SIMULASI DAN STUDI OPTIMASI UNIT CO 2 REMOVAL STASIUN PENGUMPUL GAS (SPG) MERBAU PT PERTAMINA EP REGION SUMATERA FIELD PRABUMULIH

(1)

SIMULASI DAN STUDI OPTIMASI UNIT CO

2

REMOVAL

STASIUN PENGUMPUL GAS (SPG) MERBAU

PT PERTAMINA EP REGION SUMATERA

FIELD PRABUMULIH

Simulation and Optimation Study of CO

2

Removal Unit

Merbau Gas Collect Station

PT PERTAMINA EP Region Sumatera

Field Prabumulih

TUGAS AKHIR

Oleh:

ANINDITA PRAMESTI PUTRI N. NIM. 091411035

DIAN RISTI PURWANTI

NIM. 091411040

PROGRAM STUDI DIII TEKNIK KIMIA

JURUSAN TEKNIK KIMIA

POLITEKNIK NEGERI BANDUNG

2012

(2)

i

SIMULASI DAN STUDI OPTIMASI UNIT CO

2

REMOVAL

STASIUN PENGUMPUL GAS (SPG) MERBAU

PT PERTAMINA EP REGION SUMATERA

FIELD PRABUMULIH

Simulation and Optimation Study of CO

2

Removal Unit

Merbau Gas Collect Station

PT PERTAMINA EP Region Sumatera

Field Prabumulih

TUGAS AKHIR

Oleh:

ANINDITA PRAMESTI PUTRI N. NIM. 091411035

DIAN RISTI PURWANTI

NIM. 091411040

PROGRAM STUDI DIII TEKNIK KIMIA

JURUSAN TEKNIK KIMIA

POLITEKNIK NEGERI BANDUNG

2012

(3)

(4)

CURRICULUM VITAE

Nama : Anindita Pramesti Putri Nugroho

NIM : 091411035

Alamat : Jl. Arya Mukti Barat II/490, RT 06/RW 03, Pedurungan Semarang 50192

Tempat Tanggal Lahir : Boyolali, 11 Agustus 1991

SD Lulus Tahun : 2003 di SD Islam Supriyadi Semarang

SMP Lulus Tahun : 2006 di SMPN 2 Semarang

SMA Lulus Tahun : 2009 di SMAN 2 Semarang

Nama : Dian Risti Purwanti

NIM : 091411040

Alamat : Jl. Dunguscariang No. 73/79

RT 06 RW 07Bandung 40183

Tempat Tanggal Lahir : Bandung, 9 Mei 1991

SD Lulus Tahun : 2003 di SDN Raya Barat IV Bandung

SMP Lulus Tahun : 2006 di SMPN 25 Bandung

SMA Lulus Tahun : 2009 di SMAN 6 Bandung

(5)

ABSTRAK

Fasilitas unit CO2 Removal dirancang untuk menurunkan kandungan CO2

dalam acid gas dari 21 %mol menjadi 5 %mol menggunakan technology licence dari BASF menggunakan aMDEA dengan konsentrasi 40 %berat. Acid gas pada tekanan 650 psig diumpankan dari bawah kolom unit CO2

Absorber dan lean amine dengan konsentrasi 40 %berat diumpankan dari atas kolom sehingga terjadi kontak antara sour gas yang mengandung CO2

dan lean amine di dalam packing kolom. Hasil analisis sensitivitas menggunakan Aspen HYSYS versi 7.3 menunjukkan bahwa variabel yang paling mempengaruhi sistem proses unit CO2 Removal yaitu temperatur

lean amine, temperatur feed gas, dan konsentrasi lean amine. Studi optimasi dilakukan pada kondisi optimum temperatur feed gas 83,21 o_F

dan temperatur lean amine 122 o_{F dapat menurunkan laju alir lean amine}

rata-rata pada konsentrasi lean amine 27,8 %berat yaitu dari 250,42 m3_{/jam menjadi 230,77 m}3_{/jam, sedangkan pada konsentrasi lean amine}

40 %berat penurunan laju alir lean amine dari 250,42 m3_{/jam menjadi}

174,208 m3_/jam.

Kata kunci: absorbsi, CO2 Removal, lean amine, validasi, simulasi,

optimasi.

(6)

iv

ABSTRACT

CO2 Removal Unit Facilities was designed to reduce CO2 content of acid

gas from 21 %mole to 5 %mole by using aMDEA 40 %weight process (BASF licence). Acid gas under pressure of 650 psig entered from bottom of absorber contacted counter currently with lean amine entered from the top of absorber. The results of sensitivity analyzes using Aspen HYSYS version 7.3 indicated that the most influence variables for CO2 Removal

Unit process were lean amine temperature, feed gas temperature, and lean amine concentration. Optimation study conducter at optimum feed gas temperature of 83,21 oF and lean amine temperature of 122 oF reduced average lean amine flow rate from 250,42 m3/hr to 230,77 m3/hr for 27,8 %weight lean amine concentration, while lean amine flow rate reduced from 250,42 m3/hr to 174,208 m3/hr for 40 %weight lean amine concentration.

Key words: absorption, CO2 Removal, lean amine, validation, simulation,

optimation.

(7)

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis ucapkan kepada Tuhan yang Maha Esa atas rahmat dan hidayah yang telah diberikan-Nya sehingga penyusunan Tugas Akhir ini dapat diselesaikan.

Laporan Tugas Akhir ini merupakan hasil penelitian Simulasi dan Studi

Optimasi Unit CO2 Removal Stasiun Pengumpul Gas (SPG) Merbau PT

PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih yang disusun untuk

memenuhi salah satu syarat kelulusan dalam jenjang pendidikan Diploma III Jurusan Teknik Kimia, Politeknik Negeri Bandung.

Penulis menyadari bahwa tanpa bimbingan, bantuan, dan doa dari berbagai pihak, penelitian dan penyusunan laporan ini tidak akan dapat diselesaikan tepat pada waktunya. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada semua pihak yang telah membantu dalam proses penelitian Tugas Akhir ini, yaitu kepada:

1. Ir. Dalmanta, M.T. selaku Ketua Distrik Gas PT PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih dan Pembimbing Kerja Praktek di lapangan yang telah memberi banyak pengarahan dan masukan

2. Ir. Heriyanto,M.T. selaku Dosen Pembimbing I Tugas Akhir di kampus yang telah memberikan bimbingan secara langsung maupun tidak langsung

3. Ir. In Jumanda Kasdadi, M.T. selaku Dosen Pembimbing II Tugas Akhir di kampus yang telah memberikan bimbingan secara langsung maupun tidak langsung

4. Bapak Irwansyah selaku Field Manager PT PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih yang telah memberikan ijin dan fasilitas untuk melakukan penelitian Tugas Akhir selama satu bulan

5. Ir. Dwi Nirwantoro Nur, M.T. selaku Ketua Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Bandung

(8)

vi

6. Rispiandi, S.T., M.T. selaku Ketua Program Studi Teknik Kimia D3 dan Koordinator Kerja Praktik Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Bandung

7. Bapak Joko Sampurno selaku Pengawas Operator Stasiun Pengumpul Gas Merbau yang selalu terbuka dan senang hati menjawab pertanyaan-pertanyaan dari penulis secara langsung maupun tidak langsung

8. Orang tua dan keluarga tercinta yang telah memberikan dukungan baik berupa moril maupun materil kepada penulis untuk selalu berusaha mencapai hasil yang terbaik

9. Seluruh Staf Dosen Pengajar dan Karyawan Tata Usaha Program Studi Teknik Kimia, Jurusan Teknik Kimia Politeknik Negeri Bandung

10. Segenap rekan mahasiswa Teknik Kimia Angkatan 2009 Politeknik Negeri Bandung

11. Semua pihak yang namanya tidak dapat disebutkan satu per satu

Akhir kata, penulis menyadari bahwa masih terdapat banyak kekurangan dalam penyusunan laporan penelitian Tugas Akhir. Oleh karena itu, kritik dan saran dari semua pihak akan sangat bermanfaat bagi penulis demi kesempurnaan laporan ini. Semoga penelitian Tugas Akhir ini dapat bermanfaat dan dipergunakan sebagaimana mestinya, khususnya bagi penulis dan umumnya semua pembaca maupun pihak terkait.

Bandung, Juli 2012 Penulis

(9)

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ... i LEMBAR PENGESAHAN ... ii ABSTRAK ... iii ABSTRACT ... iv KATA PENGANTAR ... v

DAFTAR ISI ... vii

DAFTAR TABEL ... x

DAFTAR GAMBAR ... xii

DAFTAR LAMPIRAN ... xiii

BAB I PENDAHULUAN ... 1 1.1 Latar Belakang ... 1 1.2 Tujuan Penelitian ... 2 1.3 Ruang Lingkup... 3 1.4 Tahapan Penelitian ... 3 1.5 Sistematika Penulisan ... 4

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ... 5

2.1 Absorpsi ... 5

2.2 Unit CO2 Removal di Stasiun Pengumpul Merbau ... 7

2.2.1 Proses Absorpsi Gas CO2 dalam Gas Alam oleh Pelarut aMDEA ... 7

2.2.2 Proses Regenerasi aMDEA ... 9

2.3 Karakteristik Pelarut ... 13

2.4 Simulasi Plant Unit CO2 Removal ... 21

2.4.1 Simulasi ... 21

2.4.2 Simulator HYSYS ... 21

2.4.3 Proses Simulasi Absorpsi dan Regenerasi Unit CO2 Removal ... 24

2.4.4 Validasi ... 25 2.4.5 Analisis Sensitivitas ... 26 2.4.6 Optimasi ... 26

(10)

viii

BAB III METODE PENELITIAN... 27

3.1 Kerangka Penelitian ... 27

3.2 Observasi Lapangan di Stasiun Pengumpul Gas Merbau PT PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih ... 28

3.2.1 Pengumpulan Data pada DCS (Distributed Control System) Honeywell ... 28

3.2.2 Pengumpulan Data secara Manual pada Panel Alat Proses ... 30

3.2.3 Pengumpulan Data dengan Cara Wawancara ... 30

3.3 Tahap Pembuatan Simulasi Desain ... 30

3.4 Tahap Pengumpulan Data ... 30

3.5 Tahap Analisis Data ... 31

3.6 Tahap Optimasi ... 31

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN ... 32

4.1 Validasi Data ... 32

4.1.1 Validasi Data Konsentrasi Gas CO2 dalam Produk ... 33

4.1.2 Validasi Data Laju Gas Produk ... 35

4.2 Analisis Sensitivitas Sistem ... 36

4.2.1 Pengaruh Temperatur Gas yang Masuk ke Absorber terhadap Kandungan CO2 dalam Produk ... 37

4.2.2 Pengaruh Temperatur Lean Amine yang Masuk ke Absorber terhadap Kandungan CO2 dalam Produk ... 38

4.2.3 Pengaruh Tekanan Kolom Absorber terhadap Konsentrasi CO2 dalam Gas Produk... 39

4.2.4 Pengaruh Temperatur Reboiler Amine Regenerator terhadap Konsentrasi aMDEA dalam Lean Amine ... 40

4.2.5 Pengaruh Laju Lean Amine terhadap Kandungan Gas CO2 dalam Produk... 41

4.2.6 Pengaruh Konsentrasi Lean Amine terhadap Kandungan Gas CO2 dalam Produk ... 42

4.3 Optimasi Sistem ... 43

4.3.1 Optimasi Temperatur Feed Gas ... 45

(11)

4.3.2 Optimamsi Temperatur Lean Amine ... 47

4.4 Penentuan Laju Alir Lean Amine dengan Konsentrasi Lean Amine 40 %berat ... 48

4.4.1 Penentuan Laju Alir Lean Amine dengan Konsentrasi Lean Amine40 %berat sebelum data dioptimasi ... 48

4.4.2 Penentuan Laju Alir Lean Amine dengan Konsentrasi Lean Amine40 %berat setelah data dioptimasi ... 49

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ... 50

5.1 Kesimpulan ... 50 5.2 Saran ... 51 DAFTAR PUSTAKA ... 52

(12)

x

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Karakteristik Piperazine ... 18 Tabel 3.1 Data yang Diambil di DCS ... 29 Tabel 3.2 Data yang Diambil di Panel Alat ... 30

(13)

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Skematik Proses Penyerapan Gas CO2 di Kolom

CO2 Absorber ... 8

Gambar 2.2 Skematik Amine Regenerator... 10

Gambar 2.3 (a) Struktur Kimia Senyawa MDEA ... 14

Gambar 2.3 (b) Struktur Kimia Senyawa Aktivator Piperazine ... 14

Gambar 2.4 Mekanisme Penyerapan Gas CO2 oleh MDEA tanpa Aktivator dan dengan Aktivator... 15

Gambar 2.5 Mekanisme Reaksi AbsorbsiGas CO2 oleh MDEA dan Aktivator Piperazine... 16

Gambar 2.6 Mekanisme Proses Degradasi aMDEA ... 20

Gambar 3.1 Diagram Alir Perancangan ... 27

Gambar 4.1 Aliran produk yang merupakan titik validasi simulasi... 33

Gambar 4.2 Kurva Persen Error Hasil Validasi Konsentrasi Gas CO2 dalam Aliran Produk ... 34

Gambar 4.3 Kurva Perbandingan antara Efisiensi Rata-rata tiap Tahap Kolom Absorber Data Design dengan Data Sampel ... 35

Gambar 4.4 Kurva Persen Error Hasil Validasi Data Laju Gas Produk ... 36

Gambar 4.5 Kurva Hubungan antara Temperatur Gas yang Masuk ke Absorber terhadap Kandungan Gas CO2 Dalam Gas Produk... 37

Gambar 4.6 Kurva Hubungan antara Temperatur Lean Amine yang Masuk ke Absorber terhadap Kandungan Gas CO2 dalam Gas Produk ... 38

Gambar 4.7 Kurva Hubungan antara Tekanan Kolom Absorber terhadap Konsentrasi Gas CO2 dalam Gas Produk ... 39

Gambar 4.8 Kurva Hubungan antara Temperatur Reboiler terhadap Konsentrasi aMDEA dalam Lean Amine ... 40

Gambar 4.9 Kurva Hubungan antara Laju Alir Lean Amine yang Masuk ke dalam Absorber terhadap Konsentrasi Gas CO2 dalam Gas Produk ... 41

Gambar 4.10 Kurva Hubungan antara Konsentrasi Lean Amine terhadap Kandungan Gas CO2 dalam Gas Produk ... 42

(14)

xii

Gambar 4.11 Kurva Hubungan antara Temperatur Feed Gas terhadap kandungan CO2 dalam Gas Produk dan Kandungan Metana dalam Rich Amine ... 44

Gambar 4.12 Kurva Hubungan antara Temperatur Lean Amine terhadap

kandungan CO2 dalam Gas Produk dan Kandungan Metana dalam Rich

Amine ... 44 Gambar 4.13 Kurva Hubungan antara Temperatur Lean Amine terhadap

kandungan CO2 dalam Gas Produk dan Kandungan MDEA dalam gas .... 44

Gambar 4.14 Penambahan Air Fan Cooler pada feed gas ... 46 Gambar 4.15 Kurva Laju Lean Amine sebelum dan sesudah Optimasi

Temperatur Feed Gas ... 46 Gambar 4.16 Kurva Laju Alir Lean Amine sebelum dan sesudah

Optimasi Temperatur Lean Amine ... 47 Gambar 4.17 Kurva Laju Alir Lean Amine dengan Konsentrasi 27,8 %berat

dan Konsentrasi 40 %berat ... 48 Gambar 4.18 Kurva Laju Alir Lean Amine dengan Konsentrasi 27,8 %berat

dan Konsentrasi 40 %berat pada Kondisi Optimal ... 49

(15)

DAFTAR LAMPIRAN

LAMPIRAN A Process Flow Diagram (PFD) Stasiun Pengumpul Gas (SPG)

Merbau PT PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih ... 54

LAMPIRAN B Data Pengamatan ... 57

LAMPIRAN C Pemodelan Simulasi Plant Unit CO2 Removal ... 64

LAMPIRAN D Hasil Validasi dan Simulasi ... 68

LAMPIRAN E Data Desain Unit CO2 Removal ... 76

LAMPIRAN F Form Bimbingan ... 80

LAMPIRAN G Form Revisi ... 85

(16)

52

DAFTAR PUSTAKA

Amines & Plasticizers Limited. Comparison of Amines. Amines & Plasticizers Limited. [Online] Amines & Plasticizers Limited.[Dikutip: 18 Juni 2012.] http://www.amines.com/mdea_comp.htm.

Aspen Technology,Inc. 1994. Aspen HYSYS. aspentech. [Online] 1994. [Dikutip: 11 Juni 2012.] http://www.aspentech.com/core/aspen-hysys.aspx.

—. 2007. DBR Amine Property Package Version 7.3. Aspen Engineering Suite.

[Online] aspen tech, oktober 2007.

http://www.scribd.com/doc/86313650/112/DBR-Amines-Property-Package-Version-7-3.

Bakkara,Rudolf M. 2002. Pemodelan Stochastic pada Proses Absorbsi CO2 untuk Mengestimasi Jangkauan Laju Solvent MDEA yang Optimal. [Online] 24

Februari 2002. [Dikutip: 5 Juni 2012.]

http://images.fuad911.multiply.multiplycontent.com/attachment/0/R62ro woKCoUAAAaeUmc1/CO2_Removal.pdf?key=fuad911:journal:10&nm id=81294826.

BASF. 2009. Amine Washing Machines. BASF The Chemical Company. [Online]

BASf, Agustus 2009. [Dikutip: 6 Maret 2012.]

http://www.intermediates.basf.com/chemicals/topstory/amdea. BASF. 2005. Safety Data Sheet aMDEA. Jerman : BASF.

—. 2002. Technical Data Sheet Piperazine. Technical Data Sheet Piperazine. s.l. : BASF, 2002.

Budi. 2008. Process Engineer. Comparing DIPA vs MDEA. [Online] 11 Juni

2008. [Dikutip: 27 Juni 2012.]

http://processengineers.blogspot.com/2008/06/comparing-dipa-vs-mdea.html.

Campbell, John M. 1998. Gas Conditioning and Processing Volume I & II Seventh Edition. USA : Campbell Petroleum Series.

Clossman, Fred. 2009. Solvent Degradation - MEA and MDEA/PZ Blended System. [Online] 15 Juni 2009.

(17)

Darwis,Mohammad. 2006. KMI Goes to Campus, Pelatihan Simulasi Proses. Hysys Columns Simulation Environment. [Online] 25 November 2006. [Dikutip: 6 Juli 2012.] http://www.scribd.com/doc/85287722/Modul-6-Hysys-Columns-Simulation-Environment.

Gas Processors Supliers Association. 2004. Engineering Data Book FPS Version Volumes I & II Section 1 - 26 Twelfth Edition. Oklahoma : GPSA.

Geankoplis, J.C. 2003. Transport Processes and Separation Process Principles (Includes Unit Operations) Fourth Edition. USA : Pearson Prentice Hall. Khakdaman, Zoghi, Abdi. Predicting Amine Blend Performance. s.l. : National

Iranian Oil Company, University of Newfoundland.

Lanning and Stewart. 1994. Reduce Amine Plant Solvent Losses Part 1 & 2. Hydrocarbon Processing. [Online] May 1994. [Dikutip: 27 Juni 2012.]

http://www.gastreating.com/pdf/Hc%20Processing%20May-June%201994.pdf.

Liddon,Lily. 2008. Amine Thermal Degradation. bre. [Online] 8 April 2008. [Dikutip: 7 Juli 2012.] http://www.bre.com/blog.aspx?EntryID=75. Mitra,Subhasis. A Technical Report on Gas Sweetening by Amines. [Online]

http://hithaldia.academia.edu/smitra/Papers/649210/Gas_sweetening_pro cess.

Mokhatab, Saeid, dkk. 2006. Handbook of Natural Gas Transmission and Processing. Burlington : ELSEVIER.

Optimized Gas Treating,Inc. 2008. The Contactor. ogtrt. [Online] Optimized Gas

Treating, Inc, 2008.

http://www.ogtrt.com/files/contactors/vol_2_issue_4.pdf.

PT INTI KARYA PERSADA TEKNIK. TECHNICAL DATA BOOK VOLUME IV OPERATING MANUAL, Proyek Pembangunan Fasilitas Pengumpul Gas Merbau dan Fasilitas Penyerahan Gas Pagardewa Daerah Operasi Hulu Sumbagsel. Jakarta : PT INTI KARYA PERSADA TEKNIK. PT TRACON Industri. 2011. Laporan Akhir Assesment SPG Merbau PT

PERTAMINA EP Region Sumatera Field Prabumulih. Jakarta : PT TRACON INDUSTRI.

(18)

54

Tolage, Juanda. 2008. Laporan Kuliah Kerja Profesi. Laporan Kuliah Kerja Profesi. [Online] Energy Equity Epic Sengkang Pty,Ltd, Desember 2008.

[Dikutip: 17 Juni 2012.]

http://www.scribd.com/doc/73188165/17/Alkanolamine.

Younger, A.H. 2004. Natural Gas Processing Principles and Technology - Part II. Calgary : University of Calgary.