Nitrogen Purging System (N2 Purging)

 A. Definisi Purge System

Nitrogen purging berarti mengurangi konsentrasi oksigen sampai dibawah Limiting Oxygen Concentration (LOC) dengan cara mengikat kadar oksigen sehingga tidak dapat bereaksi dengan gas hidrokarbon yang dapat menimbulkan ledakan/flame karena sifat gas Nitrogen (N2) tidak bereaksi terhadap senyawa lain.

B. Standard Code yang Mengatur Purge System

Dalam melaksanakan purging system, adapun yang mengatur ketentuan seperti batas minimal kadar Oksigen yang diijinkan terdapat dalam standard NFPA 69 (Standard on Explosion Prevention Systems).

C. Jenis Metode dalam Purge System

1. Displacement Purging

Metode ini umumnya digunakan untuk instalasi piping dan pipelines. Volume nitrogen yang dibutuhkan sesuai dengan volume fisik pipa. Dalam banyak kasus pipelines, bola pig launcher didorong melalui pipa oleh nitrogen pressure yang berfungsi sebagai pembersih apabila ada kerak-kerak yang masih tertinggal.

Untuk menentukan volume dari nitrogen yang digunakan, dapat menggunakan formula dibawah :

V = V_oP/14.7

dimana:	V	=	Total nitrogen volume required (scf)
	Vo	=	Water volume of pipeline (cf)
	P	=	Absolute pressure of nitrogen in the pipeline during purging (psia)

2. Pressurization Purging

Metode ini digunakan apabila kondisi tidak memungkinkan untuk memasukkan nitrogen ke pressure vessel. Pressure vessel diberikan tekanan yang kontinyu dan gas oksigen di dalam vessel bercampur dengan gas nitrogen dan kemudian campuran dibuang. Total volume nitrogen tergantung pada jumlah pressure yang digunakan untuk mengurangi kontaminan ke acceptance level. Dapat ditentukan dengan menggunakan formula dibawah ini:

V = 1.2nV_oP/P_a

dimana:	V	=	Total nitrogen volume required (scf)
	Vo	=	Water volume of vessel or tank (cf)
	P	=	Absolute pressure after pressurization with nitrogen (psia)
	Pa	=	Absolute pressure after exhaust (psia)
	n	=	Number of purges = C ­ log Co/(log Pa ­ log P)
	Co	=	Initial content of gas to be removed
	C	=	Final content of gas to be removed

3. Dilution Purging

Metode ini digunakan untuk equipment seperti kolom distilasi, reaktor, dll. Nitrogen sebagian bercampur dengan gas yang akan dibersihkan, dan kemudian campuran keluar melalui outlet yang terletak sejauh mungkin dari inlet. Nitrogen yang dibutuhkan untuk mengurangi kadar oksigen ke level yang diinginkan dapat ditentukan dengan menggunakan grafik di bawah ini dan total volume nitrogen yang dibutuhkan dapat dihitung dari formula berikut:

V = nV_o

dimana:	V	=	Total nitrogen volume required (scf)
	Vo	=	Water volume of equipment (cf)
	n	=	Number of nitrogen volumes required

Grafik Dilution Purging

Read More

TEG Equipment (DHU)

 

Glycol Contactor

Aliran Wet Gas masuk melalui bagian bawah Contactor. Bagian Contactor dilengkapi dengan sebuah mesh tipe Mist Eliminator yang berfungsi sebagai  penangkap tetesan dan hidrokarbon cair untuk mengalir ke bawah Contactor. Kemudian juga dilengkapi dengan Level Gauge dan Level Control Valve. Pada kondisi low-low level akan mengaktifkan Shut Off pada Level Control Valve
untuk mencegah gas menerobos ke Regeneration System.

Sebuah mesh tipe Mist Eliminator juga diletakkan di bagian atas Contactor untuk meminimalisasi glycol terbawa ke atas bersama Dry Gas. Wet Gas mengalir dari bawah ke atas dan berlawanan dengan aliran Glycol yang datang dari atas ke bawah.

Rich glycol yang kaya akan kandungan air dari Wet Gas keluar melalui bagian bawah dari Contactor, dan dikontrol secara otomatis oleh Level Controller
, dan kemudian mengalir menuju ke bagian Regeneration System.

Gas/Glycol Heat Exchanger

Temperatur Lean Glycol yang masuk ke Contactor sangat berpengaruh terhadap dew point dari Dry Gas dan glycol loses. Sehingga temperatur harus tetap dijaga lebih tinggi dari temperature Gas Inlet/Wet Gas supaya tidak terjadi kondensasi pada saat keluar dari Contactor. Kondensasi gas pada bagian atas akan menimbulkan buih di dalam Contactor.

Oleh karena itu temperatur inlet Lean Glycol harus 15 ° F di atas temperatur Gas Inlet. Jenis HE yang digunakan adalah jenis TEMA Heat Exchanger.

Flash Tank

Glycol Flash Tank terletak dibawah dari Reflux Condensor dan berfungsi untuk memisahkan dan menghilangkan flash gas dan hydrocarbon liquid dari Rich Glycol. Jika kontaminan ini tidak dihilangkan maka akan mempengaruhi kinerja dari Glycol Reboiler dan efisiensi dari Regeneration System. Sehingga dapat menimbulkan buih/foam di sistem. Sebuah pemisah tiga fase horizontal dengan bendung plat internal disediakan. Selain itu, Flash Tank didesain agar memiliki waktu yang cukup untuk proses pelepasan/menghilangkan kandungan kontaminan yang nantinya akan berada diatas Rich Glycol. Flash Gas akan keluar melalui Vent Line, dan Rich Glycol akan mengalir ke Still Column.

Lean Glycol/Rich Glycol Heat Exchanger

Glycol/Glycol Heat Exchanger adalah berjenis Shell & Plate HE. Berfungsi sebagai pendingin dari Hot Lean Glycol sampai dibawah 185 derajat F agar pompa Glycol tidak rusak karena desain temperatur untuk pompa adalah 200 derajat F.

Pertukaran panas terjadi saat Rich Glycol yang mengalir dalam Shell mempunyai temperatur lebih rendah daripada Lean Glycol yang mengalir dalam Plate. Sehingga Rich Glycol menjadi panas dan hal ini akan membuat efisiensi Glycol Reboiler akan lebih tinggi (memerlukan duty yang rendah).

Glycol Sock Filters

Mempunyai 2 x 100% dengan 3 elemen filter yang terpasang di dalam. Fungsi dari filter tersebut adalah menghilangkan kontaminan padat pada glycol saat membawa    gas dari feed, upstream line dan kerak-kerak vessel.
Filter ini didesain untuk mampu menghilangkan partikel padat dengan ukuran 10 micron dan efisiensi 90%. Batas maksimum pressure drop yang diijinkan adalah sebesar 14.7 psi.

Glycol Charcoal Filters

Glycol Charcoal Filters dipasang setelah Glycol Sock Filters. Kotoran chemical, hydrocarbon liquid dan TEG yang sudah terdegradasi akan diserap oleh 3 filter yang terpasang di dalam vessel.
Glycol Charcoal Filters akan off jika pressure drop maksimum (14,7 psi). Dengan demikian elemen filter harus diganti dengan yang baru.

Still Column with Glycol Reflux Condenser

Glycol Still Column dipasang langsung di atas Glycol Reboiler untuk memungkinkan glikol mendapatkan cukup panas. Rich Glycol panas dimasukkan ke bagian tengah Glycol Still Column.

Di bagian bawah dikemas bagian, pemanasan dan pecahan penyulingan glikol kaya terjadi. Bagian dikemas atas berfungsi untuk meminimalkan jumlah kerugian glikol meninggalkan udara dengan uap air.

Glikol kondensor refluks merupakan bagian integral dari glikol masih kolom. Kaya glikol dari kontaktor melewati kondensor refluks untuk mendapatkan panas dari uap air di masih kolom. Refluks ini memastikan bahwa semua glikol dalam uap air terkondensasi dan mengembalikan kembali ke bagian pengepakan glikol masih kolom sehingga memberikan fraksinasi proses. Katup bypass dari kondensor diatur sekali, untuk mengontrol manual perbedaan suhu antara inlet dan outlet menunjukkan oleh TDI-986B sekitar 17 deg.F, sehingga untuk menjaga refluks yang diperlukan di bagian atas glikol masih kolom.

Glycol Reboiler with Stripping Column

Glycol reboiler berfungsi untuk memurnikan kembali kosentrasi glikol dengan menguapkan dan menghilangkan air yang sebelumnya telah diserap di dalam Contactor dengan cara pemanasan langsung. Hal ini dirancang untuk mencegah atau meminimalkan degradasi termal dari glikol karena hot spot pada permukaan pemanasan.

Glycol reboiler beroperasi pada tekanan 3,0 psig untuk melawan tekanan balik dari flare header yang beroperasi pada tekanan normal 2,5 psig. Operating temperatur Glycol Reboiler ditetapkan sebesar 400° F, di mana 98,8 % wt adalah dicapai tanpa gas stripping. Untuk mencapai glikol dengan konsentrasi tinggi  (99,5% wt) maka harus ada penambahan Stripping Column yang terinstal di dalam vessel. Stripping gas yang berlebihan dapat menyebabkan loses tinggi pada Glycol lewat penguapan sehingga harus ada pengontrolan pada flow ratenya.

Glycol Surge Tank

Dirancang untuk menjaga volume yang glikol agar cukup mengakomodasi perubahan volume akibat ekspansi termal ketika sistem dipanaskan.

Booster Pumps (Optional)

Booster pump hanya disediakan untuk memberikan NPSH yang cukup untuk sirkulasi glycol pompa yang di desain ini tidak selalu dioperasikan. Disediakan untuk tujuan stand-by.

Glycol Circulation Pumps

Dua motor listrik pompa disediakan untuk memompa Lean Glycol dari Glycol/Glycol HE ke Gas/Glycol HE. Pompa ini dirancang untuk memiliki sekitar 178 psi diff. pressure dan power 7,5 kW (10,0 HP) pada 1500 RPM. Salah satunya adalah sistem stand by.

Read More

Natural Gas Processing

 

NATURAL GAS PROCESSING adalah proses industri yang kompleks dirancang untuk membersihkan gas alam mentah dengan memisahkan kotoran dan berbagai non-metana hidrokarbon dan cairan untuk menghasilkan apa yang dikenal sebagai dry natural gas. Pengolahan Gas alam dimulai sumur bor. Komposisi gas alam mentah yg diekstrak dari sumur bor tergantung pada jenis, kedalaman, dan kondisi geologi daerah. Minyak dan gas alam sering ditemukan bersama-sama dalam yang sama reservoir.

Gas alam yang dihasilkan dari sumur minyak umumnya diklasifikasikan sebagai associated-dissolved, yang berarti bahwa gas alam dilarutkan dalam minyak mentah.

Kebanyakan gas alam mengandung senyawa hidro karbon, contoh seperti gas metana (CH4), benzena (C6H6), dan butana (C4H10). Meskipun mereka berada dalam fase cair pada tekanan bawah tanah, molekul-molekul akan menjadi gas pada saat tekanan atmosfer normal. Secara kolektif, mereka disebut kondensat atau cairan gas alam (NGLs). Gas alam yang diambil dari tambang batu bara dan tambang (coalbed methane) merupakan pengecualian utama, yang pada dasarnya campuran dari sebagian besar metana dan karbon dioksida (sekitar 10 persen).

Pabrik pengolahan gas alam  memurnikan gas alam mentah yang diproduksi dari ladang gas bawah tanah. Sebuah pabrik mensuplai gas alam lewat pipa-pipa yang dapat digunakan sebagai bahan bakar oleh perumahan, komersial dan industri konsumen. Pada proses pengolahan, kontaminan akan dihilangkan dan
hidrokarbon yg lebih berat akan diolah lagi untuk keperluan komersial lainnya. Untuk alasan ekonomi, beberapa pabrik pengolahan mungkin harus dirancang untuk menghasilkan produk setengah jadi. Biasanya mengandung lebih dari 90 persen metana murni dan lebih kecil jumlah etana nitrogen, karbon dioksida, dan kadang-kadang. Hal ini dapat diproses lebih lanjut di pabrik hilir atau
digunakan sebagai bahan baku untuk pembuatan bahan kimia.

Jenis Sumur Gas Alam

Gas alam mentah terutama berasal dari salah satu dari tiga jenis sumur :

• 1. Sumur minyak mentah ;
• 2. Sumur gas ;
• 3. Sumur kondensat.

Gas alam yang keluar dari sumur minyak mentah biasanya disebut associated gas. Gas ini ada sebagai gas di atas minyak mentah yang terbentuk didalam tanah, atau bisa saja larut dalam minyak mentah.

Gas alam yang keluar dari sumur gas dan sumur kondensat, di mana ada sedikit atau bahkan tidak ada kandungan minyak mentah disebut non-associated gas. Sumur gas biasanya hanya memproduksi gas alam mentah, sedangkan sumur kondensat menghasilkan gas alam mentah bersama dengan hidrokarbon berat molekul rendah. Gas ini pada fase cair pada kondisi ambien contoh; pentana disebut sebagai gas alam kondensat (kadang-kadang juga disebut bensin alami atau hanya kondensat).

Gas alam bisa disebut sweet gas ketika relatif bebas dari hidrogen sulfida, namun, gas yang mengandung hidrogen sulfida disebut sour gas.

Gas alam mentah juga dapat berasal dari cadangan metana dalam pori-pori lapisan batubara, dan terutama teradsorpsi ke permukaan batubara itu sendiri. Gas tersebut disebut sebagai coalbed gas atau coalbed methane. Coalbed gas telah menjadi sumber energi penting di akhir akhir ini.

Kontaminan dalam Gas Alam Mentah

Gas alam mentah utamanya terdiri dari metana (CH4), molekul hidrokarbon terpendek dan paling ringan juga sejumlah:

• Gas hidrokarbon yang lebih berat : etana (C2H6), propana (C3H8), butana normal (n-C4H10), isobutana (i-C4H10), pentana dan bahkan hidrokarbon dengan berat molekul yang lebih tinggi. Ketika diproses dan dimurnikan menjadi produk jadi, semua ini secara kolektif disebut sebagai NGL (Cairan Gas Alam).
• Gas asam : karbon dioksida (CO2), hidrogen sulfida (H2S), methanethiol (CH3SH) dan ethanethiol (C2H5SH).
• Gas lain : nitrogen (N2) dan helium (He).
• Uap air. Juga sebagai larutan garam dan gas terlarut (asam).

Gas alam mentah harus dimurnikan untuk memenuhi standar kualitas yang ditetapkan oleh perusahaan pipa transmisi utama dan distribusi . Standar kualitas bervariasi dari pipa ke pipa dan biasanya tergantung dari desain sistem pipa dan pangsa pasar yang dilayaninya. Secara umum, penetapan standar gas alam antara alain adalah:

• Nilai heating value (nilai kalori) harus berada dalam kisaran tertentu. Sebagai contoh, di Amerika Serikat, harus sekitar 1.035 +/- 5% BTU per kaki kubik gas pada 1 atmosfer dan 60 derajat Fahrenheit (41 MJ +/- 5% per meter kubik gas pada 1 atmosfer dan 15,6 derajat Celsius).
• Penyesuaian dew-point  untuk mengurangi kandungan air dan hidrokarbon berat di gas alam sehingga tidak terjadi kondensasi selama proses transportasi dalam pipa.
• Kandungan hidrogen sulfida 0.25 grain H2S per 100 cubic feet gas atau sekitar 4 ppm. Spesifikasi untuk CO2 biasanya tidak lebih dari dua atau tiga persen per 100 cubic feet gas.

Diagram Alur dari Sebuah Proses Pengolahan Gas Alam

Aliran blok diagram di atas adalah konfigurasi umum untuk pengolahan gas alam mentah dari non-associatedgas well dan bagaimana gas alam mentah diolah menjadi gas jual kepada end user atau pasar. Hasil pengolahan gas alam mentah dapat berupa :

• Gas alam kondensat
• Sulfur
• Etana
• Gas alam cair (NGL): propana, butana dan C5 + (istilah yang umum digunakan untuk pentana ditambah dengan molekul hidrokarbon yang lebih tinggi)

1. Gas alam mentah berasal dari beberapa sumur yang berdekatan, dikumpulkan dan proses pengolahan pertama yang terjadi adalah proses menghilangkan kandungan air dan gas alam kondensat. Hasil kondensasi biasanya dialirkan kilang minyak dan air dibuang sebagai waste water.
2. Gas alam mentah kemudian dialirkan ke pabrik pengolahan di mana pemurnian awal biasanya menghilangkan kandungan asam (H2S dan CO2). Proses yang dipakai pada umumnya adalah Amine Treating yang biasa disebut Amine Plant. (Untuk lebih jelasnya mengenai Amine Plant bisa dilihat tulisan saya yang lain, khusus membahas Amine Plant).
3. Proses berikutnya adalah untuk menghilangkan uap air dengan menggunakan proses penyerapan dalam trietilen glikol cair (TEG). (Untuk lebih jelasnya mengenai TEG Process bisa dilihat tulisan saya yang lain, khusus membahas TEG Dehydration Unit).
4. Proses berikutnya adalah untuk mengubah menjadi fase gas alam cair (NGL) yang merupakan proses paling kompleks dan menggunakan pabrik pengolahan gas modern.

Aplikasi Gas Alam

1. Bahan bakar untuk industrial heating dan proses pengeringan
2. Bahan bakar untuk pengoperasian pembangkit listrik dan industri
3. Bahan bakar rumah tangga untuk memasak, memanaskan dan menyediakan air panas
4. Bahan bakar untuk kendaraan ramah lingkungan (gas alam cair)
5. Bahan baku untuk sintesis kimia
6. Bahan baku untuk produksi skala besar , misalnya gas-to-liquid (GTL) proses (misalnya untuk menghasilkan sulfur-dan aromatik dengan emisi pembakaran yang rendah)

*) edited from http://en.wikipedia.org

Read More

TEG Dehydration Unit (DHU)

 

Konsep Dasar TEG Dehydration Unit (DHU)

Gas alam dan kondensat sering diproduksi dari reservoir jenuh (dalam kesetimbangan) dengan liquid/air. Selain itu, gas dan kondensat juga mengandung CO2 dan H2S yang perlu dihilangkan. Dehidrasi adalah proses yang digunakan untuk menghilangkan air dari gas alam dan gas alam cair (NGLs), dan diperlukan untuk:

• mencegah pembentukan hidrat dan kondensasi bebas uap air di fasilitas pengolahan dan transportasi,
• memenuhi spesifikasi kadar air, dan
• mencegah korosi

Teknik untuk dehidrasi gas alam, gas kondesat dan NGLs meliputi:

• Penyerapan menggunakan desiccants cair,
• Adsorpsi menggunakan desiccants padat,
• Dehidrasi dengan CaCl2,

Salah satu metode dehidrasi adalah dengan menggunakan teknik TEG DHU dengan menggunakan cairan glikol yang sering digunakan adalah TEG (Triethylene Glycol). Adapun prosesnya sebagai berikut :

• Feed gas mengalir pertama ke Contactor Equipment yang menggabungkan  kemasan terstruktur dan eliminator kabut. The TEG ramping mengalir dari bagian atas kolom dan kontak secara kontra-saat ini dengan pakan gas, menyerap air dari gas alam naik ke tingkat yang diinginkan. Gas kering kemudian mengalir ke bagian atas dari contactor mana melewati kabut eliminator mana setiap glikol entrained dihapus, dan kemudian mengalir ke pipa ekspor gas.
• Contactor dilengkapi dengan perangkat skimmer manual untuk menghilangkan hidrokarbon dari glycol yang kaya akan uap air. Glycol kaya air ini kemudian dipindahkan dari dasar contactor yang dikontrol melalui Level Control dan dialirkan ke pipa gas penjualan.
• Rich TEG dipanaskan awal dengan menggunakan Reflux Condenser TEG sebelum memasuki TEG Flash Drum di mana kandungan air dan gas dipisahkan yang dikontrol dengan Level Control. Rich glycol kemudian lewat bagian bawah Flash Drum  menuju TEG Particulate Filter (biasanya terdiri dari 2 unit x 100% terhubung secara paralel) di mana partikel padat dihilangkan.
• Aliran Rich TEG kemudian melewati TEG Carbon Filter yang telah diberi tabung karbon untuk menghilangkan kotoran seperti hidrokarbon dan TEG terdegradasi.
• Rich TEG dari filter kemudian mengalir ke Lean/Rich TEG Heat Exchanger di mana terjadi pemansan awal oleh panas dari TEG yang tersirkulasi sebelum memasuki Still Column di mana terjadi proses distilasi (penyulingan). Kemudian uap keluar melewati atas bagian dari Still Column, sementara kandungan air turun ke reboiler, dimana kandungan air tersebut akan diuapkan.
• TEG dari reboiler melewati suatu Gas Stripping Column dimana Lean TEG diproses lebih lanjut untuk mencapai kemurnian TEG yang diinginkan dengan menggunakan dry gas. Lean TEG kemudian masuk ke Lean/Rich TEG Heat Exchanger dimana TEG mengalamai proses pendinginan. Lean TEG kemudian masuk ke Surge Drum yang bertindak sebagai tangki penyuplai untuk pompa. Lean TEG kemudian dipompa melalui Lean Glycol Cooler dan kembali ke Contactor . Lean GlycolCooler mendinginkan glikol sehingga temperaturnya lebih rendah daripada Feed Gas, agar bisa mengurangi kondensasi pada hidrokarbon.

*) edited from internet article..

Capek yach bacanya…!!! Sekian dulu info tentang TEG dari saya, komen ya kalo ada lebih kurangnya…

Read More

Gas Sweetening Equipment (Amine Plant)

…Menyapa pembaca…Ketemu lagi di tulisan saya…Tulisan dibawah adalah lanjutan dari artikel saya sebelumnya Amine Plant (Acid Gas Treating)

..Selamat menikmati..

Berikut ini adalah item utama peralatan dalam Gas Sweetening System (Amine System).

1. ABSORBER TOWER
2. AMINE STRIPPING
3. FLASH SEPARATOR
4. AMINE REGENERATION

• Absorber Tower

Gas yang keluar dari sumur pertama kali dilewatkan ke Production Separator di mana kandungan air dari gas alam cair dipisahkan. Dari sini gas alam cair kemudian dipisahkan dari kandungan airnya di dalam scrubber sebelum masuk ke sweetening process pada Absorber Tower.

Aliran gas yang mengandung H2S, dari scrubber masuk ke bagian bawah Absorber Tower. Lean amine (MDEA) masuk melalui top tray dari Absorber Tower.

Karena bersifat gas, maka terjadi aliran keatas sehingga kontak dengan Lean amine yang mengalir ke bawah. Kandungan H2S pada gas akan diserap oleh Lean amine (MDEA) yang mengalir melintasi tray dan setelah itu mengalir ke bawah melalui bottom of Absorber Tower.

Sebagai gas melewati katup pada nampan, ia dipaksa untuk gelembung melalui solusi MDEA mengalir di baki. Ini menggelegak gas-cair kontak mempromosikan penyerapan sebagai gas H2S yang kaya yang tersebar melalui solusi MDEA ramping.

Lean amine menjadi lebih jenuh (membawa kandungan H2S) sehingga menjadi Rich amine  dan dialirkan ke bagian Amine Regeneration.

Gas sweetening keluar dari atas Absorber Tower melalui elemen mist extractor dan disalurkan ke bagian Dehydration Unit. Level amine pada Absorber Tower dikontrol oleh Level Control System.

Rich amine mengalir dari bagian bawah menuju ke Flash Separator.

• Flash Separator

Flash separator adalah separator yang berjenis 2-fase dan berbentuk vessel horisontal yang bekerja pada tekanan lebih rendah dari Absorber Tower. Penurunan tekanan menyebabkan gas yang terlarut dalam amina akan blow off – (seperti membuka kaleng minuman bersoda).

Gas blow off dalam Flash separator mengandung H2S, CO2, dan sedikit hidrokarbon. Gas ini keluar melalui separator kecil berbentuk vertikal kecil yang menempel pada bagian atas Flash separator yang disebut ‘Re-absorber’, dan menuju ke flare header.

Kolom yang berisi packing dan menerima aliran kecil amina ramping di atas kemasan sebagai semacam ‘refluks’ untuk melumpuhkan setiap uap amina dari gas naik dan kembali menyerap gas asam untuk mencegah gas asam pergi ke sistem bahan bakar.

Rich amine mengalir dari Flash separator menuju ke Rich/Lean Exchanger. Fungsi utama dari heat exchanger ini adalah untuk memanasakan Rich amine dan untuk mendinginkan Lean Amine yang berasal dari Reboiler.

Dari heat exchanger, Rich amine mengalir ke filter cartridge untuk menghilangkan kotoran dan partikel padat sebelum memasuki Amine stripping.

• Amine Stripping

Amine stripping adalah equipment yang digunakan untuk menghilangkan kandungan gas asam yang terserap pada Rich amine. Rich amine mengalir ke bawah kemudian kontak dengan gas panas yang dihasilkan dalam reboiler di bagian bawah Amine stripping tersebut.

Gas asam, hidrokarbon dan uap air meninggalkan bagian atas stripper melalui demister screen menuju ke Reflux Condenser di mana uap air dan uap amina dikondensasikan untuk mendapatkan cairan amine kembali ke Amine stripping. Gas asam yang mengandung (H2S & CO2) dan HC itu di-venting melalui Pressure Control Valve (PCV) ke Flare system.

Semi Lean amine yang terakumulasi di bagian bawah Amine stripping mengalir karena gravitasi ke bagian bawah Amine reboiler (Amine Regeneration).

• Amine Regeneration

Amine Reboiler

Fungsi dari reboiler adalah untuk menambahkan panas yang cukup pada Semi Lean amine untuk menguapkan gas yang diserap dari Semi Lean amine.

Hal ini dapat dicapai dengan memanaskan Lean amine dengan menggunakan aliran Hot oil melalui heat exchanger tipe ‘U’-tube dalam reboiler.

Temperatur di dalam reboiler dikontrol oleh TC / FC system control yang mengacu pada temperatur outlet hot oil dari reboiler. Reboiler ini dibangun dengan penghalang internal yang mempertahankan level amine di atas hot oil tubes untuk kecepatan memaksimalkan transfer panas dan mencegah overheating pada sistem.

Hot lean amine mengalir dalam pipa di sepanjang reboiler dan dikontrol oleh level control system menuju ke Lean/Rich Heat Exchanger.

Uap panas meninggalkan reboiler melalui lubang yang terletak di bagian atas dan terdiri dari uap air, gas asam, beberapa senyawa HC dan uap amina.

Lean amine dari heat exchanger kemudian mengalir ke Amine storage/surge tank di mana dipompa oleh booster pump untuk diedarkan kembali ke sistem.

*) edited from http://articles.compressionjobs.com

Read More

Amine Plant (Acid Gas Treating)

 

AMINE GAS TREATING, juga dikenal sebagai gas sweetening dan acid gas removal, mengacu pada suatu proses yang menggunakan larutan dari berbagai alkilamina (sering disebut hanya sebagai amina) untuk menghilangkan hidrogen sulfida (H2S) dan karbon dioksida (CO2) dari gas alam. Ini adalah suatu unit proses yang umum digunakan pada kilang, dan juga digunakan dalam pabrik petrokimia, pabrik pengolahan gas alam dan industri lainnya.

Proses dalam kilang minyak atau pabrik pengolahan bahan kimia yang menghilangkan hidrogen sulfida dan / atau merkaptan biasanya disebut sebagai sweetening process karena mereka menghasilkan produk yang tidak lagi memiliki bau asam dan kandungan hidrogen sulfida.

Ada beberapa jenis senyawa amina yang digunakan dalam Gas Treating:

• Monoetanolamina (MEA)
• Dietanolamina (DEA)
• Methyldiethanolamine (MDEA)
• Diisopropilamina (DIPA)
• Aminoethoxyethanol (Diglycolamine) (DGA)

Amina yang paling umum digunakan di pabrik-pabrik industri adalah alkanolamines MEA, DEA, dan MDEA. Amina juga digunakan dalam kilang minyak untuk menghilangkan gas asam dari hidrokarbon cair seperti gas petroleum cair (LPG).

Prinsip kerja dari Amine Plant (Acid Gas Treating)

Gas yang mengandung H2S atau keduanya H2S dan CO2 sering disebut sebagai gas asam atau gas asam dalam industri pengolahan hidrokarbon.
Proses kimia yang terlibat dalam Acid Gas Treating tersebut bervariasi, tergantung dari amina yang digunakan. Salah satu amina yang umum digunakan adalah, monoetanolamina (MEA) dinyatakan sebagai RNH2. Proses kimianya mungkin bisa digambarkan :

RH2 + H2S <–> RNH3HS

Sebuah proses Amine Gas Treating pada umumnya seperti yang ditunjukkan dalam diagram alir di bawah yang meliputi, unit absorber dan unit regenerator serta peralatan pendukung. Dalam absorber, larutan amina mengalir sambil menyerap H2S dan CO2 yang terkandung dalam aliran Feed Gas, sehingga dihasilkan aliran sweetening gas  (yaitu, gas yang bebas H2S) sebagai produk rich amine. Rich amine ini kemudian disalurkan ke dalam regenerator (stripping column dengan reboiler) untuk memproduksi ulang lean amine yang didaur ulang untuk digunakan kembali dalam proses absorbsi. Gas yang keluar dari stripping column  adalah H2S dan CO2 terkonsentrasi. Dalam industri kilang minyak, proses yang dipakai untuk menghilangkan kandungan H2S pada disebut hidrodesulfurisasi. Aliran gas yang banyak mengandung H2S ini dialirkan ke proses Claus untuk mengubahnya menjadi elemen sulfur. Bahkan, sebagian besar dari 64.000.000 metrik ton di seluruh dunia yang diproduksi pada tahun 2005 adalah sulfur belerang produk sampingan dari kilang dan pabrik pengolahan hidrokarbon lainnya.

Konsentrasi amina dalam larutan merupakan parameter penting dalam mendesain dan mengoperasikan dari proses Amine Gas Treating. Berikut ini adalah beberapa konsentrasi amina yang umum dipakai dalam proses Amine Gas Treating :

• 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%.

*) edited from en.wikipedia.org

Read More

Prinsip Kerja Dasar Separator

 

Tiga prinsip yang digunakan untuk proses pemisahan secara fisika pada gas, liquid atau solid material adalah momentum, pengendapan gravitasi, dan penggabungan.

Setiap separator dapat menggunakan satu atau lebih dari prinsip-prinsip ini,
tetapi fase fluida harus “larut” dan memiliki density yang berbeda agar pemisahan dapat terjadi.

A. Momentum/Tumbukan

Dua fluida dengan density yang berbeda akan memiliki momentum yang berbeda pula. Jika dua fase aliran berubah arah yang tajam, maka aliran yang mempunyai momentum lebih besar tidak akan membiarkan partikel-partikel yang lebih berat untuk berubah secepat mungkin seperti partikel ringan, sehingga hal ini yang menyebabkan pemisahan dapat terjadi.

B. Pengendapan Gravitasi

Tetesan tetesan air akan keluar dari fase gas jika gaya gravitasi
yang bekerja pada tetesan, lebih besar daripada drag force
dari gas yang mengalir di sekitar tetesan.

C. Penggabungan/Coalescing

Tetesan yang sangat kecil seperti fog atau mist tidak dapat dipisahkan
secara sederhana oleh gravitasi. Tetesan ini dapat digabungkan dengan membentuk tetesan lebih besar  sehingga dapat dipisahkan dengan proses   gravitasi. Coalescing dervice dalam separator memaksa aliran gas untuk mengikuti alur yang berliku-liku. Wire mesh screens, vane elements, dan filter cartridges adalah contoh-contoh coalescing devices yang sering digunakan.

Read More

Macam-macam Separator menurut Konstruksinya

Tipe separator yang sering digunakan adalah dalam bentuk vertikal, horisontal dan berbentuk spherical. Separator berbentuk horisontal dapat berupa single vessel atau double vessel.

A. Vertical Separator

 

Vertical separator seperti yang ditunjukkan gambar di samping, biasanya dipilih jika rasio gas-cair  tinggi atau volume total gas rendah. Dalam Vertical separator, fluida memasuki kapal mencolok mengalihkan
membingungkan yang memulai pemisahan primer. Liquid dihapus
oleh penyekat inlet jatuh ke bagian bawah kapal. Gas bergerak ke atas, biasanya melewati mist extractor untuk menghilangkan kandungan air yang terjebak, dan kemudian gas kering mengalir keluar. Kandungan air yang sudah dipisahkan melalui mist extractor bergabung menjadi tetesan yang lebih besar yang kemudian jatuh ke reservoir bagiang bawah vessel. Mist extractor secara signifikan dapat mengurangi kebutuhan diameter dari vessel.

B. Horizontal Separator

 

Horizontal separator adalah yang paling efisien di mana volume total liquid dan sejumlah besar gas terlarut bersama dengan liquid. Permukaan area yang lebih besar pada liquid menyediakan kondisi yang optimal untuk melepaskan gas yang terjebak. Dalam Horizontal separator, seperti gambar disamping liquid
yang telah dipisahkan dari gas bergerak sepanjang bagian bawah
dari vessel ke liquid outlet. Gas dan liquid menempati tempat yang proporsional di dalam vessel. Dalam double vessel separator, liquid mengalir melalui pipa ke reservoir di bawah.

C. Spherical Separator

 

 

Separator jenis ini digunakan untuk service tekanan tinggi

di mana diinginkan ukuran yang kompak dan volume liquid yang kecil. Faktor-faktor yang dipertimbangkan untuk Spherical Separator adalah:
· Compactness;
· Kapasitas terbatas untuk liquid;
· Minimal thickness untuk tekanan yang diberikan.

Read More