Tugas Pengolahan Minyak Bumi
Proses Pembuatan Naftha
Oleh :
Dian Ratna (1506695160)
Marini Altyra Fakhri (1306392986)
Nydia Amelia Madiadipura (1306449214)
Rayhan Hafidz I(1306409362)
Siti Zahrotul Hayati (1506775481)
PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Minyak bumi sangatlah bermanfaat terutama dalam bahan bakar dan bahan baku petrokimia. Namun, minyak bumi haruslah diolah terlebih dahulu supaya bisa digunakan sebagai bahan bakar dan bahan baku petrokimia. Proses pengolahan minyak bumi disebut distilasi. Dalam destilasi bertingkat, komponen-komponen minyak mentah akan dipisahkan berdasarkan titik didihnya agar dapat digunakan untuk berbagai keperluan. Pemilihan metode tersebut berdasarkan pada kandungan minyak mentah yang terdiri atas berbagai senyawa hidrokarbon, misalnya senyawa alkana, aromatik, naptalena, alkena, dan alkuna. Senyawa-senyawa tersebut mempunyai panjang rantai dan titik didih yang berbeda-beda. Semakin panjang rantai karbon yang dimilikinya, semakin tinggi titik didihnya.
Naftha adalah bahan baku industri petrokimia. Naftha dihasilkan dari pemanasan minyak bumi pada suhu antara 30-200oC.. Naftha tidak dapat menguap pada suhu tersebut dan bagian
minyak bumi lainnya akan terbawa ke atas untuk diolah kembali.
Naftha adalah material yang mempunyai titik didih antara gasoline dan kerosin, yang mempunyai kegunaan secara umum untuk: bahan baku proses petrokimia, untuk sintesis senyawa organic , pembuatan plastik, karet sintesis , detergent , obat, cat, bahan pakaian, bahan kosmetik , pelarut dry cleaning (pencuci), pelarut karet, bahan awal etilen, da Bahan bakar jet dikenal sebagai JP-4
Pada bagian refinery minyak bumi, naftha bisa diperoleh dari berbagai macam jalur. pada bagian refinery terdapat 7 jenis naftha dengan nama yang berbeda yang diperoleh dengan jalur proses yang berbeda setial jenisnya yaitu polymerization naftha, iso-naftha, light straight run
naftha, reformat, light hydrocracked naftha, light catalytic cracked naftha, dan
Naftha memiliki karakteristik yang unik, memiliki densitas yang ringan. Untuk nilai densitas dari naftha ringan adalah 0.6594 dan natha berat berdensitas 0.7522 (H2O=1) pada suhu 15oC dan tekanan atmosferik. Nilai API grafity dari naftha ringan adalah 83.1 dan naftha berat adalah 56.6. Naftha terdiri dari berbagai jenis komposisi karbon, diantaranya adalah parafin, napthalena, dan aromatik
1.2 Rumusan Masalah
Makalah Proses Pembuatan Naftha ini, berisikan 6 bab utama, yaitu Pendahuluan, Definisi dan Karakteristik Naftha, Proses Produksi Naftha, Teknologi Produksi Naftha, Aspek Ekonomi, Keselamatan dan Lingkungan.
Pendahuluan membahas tentang latarbelakang dan rumusan masalah. Dalam bab Definisi dan Karakteristik Naftha membahas tentang definisi naftha, karakteristik naftha dan kegunaan naftha. Pada bab Proses Produksi Naftha membahas tentang gambaran keseluruhan produksi naftha, proses desalting, proses destilasi atmosferik, proses polimerisasi, proses katalitik isomerasi, proses hidrodesulfurasi, katalitik reforming, katalitik hidrocraking, proses catalytic cracking, distilasi vakum, solvent desphalting, proses coking, visbreaking.
Teknologi Produksi Naftha membahas tentang, teknologi deshelter, teknologi crude distillation, teknologi cooking unit, teknologi vacuum distillation unit (VDU), teknologi unit visbreaking, teknologi hydrotreating, teknologi unit hydrocracking, teknologi desphalting. Pada bab Aspek Ekonomi, Keselamatan dan Lingkungan membahas tentang, aspek ekonomi dan aspek lingkungan.
BAB II
DEFINISI dan KARAKTERISTIK NAFTHA
2.1 Definisi Naftha
Naftha adalah produk liquid minyak bumi dengan titik didih pada range 30oC sampai
200oC. Dalam proses pemisahannya, naftha sulit untuk dipisahkan secara murni karena di
dalamnya terkandung berbagai jenis jumlah konstituen (parafin, napthalena, aromatik, dan oleofin) dalam berbagai proporsi, sebagai tambahan terdapat potensi isomer dari parafin yang terdapat dalam rentang titik didih naftha. Naftha juga mempresentasikan titik didih dan jumlah karbon yang sama dengan bensin.
Selain itu naftha juga merupakan nama umum yang diberikan pada hidrokarbon ringan yang mendidih pada rentang gasoline. Naftha biasanya dikelompokkan menjadi naftha ringan (< 100oC), intermediet (100-150oC), dan berat (> 150oC).
Gambar 2.1 (a) Naftha Ringan (b) Naftha Berat
Dilihat dari rentang destilasinya, Naftha memiliki nilai carbon number 5. Berikut adalah tabel ringkasan umum dari tipe produk dan rentang destilasi nya.
Tabel 2.1 Ringkasan Umum dari tipe produk dan Rentang Distilasi
Naftha diproduksi dengan berbagai metode, termasuk (1) fraksionasi srtaight-run, craked, dan reforming distillated atau bahkan fraksinasi dari minyak bumi mentah; (2) ekstraksi solven; (3) hidrogenasi dari produksi dan properties distilasi crack; (4) polimerisasi komponen tidak jenuh (olefin); dan (5) proses alkilasi. Faktanya naftha mungkin saja kombinasi dari aliran produk yang berasal dari lebih dari satu proses tersebut.
Metode yang umum untuk pembuatan naftha adalah distilasi. Bergantung pada unit distilasi apa yang digunakan, mungkin satu atau dua aliran naftha yang diproduksi: (1) naftha tunggal dengan titik didih tertinggi 205oC dan mirip dengan bensin hasil straight-run atau (2)
fraksinya dibedakan menjadi naftha ringan dan naftha berat. Titik didih batas naftha ringan dikategorikan menjadi lebih sempit lagi dengan mengecilkan rentang titik didihnya hanya sampai 120oC.
Sulfur adalah komponen yang paling umum untuk dibuang atau dikonversikan menjadi bahan yang tidak berbahaya dengan pengolahan kimia. Proses hydrorefining juga sering dilakukan di unit pengolahan kimia. Ketika menggunakan solven, naftha yang digunakan
berkadar sulfur rendah, dan biasanya proses yang dilakukan hanya untuk membunag sulfurnya. Naftha dengan kandungan aromatik yang kecil mempunyai aroma sedikit.
2.2 Karakteristik Naftha
Sifat – Sifat Naftha adalah sebagai berikut:
a. Densitas (Specific Grafity)
Densitas (massa liquid per unit volume pada temperatur 15oC) dan specific gravity
(perbandingan antara massa liquid per volume pada 15oC dengan massa per volume yang sama air murni pada temperatur sama) dan densitas relatif (sama dengan specific gravity) adalah sifat penting dari produk minyak bumi karena termasuk dalam spesifikasi produk yang dijual, walaupun hanya berperan kecil dalam studi komposisi produk. Biasanya, hydrometer, pycnometer, atau densitas meter digital digunakan dalam menentukan standar dari keseluruhan.
Gambar 2.2 Density Weighing Bottle
Untuk nilai densitas dari naftha ringan adalah 0.6594 dan natha berat berdensitas 0.7522 (H2O=1) pada suhu 15oC dan tekanan atmosferik. Gambar 2 di atas menunjukkan salah satu alat yang digunakan dalam proses pengukuran densitas. Kondisi temperatur saat dilakukannya pengukuran densitas sebaiknya dilakukan sesuai dengan prosedur yang telah ada, atau dikenal dengan ASTM D-1086.
b. Laju Penguapan
Laju penguapan adalah properties yang penting dari naftha, walaupun terdapat segnifikansi relasi antara rentang distilasi dan laju penguapan, relasi keduanya tidak berbanding lurus. Prosedur sederhana dalam menentukan laju penguapan dilakukan dengan menyediakan setidaknya dua tabung, dengan masing-masing tabung diisi naftha. Salah satu tabung dibiarkan terbuka dengan kondisi dan temperatur yang diatur. Tabung ditimbang kembali setelah semua naftha teruapkan atau hanya meninggalkan residu yang tidak dapat diuapkan lagi (ASTM D-381, ASTM D-1353, IP 131). Selanjutnya dilakukan analisis dengan (1) mempot waktu vs berat menggunakan perbandingan terhadap solven yang sudah diketahui laju penguapannya atau (2) dari profil distilasi (ASTM D-86, IP 123). Untuk laju penguapan yang spesifik belum dapat ditentukan. Nilai laju ini sangat bergantung pada komposisi penyusun dari naftha tersebut.
c. Aroma dan Warna
Derajat kemurnian naftha adalah aspek penting dalam sifat-sifat naftha, dan dapat dijadikan sebagai acuan dalam distribusi peralatan untuk perawatan dan penanganan. Naftha diproses sampai mencapai level rendah dalam aroma sehingga sesuai dengan spesifikasi penggunaannya (ASTM D-268, ASTM D-1296, IP 89).
Secara umum, hidrokarbon parafin beraroma sedikit dan aromatik beraroma menyengat, level aroma ini berhubungan dengan karakter kimi dan volatilitas komponen. Aroma disebabkan oleh kehadiran dari komponen sulfur atau konstituen tidak jenuh yang tidak sesuai degan spesifikasi. Dan sebagian fraksi aromatik dengan titik didih tinggi biasanay tidak dimasukkan ke dalam volatilitas dari komponen utama baftha, yang berwujud kuning, naftha biasanya tidak berwarna.
d. Viskositas Dinamik
Viskositas adalah ukuran hambatan suatu fluida terhadap perubahan bentuk atau deformasi yang diakibatkan oleh tegangan deformasi ataupun deformasi angular. Viskositas sangat dipengaruhi oleh gaya tarik-menarik antara molekul sesama jenis (kohesif). Viskositas biasanya dihubungkan dengan gaya geser fluida pada lapisan satu dengan lapisan lainnya. Semakin tinggi suhunya, semakin mudah suatu lapisan fluida terdeformasi sehingga viskositasnya akan menurun, sebaliknya semakin rendah suhunya, maka semakin besar hambatan deformasi antarlapisa fluidanya sehingga viskositasnya akan menngkat. Viskositas dinamik dari
fluida berbanding lurus dengan laju perubahan kecepatan normal alirannya. Tes dilakukan dengan metode ASTM D-445).
Tabel 2.2. Viskositas Naftha
e. API grafity
API adalah kepanjangan dari American Petroleum Insitute, merupakan asosiasi perdagangan mayor di Amerika untuk industri gas dan minyak bumi. API grafity dapat dihitung dengan mengetahui densitas spesifik dari minyak, yang mana tidak mungkin melebihi densitas dari air. API grafity selalu diukur pada temperatur 60oF.
API grafity digunakan untuk mengklasifikasikan miyak bumi sebagai minyak bumi ringan, sedang, berat atau ekstra berat. API menggunakan metode tes ASTM D-287. API ini dijadikan sebagai klasifikasi densitas pada saat minyak bumi tersebut dipasarkan, sehingga nilai ini sangat penting diketahui. Nilai API dapat dikategorikan sebagai berikut.
Light – API > 31.1
Medium – API between 22.3 & 31.1
Heavy – API < 22.3
Extra Heavy < 10.0
Nilai API grafity dari naftha ringan adalah 83.1 dan naftha berat adalah 56.6. f. Komposisi
Naftha terdiri dari berbagai jenis komposisi karbon, diantaranya adalah parafin, napthalena, dan aromatik. Tes dilakukan dengan metode ASTM D2786, ASTM D2549, dan ASTM D3239.
Perbedaan komposisi komponen ini menghasilkan jenis minyak bumi yang berbeda pula. Komposisi penyususn naftha terbagi menjadi dua kelompok, yaitu naftha ringan dan naftha berat.
Tabel 2.3. Komposisi Naftha
g. Nilai Kalor
Minyak bumi akan menghasilkan energi dari reaksi pembakaran yang terjadi, yaitu reaksi antara hidrokarbon dengan udara menghasilkan energi panas, karbon dioksida, dan uap air. Secara umum, semakin tinggi carbon number dari suatu hidrokarbon maka semakin tinggi jumlah energi yang terkandung di dalamnya. Hal ini terjadi karena energi yang tersimpan dalam hidrokarbon berada pada atom karbonnya, sehingga semakin banyak atom karbon yang terkandung maka semakin tinggi pula energi yang ada. Besarnya energi kalor yang terdapat pada naftha dapat dilihat pada Tabel 1.6. dibawah dengan menggunakan metode ASTM D240-14.
Tabel 2.4. Lower and Higher Heating Values of Gas, Liquid and Solid Fuels
2.3 Kegunaan Naftha
Naftha adalah material yang mempunyai titik didih antara gasoline dan kerosin, yang mempunyai kegunaan secara umum untuk: bahan baku proses petrokimia, untuk sintesis senyawa organic , pembuatan plastik, karet sintesis , detergent , obat, cat, bahan pakaian, bahan kosmetik , pelarut dry cleaning (pencuci), pelarut karet, bahan awal etilen, da Bahan bakar jet dikenal sebagai JP-4
Kegunaan naftha yang utama dapat dilihat pada tabel berikut:
Tabel 2.5. Kegunaan Akhir Naftha yang Utama
Dalam memenuhi permintaan berbagai kegunaan, berbagai jenis naftha diproduksi yang diidentifikasi berdasarkan rentang titik didih. Secara umum dikategorikan menjadi empat kelompok, yantiu:
1. Special boiling spirits mempunya distilasi keseluruhan dengan rentang 30-165oC (86-329oF).
2. Komponen aromatik murni seperti benzena, toluena, xylene, atau campuran (BTX),
3. White spirits, atau yang dikenal sebagai naftha, biasanya memiliki titik didih 150-210oC
(302-410oF).
BAB III
PROSES PRODUKSI NAFTHA
3.1. Proses Keseluruhan Produksi Naftha
Pada bagian refinery minyak bumi, naftha bisa diperoleh dari berbagai macam jalur. Berikut adalah blok diagram proses keseluruhan bagian refinery untuk diperlihatkan proses pengolahan minyak bumi.
Gambar 3.1. Blok diagram proses di refinery
Dari gambar 3.1 terlihat pada bagian refinery terdapat 7 jenis naftha dengan nama yang berbeda yaitu polymerization naftha, iso-naftha, light straight run naftha, reformat, light hydrocracked naftha, light catalytic cracked naftha, dan hydrodesulfurization heavy naftha.
Berbagai macam jenis naftha ini bisa diperoleh dengan jalur proses setiap jenis, yaitu: 1. Polymerization naftha:desalting –distilasi atmosferik–polimerisasi
2. Iso-naftha: desalting – distilasi atmosferik – isomerisasi katalitik 3. Light straight run naftha:desalting –distilasi atmosferik
4. Reformat:desalting – distilasi atmosferik – hidrodesulfurisasi – catalytic reforming
5. Light hydrocracked naftha: desalting –distilasi atmosferik– catalytic hydrocracking
6. Light catalytic cracked naftha:
i) Desalting –distilasi atmosferik– catalytic cracking
ii) Desalting –distilasi atmosferik–distilasi vakum– solvent deasphalting, catalytic cracking
iii) Desalting –distilasi atmosferik–distilasi vakum– coking – catalytic cracking
iv) Desalting –distilasi atmosferik–distilasi vakum– visbreaking – catalytic cracking
7. Hydrodesulfurization heavy naftha: desalting –distilasi atmosferik– hidrodesulfurisasi
Berdasarkan jalur pembuatan tujuh jenis naftha yang telah dibuatkan list diatas, terlihat
light catalytic cracked naftha bisa diperoleh melalui 4 jenis cara. Lalu dalam jalur pembuatan tujuh jenis naftha juga terlihat beberapa jenis proses yang sama seperti proses desalting dan distilasi atmosferik. Semua jenis Dalam proses pembuatan jenis naftha apapun pasti melewati kedua jenis proses ini, terlebih lagi proses distilasi atmosferik karena proses ini merupakan proses utama dan pertama dalam pemisahan di refinery.
Bila kita perhatikan, ketujuh jenis naftha yang sudah dijelaskan sebelumnya ternyata bisa diperoleh melalui 12 kombinasi proses yang berbeda-beda. Proses-proses tersebut adalah
desalting, distilasi atmosferik, polimerisasi, isomerisasi katalitik, hidrodesulfurisasi, catalytic reforming, catalytic hydrocracking, catalytic cracking, distilasi vakum, solvent deasphalting,
coking, dan visbreaking.
3.2. Proses Desalting
Proses ini merupakan proses pemurnian dan pembersihan minyak mentah dari garam, air, dan logam. Apabila ketiga zat ini tidak dibersihkan secara maksimal maka akan menyebabkan penyumbatan, korosi, dan plak pada peralatan dan pipa-pipa. Selain itu ketiga zat ini juga bisa meracuni katalis sehingga besarnya konversi pada beberapa proses akan turun secara drastis, bahkan juga bisa memusnahkan katalis sehingga tidak bisa diregenerasi kembali. Tentu hal – hal tersebut tidak diinginkan karena akan menghambat proses pemurnian minyak mentah.
dan separasi elektrostatis. Berikut merupakan skema proses desalting.
Gambar 3.2. Skema proses desalting
Pada gambar 3.2, tahap pertama dalam proses desalting adalah pencampuran antara minyak mentah dengan air yang sudah diolah. Sebelum terjadi proses pencampuran antara minyak mentah dengan air, air dicampur terlebih dahulu dengan surfaktan, yang berfungsi untuk menurunkan tegangkan permukaan dari air sehingga garam dan logam yang ada di minyak mentah bisa lebih mudah larut di dalam air.
Minyak mentah juga harus dipanaskan dahulu pada rentang suhu 65-180 oC untuk
menurunkan tegangan permukaan dari minyak sehingga garam dan logam juga menjadi mudah larut di air. Proses pencampuran antara air dan minyak mentah disebut mekanisme kimiawi.
Selanjutnya campuran air dan minyak masuk ke dalam alat gravity settler. Campuran air dan minyak mentah di dalam alat ini akan dialiri listrik bertegangan tinggi. Sekitar 12-35 MV. Akibatnya logam dan garam akan tersuspensi di dalam air. Partikel-partikel berat seperti logam dan garam lambat laun akan turun akibat gaya gravitasi lalu larut di dalam air. Hal ini dapat terjadi karena karena logam dan garam mempunyai berat molekul yang cukup besar. Lalu aliran produk akan keluar sebanyak 2 macam di atas dan bawah. Produk atas berupa minyak mentah yang sudah bersih dari air, garam, logam. Sementara itu produk bawah berupa air yang sudah mengandung garam dan logam dari minyak mentah.
Gambar 3.3. Data utilitas unit desalting
3.3. Proses Distilasi Atmosferik
Proses distilasi atmosferik beroperasi dengan berdasarkan kepada perbedaan titik didih setiap komponen di minyak mentah. Kolom distilasi yang digunakan pada refinery ini bisa setinggi 40 m dengan jumlah tray sebanyak 30-50.
Gambar 3.4. Proses distilasi minyak bumi dan fraksi-fraksinya
Gambar diatas menunjukan jenis-jenis fraksi yang bisa diperoleh dari minyak mentah. Semakin kolom distilasi ke bawah jenis produk tersebut semakin sulit untuk menguap sehingga
rentang suhu untuk mendapatkan produk tersebut akan semakin tinggi. Pada gambar tersebut juga terlihat bahwa naftha ringan dengan jumlah karbon C5-C6 dan naftha berat (C6-C12) bisa diperoleh pada rentang suhu berturut-turut yaitu 90-190 oF dan 190-330 oF.
Berikut skema proses dari distilasi bertingkat pada kondisi atmosferik.
Gambar 3.5. Skema distilasi atmosferik
Pada gambar 3.5 terlihat tahapan proses distilasi atmosferik sampai membentuk fraksi yang diinginkan terdiri dari berbagai langkah-langkah, yaitu:
1. Feed berupa minyak mentah dipanaskan menggunakan heat exchanger berturut-turut sampai mencapai suhu 280 oC.
2. Minyak mentah lalu dipanaskan lebih lanjut di dalam heater berupa furnace sampai suhu 399 oC.
supaya feed berada pada kondisi kesetimbangan 2 fasa sebelum dipisahkan lebih lanjut dalam kolom distilasi. Apabila suhu pemanasan awal lebih tinggi dari proses di furnace dikhawatirkan akan terjadi cracking dan bisa merusak furnace.
3. Feed masuk ke dalam menara distilasi dari bagian bawah, kemudian fraksi ringan dari minyak mentah akan bergerak ke atas melewati pelat (tray) dalam bentuk uap. Setiap pelat memilki banyak lubang yang dilengkapi dengan tutup gelembung (bubble cap) yang memungkinkan uap lewat.
4. Fraksi berat dari minyak mentah akan bergerak ke bagian bawah dan tetap berbentuk cair.
5. Pada bagian tengah kolom distilasi terdapat alat yang dinamakan pump around reflux yang berguna untuk mengalirkan kembali sebagian aliran ke dalam kolom distilasi. Reflux ini berguna untuk mempertajam dan menghasilkan pemisahan yang lebih baik.
fraksi-fraksi ringan yang mungkin masih terperangkap di aliran fraksi-fraksi berat.
7. Aliran produk atas yang dominan dengan fraksi ringan akan di kondensasi, kemudian masuk ke alat reflux drum. Pada reflux drum ini juga terjadi tahap kesetimbangan dan alat ini juga berfungsi sebagai gas separation. Produk atas dari reflux drum berupa gas ringan (C1-C4), sedangkan produk bawahnya berupa cairan yang sebagian akan dialirkan kembali ke dalam kolom distilasi sebagai reflux. Sebagian cairan yang lain akan diambil sebagai produk yang berupa light straight run naftha.
8. Aliran produk tengah dari kolom distilasi akan dilucuti lebih lanjut di side cut strippers yang mempunyai tray sebanyak 4-10 dengan menggunakan steam. Proses pelucutan lebih lanjut di alat ini berfungsi untuk mempertajam pemisahan dari aliran produk tengah sehingga bisa menghasilkan heavy naftha, dan gas oil.
9. Aliran produk bawah dari kolom distilasi merupakan fraksi berat, dan yield produk ini adalah yang paling banyak dibandingkan dengan yang lain. Berikut adalah data perbandingan yield dari setiap fraksi hasil proses distilasi atmosferik.
Gambar 3.6. Yield setiap fraksi
Pada gambar 3.6. terlihat bahwa residu (reduced crude) merupakan fraksi terbanyak yang dihasilkan dari proses distilasi atmosferik, dengan komposisi mencapai 42,6 % wt. Padahal 60% wt dari residu ini masih merupakan fraksi ringan yang terperangkap di residu, sehingga residu ini masih perlu diolah lebih lanjut di distilasi vakum.
Berikut data utilitas yang diperlukan untuk mengoperasikan kolom distilasi atmosferik setiap barel feed.
Gambar 3.7. Data utilitas distilasi atmosferik
3.4. Proses Polimerisasi
Proses Polimerisasi didasarkan pada prinsip polimerisasi, yaitu penggabungan 2 molekul atau lebih untuk membentuk molekul tunggal yang disebut polimer. Tujuan dari proses ini adalah untuk menggabungkan beberapa molekul hidrokarbon dalam bentuk gas (etilen, propena, dan lainnya) menjadi senyawa naftha ringan (polymerization naftha). Untuk lebih jelasnya berikut adalah gambar skema proses polimerisasi.
Gambar 3.8. Skema Polimerisasi.
Pada gambar 3.8 terlihat proses polimerisasi mempunyai 3 unit utama, yaitu catalyst chamber, depropanizer, dan debutanizer. Beberapa langkah/tahapan yang terjadi pada proses polimerisasi sampai terbentuk polymerization naftha adalah:
1 Umpan yang berupa campuran dari propana, propena, butana, butena, dan lainnya sebelum masuk ke reaktor harus di treatment terlebih dahulu dengan cara dikontakan dengan larutan
amine untuk menghilangkan hidrogen sulfida. Kemudian umpan akan di scrubbing dengan air agar larutan amine yang tersisa telah hilang dan selanjutnya akan dikeringkan menggunakan silica gel/molecular sieve bed.
2 Umpan yang sudah bersih dari hidrogen sulfida kemudian akan dicampur dengan air, dan dipanaskan sampai suhu 2040C.
3 Selanjutnya larutan umpan akan memasuki reaktor (catalyst chamber). Kondisi tekanan di dalam reaktor ini berkisar 3450 kPa. Jenis katalis yang digunakan untuk mempercepat reaksi polimerisasi ini adalah phosphoric acid on inert support dan banyaknya katalis yang dibutuhkan adalah 1 lb katalis setiap 100 – 200 gallon polymerization naftha yang dihasilkan. Di dalam reaktor inilah terjadi peristiwa penggabungan fraksi – fraksi ringan seperti C3 dan C4 menjadi senyawa naftha ringan/polymerization naftha.
4 Lalu hasil aliran dari reaktor ini akan masuk ke depropanizer. Fungsi dari alat ini adalah untuk memisahkan propana yang tidak bereaksi dengan zat-zat lainnya seperti butana yang tidak bereaksi dan naftha hasil polimerisasi. Gas propana akan keluar sebagai produk atas dan akan dikondensasi. Hasil kondensasi propana ini ada yang dialirkan kembali sebagai reflux, digunakan sebagai pendingin di reaktor (reaksi polimerisasi sangatlah eksotermis), dicampur kembali dengan umpan (sebagai recycle), dan ada yang diambil sebagai produk (disimpan di storage). 5 Produk bawah dari depropanizer sebagian ada yang di reflux dan sebagian lainnya akan masuk
ke debutanizer. Debutanizer ini berfungsi untuk memisahkan butana yang tidak bereaksi dengan naftha hasil polimerisasi. Gas butana akan keluar sebagai produk atas dan akan dikondensasi lalu diambil sebagai produk, sedangkan polymerization naftha akan keluar sebagai produk bawah.
Berikut data utilitas yang diperlukan untuk mengoperasikan unit polimerisasi setiap barrel polymer yang dihasilkan.
Gambar 3.9. Data utilitas unit polimerisasi
3.5. Proses Catalytic Isomerization
Proses catalytic isomerization bertujuan untuk mengubah hidrokarbon rantai lurus menjadi hidrokarbon rantai bercabang tanpa menambah atau mengurangi struktur molekul asal,
dengan kata lain mengubah n-paraffin beroktan rendah menjadi iso- parafin beroktan tinggi. Semakin banyak cabang pada hidrokarbon maka angka oktan yang dihasilkan ketika digunakan sebagai bahan bakar akan semakin tinggi. Berikut skema gambar proses catalytic isomerization.
Gambar 3.10. Proses catalytic isomerization
Di gambar diatas terlihat ada 2 jenis reaktor yang digunakan pada proses isomerisasi ini, yaitu reaktor hidrogenasi dan reaktor isomerisasi. Beberapa langkah/tahapan yang terjadi pada proses isomerisasi sampai terbentuk iso-naftha adalah:
1. Umpan yang dominannya berupa n-parafin harus di desulfurisasi terlebih dahulu untuk menghilangkan sulfur dan air. Begitu pula umpan hidrogen harus dikeringkan lebih dahulu agar benar-benar terbebas dari kandungan air. Kandungan sulfur bisa mematikan katalis secara permanen, sedangkan kandungan air bisa bereaksi dengan klorida membentuk asam klorida dan merupakan penyebab terjadinya korosi. Klorida ini berasal dari penambahan sedikit demi sedikit di reaktor isomerisasi agar nilai konversi dari proses isomerisasi tetap tinggi.
2. Kemudian umpan n-paraffin akan dicampur dengan hidrogen dan akan dipanaskan menggunakan
heater sampai rentang suhu 95-205 oC.
3. Selanjutnya aliran akan masuk ke dalam reaktor hidrogenasi. Pada reaktor ini akan terjadi proses penjenuhan dari olefin (alkena) yang mungkin masih terkandung di umpan menjadi paraffin (alkana).
4. Aliran akan masuk ke reaktor isomerisasi, dan pada reaktor inilah struktur molekul n -paraffin diubah menjadi iso-paraffin. Kondisi tekanan di dalam reaktor ini berkisar 1725 -3450 kPa. Jenis
katalis yang digunakan adalah platinum dengan support novel metaloxide.
5. Hasil aliran dari reaktor isomerisasi akan didinginkan kemudian akan masuk ke separator untuk memisahkan hidrogen dan gas-gas ringan yang tidak bereaksi dengan iso- naftha.
Berikut data utilitas yang diperlukan untuk mengoperasikan unit isomerisasi setiap barrel umpan yang belum di desulfurisasi.
Gambar 3.11. Data utilitas unit isomerasi
3.6. Proses Hidrodesulfurisasi
Tujuan utama dari proses hidrodesulfurisasi adalah untuk menghilangkan sulfur, nitrogen, dan logam dari umpan sebelum memasuki ke unit proses berikutnya. Sulfur perlu dihilangkan karena apabila tidak bisa menyebabkan kematian katalis secara permanen. Nitrogen perlu dihilangkan karena bisa bereaksi dengan hidrogen dan membentuk amoniak, amoniak ini akan menurunkan konversi dalam proses apapun di bagian refinery minyak mentah. Seperti yang kita ketahui bahwa hidrogen banyak sekali terbentuk ataupun ditambahkan pada berbagai proses di
refinery, salah satu contohnya adalah catalytic reforming yang menghasilkan hidrogen dan
catalytic hydrocracking yang menghasilkan hidrogen. Lalu logam perlu dihilangkan karena bisa menyebabkan korosi pada pipa dan peralatan-peralatan. Untuk lebih jelasnya berikut adalah skema gambar dari proses hidrodesulfurisasi.
Gambar 3.12. Skema proses hidrodesulfurisasi
Berikut tahapan yang menjelaskan proses hidrodesulfurisasi pada gambar 3.12: 1 Umpan dipanaskan terlebih dahulu pada rentang suhu 260-427oC.
2 Kemudian umpan akan masuk ke dalam reactor. Katalis yang digunakan pada reactor ini adalah nickel-molybdenum atau cobalt-molybdenum. Penggunaan kedua jenis katalis ini didasarkan pada proses pemurnian yang ingin dilakukan, apakah lebih dominan ingin menghilangkan sulfur atau nitrogen. Bila lebih ingin menghilangkan nitrogen maka menggunakan katalis nickel-molybdenum, namun bila lebih ingin menghilangkan sulfur menggunakan katalis cobalt-molybdenum. Akan tetapi kedua jenis katalis ini tetap bisa menghilangkan sulfur dan nitrogen secara bersamaan, namun hanya berbeda tingkat selektivitasnya
3 Saat di dalam reactor, karena keberadaan katalis maka hidrogen akan bereaksi dengan sulfur dan membentuk hidrogen sulfida. Selain itu nitrogen juga akan bereaksi dengan hidrogen membentuk amoniak. Sedangkan logam – logam akan menempel di katalis. Amoniak dan hidrogen sulfida akan terbawa aliran keluar dari reactor.
4 Aliran keluar reactor yang mengandung amoniak dan hidrogen sulfida akan didinginkan dan akan masuk ke hydrogen separator. Pada alat ini akan terjadi pemisahan antara hidrogen bersih, gas yang membawa hidrogen sulfida dan amoniak, dan minyak mentah bersih. Lalu hidrogen
bersih akan dialirkan kembali sebagai recycle, sedangkan gas ringan yang sudah bercampur dengan hidrogen sulfida dan amoniak akan dibuang.
5 Minyak mentah bersih akan masuk ke stripper untuk dilucuti lebih lanjut menggunakan steam. Proses pelucutan ini untuk memastikan bahwa minyak mentah telah benar – benar bersih dari sulfur dan nitrogen. Produk atas dari stripper adalah gas kotor yang akan dikondensasi, kemudian sebagian akan di reflux dan sebagian lainnya akan dibuang. Produk bawah dari
stripper adalah minyak mentah yang sudah bersih dari sulfur, nitrogen, dan logam. Berikut data utilitas untuk mengoperasikan unit hidrodesulfurisasi ini.
Gambar 3.13. Data utilitas unit hidrodesulfurisasi.
3.7 Catalytic Reforming
Catalytic reforming adalah sebuah proses konversi pada kilang minyak dan industry petrokimia. Prosess reforming adalah sebuah proses katalitik yang mengkonversi nafta beroktan rendah menjadi reformat beroktan tinggi. Pada dasarnya, proses ini memecah molekul hidrokarbon menjadi senyawa yang lebih kecil dan menyusun ulang molekul tersebut menjadi nafta yang bercabang. Umpan nafta yang masuk kedalam proses catalytic reforming termasuk
heavy straight run naphta, yaitu nafta berat yang dihasilkan langsung dari kolom distilasi. Dengan pesatnya permintaan produk aromatik dan bahan bakar beroktan tinggi, catalytic reforming akan tetap menjadi unit proses yang sangat penting pada industri perminyakan dan petrokimia.
Unit catalytic reforming pada umumnya memiliki system pengumpanan, beberapa pemanas, reaktor yang disusun secara seri, dan flash drum. Reformagt terbentuk di bagian bawah unit, sedangkan off gas dan LPG terbentuk di bagian atas. Karena proses yang terjadi pada
catalytic reforming adalah reakasi endotermik, maka dibutuhkan lebih dari satu pemanas untuk menjaga suhu operasi, yaitu diantara 400 ℃ hingga 525 ℃ .
Gambar 3.14. Unit Catalytic Reforming
Catalytic Reforming mengandung beberapa reaksi, baik yang diinginkan maupun yang tidak diinginkan. Reaksi dehidrogenasi nafta menjadi aromatic, isomerisasi paradin dan nafta serta dehidrosiklisasi paraffin menjadi aromatik adalah contoh dari reaksi yang diinginkan. Sedangkan reaksi yang tidak diinginkan adalah mengandung beberapa reaksi, baik yang diinginkan maupun yang tidak diinginkan. Reaksi dehidrogenasi nafta menjadi aromatik, isomerisasi paradin dan nafta serta dehidrosiklisasi paraffin menjadi aromatik adalah contoh dari reaksi yang diinginkan. Sedangkan reaksi yang tidak diinginkan adalah hydrocracking dari paraffin menjadi komponen berberat molekul rendah.
Pada industry pengolahan minyak bumi dikenal tiga jenis catalytic reformers, antara lain:
Semi-Regenerative Fixed Bed Reactors
Tipe reformer ini biasanya memiliki tiga atau empat reaktor seri dengan system katalis fixed bed
dan beroperasi secara kontinu selama enam bulan hingga satu tahun. Pada periode ini, aktivitas dari katalis berkurang karena pembentukan coke, sehingga produk aromatic yang dihasilkan berkurang dan kemurnian hydrogen menurun. Untuk meminimalisasi penurunan laju performa katalis, unit semiregeneratif beroperasi pada tekanan yang tinggi (200 hingga 300 psig). Untuk mengkompensasikanpenurunan aktivitas katalis dan mempertahankan konversinya, suhu reaktor ditingkatkan secara kontinu. Ketika siklus reaktor berakhir, unit dimatikan dan katalis
diregenerasi secara in situ. Siklus katalis akan berakhir jika unit reforming tidak dapat menghasilkan hal yang diinginkan, yaitu peningkatan nilai oktan dan penghasilan reformat
Cyclic Fixed Bed Reformers
Selain dari reaktor catalytic reforming, proses regenerasi siklik memiliki reaktor swing tambahan yang digunakan ketika katalis fixed bed pada reaktor regular perlu diregenerasi. Reaktor degan katalis teregenerasi lalu menjadi reaktor cadangan, sehingga operasi tetap berjalan secara kontinu. Dengan beroperasi pada tekanan rendah (-200 psig), proses ini dapat mencapai jumlah reformat dan hidrogen yang lebih banyak dengan nilai konversi yang cenderung konstan terhadap waktu.Kekuranga dari tipe proses ini adalah sulitnya aturan peralihan reaktor yang membutuhkan standar keamaan yang tinggi.
Continuous Reformers
Kekurangan pada reforming regenerasi siklik dapat diselesaikandengan proses regenerasi kontinu pada tekanan redah (50 psig), yang dapat dilihat dari tingginya aktivitas katalis yang menghasilkan reformat yang lebih seragam yang mengandung komponen kaya aromatic dan hidrogen murni. Reaktor pada proses ini disusun secara menumpu, dimana katalis bergerak mengikuti arah gravitasi dari reaktor atas ke bawah.
Gambar 3.15 Tipe proses catalytic reforming
Gambar 3.16 Skema kerja unit catalytic reforming
1. Umpan berupa nafta berat dicampurkan dengan hydrogen, kemudian masuk ke tiga buah reaktor secara berturut-turut. Suhu umpan dijaga suhunya berkisar 495 ℃ hingga 525 ℃ dengan cara dipanaskan pada heater
2. Terjadi reaksi dehidrogenasi pada masing-masing reaktor secara bertahap
3. Aliran produk reaksi reaktor-reaktor tersebut masuk kedalam separator bertekanan tinggi untuk memisahkan hidrogen dengan nafta armatik. Hidrogen ini memiliki kemurnian yang sangat tinggi sehingga dapat direcycle kembali bersama umpan, atau dimanfaatkan untuk proses lainnya (seperti catalytic hydrocracking)
4. Produk bottom dari separator akan dipisahkan lagi dengan tekanan rendah sehingga menghasilkan dua macam produk, yaitu produk atas berupa gas akibat proses cracking dan produk bawah berupa senyawa aromatic atau reformat, yang merupakan produk utama yang diinginkan
3.8 Catalytic Hydrocracking
Catalytic Hydrocracking adalah proses kimia katalitik yang digunakan pada kilang minyak untuk mengkonversi konstituen hidrokarbon dengan titik didih tinggi pada minyak mentah menjadi produk yang memiliki titik didih lebih rendah namun lebih berguna, seperti gasoline, kerosene, jet fuel dan diesel. Proses ini berlangsung pada atmosfir yang kaya akan hidrogen pada suhu dan tekanan tinggi (260 ℃ - 425 ℃ dan 35-200 bar).
Pada dasarnya, proses ini memecah hidrokarbon dengan titik didih dan berat molekul tinggi menjadi hidrokarbon olefinik dan aromatik dengan titik didih dan berat molekul rendah, kemudian mendehidrogenasikan mereka. Sulfur dan nitrogen yang ada pada umpan juga dihidrogenasi dan menghasilkan hidrogen sulfide (H2s) dan ammonia (NH3), yang kemudian
dibuang. Hasil dari hydrocracking bebas dari sulfur dan nitrogen, dan banyak mengandung hidrokarbon parafinik.
Proses hydrocracking dijelaskan dalam skema berikut ini:
Gambar 3.17 Skema kerja unit Catalytic Hydrocracking
1. Umpan dimasukkan kemudian suhu dan tekanannya dinaikkan menjadi 350 ℃ - 420 ℃ dan 6900 - 13800kPa. Pada reaktor pertama terjadi proses cracking dan hidrogenasi secara bersamaan
2. Hasil aliran dari reaktor didinginkan kemudian masuk ke separator hidrogen, dimana hidrogen yang tidak berekasi akan dimasukkan kembali ke reaktor pertama
3. Aliran produk bawah dari separator hidrogen kemudian masuk kemabli ke separator bertekanan rendah. Pada separator ini didapatkan produk atas berupa gas C1-C4
4. Produk bawah dari separator bertekanan rendah akan dipanaskan kembali lalu masuk ke fraksionator untuk memisahkan C1-C4 lebih lanjut sebagai produk atas, nafta ringan, berat, diesel dan kerosene sebagai proudk tngah. Produk bawah akan melewati proses hydrocrackingi
lebih lanjut seperti tahap1-3
5. Hasil dari proses hydrocracking tahap kedua ini digabung kembali dengan aliran pada proses
hydrocracking pertama sehingga pemisahan dan produk yang dihasilkan lebih baik
Catalytic Cracking, atau dikenal juga dengan Fluid Catalytic Cracking (FCC) adalah salah satu proses konversi yang paling penting pada kilang minyak. Sama seperti proses
hydrocracking, catalytic cracking berfungsi untuk mengkonversi konstituen hidrokarbon dengan titik didih tinggi pada minyak mentah menjadi produk yang lebih berguna seperti gasoline atau gas olefinik.
Gambar 3.18 Catalytic Cracking Unit
Umpan dari FCC biasanya merupakan minyak mentah yang memiliki titik didih 340
℃ atau lebih pada tekanan atmosferik dan memiliki berat molekular rata-rata sekitar
200-600 atau lebih tinggi. Proses FCC menguapkan dan memecah molekul hidrokarbon liquid berantai panjang menjadi molekul yang lebih pendek dengan cara mengontakkan umpan dengan katalis bubuk terfluidisasi pada suhu tinggi dan tekanan sedang.
Gambar 3.19 Skema kerja unit Catalytic Cracking
1. Umpan dipanaskan hingga suhu 260 ℃ - 425 ℃
2. Umpan dan steam masuk ke riser reactor, dimana suhu dari masukan ditingkatkan lebih lanjut hingga 480 ℃ - 540 ℃ . Pada reaktor ini akan terjadi proses cracking dengan cara pengontakan katalis yang terfluidisasi. Umpan masuk dari bawah, dan ketika hasil cracking
keluar dari bagian atas reaktor, katalis mungkin terbawa keluar
3. Katalis yang terbawa keluar itu keudian dipisahkan dengan disengage. Aliran produk yang berisi hasil cracking akan keluar lewat atas dan masuk ke fraksionator, sedangkan katalis jatuh ke bawah. Namun, sebagian hidrokarbon dan coke ada yang menempel di permukaan katalis
4. Katalis akan diregenerasi untuk menghilangkan hidrokarbon dan coke yang menempel dengan regenerator dimana katalis dikontakkan dengan udara bersuhu tinggi sehingga coke dan hidrokarbon terbakar. Akibatnya, suhu regenerator akan meningkat yang dimanfaatkan utuk memanaskan umpan awal. Udara panas hasil pembakaran akan keluar dari regenerator sebagai
flue gas
5. Hasil aliran reaktor akan dipisahkan lebih lanjut di fraksionator, dimana hasil produk tengah dari distiliasi ini bisa diperkecil dengan menggunakan slide cut strippers agar pemisahan fraksi produk lebih baik. Hasil dari pemrosesan lanjut ini dinamakan light cracked naphta
6. Produk bawah dari distilasi sebagian direcycle kemudian dicampur dengan umpan awal dan sebagian lainnya masuk ke distilasi vakum.
3.10 Distilasi Vakum
Distilasi vakum adalah proses distilasi cairan yang dilakukan pada kondisi operasi dimana tekanan yang digunakan berada dibawah tekanan atmosferik. Proses ini memiliki
keuntungan dapat menurunkan titik didih dari cairan. Distilasi vakum memiliki beberapa keuntungan dibandingkan dengan distilasi atmosferik, karena dilakukan pada suhu yang lebih rendah, maka proses ini cenderung lebih aman. Selain itu, distilasi vakum juga dapat mencegah terjadinya thermal cracking dan pembentukan coke yang dapat menyumbat pipa pada kolom distilasi.
Gambar 3.20 Kolom Distilasi Vakum
Distilasi atmosferik biasanya masih menghasilkan produk sisa yang banyak, yaitu 60% wt. Sisa inilah yang kemudian menjadi umpan bagi distilasi vakum, yang beroperasi pada tekanan 10 hingga 40 mmHg dan suhu 370 ℃ hingga 380 ℃. Tekanan absolut pada kolom distilasi vakum meningkatkan volume uap yang terbentuk per volume cairan yang terdistilasi, sehingga kolom distilasi vakum memiliki diameter yang lebih besar.
Gambar 3.21 Skema kerja kolom distilasi vakum
Bagian dalam kolom distilasi vakum harus memiliki kontak uap-cair yang bagus, dan secara bersamaan mempertahankan kenaikan tekanan yang sangat rendah pada bagian puncak dan dasarkolom. Maka dari itu, kolom vakum pada kilang biasanya menggunakan tray distilasi hanya ketika mengambil produk dari sisi kolom. Terdapat tiga produk dari distilasi vakum, yaitu produk atas (dry gas), produk tengah (light and heavy vacuum gas oil) dan produk bawah (asphalt).
3.11 Solvent Desphalting
Solvent desphalting merupakan proses pemisahan kandungan aspal dari umpan sebelum proses catalytic cracking. Pemisahan ini dilakukan untuk mencegah kerusakan permanen pada katalis. Prinsip yang digunakan pada proses ini adalah pemisahan dengan pelarut. Pelarut yang digunakan biasanya merupakan golongan paraffin, sebab pada golongan ini senyawa aromatik dan asphaltene tidak dapat larut. Produk yang dihasilkan pada proses ini adalah aspal (aromatik) dan fraksi minyak berat yang masih bisa larut di paraffin ,seperti pelumas.
3.12Proses Coking
Petroleum coke atau sering disebut dengan Pet Coke adalah hasil paling akhir dari proses pengolahan minyak bumi yang sering dianggap sebagai limbah. Padahal, dengan proses yang tepat, bahan ini dapat digunakan lebih lanjut untuk menghasilkan produk dengan nilai tambah
yang sangat tinggi. Salah satu proses yang biasa digunakan untuk mengolah coke adalah proses
coking
Coking merupakan suatu proses termal untuk mengkonversikan fraksi berat low grade oil
menjadi produk yang lebih ringan. Coke dapat digunakan untuk bahan bakar maupun untuk electrode, industry kimia, hingga metalurgi. Berikut ini adalah skema keja dari proses coking
Gambar 3.22 Skema kerja proses coking
1. Umpan yang berupa residu vakum masuk ke scrubber terlebih dahulu
2. Fraksi berat yang telah discrubbing akan turun ke bawah dan masuk ke reaktor, dimana terjadi proses pembentukan coke dengan cara pemanasan pada suhu tinggi (600 ℃ ) dengan tekanan 446 kPa
3. Coke dan fraksi berat akan turun lebih lanjut dan masuk ke stripper. Pada stripper, coke dan fraksi berat akan diberikan steam sehingga fraksi-fraksi ringan yang mungkin masih terperangkap dapat diambil kembali
4. Coke akan dialirkan lebih lanjut kedalam burner. Pada alat ini terjadi proses pembakaran coke lebih lanjut dengan cara mengontakkannya dengan udara. Terdapat dua hasil keluaran dari
burner, yaitu karbon monoksida dan karbon dioksida yang keluar sebagai produk atas, sedangkan produk bawah berupa coke gas oil. Coke gas oil ini ada yang direcycle kembali ke dalam reaktor dan ada pula yang diambil sebagai produk
3.13 Visbreaking
Proses perengkahan panas (thermal cracking process) adalah suatu proses pemecahan rantai hydrocarbon dari senyawa rantai panjang menjadi hydrocarbon dengan rantai yang lebih pendek dengan bantuan panas dan bertujuan untuk mengurangi viskositas dari suatu crude oil
Proses perengkahan panas bertujuan untuk mendapatkan fraksi minyak bumi dengan boiling range yang lebih rendah dari feed (umpannya). Dengan melalui proses ini dihasilkan gas, LPG, gasoline (naphtha), gas oil (diesel), residue atau coke. Feednya dapat berupa gas oil atau residue,
Visbreaking Unit biasanya didisain untuk mengolah Vacuum Distillation Unit residue (atau dapat juga untuk mengolah gas oil). Produk visbreaking unit adalah overhead tail gas, naphtha, dan bottom.
Saat hydrocarbon dipanaskan dan didekomposisi dalam kondisi perengkahan panas, hydrocarbon dapat diasumsikan terpecah menjadi dua atau lebih radikal bebas. Radikal-radikal bebas tersebut kemudian bereaksi menghasilkan total produk yang mencakup rentang berat molekul yang besar mulai dari hydrogen hingga bitumen dan coke. Radikal-radikal yang sangat reaktif tidak keluar sebagai effluent produk perengkahan panas, tetapi tergantung ukuran dan lingkungannya :
a) Bereaksi dengan hydrocarbon lain b) Terdekomposisi menjadi olefin
c) Bergabung dengan radikal-radikal lain
d) Bereaksi dengan permukaan logam. Secara umum, radikal-radikal kecil lebih stabil daripada radikal-radikal yang lebih besar, dan akan lebih siap bereaksi dengan hydrocarbon lain dengan menangkap satu atom hydrogen. Radikal-radikal besar tidak stabil dan terdekomposisi untuk membentuk olefin dan radikal-radikal yang lebih kecil atau saat sebuah radikal bereaksi dengan suatu logam atau racun.
Reaksi-reaksi kondensasi dan polimerisasi yang terjadi pada kondisi perengkahan panas dapat menjadi aromatic tar. Coke dan bitumen adalah jenis polimer utama. Molekul-molekul tersebut bisa menjadi sangat besar. Kekurangan hydrogen dan berat molekul yang besar mengurangi kelarutannya dalam hydrocarbon. Coke mempunyai rasio atom hydrogen-carbon sekitar 2:1. Spesifikasi produk visbreaking process unit harus disesuaikan dengan spesifikasi blending fuel oil dan sifat komponen blending lainnya. Jika viscosity visbroken bottom tinggi, maka fuel oil blending memerlukan lebih banyak fuel dan temperature keluar fired heater yang lebih tinggi. Hal tersebut akan meningkatkan kecenderungan terbentuknya coking pada tube fired heater. Oleh karena itu, spesifikasi produk harus disesuaikan berdasarkan maksimalisasi keuntungan untuk keseluruhan kilang.
Salah satu teknologi terbaru dari visbreaking yaitu Shell Soaker Visbreaking. Teknologi ini ideal untuk mereduksi produk bahan bakar minyak berat, dengan cara mengurangi viskositas residu dan memaksimalkan produk destilasi. Proses yang terjadi pada teknologi shell soaker visbreaking:
b) Penggunaan soaker drum untuk meminimalkan backmixing. c) Menggunakan furnace kecil.
d) Menggunakan tekanan rendah pada furnace. Keuntungan Teknologi ini yaitu:
a) Produk hasil destilasi yang lebih selektif, kurang sensitif terhadap kondisi operasi dan fluktuasi bahan baku, Proses kontrol yang lebih baik
b) Konversi yang lebih tinggi (0,4-0,7%) , Proses produksi destilat yang lebih banyak (1-2 %) c) Biaya investasi yang lebih rendah (15%)
d) Konsumsi daya dan bahan bakar yang rendah (30-35%)
BAB IV
TEKNOLOGI PRODUKSI NAFTHA 4.1 Teknologi Desalter
Proses desalting menggunakan alat yang disebut dengan desalter, merupakan suatu proses penghilangan garam dengan cara mencampurkan minyak mentah dengan air yang bertujan untuk menghilangkan kandungan mineral yang terlarut di dalam air, selain itu ditambahkan juga asam dan basa yang bertujuan untuk menghilangkan senyawa non hidrokarbon. Setelah Crude oil telah melewati proses desalting maka selanjutnya akan di masukkan ke dalam kolom Destilasi untuk memisahkan fraksi-fraksi hidrokarbonnya. Proses desalter memiliki berbagai macam varian jenis, dan teknologi yang paling mutakhir saat ini disebut dengan electrostatic desalter, metode dari desalter jenis ini yaitu dengan cara ekstraksi, yaitu proses pemisahan suatu zat bersarkan perbedaan kelarutannya. Setelah di ekstraksi selanjutnya dipisahkan dengan tegangan listrik AC. Prinsip kerjanya adalah minyak dari crude oil diemulsikan dengan air dan selanjutnya dikontakkan dengan plat yang dialiri tegangan listrik AC, maka secara otomatis, ion-ion yang terkandung dalam minyak dan air akan tertarik ke kutup-kutup plat. Partikel-partikel air yang mengandung mineral akan membesar dan jatuh ke bawah dasar tanki desalter, pada level tertentu secara otomatis valve akan terbuka dan mengalirkan air keluar dari tanki. Jenis electrostatic desalter digolongkan dalam dua jenis yaitu tipe single stage dan multistage, dasar pemilihannya disesuaikan dengan kondisi kandungan garam dalam crude. Jika garam dalam crude oil dikategorikan tinggi maka sebaiknya sistem multistage yang diterapkan,
begitupun sebaliknya, jika kandungan garam hanya sedikit maka jenis singel stage yang digunakan.
Gambar 4.1. Block flow diagram desalter
4.2 Teknologi Crude Distillation 4.2.1 CDU
Crude Distillation Unit (CDU) beroperasi dengan prinsip dasar pemisahan berdasarkan titik didih komponen penyusunnya. Kolom CDU memproduksi produk LPG, naphtha, kerosene, dan diesel sebesar 50-60% volume feed, sedangkan produk lainnya sebesar 40-50% volume feed berupa atmospheric residue. Atmospheric residue pada kilang lama, yang tidak memiliki
Vacuum Distillation Unit (VDU), biasanya hanya dijadikan fuel oil yang value-nya sangat rendah atau dijual ke kilang lain untuk dioleh lebih lanjut di VDU. Sedangkan pada kilang modern, atmospheric residue dikirim sebagai feed Vacuum Distillation Unit atau sebagai feed Residuel Catalytic Cracking (setelah sebagiannya di-treating di Atmospheric Residue Hydro Demetalization unit untuk menghilangkan kandungan metal atmospheric residue).
Jenis umpan CDU dapat berupa ”sour” crude atau “sweet” crude tergantung dari disainnya. Penggunaan crude non-disain tetap dimungkinkan namun terlebih dahulu harus dilakukan uji coba pemakaian untuk mengetahui efeknya terhadap unit-unit dowstream. Typical produk CDU adalah sebagai berikut :
Tabel 4.1. Typical Produk CDU
Jenis Produk Cut Range Normal TBP, oC
Overhead product (Gas, LPG) < 30
Naphtha 30-150
Kerosene 150-250
Diesel 250-370
4.3 Teknologi Cooking Unit 4.3.1 Delayed Cooking
Delayed coking adalah proses cracking secara thermal mengolah minyak berat (Short Residue) menjadi coke hingga fraksi minyak ringan di dalam suatu reaktor (chamber). Sehingga
delayed coking unit ini adalah sebuah unit dalam heavy oil complex yang gunanya adalah mengolah kembali residue yang berasal dari proses high vacuum unit untuk kemudian menjadi produk lain yang lebih berharga. Unit ini berfungsi untuk mengolah Short Residue untuk menghasilkan beberapa produk seperti off gas, LPG, Naphta, Light Coker Gas Oil (LCGO), Hevay Coker Gas Oil (HCGO), dan green coke. Prinsip reaksi adalah thermal cracking, yaitu perengkahan hidrokarbon berat menjadi hidrokarbon rantai pendek melalui reaksi polimerisasi dan kondensasi pada suhu 500 oC.
Pada dasarnya prinsip dari proses yang terjadi di DCU adalah Thermal Cracking. Pada saat hidrokarbon ditahan pada temperatur yang tinggi untuk periode waktu tertentu, ia akan pecah menjadi dua atau lebih radikal bebas. Radikal bebas kemudian masuk ke sederetan reaksi yang menghasilkan produk total dengan rentang molekul yang lebar. Kemudian radikal yang saling bertemu ini kemudian akan menjadi senyawa yang lebih stabil dan menjadi produk dalam unit ini. Rentang produk ini dari hidrogen sampai bitumen dan coke.
Pada unit ini terdapat paling tidak dua alat utama yang menjadi inti dari proses ini. Pertama adalah kolom distilasi yang intinya memisahkan kembali fraksi yang terkandung residue menjadi fraksi-fraksinya berdasarkan perbedaan titik didihnya. Kemudian fraksi paling bawah dari kolom ini kemudian dialirkan menuju sebuah chamber yang berjumlah dua yang bekerja
saling berdampingan. Dalam chamber ini senyawa tersebut mengalami reaksi thermal cracking
tersebut yang memecah molekulnya menjadi rantai yang lebih kecil dan meninggalkan chamber tersebut untuk dipompakan kembali kedalam kolom distilasi dalam unit DCU ini. Kemudian fraksi yang tersisa tersebut dalam chamber tersebut menjadi produk yang bernama green coke. Proses dalam chamber ini adalah semi-batch yang memerlukan waktu tiap batch nya adalah 24 jam. Sehingga inilah mengapa unit ini disebut ‘delayed’ karena proses separasi dapat terus terjadi namun proses dalam chamber nya yang menghambatnya sehingga seakan-akan menjadi proses yang ‘terlambat”
Gambar 4.2. Simplified Process Flow Diagram Delayed Coking Unit
Aliran proses dapat dikelompokkan menjadi lima seksi yang berbeda: 1. Seksi coking
2. Seksi fraksinasi 3. Seksi konsentrasi gas 4. Seksi pembangkit steam
5. Seksi penanganan air dan blowdown
Selain kelima seksi tersebut di atas, di dowstream Delayed Coking Unit biasanya tersedia unit calciner untuk mengubah coke yang diproduksi oleh Delayed Coking Unit (biasanya disebut green coke) menjadi calcined coke yang merupakan bahan dasar untuk membuat anode. Di calciner, coke dipanaskan hingga temperature
4.4 Teknologi Vacuum Distillation Unit (VDU)
Crude oil mengandung berbagai macam komponen yang mempunyai titik didih berbeda-beda, seperti tergambar dalam gambar berikut :
Gambar 4.3. Rentang titik didih crude oil
Seperti terlihat pada gambar di atas, crude oil mengandung komponen yang mempunyai titik didih > 370 oC. Jika bottom CDU (atau biasa disebut atmospheric residue atau long residue
atau reduced crude) pada tekanan atmosferis dipanaskan hingga temperature > 370 oC untuk
dapat menguapkan komponen vacuum gas oil yang terkandung dalam long residue, maka akan terjadi thermal decomposition.
Dengan menurunkan tekanan, hingga < 1 psia, maka komponen vacuum gas oil tersebut dapat dipisahkan dari bottom VDU tanpa mengalami thermal decomposition. Kemudian keduanya (vacuum gas oil dan vacuum residue) dapat dipisahkan menjadi 2 stream yang bebeda untuk dapat meningkatkan margin kilang. Pada prinsipnya proses vakum ini tidak jauh dari proses destilasi atmosferik. Proses destilasi vakum pada sistem vakum proses berlangsung dibawah kondisi normal ±30–35 mmHg dengan tujuan menurunkan titik didihnya. Suhu yang digunakan pada destilasi vakum ± 345 oC, dengan tekanan ± 13 mmHg. Terdapat 2 jenis Vacuum
Distillation Unit, yaitu : a. Fuel type
Vacuum Distillation Unit fuel type merupakan fraksinasi terbatas, yang biasanya menghasilkan 3 macam produk, yaitu Light Vacuum Gas Oil, Heavy Vacuum Gas Oil, dan Vacuum Residue. Produk Light Vacuum
Gas Oil biasanya sudah memenuhi spesifikasi diesel dan dapat langsung dikirim ke tangki penyimpanan. Produk heavy vacuum gas oil biasanya dikirim ke unit Hydrocracker atau
Fluid Catalytic Cracking atau FCC. Sedangkan vacuum residue dapat diolah di Delayed Coking Unit atau Visbraker atau sebagai komponen blending Low Sulfur Waxy Residue (LSWR) atau sebagai komponen blending fuel oil.
Vacuum Distillation Unit lubes type memerlukan pemisahan yang baik diantara lube cuts. Umpan VDU jenis ini sudah sangat tertentu karena produk-produk lubes cut mempunyai spesifikasi yang sangat sempit. VDU lubes type biasanya mempunya pressure drop yang lebih tinggi dan cut point yang lebih rendah daripada VDU fuel type. VDU lubes type biasanya memproduksi 3-4 macam lube base oil dengan spesifikasi yang jauh lebih ketat jika dibandingkan produk VDU fuel type (terutama dalam hal spesifikasi viscosity dan viscosity index).
4.5 Teknologi Unit Visbreaking
Visbreaking merupakan proses mild thermal cracking pada kondisi ringan dimana rantai molekul panjang didalam umpan berat dipecah menjadi molekul pendek sehingga menyebabkan viskositas umpan menurun. Visbreaking merupakan proses non-katalitik termal, mengurangi viskositas dan pour point pada petoleum fraksi berat sehingga hasilnya dapat di jual sebaga fuel oil. Visbreaking menghasilkan 80-85% fuel oil dan sisanya direcovery sebagai distilat ringan dan sedang. Unit visbreaking menghasilkan gas, naphtha, naphtha berat, visbreaker gas oil dan visbreaker fuel oil (sebuah campuran dari visbreakre gas oil dan visbreaker tar).
Reaksi yang terjadi pada visbreaking adalah
Gambar 4.4. Diagram alir unit visbreaking
1. FLASH CHAMBER
Fungsi utama flash chamber adalah memisahkan residue dari recycle untuk menghindari coking dalam heater/furnace. Agar residue tidak overcracking, maka dapat dilakukan quenching dari inlet flash chamber agar tempeaturnya menjadi kurang lebih 450 oC saja. Kadang-kadang hal ini dihilangkan jika sudah dilengkapi dengan sistem
washing di top column dari flash chamber, karena dianggap cukup membantu mendinginkan bottom temperature. Sistem washing ini mempunyai keuntungan antara lain:
Mencuci atau menahan residue yang akan ikut keatas bersama uap.
Residue tidak terlalu melekat dengan coke terutama sepanjang dinding chamber.
Bahan pencuci biasanya adalah sidecut yang dingin dari fractionator. Untuk mengurangi residence time dari residue didalam flash chamber, dibuat suatu bentuk leher yang memanjang pada bagian bottom dengan menjaga level kurang lebih 50%. Typical bottom temperature didalam first stage flash chamber adalah 425 oC dengan overhead temperature 390 oC.
Sedangkan second stage flash chamber bottom suhunya 400 oC dan overheadnya 296 oC.
2. REACTION CHAMBER
Reaction Chamber membantu fungsi furnace agar tidak terlalu besar. Dalam reaction chamber proses perengkahan terjadi tanpa harus menambah pamasan. Temperatur keluar furnace kira-kira 480 oC dan keluar reaction chamber akan turun
menjadi kurang lebih 465 oC. Tekanan reaction chamber dijaga kurang lebih 16.2
kg/cm2g untuk menjaga agar semua material masih dalam fase liquid hingga pembentukan coke minimum. Reaction chamber juga membantu berfungsi sebagai surge chamber yang dapat menahan fluktuasi operasi.
3. PROCESS VARIABLE
Seperti dijelaskan didepan bahwa visbreaker ini menghasilkan light dan haeavy fraction. Yang diutamakan sebenarnya bukan light fractionnya tetapi heavy heavy fractionnya diinginkan seminimum mungkin tetapi masih memenuhi spec fuel oil. Variabel-variabel utamanya adalah :
Charge stock properties
Cracking temperature
Secara umum dapat dikatakan bahwa kenaikan baik temperatur maupun residence time maka visbreaking severity akan naik. Kenaikan dari severity of cracking akan menaikkan produksi gas dan gasoline dan mengurangi viscosity dari cracked residu. Feed stock dengan harga K rendah, hasil gas dan gasoline makin rendah, tetapi makin tinggi viscosity residuenya dan makin tinggi BS&W pada cracking temperature dan residence time tertentu.
Spesifikasi produk visbreaking process unit harus disesuaikan dengan spesifikasi blending fuel oil dan sifat komponen blending lainnya. Jika viscosity visbroken bottom tinggi, maka fuel oil blending memerlukan lebih banyak fuel dan temperature keluar fired heater yang lebih tinggi. Hal tersebut akan meningkatkan kecenderungan terbentuknya coking pada tube fired heater. Oleh karena itu, spesifikasi produk harus disesuaikan berdasarkan maksimalisasi keuntungan untuk keseluruhan kilang. Sifat umpan visbreaker process unit yang berupa vacuum residue dengan cut point 550 oC adalah sebagai berikut:
Tabel 4.2. Kondisi umpan visbreaker
Parameter Value TBP Cut Point, C 550 Gravity, API (SpGr) 7.80 (1.0158) Total Sulfur wt% 3.9 Conradson Carbon, wt% 16.8 Kinetic Viscosity @ 50 C, cst 20,500 Kinetic Viscosity @100 C,cst 480 Nitrogen, wtppm 3,200 Normal Pentane Insolubles,
wt% 11.3
Ni + V, wtppm 89 Sodium, wtppm 10 ax
Terdapat dua jenis teknologi operasi visbreaker, yaitu coil and furnace cracking dan
soaker cracking. Seperti dalam semua proses perengkahan, reaksi tergantung pada waktu dan suhu. Coil cracking menggunakan temperature furnace yang lebih tinggi yaitu 885-930 oF
(473-500 oC) dan waktu reaksi dari 1 – 3 menit. Sedangkan soaker cracking menggunakan temperatur
furnace yang lebih rendah yaitu 800-830 oF (427-443 oC) dan waktu reaksi yang lebih lama. Dari
soaker cracking dengan temperature furnace yang lebih rendah memilili kelebihan pada energy yang dikonsumsi lebih rendah dan run time yang lebih lama untuk menghilangkan coke dari furnace tube. Run times 3-6 bulan biasa digunakan untuk furnace visbreaker dan 6-8 bulan untuk soaker visbreaker. Kesulitan pada soaker breaker adalah sulitnya pada pembersihan soaking drum.
Gambar 4.5. Coil Visbreaker
Salah satu teknologi terbaru dari visbreaking yaitu Shell Soaker Visbreaking. Teknologi ini ideal untuk mereduksi produk bahan bakar minyak berat, dengan cara mengurangi viskositas residu dan memaksimalkan produk destilasi. Proses yang terjadi pada teknologi shell soaker visbreaking:
1. Suhu cracking yang lebih rendah dan waktu tinggal yang lebih lama. 2. Penggunaan soaker drum untuk meminimalkan backmixing.
3. Menggunakan furnace kecil. 4. Pada furnace pressure drop rendah.
Keuntungan Teknologi ini yaitu:
1. Produk hasil destilasi yang lebih selektif, kurang sensitif terhadap kondisi operasi dan fluktuasi bahan baku, Proses kontrol yang lebih baik.
2. Konversi yang lebih tinggi (0,4-0,7%) , Proses produksi destilat yang lebih banyak (1-2 %). 3. Biaya investasi yang lebih rendah (15%).
Gambar 4.6 Shell Soaker Visbreaking
Proses deskripsi
Umpan dimasukkan ke dalam furnace dan dipanaskan hingga mencapai suhu yang diinginkan. Didalam furnace atau proses cracking umpan dipanaskan hingga mencapai temperature cracking 889-930 oF (474-500 oC) dan keluar furnace dilakukan quenching dengan
gas oil atau dimasukan melalui bagian bawah tower untuk menghentikan reaksi cracking. Didalam operasi soaker cracking, umpan meninggalkan furnace pada suhu diantara 800 dan 820
oF (427 – 438 oC) dan kemudian melewati soaking drum yang menyediakan waktu reaksi
tambahan sebelum dilakukan quench. Soaker drum merupakan tempat terjadinya sebagian besar
thermal cracking dan viskositas reduksi berlangsung di bawah kondisi yang terkontrol. Tekanan merupakan parameter design dan parameter operasi yang penting. Unit visbreaking didesign dengan tekanan tinggi 750 psig (5170 kPa) untuk fasa liquid. Tekanan rendah 100-300 psig (690-2070 kPa) untuk 20-40% vaporasi pada keluaran furnace. Yield dan properties produk dapat dilihat pada tabel 5.13 dan 5.14.
Keluaran dari soaker drum melewati fractionator dan didinginkan secara mendadak (quenched). Perpindahan panas di maksimalkan untuk meminimalkan konsumsi bahan bakar.
Uap pada aliran atas dapat difraksinasi menjadi gas, gasoline, gasoil dan visbreaker residue. Liquid visbreaker residue pada bagian bawah fractionator dilewati dengan steam dan dipompa menuju cooler dan . Visbreaker gas oil merupakan hasil samping, dilewatkan menuju stripper dan dinginkan.
Tabel 4.3 Visbreaking Results, Kuwait Long Resid
Untuk furnace cracking, konsumsi fuel diperkirakan sekitar 80% dari operating cost dengan konsumsi bersih fuel setara dengan 1-1.5 wt% dari feed. Konsumsi fuel untuk soaker visbreaking sekitar 30-35% lebih rendah. Dapat dilihat pada tabel 5.15.
Tabel 4.5. Coil and Soaker Visbreaking
4.6 Teknologi Hydrotreating Unit (HTU)
Hydrotreating adalah proses untuk menstabilkan produk minyak bumi dan/atau menghilangkan suatu komponen tertentu misalnya sulfur, nitrogen, oksigen, halida atau logam dengan katalis untuk proses selanjutnya atau produk akhir. Fungsi utama unit ini adalah menghilangkan senyawa sulfur dan menaikkan colour stability dengan cara menjenuhkan senyawa-senyawa tak jenuh.
Stabilisasi biasanya melibatkan pengubahan hidrokarbon tak jenuh seperti olefin dan karet membentuk olefin tak stabil menjadi paraffin. Hydrotreating diterapkan untuk berbagai bahan baku, dari nafta untuk mengurangi minyak mentah.
Gambar 4.7 unit hidrotreating secara umum
HTU terdiri dari dua seksi, yaitu:
1. Seksi Reaktor, untuk proses reaksi dengan katalis dan hidrogen. Aloe stress
2. Seksi fraksionasi, untuk memisahkan gas oil hasil reaksi dari produk lain, seperti off gas, wild naftha dan Gas oil.
4.6.1 Naphtha Hydrotreating Unit (NTU)
Unit Naphta Hydrotreating Unit merupakan proses pemurnian katalitik dengan memakai katalis dan menggunakan aliran gas H2 murni untuk merubah kembali sulfur organik, O2, dan N2
Gambar 4.8. Naphtha Hydroteater Unit
Pada refinary Heavy-Naphtha dari atmospheric crude oil distillation column dikirim menuju Naphtha Hydrotreater Unit. Kemudian, naphtha diteruskan ke unit isomerisasi atau katalitik reformer unit, yang biasa digunakan untuk pembentuk katalis. Kebanyakan pembentuk katalis mengandung platinum sebagai material aktif. Tetapi, komponen sulfur dan nitrogen dapat mendeaktifkan katalis sehingga komponen tersebut harus dihilangkan sebelum reforming katalis. Naphtha Hydrotreating unit menggunakan katalis cobalt-molybdenum untuk menghilangkan sulfur dengan mengubahnya menjadi hydrogen sulfida yang kemudian dihilangkan bersama dengan hydrogen yang tidak bereaksi. Beberapa dari campuran hydrogen sulphide dan hydrogen di kembalikan ke reactor untuk memanfaatkan hydrogen yang takbereaksi, menggunakan kompresor.
Kondisi reactor untuk Naphtha Hydroteater Unit adalah 400-500 oF (205-260 oC) dan
tekanan pada 350-650 psi (25-45 bar). Temperature akan meningkat ketika terjadi endapan pada katalis. Ketika temperature meningkat hingga 750 oF (400 oC) maka Naphtha Hydrotreating Unit
dilakukan shutdown dan penggantian katalis.
Biasanya nafta ringan yang mengandung pentana, heksana dan nafta ringan dipisahkan dan dikirim dan dicampuran dengan bensin atau dipretreatment di unit isomerisasi sebelum pencampuran gasoline. Nafta berat dari bagian bawah kolom stripper kembali ke unit reformer katalitik sebelum dicampur dengan bensin.
Selain itu unit Naphta Hydrotreating Unit juga berfungsi untuk pemurnian dan penghilangan campuran metal organik dan campuran olefin jenuh. Oleh karena itu, fungsi utama adalah untuk dapat sebagai operasi pembersihan karena bertujuan untuk menghilangkan racun katalis pada nafta yang akan memasuki Platformer Unit.Adapun reaksi-reaksi yang terjadi pada
Naphtha Hydrotreating Unit antara lain:
a) Desulfurisasi
Reaksi desulfurisasi adalah penghilangan sulfur dengan bantuan H2 dan sulfur terpisah dalam bentuk H2S. Untuk katalis pada platforming, umpan naphta harus mengandung maksimal 0,5 ppm untuk mengoptimasikan selektivitas dan stabilitas. Temperatur masuk reaktor yaitu sekitar 315-340oC dan tekanan 20-35 kg/cm2g untuk mencegah rekombinasi olefin dengan
hidrogen sulfida.
b) Denitrifikasi
Denitrifikasi adalah proses penghilangan nitrogen pada umpan platformer. Kandungan nitrogen maksimum adalah 0.5 ppm, kelebihan kandungan nitrogen yang terbawa ke Platforming Unit akan mengganggu recycle gas dan kestabilan aliran overhead sistem pada kolom debuthanizer akibat pembentukan deposit NH4Cl. Penyingkiran senyawa nitrogen lebih sulit dibandingkan senyawa sulfur karena kecepatan reaksi denitrifikasi hanya seperlima dari kecepatan desulfurisasi.
c) Hidrogenasi Olefin
Reaksi penjenuhan olefin (hidrogenasi) memiliki laju reaksi yang hampir sama dengan desulfurisasi. Kebanyakan straight run naphta mengandung sedikit sekali olefin tetapi nafta hasil perengkahan termis dan katalitis mengandung lebih banyak olefin. Reaksi ini bersifat eksotermis. Olefin dapat terpolimerisasi dan mempercepat laju pembentukan coke pada katalis.
d) Penghilangan Senyawa Oksigen
Oksigen yang berada dalam bentuk fenol dapat menyebabkan fouling pada reaktor dan unit HE. Senyawa organik yang berikatan dengan oksigen, seperti fenol ini dapat disingkirkan dengan cara hidrogenasi ikatan karbon-hidroksil membentuk air dan molekul aromatic.
e) Dekomposisi Halida
Dekomposisi senyawa halida jauh lebih sulit dibanding dekomposisi sulfur. Senyawa halida yang dapat dihilangkan maksimum hanya mencapai 90%. Namun hal ini sulit tercapai pada kondisi reaksi desulfurisasi.
f) Dekomposisi Senyawa Organo Metalik
Logam merupakan racun bagi katalis di reaktor platforming. Biasanya kandungan logam dalam naphta hanya mencapai level ppb dan katalis hydrotreating mampu menyingkirkan senyawa logam ini sampai 5 ppm atau lebih. Pengotor ini akan terdeposit pada permukaan katalis
