga dapat dilakukan dengan software tertentu dalam perancangan pabrik.

5)

Memonitor kemampuan dari industri kimia yang telah exist.

6)

Melacak permasalahan process yang terjadi di industri kimia.

7)

Kemungkinan peningkatan kapasitas produksi dari plant.

Aspen HYSYS adalah perangkat pemodelan proses industri meliputi desain konseptual, optimasi, perencanaan bisnis, manajemen aset, serta pemantauan kinerja produksi minyak dan gas, pengolahan gas, pemurnian minyak bumi, dan industri pemisahan udara. Aspen HYSYS tersebut merupakan elemen inti dari AspenTech’s, AspenONE® Engineering Application. Beberapa kelebihan yang dimiliki oleh Aspen HYSYS yaitu (Aspen Technology,Inc, Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

13

1994): 

mudah digunakan dan mudah untuk dilatih ( easy to use and easy to train)



terbaik dalam kelengkapan metode dan data sifat-sifat fisika (best-in-class physical properties methods and data)



fitur-fitur Aspen HYSYS menunjukkan seni dalam manajemen dan propagasi molekul-molekul refinery dalam diagram alir ( Aspen HYSYS features state of the art assay management and propagation of refinery molecules across the flowsheet)



pustaka yang komprehensif tentang pemodelan unit operasi (comprehensive library of unit operation models)



operasi“Rate-based Column”(“Rate-based Column” operation)



Aspen HYSYS memperkenalkan pendekatan simulasi steady state dan dinamis pada platform yang sama ( Aspen HYSYS introduced the novel approach of steady state and dynamic simulations in the same platform)



program yang menyediakan sistem jaringan perpipaan dan kemampuan analisis penurunan tekanan pada aliran transien dan steady state (the program provides state of the art pipeline network and pressure drop analysis capabilities in both steady state and transient flox



Aspen HYSYS menyediakan teknologi reaktor refinery pada simulasi dan



mode kalibrasi bagi penggunanya ( Aspen HYSYS provides users with refinery reactor technology in simulation and calibration modes in a seamless manner)





Aspen HYSYS berintegrasi dengan software Aspen PIMS dan Aspen Refinery Scheduler ( Aspen HYSYS is integrated with Aspen PI MS and Aspen Refinery Scheduler software)



diagram kerja yang efisien (efficient workflow)



otomasi diagram kerja (workflow automation)

2.4.3 Proses simulasi absorbsi dan regenerasi unit

CO 2 Removal

Proses absorbsi gas CO2 dan H2S melibatkan sour gas dari alam

yang banyak

mengandung komponen gas asam dan pengotor dikontakkan dengan solvent larutan aMDEA, sehingga proses tersebut bersifat eksotermis, steady state, dan menghasilkan reaksi kesetimbangan reversibel di dalam kolom CO2 Absorber . Penggunaan amine sebagai pelarut pada proses sweetening gas telah dilakukan dengan menggunakan software program simulasi Aspen HYSYS. Fluid package yang digunakan yaitu COM Thermo DBR Amine Package dengan model termodinamika Kent-Eisenberg untuk larutan aqueous . Pemilihan model Sweetening Gas Alam (CO 2 Removal from Natural Gass)

14

tersebut berdasarkan komposisi zat aktivator piperazine yang terkandung di dalam solvent larutan aMDEA sehingga hasil simulasi akan lebih optimal. Banyak penelitian yang telah dilakukan, seperti Rinker, et al . (1995) mempelajari kinetika dan modeling dari absorbsi CO 2 dalam larutan N-MDEA, Pacheco, et al . (1998) menyatakan bahwa absorbsi CO 2 menggunakan Methyldiethanolamine (MDEA) dalam packed column jumlah gas yang diserap dikendalikan oleh difusi reaksi cepat dan tidak dipengaruhi oleh tahanan gas-film. Pada penelitian sebelumnya Lin, dkk (1999) menyatakan penggunaan packed column mempunyai efisiensi perpindahan massa yang lebih tinggi dari pada menggunakan tray column tanpa memperhatikan transfer energi yang dibutuhkan. Kent-Eisenberg mengembangkan model yang sederhana untuk memprediksikan vapour-liquid equilibrium (VLE) dengan mengabaikan koefisien aktivitas. Model tersebut diciptakan berdasarkan hubungan beberapa konstanta kesetimbangan dan hukum Henry. Menurut

Eisenberg

dan

Kent

(1976),

model

Kent-Eisenberg

adalah cara

penyederhanaan untuk pemodelan reaksi (dan kesetimbangan fasa) pada sistem proses sweetening gas. Penggunaan model tersebut dilakukan terhadap sistem campuran air dan amine untuk memisahkan gas dengan CO 2, H2S, dan/atau amonia. Komponen-komponen yang

terdapat

pada Amines

Model

diantaranya

adalah Diethanolamine

(DEA),

Monoethanolamine (MEA), dan Methyl diethanolamine (MDEA). 2.5

Simulasi HYSY

Fluid package : Acid Gas


15

Gambar 2.5 Simulasi HYSY v.8.8


16

1. Aliran Sour Gass 



Komposisi aliran umpan (Sour gas) Memasukamn komposisi feed sour gas

Kondisi Operasi Aliran Sour Gass


17

2. Aliran Absorben (MDEA to Contactor) 

Komposisi



Kondisi Operasi


18

3. Kolom Absorbsi (Contactor)


19

Dari hasil absorbsi menggunakan larutan MDEA maka dihasilkan sweet gas dengan komposisi CO 2 sebesar 4,8% 4. Valve


20

5. Flash Tank


21

6. Heater


22


23

7. Regenerator (Absorber Reboiler)


24


25

8. Mixer


26

9. Cooler


27

10. Pompa


28


29

11. Lean Regenerated


30


31

BAB III SIMPULAN

3.1 Simpulan

Macam-macam proses yang dapat dilakukan untuk menghilangkan CO 2 adalah sebagai berikut (Total Fina Elf, 2002): 

Chemcal absorption



Physical absorption



Physical-Chemcal absorption



Cryogenic fractionation



Membrane



Hybride Proses removal CO2 yang terkandung di dalam natural gas dengan konsentrasi lebih

besar dari 70% dapat dilakukan dengan menggunakan proses absorbs dengan menggunakan pelarut kimia yaitu MDEA. Dari hasil simulasi proses menggunakan software HYSYS didapatkan sweet gas hasil absorbs mengandung CO 2 dengan konsentrasi 4,8%.


32

Co2 Removal (Hybrid Process)

Recommend Documents