278
EVALUASI KINERJA KOLOM ABSORBER DI ACID GAS REMOVAL UNIT
Mohan Khatami Artussa1*, Haris Numan Aulia1, Kodrat Suharyono1
1Teknik Pengolahan Migas, PEM Akamigas, Jl. Gajah Mada No.38, Mentul, Karangboyo, Kecamatan Cepu, Kabupaten Blora, Jawa Tengah, 58315
*E-mail: mohankhatami@gmail.com
ABSTRAK
Kolom absorber adalah salah satu alat utama pada Acid Gas Removal Unit. Alat ini digunakan untuk tempat kontak antara solvent dan sour gas yang ingin dibersihkan. Sour gas yang diolah memiliki kandungan CO2 sebesar 4595,71 kmol/jam dan H2S sebesar 22,97855 kmol/jam. Kandungan gas asam ini dapat menyebabkan korosi pada peralatan proses selanjutnya, meracuni katalis, mengakibatkan pembentukan hidrat jika terdapat free water, menjadi salah satu faktor penyebab hujan asam, dan menurunkan nilai kalor dari produk.
Oleh karena itu menurunkan konsentrasi gas asam pada pengolahan gas merupakan hal yang harus dilakukan. Solvent yang digunakan adalah MDEA (activated Methyl Di-Ethanol Amine). Berdasarkan perhitungan, sweet gas yang keluar dari kolom absorber memiliki kandungan CO2 sebesar 0,25 kmol/jam dan kandungan H2S sebesar 0,004 kmol/jam.
Kata kunci: kolom absorber, desulfurisasi, gas asam
1. PENDAHULUAN
Gas alam di Indonesia keberadaanya banyak dimanfaatkan dalam berbagai sektor, salah satunya sebagai sumber energy pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU).
Sebelum gas dapat digunakan sebagai bahan bakar untuk PTLGU, perlu dilakukan pengolahan terlebih dahulu. Pengolahan ini bertujuan untuk menghilangkan senyawa H2S yang merusak lingkungan. Selain itu juga senyawa CO2 yang dapat menurunkan nilai kalor dari gas alam.
Acid Gas Removal Unit merupakan unit di CPP Gundih yang berfungsi menghilangkan gas-gas asam (H2S dan CO2) di dalam gas alam dengan proses absorbsi menggunakan pelarut amine. Proses absorbsi tersbut terjadi di dalam sebuah kolom absorber. Salah satu indikator unit AGRU berfungsi dengan baik adalah dari kinerja kolom absorbernya. Oleh karena itu, penulis mengambil judul “Evaluasi Kinerja Kolom Absorber di Acid Gas Removal Unit (AGRU)”
2. METODE
a. Tahap Persiapan
Tahap persiapan ini mencakup hal-hal yang dilakukan sebelum penelitian dilakukan, yaitu:
279
- Studi literatur, penulis melakukan studi literatur tentang materi-materi yang berkaitan dengan penelitian untuk menguasai teori dan memudahkan penulis dalam melaksanakan penelitian.
- Observasi dan pengambilan data di lapangan.
- Analisa data, penulis memastikan bahwa data yang di dapat sudah mencukupi dan memenuhi syarat untuk dilaksanakannya penelitian. Jika data belum lengkap atau belum memenuhi syarat maka dilakukan pengambilan data ulang.
b. Tahap Pelaksanaan
Tahap ini mencakup kegiatan utama penelitian yaitu:
- Evaluasi, penulis melakukan perhitungan efisiensi kolom dengan metode yang sesuai dengan yang ada di tinjauan pustaka
a) Menghitung neraca massa kolom absorber b) Menghitung loading capacity dari pelarut c) Menghitung %Flooding
d) Menghitung pressure drop kolom absorber
- Hasil perhitungan evaluasi, penulis memastikan perhitungan yang ada sudah sesuai dengan teori dari tinjauan pustaka.
c. Tahap Penyelesaian
Tahap ini berisi analisis dari perhitungan
- Analisis hasil, penulis melakukan analisis terhadap perhitungan evaluasi yang didapat.
- Simpulan dan saran, penulis menarik simpulan dan saran dari hasil pengamatan dan perhitungan evaluasi yang dilakukan.
3. PEMBAHASAN
Feed yang masuk ke dalam kolom absorber adalah produk hasil dari proses GSU. Gas yang keluar dari GSU masih mengandung kadar acid gas (H2S dan CO2). Hasil pemisahan oleh GSU lalu dialirkan ke AGRU dan masuk langsung ke kolom absorber.
Gas dari separator dialirkan ke absorber melalui inlet gas di bagian bawah kolom. Jenis solvent yang digunakan adalah aMDEA (activated Methyl Diethanol Amine) dengan merk dagang UCARSOL AP-814. Solvent yang digunakan telah dicairkan sekitar 44-48% dengan demin water. Gas mengalir ke dalam kolom absorber tanpa bantuan pompa melainkan dengan perbedaan tekanan. Pengikatan komponen H2S dan CO2 dilakukan oleh solvent yang dialirkan dari top kolom
Sweet gas yang keluar dari absorber lalu didinginkan menggunakan Treated gas cooler sebelum dialirkan ke Produced Gas Wash Drum untuk mengurangi Amine losses. Setelah benar-benar murni, sweet gas dialirkan menuju Caustic Treater Unit (CTU). Rich amine yang keluar dari bagian bawah kolom dikirim ke Solvent Acid Gas HP Flash Drum untuk diturunkan tekanannya dan dipisahkan dari hidrokarbon ringan yang terikut. Solvent Acid Gas HP Flash Drum dilengkapi dengan Rich Solution Flash Column. Di dalam Rich Solution Flash Column, gas dikontakkan dengan lean solvent untuk menangkap kandungan gas asam sehingga gas buangan dapat dibuang menuju Thermal Oxidizer
280
a. Kondisi operasi
Berikut kondisi operasi selama pengamatan disajikan pada tabel 1 Tabel 1 Kondisi Operasi Kolom Absorber
Tanggal Pengambilan Data
Feed Gas Inlet Lean Solvent
Tekanan (psig)
Suhu (°F)
Flowrate
(MMSCFD) Suhu (°F) Flowrate (KBPD)
06-04-2019 387.5 91.22 57.84 111.34 45.99
07-04-2019 383.31 96.18 57.99 117.2 46.05
08-04-2019 385.4 88.94 57.1 109.4 46.01
09-04-2019 385.6 99.67 58.1 117.1 45.89
10-04-2019 386.14 88.5 57.74 108.4 46
Rata-Rata 385.59 92.902 57.754 112.688 45.988
b. Neraca massa
Data yang digunakan dalam perhitungan merupakan hasil rata-rata pengamatan tanggal 6 sampai 10 April 2019
• Feed gas
P = 385.59 psig
= 400.29 psia ρgas = 1.71 lb/ft3
= 27.39 kg/m3 Q = 57.754 MMSCFD
= 67986.41 sm3/hr
Setelah laju alir volumetrik dalam kondisi standar diketahui, dapat dicari laju alir aktual menggunakan hukum Boyle Gay-Lussac:
Qakt = 𝑃𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑄𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑇𝑎𝑘𝑡
𝑃𝑎𝑘𝑡𝑇𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟
= 3865.792 m3/hr
M = Qaktual x ρgas = 105884.1 kg/hr
Data lengkap komposisi feed gas disajikan dalam tabel 4.3 Tabel 2 Komposisi Feed Gas
i Y MW
(g/mol)
Average MW
(g/mol) μ (kg/hr)
Molar Flowrate (kmol/hr)
% wt
C1 0.7414 16.04 11.892056 54652.44 3407.259 51.61534
C2 0.0253 30.07 0.760771 3496.283 116.2715 3.301991
C3 0.0091 44.1 0.40131 1844.304 41.82096 1.741814
nC4 0.0029 58.12 0.168548 774.5978 13.32756 0.731552
iC4 0.0025 58.12 0.1453 667.7567 11.48928 0.630649
nC5 0.0007 72.15 0.050505 232.1063 3.216997 0.219208
iC5 0.0009 72.15 0.064935 298.4224 4.136139 0.281839
C6 0.0029 86.18 0.249922 1148.569 13.32756 1.084742
H2S 0.005 34.1 0.1705 783.5686 22.97855 0.740025
CO2 0.2064 44.01 9.083664 41745.89 948.5545 39.42602
H2O 0.0029 18.02 0.052258 240.1626 13.32756 0.226817
Total 1 533.06 23.039769 105884.1 4595.71 100
281
• Lean solvent
Qls = 45.988 KBPD = 304.65 m3/hr
Density dari solvent UCARSOL AP 814 pada suhu 112.688 °F dapat dibaca dari grafik yaitu 1025 kg/m3
Grafik 1 Density UCARSOL AP-814 Terhadap Suhu
ρsolvent = 1025 kg/m3 μ = Qsolvent x ρsolvent
= 312266.25 kg/hr
Konsentrasi solvent yang digunakan adalah 44-48 %wt yang dicampur dengan demin water. Data lengkap komposisi lean solvent dapat dilihat di tabel 4.4
Tabel 3 Komposisi Lean Solvent
Komponen %wt BM (g/mol) μ (kg/hr) Molar Flow
(kmol/hr) Y
MDEA 44.7834 119.16 139843.4438 1173.577 0.109255
H2O 55.2129 18.02 172411.2523 9567.772 0.89072
CO2 3.49E-03 44.01 10.89809213 0.247628 2.31E-05
H2S 2.10E-04 34.1 0.655759125 0.01923 1.79E-06
Total 100 312266.25 10741.62 1
• Treated gas
Setelah diketahui mol dari feed gas dan lean solvent dapat dihitung mol treated gas dengan persamaan neraca massa
282 La + Vb = Lb + Va
Lb = 15337.326 – Va
La Xa + Vb Yb = Lb Xb + Va Ya
948.803 = Lb Xb + 7 x 10-6Va
L′ ( Xa
1 − Xa) + V′ ( Yb
1 − Yb) = L′ ( Xb
1 − Xb) + V′ ( Ya 1 − Ya)
Xb = 0.081
Didapat fraksi CO2 pada rich solvent lalu dapat dicari jumlah mol dari treated gas yang keluar dari absorber
948.803 = Lb Xb + 7 x 10-6
948.803 = (15337.326 – Va) 0.081 + 7 x 10-6Va
Va = 3610.337 kmol/hr
Va adalah jumlah mol yang keluar dari kolom absorber, setelah diketahui dapat dicari komposisi dari masing-masing komponen di dalam treated gas
Tabel 4 Komposisi Treated Gas
i Y MW Average MW
(g/mol)
Molar Flow
(kmol/hr) μ (kg/hr) %wt
C1 0.943 16.04 15.12572 3404.548 54608.9466 87.01838
C2 0.0317 30.07 0.953219 114.4477 3441.44182 5.483876
C3 0.011 44.1 0.4851 39.71371 1751.37448 2.790784
nC4 0.0033 58.12 0.191796 11.91411 692.448195 1.103404
iC4 0.00272 58.12 0.1580864 9.820117 570.745179 0.909472
nC5 0.0008 72.15 0.05772 2.88827 208.388652 0.332064
iC5 0.00103 72.15 0.0743145 3.718647 268.300389 0.427532
C6 0.00325 86.18 0.280085 11.7336 1011.20124 1.611331
H2S 4 x 10-8 34.1 0.000001364 0.000144 0.0049245 7.85E-06 CO2 7 x 10-6 44.01 0.00030807 0.025272 1.11223652 0.001772
H2O 0.0031 18.02 0.055862 11.19204 201.680646 0.321375
Total 1 533.06 17.38221233 3610.337 62755.6443 100
• Rich solvent
Lb = Vb + La – Va
= 11726.993 kmol/hr
Berdasarkan perhitungan diatas dapat dihitung komposisi dari masing-masing komponen di dalam rich solvent
283
Tabel 5 Komposisi Rich Solvent
i Y BM Average MW
(g/mol)
Molar Flow
(kmol/hr) μ (kg/hr) WT C1 0.0002312 16.04 0.00370887 2.711603 43.4957654 0.0122
C2 0.0001555 30.07 0.00467646 1.82378 54.8411734 0.0154
C3 0.0001797 44.1 0.0079244 2.107254 92.9299572 0.0261
nC4 0.0001205 58.12 0.00700513 1.413447 82.1495573 0.0231 iC4 0.0001423 58.12 0.00827245 1.669158 97.0115041 0.0273 nC5 2.8 x 10-5 72.15 0.00202248 0.328727 23.7176889 0.0067 iC5 3.56 x 10-5 72.15 0.00256859 0.417492 30.1220489 0.0085 C6 0.0001359 86.18 0.01171375 1.593964 137.367831 0.0387 H2S 0.0019594 34.1 0.06681672 22.97841 794.461746 0.2235 CO2 0.0808838 44.01 3.5596964 948.5293 41745.4303 11.746 H2O 0.8160534 18.02 14.7052829 9569.908 172449.734 48.523 MDEA 0.1000743 119.2 11.9248503 1173.577 139843.444 39.349 Total
1 652.2 11727.06 355394.706 100
c. Loading capacity
Kemampuan pelarut dalam menyerap solute per satuan mol nya dapat dihitung dengan membagi mol solute per mol solvent
• H2S = mol H2S/mol MDEA
= 0.00196 mol H2S/mol MDEA
• CO2 = mol CO2/mol MDEA
= 0.0809 H2S/mol MDEA d. %Flooding
wg = 105884.1 kg/hr = 233434.48 lb/hr wl = 312266.25 kg/hr = 688429.24 lb/hr D = 2.14 m = 7.020997 ft ρg = 27.39 kg/m3 = 1.71 lb/ft3 ρl = 1025 kg/m3 = 63.99 lb/ft3
Cv = 𝑤𝑔
𝜌𝑔𝐴√𝜌𝜌𝑔
𝑙−𝜌𝑔
= 0.162 ft/s
Cl = 𝑤𝑙
𝜌𝑙𝐴√𝜌𝜌𝑙
𝑙−𝜌𝑔
= 35.028 GPM/ft2
Konstanta s dan c dari packing dengan tipe Raschig Rings dapat dilihat pada tabel berikut
284
Tabel 6 Data Dari Masing-Masing Jenis Packing
s = 0.015 ( 𝑓𝑡3
𝐺𝑃𝑀 𝑠)
1 2
c = 0.71 (ft/s)0.5
f = [0.1620.5+0.015(35.0280.5)
0.71 ]2
= 47.9 % e. Pressure Drop
L = 688429.24 lb/hr (3600 sec/hr x 38.75 ft2)-1 = 4.93498
G = 233434.48 lb/hr (3600 sec/hr x 38.75 ft2)-1 = 1.67337
Viskositas dinamik (cP) dari UCARSOL AP-814 dapat dilihat pada grafik berikut sebesar 3.8 cP, diubah ke viskositas kinematik dengan cara membaginya dengan density
Grafik 1 Viskositas UCARSOL AP-814 Terhadap Suhu
v = 3.8 cP
285
= 3.8 x 10-3 kg/m s (1025 kg/m3)-1 = 3.703 cSt
Perhitungan untuk menentukan titik X dan Y sebagai berikut X = 𝐿
𝐺(𝜌𝑔
𝜌𝑙) = 0.0788
Nilai packing factor (Gp) dapat dilihat pada tabel berikut yaitu sebesar 93 untuk packing jenis Raschig Rings
Tabel 7 Packing Factor Untuk Masing-Masing Jenis Packing
Y =
𝐺𝑝2𝐹𝑝(𝜇𝑙)0.1(𝜌𝑤 𝜌𝑙)0.1 𝜌𝑔(𝜌𝑙−𝜌𝑔)32.174
= 0.0084
Dari grafik pada lampiran 4 dapat dilihat titik potong antara X dan Y dan didapat pressure drop sebesar antara 0.25-0.5 in H2O/ft packing
286
Grafik 3 Packed Column Pressure Drop Correlation
4. SIMPULAN
Berdasarkan pembahasan hasil evaluasi kinerja kolom absorber dapat disimpulkan bahwa:
• Kandungan CO2 pada feed gas adalah 20.64% mol atau 4595.71 kmol/hr dan kadar CO2
pada treated gas adalah 7 ppm atau 0.025 kmol/hr yang sudah memenuhi spesifikasi yaitu <10 ppm
• Kandungan H2S pada feed gas adalah 0.5% mol atau 22.97855 kmol/hr dan kadar H2S pada treated gas adalah 0.004 ppm atau 0.000144 kmol/hr yang sudah memenuhi spesifikasi yaitu <5 ppm
• Loading capacity dari UCARSOL AP-814 untuk CO2 adalah 0.0809 mol CO2/MDEA sedangkan untuk H2S adalah 0.00196 H2S/MDEA
• %Flooding di dalam kolom absorber adalah 47.9% yang masih termasuk kategori aman karena batasan maksimum adalah 80%
• Pressure drop di kolom adalah 0.25-0.5 in H2O/ft packing yang sudah sesuai untuk kategori absorbsi liquid dengan kemungkinan foaming
5. DAFTAR PUSTAKA
[1]. Campbell, J. M. 1981. “Gas Conditioning and Processing vol. 2 The Equipment Modules”
Campbell Petroleum Series Inc.
287
[2]. Campbell, J. M. 1981. “Gas Conditioning and Processing vol. 3 Advanced Techniques and Application” Campbell Petroleum Series Inc.
[3]. Campbell, J. M. 1981. “Gas Conditioning and Processing vol. 4 Gas and Liquid Sweetening” Campbell Petroleum Series Inc.
[4]. Chopey, N.P., 2004, “Handbook of Chemical Engineering Calculations”, McGraw-Hill Co., USA.
[5]. Geankoplis, C.J., 1997, “Transport Processes and Unit Operations”, Prentice-Hall International, Inc., New Jersey
[6]. Kohl, A.L. and Nielsen, R.B., 1997, “Gas Purification”, Gulf Publishing Company, Houston, Texas.
[7]. Hansen, Henriette. 2014. “Amine as Gas Sweetening Agents”
[8]. Polasek, J., J. A. Bullin. 2006. “Selecting Amines for Sweetening Units” Bryan Research and Engineering Inc. Texas
[9]. Seader, J. D., E. J. Henley. 2006 “Separation Process Principles” Wiley
[10]. Sutrisno. 2005. “Modul PLPG Teknik Kimia”. Surabaya: Institut Teknologi Sepuluh Nopember
[11]. ..., 2013, “Technical Information – UCARSOL AP 814 Solvent”, Dow Chemical Company, USA
[12]. ..., 2004, “Engineering Data Book – FPS Version Volume 1&2, 11th Edition”, Gas Processors Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma
