Pada RU II Dumai ini terdapat tiga tahapan proses pengolahan minyak bumi dimana masing-masing proses akan menghasilkan produk yang berbeda-beda. Proses-proses tersebut adalah :
1. HSC (Hydro Skimming Complex) 2. HCC (Hydro Cracking Complex) 3. HOC (Heavy Oil Complex)
3.1. HSC (Hydro Skimming Complex)
HSC meliputi kilang lama (Existing Plant) dan kilang baru (New Plant). HSC ini terdiri dari pengolahan tingkat pertama (Primary Process) dan pengolahan tingkat kedua (Secondary Process). Pada pengolahan tingkat pertama fraksi-fraksi minyak bumi dipisahkan secara fisika, kemudian pengolahan tingkat kedua dilakukan untuk menyempurnakan produk dari pengolahan tingkat pertama. Unit-unit proses yang terdapat dalam HSC meliputi :
3.1.1 Crude Distillation Unit (CDU) / Topping Unit (# 100)
Feed : Crude SLC 85% + Duri 15% pada suhu 45 oC Kapasitas :870 m3/jam
Tabel 3.1 Sifat Fisika Kimia SLC(Sumatera Light Crude) dan Duri Crude
Klasifikasi SLC Duri o API Gravity at 60oF 35.2 20.4 SG at 60/60oF 0.8487 0.9317 Pour point 95o F 75oF Sulfur content wt% 0.088 0.203 Asphaltene content wt% 0.341 1.440 Wax content 15.75 8.770
Pada unit ini berlangsung proses pengolahan campuran SLC crude dan Duri crude. Unit ini berfungsi memisahkan fraksi minyak bumi berdasarkan perbedaan titik didih masing-masing fraksi pada tekanan atmosferik. Dimana
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 56
temperatur Top ±130 oC dan Bottom 330 oC, sedangkan tekanan Top kolom 0,9-1 kg/cm2 (Aktual) dan tekanan flash zone 1,4-1,5 kg/cm2 (Aktual). Proses pengolahan crude oil terjadi secara kontinyu, crude ditarik dari tangki feed 101 – 106 dengan pompa booster P-10 dialirkan ke pompa P-1 melalui 2 train preheater yang terdiri dari sembilan deret, ke heater H-1. Dari heater, crude bersuhu 330oC dialirkan ke flash zone (fraksionator) T-1. Dalam fraksionator, crude oil dipisahkan berdasarkan titik didihnya menjadi fraksi - fraksi. Dari puncak menara diambil uap fraksi minyak teringan yang kemudian diembunkan didalam kondenser E-8 dengan air laut. Kondensat ditampung dalam D-1 dan sebagian dari liquid D-1 dengan pompa P-2 dikembalikan ke tray puncak T-1 sebagai reflux.
Uap yang tidak terkondensasi dari D-1 dikeluarkan dari fuel gas mengalir menuju fuel gas kompresor KO drum D-3 dan dibakar sebagai bahan bakar untuk heater dan penyalaan burner. Dari tray 32 dengan pompa P-7 ditarik sie stream yang disebut TPA (Top Pump Around) yang setelah melalui penukar panas E-1 dan didinginkan dengan pendingin air laut dalam E-10 dan dikembalikan ke puncak menara. Fraksi kerosene diambil dari tray 24 dan mengalir ke stripper T-2A secara gravity.
Dalam stripper dimasukkan stream untuk mengalir fraksi ringan yang tidak diinginkan. Dengan pompa P-3 kerosene diambil dari T-2A melalui penukar kalor E-2 dan pendingin E-11 ke tangki produk. LGO diambil dari tray 12 mengalir ke dalam stripper T-2B secara gravity untuk dihilangkan fraksi ringannya. Produk LGO diambil dari dasar T-2B dengan pompa P-4 dialirkan ke crude exchanger E-5 dan pendingin E-12 ke dalam tangki penyimpanan dengan menggunakan pompa P-5. Dari dasar menara T-1 diambil residue, setelah dihilangkan fraksi ringannya dengan injeksi stripping steam ke dasar menara, residue dialirkan dengan pompa P-6 menuju exchanger E-7, E-4 dan pendingin box cooler E-14 dan akhirnya ke tangki penyimpanan.
Produk yang dihasilkan unit ini antara lain : - Gas sebagai fuel gas atau dibuang ke flare
- Straight Run Naphta (SRN), diambil sebagai produk atau diolah lebih lanjut dalam Naftha Rerun Unit (RNU)
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 57
- Kerosene, langsung dialirkan ke dalam tangki produk
- Light Gas Oil, diambil sebagai komponen blending kerosene atau ADO agar produk yang dihasilkan memiliki spesifikasi yang sesuai dengan standar mutu. - Heavy Gas Oil (HVGO), diambil sebagai komponen blending ADO
- Long Residue, sebagian besar dialirkan ke unit Heavy Vacuum Unit (HVU) dan sebagian kecil diambil sebagai Low Sulphur Wax Residue (LSWR) yang digunakan juga dalam fuel oil.
Diagram alir proses Crude Distillation Unit (CDU) / Topping Unit (# 100) di RU II Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.3.
3.1.2 Naphtha Rerun Unit / NRU (#102)
Feed : SRN (Straight Run Naphtha) dari Topping Unit Kapasitas : Balance dengan Platforming (biasanya 62 m3/jam)
Unit ini mengolah Straight Run Naphtha (SRN) produk dari Topping Unit Dumai dan Sei. Pakning. Dimana fungsinya adalah untuk memisahkan fraksi-fraksi dari SRN, prosesnya disebut sebagai Distilasi bertekanan. Pada unit ini terjadi pemisahan Light Naphhta (titik didih 36 oC – 90 oC) dengan Heavy Naphtha (titik didih 80 oC – 140 oC).
SRN dari tangki dipompa P-1 menuju kolom (Tower) 1 yang sebelumnya melalui pemanas Exchanger agar mencapai temperatur flash feed. Bagian atas kolom ditarik ke kolom 2 dan bagian bawah kolom (bottom produk) dipompa dengan pompa P-2 kembali ke HE yang semula berfungsi untuk memanfaatkan panas, kemudian dilanjutkan ke cooler dan diperoleh hasil Heavy Naphtha yang akan digunakan sebagai umpan Hydrobon Platforming (PL I). Sebagian dari bottom produk dikembalikan ke kolom 2 yang sebelumnya masuk di boiler. Dari atas kolom gas dimasukkan ke dalam kondenser dan cairannya ditampung dalam drum D-1 kemudian di pompa kembali ke atas kolom dan sebagian didinginkan di dalam cooler, dengan temperatur 127 oC akan menghasilkan Light Naphtha yang akan digunakan sebagai komponen blending mogas menjadi premium, gas masuk ke kondenser, liquidnya ditampung dalam D-1 dan dikembalikan ke top splitter dengan pompa P-5 untuk sirkulasi saja, sedangkan gas yang tidak terkondensasi
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 58
dialirkan ke system flaire / fuel gas. Tekanan operasi pada kedua kolom yaitu 1,4 Kg/cm2 dan 5,2 Kg/cm2.
Produk yang dihasilkan :
- Off gas, yang digunakan sebagai fuel gas (dikirim ke tangki) atau dibuang ke flare.
- Light Naftha, yang digunakan sebagai komponen blending untuk mogas - Heavy Naftha, digunakan sebagai umpan Hydrobon Platforming I
Diagram alir proses Naphtha Rerun Unit / NRU (#102) di RU II Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.4.
3.1.3 Hydrobon Platforming Unit /PL-1 (#301)
Feed : Heavy Naphtha dari NRU Kapasitas : 41 m3/jam
Unit ini berfungsi untuk mengolah light oktan mogas komponen menjadi high oktan mogas komponen dengan menggunakan katalis platina (0,2 – 0,3%) dan carrier alumina.
Sebagai umpan adalah Heavy Naphtha yang telah dimurnikan dari NRU (mengandung C6-C11 parafin, nafthenes, dan aromatik) dan akan terjadi reaksi pada reaktor bertekanan operasi 28 – 35 Kg/cm dan temperatur 500 oC. Heavy Naphtha yang dicampur dengan hidrogen sebelumnya dipanaskan didapur dan kemudian dialirkan ke reaktor-reaktor, produk yang keluar reaktor akan dilewatkan pada cooler. Top dari stabilizer dialirkan ke kondensor dan dimanfaatkan sebagai fuel gas. Sedangkan Bottom berupa cairan panas yang masih menguap dan tidak menguap yang akan digunakan untuk blending premium. Temperatur maksimum Platforming I adalah 482oC.
Reaksi – reaksi yang terjadi adalah : a. Dehydrogenation of Nafthenes
Isomerisasi yang terjadi endotermik, dimana reaksi terjadi karena adanya metal catalist, pada reaksi dengan temperatur tinggi dan tekanan rendah. b. Isomerisasi nafthenes dan parafin
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 59
Reaksi ini terjadi karena adanya Acidic katalis dan hanya tergantung dari tekanan operasi.
c. Dehydrocyclization of parafin
Dehydrocyclization ini berlangsung pada tekanan rendah dan temperatur tinggi. Metal dan katalis dibutuhkan agar reaksi ini dapat berlangsung.
d. Hydrocracking
Hydrocracking parafin berlangsung cepat dan dalam kondisi tekanan dan temperatur tinggi. Reaksi ini membutuhkan hidrogen dan hasil yield (perolehan) dari reformate rendah.
e. Dealkylation of Aromatics
Reaksi ini berlangsung pada tekanan dan temperatur yang tinggi.
Tabel 3.2 Jenis-jenis Katalis yang Digunakan pada PL-I
Katalis Platinum (Wt%) Rhenium (Wt%) Chloride (Wt%)
R-9X R-16F R-16G R-16H R-18 R-22 R-50 R-56 R-62 R-72 0.735 0.2 0.375 0.375 0.375 0.375 0.25 0.25 0.22 0.3 - 0.2 0.375 0.2 0.375 - 0.25 0.4 0.44 - 0.9 – 1.0 0.9 – 1.0 0.9 – 1.0 0.9 – 1.0 1.1 – 1.2 0.9 – 1.0 0.9 – 1.0 0.9 – 1.0 1.0 – 1.1 1.0 – 1.1 Produk yang dihasilkan :
- Reformate (octane number 92), yang kemudian disimpan didalam tangki produk untuk digunakan sebagai komponen blending premium.
- LPG, yang kemudian dikirim ke LPG recovery
- Off Gas, digunakan untuk fuel gas dan sisanya dibuang ke flare
- Gas H2 dengan purity 75% yang digunakan sebagai recycle gas dalam proses Diagram alir proses Hydrobon Platforming Unit /PL-1 (#301) di RU II Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.5.
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 60
3.1.4 Naphtha Hydro Treating Unit / NHDT (#200)
Feed : - Naphtha dari HCU (heavy naftha) - Naphtha dari DCU (crack naftha) Kapasitas : 67,7 m3/jam
NHDT berfungsi untuk menghilangkan kontaminan seperti sulfur, oksigen, nitrogen dan menjenuhkan olefin yang terdapat dalam stabilized naphtha dari delayed coker dan naphtha dari hydrocracker dengan bantuan katalis sehingga memenuhi spesifikasi untuk umpan CCR-Platforming Unit. Kandungan sulfur dan nitrogen maksimal dalam umpan platformer masing – masing adalah 0,5 ppm untuk mencegah keracunan katalis.
Umpan untuk unit ini adalah Cracker Naphtha dari Delayed Cooking Unit dan Heavy Naphtha dari Hydrocracker Unibon. Prosesnya disebut dengan Hydrotreater Naphtha. Dimana besar temperatur inlet reaktor adalah 280 0C – 340 0
C dan tekanan sistem 52,7 Kg/cm2. Produk yang dihasilkan pada unit ini adalah gas untuk fuel gas, Light Naphtha sebagai over head produk yang akan digunakan untuk blending mogas dan Heavy Naphtha treated sebagai produk bawah untuk umpan CCR-Platforming.
Produk yang dihasilkan :
- Light Naphtha, kemudian dialirkan ke dalam tangki penyimpanan - Heavy naphtha, feed bagi unit Platforming-CCR
- Off gas
Diagram alir proses Naphtha Hydro Treating Unit / NHDT (#200) di RU II Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.6.
3.1.5 Continuous Catalitic Regeneration-Platforming II / CCR-PLII (#310-#300)
Feed : Naftha dari NHDT
Kapasitas : 58,7 m3/jam
Unit ini berfungsi untuk menaikkan low octane number straigth run naphtha menjadi octane tinggi blending komponen oleh reaksi kimia katalitik. Reaksi-reaksi yang terjadi pada reaktor ini adalah :
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 61
1. Dehidrogenasi Naphtha menjadi aromatik; reaksi ini bersifat endotermik dan berlangsung dengan mudah oleh fungsi metal katalis
2. Hydrocracking Paraffin; reaksi ini bersifat eksotermis, karena reaksi dapat dilihat dari kenaikan temperatur, khususnya pada reaktor 3 (R-3)
3. Isomerisasi; perubahan rumus bangunan molekul tanpa merubah rumus molekul, reaksi bersifat eksotermis.
4. Dehidrosiklasi Paraffin menjadi Naphtha berifat endotermis dan merupakan reaksi yang paling sulit dilaksanakan dalam Platforming.
Pada CCR, unit ini dirancang untuk meregenerasi katalis bimetalitik R-134 yang digunakan di platforming secara terus menerus karena selama proses yang terjadi di platforming I, katalis mengalami deaktivasi akibat keracunan dan pembentukan coke.Temperatur reaktor adalah sebesar 498 0C – 515 0C dengan tekanan 7,4 Kg/cm2 .
Tabel 3.3 Jenis-jenis Katalis yang Digunakan pada CCR-Platforming II
Katalis Nominal Diameter (mm) Platinum (Wt%) Chloride (Wt%) R-30 R-32 R-34 R-132 R-134 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 0.6 0.375 0.29 0.375 0.29 1.1 – 1.2 1.1 – 1.2 1.1 – 1.2 1.2 – 1.3 1.2 – 1.3
Produk yang dihasilkan :
- Reformate, dengan nilai octane 94 - LPG, dikirim ke LPG Recovery unit
- Off gas, yang kemudian digunakan sebagai fuel gas sistem
- Gas H2 dengan purity 85% yang kemudian di recycle dan sebagian dikirim ke H2 plant.
Diagram alir proses Continuous Catalitic Regeneration-Platforming II / CCR-PLII (#310-#300) di RU II Dumai dapat dilihat pada Lampiran A.7.
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 62
3.2. HCC (Hydro Cracking Complex)
Hydrocracking Complex merupakan salah satu proyek perluasan kilang Pertamina RU II Dumai, HCC ini didisain oleh Universal Oil Product (UOP) yang terdiri dari 5 unit proses yaitu :
3.2.1 Hydrocarcker Unibon / HCU( #211 / #212)
Feed : 80% HVGO dari HVU
20% HCGO dari DCU Kapasitas : 185 m3/jam
Fungsi unit adalah untuk merengkahkan hidrokarbon yang mempunyai rantai molekul panjang menjadi hydrokarbon dengan rantai molekul pendek yang mempunyai berat molekul lebih ringan dengan memakai Hydrocracking menggunakan gas H2 dan katalis.
Disamping memecah rantai karbon juga terjadi penghilangan sulfur, nitrogen, oksigen dan penjenuhan olefin.
Unit ini terdiri dari : a. Seksi Reaktor b. Seksi Fraksinasi Variabel Proses :
1. Fresh Feed Quality. Merupakan kualitas feed yang akan mempengaruhi : Temperatur yang dibutuhkan di katalis bed
Konsumsi Hydrogen
Lama waktu regenerasi katalis Kualitas Produk
2. Fresh Feed Rate (LHSV)
) ( ) / ( 3 3 m ume CatalisVol jam m FreshFeed LHSV
3. CFR (Combined Feed Ratio)
FreshFeed
cycle Liquid
FreshFeed
CFR Re
RU II Dumai
Teknik Kimia
Universitas Riau 63
5. Recycle gas rate 6.