Proses Treating

PROSES TREATING

Proses Treating adalah suatu proses yang tujuannya untuk menurunkan impurities serendah mungkin yang terkandung didalam minyak bumi.

Impurities tersebut dihilangkan antara lain :

1.        Menghindari korisif terhadap peralatan.

2.        Mencegah deaktifasi katalis.

3.        Untuk memperbaiki mutu finis produk maupun intermediate produk.

4.    Menghilangkan senyawa yang dapat mengotori udara dan air sehingga merusak kelestarian lingkungan dan membahayakan keselamatan lingkungan.

5.      Menghilangkan pengaruh impurities dalam finis produk sehingga syarat-syarat spesifikasi dapat dipenuhi dan tetap terpenuhi selama produk dalam penyimpanan dan distribusi.

A.    CAUSTIC TREATING.

Caustic treating merupakan treating untuk stream produk yang akan diperbaiki mutunya : warna dll. Senyawa-senyawa asam organik dan komponen sulphur seperti Naphthenic acid mercaptan akan diikat oleh soda sehingga senyawa-senyawa tersebut akan diremove dikeluarkan dari stream produk. Jadi pada proses dengan soda ini untuk menghilangkan : carbonil sulphida, Napthenic acid dll. Pada kero dan gasolin terutama pada crude naphthenic aromatik mengandung asam-asam : napthenic dan penol. Untuk light distilate seperti spindel oil tujuannya seperti kerosine dan gasoil.

Tujuan treating ini juga menetralkan sisa-sisa asam pada treating H₂SO₄ atau asam organik ester. Secara umum soda dapat dipakai dalam larutan NaOH, KOH, Na₂CO₃, Ca(OH)₂, Mg(OH)₂.

Reaksi Kimia :

H₂S + NaOH      ----->        2 NaHS + H₂O

H₂S + NaOH      ----->        Na₂S + H₂O

RSH + NaOH     ----->        RSNa + H₂O

                                                                                  

Caustic Washing Untuk Gas

B.     ACID TREATING

Proses ini digunakan untuk mengurangi kadar sulphur, asphaltik dan memperbaiki stabilitas warna dan bau dari bermacam-macam fraksi minyak. Pada umumnya asam sulphat yang digunakan adalah asam sulphat kuat 93 – 98% atau 66^oBE (Beome). Untuk mengikat aromatik dan olefin hydro carbon dapat digunakan asam sulphat lemah. Kecepatan reaksi H₂SO₄ pada berbagai impurities agaknya menunjukkan sebagai berikut :

a.       Senyawa N = amin, amino

b.      Asphaltik

c.       Olefin

d.      Aromatik

e.       Napthenic acid.

Reaksi Kimia.

1.      Dearomatisasi menggunakan H₂SO₄ pekat misal dalam gasoline.

2.      Deolefinisasi jangan memakai H₂SO₄ pekat ingat fungsi katalis pada polimerisasi dan alkylasi. Kepekatan yang dipakai H₂SO₄ 85 – 90%

3.      Desulphurisasi pengikatan dari H₂S dan belerang yang dibebaskan yang terbentuk larut dalam rafinat kemudian dicuci dengan NaOH dan air. Untuk RSH temperatur direndahkan agar desulphida RSSR yang terbentuk larut dalam H₂SO₄

Acid Treating

Penggunaan H₂SO₄ konsentrasi 90 – 93 % tergantung produk yang akan di treat.

Untuk solar konsentrasi 94 % temperatur 60^oC pemakaian H₂SO₄ 1 – 3% lb/feed.

Untuk Naphtha membuang aromatnya konsentrasi sampai 98%.

NaOH konsentrasi 10 – 15% untuk menetralkan sisa-sisa H₂SO₄ dan untuk menghilangkan phenol. Alkyl mercaptan, sama rganic seperti asam naphthenik. Pemakaian soda agak berlebihan air digunakan untuk melarutkan sisa-sisa NaOH.

C.    MEROX TREATING.

Tujuan dari proses ini untuk menurunkan kadar  senyawa-senyawa merkaptan dengan cara mengkonversikannya  menjadi senyawa disulphide.

Merkaptan tersebut dioksidasi dengan udara dan dibantu katalis berupa senyawa organometal.

1.      Dasar Reaksi.

(  RSH  +  NaOH ------>     R – S – Na  +  H₂O  )   x  2

                                                       Merox

  2 R – S – Na  +  H₂O  + ½ O₂    ------------>   RSSR   +  2  NaOH

                                                       Katalis

                                         Merox

     2 R – S – H  +  ½ O₂     --------->   R – S – S – R  +  H₂O

                                         Katalis

Karena reaksi 1 adalah reaksi kesetimbangan, maka tidak mungkin mengekstrak merkaptan tersebut sampai tuntas, kecuali bila menggunakan larutan caustic soda yang sangat banyak.

2.      Uraian Proses.

Campuran feed dengan larutan caustic dimasukkan dalam pre wash coloumn untuk melaksanakan reaksi (1) kemudian disaring  (melalui saringan pasir) dari kotoran-kotoran yang berupa karat besi dan lain-lain. Campuran cairan yang keluar dari sand filter diinjeksi dengan udara sebelum memasuki Merox Reactor dimana pada prinsipnya akan terjadi reaksi (2). Rekator effluent dialirkan kedalam caustic settler untuk memisahkan larutan caustic dari fraksi (biasanya kerosene) yang diproses. Merox treated kerosene tersebut kemudian dicuci dengan air untuk membersihkan dari sisa-sisa caustic yang masih ada, disaring melalui saringan garam (agar airnya terserap) dan akhirnya melalui clay filter untuk mendapatkan treated kerosene yang benar-benar jernih dan berwarna keemasan.

Merox Treating

E.   PROSES HYDRO TREATING

Kenaikan pesat dalam proses catalitic reforming telah menimbulkan produk samping berupa gas hydrogen dalam jumlah dengan konsentrasi kemurnian serta tekanan tinggi. Kenyataan ini mendorong untuk proses desulphurisasi catalitic dan proses-proses lain yang memerlukan konsumsi gas H₂. Kenaikan penggunaan proses desulphurisasi catalitic menggunakan gas H₂ dengan relatif murah karena tersedia dalam proses catalitic reforming dan keperluan utama unit desulphurisasi feed stock. Proses desulphurisasi katalis dapat dibagi menjadi 2 golongan :

1.        Menggunakan gas H₂ bebas dan akibat suatu kelebihan konsumsi gas H₂.

2.        Menggunakan hasil H₂ dalam prosesnya sendiri.

   

1.  Naphtha Hydro Treating.

Fungsi dari hydro treater adalah :

a.       Menghilangkan kandungan sulphur dari un stabilizer naphtha sehingga 1 ppm.

b.      Untuk menghasilkan naphtha yang memenuhi syarat untuk feed stock dalam proses catalitic reforming unit.

Metode yang dipakai adalah shell vapour fase hydro treating. Prinsip dari proses adalah reaksi hydrogenasi yang dibantu katalis. Katalis berupa Cobal dangan Alumina sebagai pembawa. Reaksi-rekasi yang penting pada proses hydro treating yang terjadi adalah :

Menghilangkan sulphur yang berbentuk H₂S.

--Mercapthan          : RSH + H₂    ------->        RH + H₂S

Sulphida               : R₁SR₂ + H₂  ------>        R₁H + R₂H + H₂S

Disulphida            : R₁SSR₂ + H₂   ------->   R₁H + R₂H + H₂S

Kehilangan sulphur dapat mencapai 90% lebih sulphur dihilangkan sebagai H₂ dalam bentuk gas dan mudah dipisahkan dalam senyawa hydro carbon. Katalis dan kondisi proses umumnya dipilih dengan meminimize reaksi samping seperti hydrogenasi, hydro cracking, penjenuhan senyawa aromat pada kondisi operasi yang kuat, senyawa O₂ dapat diubah menjadi air senyawa N menjadiamonia dan dalam fraksi berat sampai crude oil dapat mereduksi kandungan logam.

                  

 Flow Proses :

Feed dibersihkan dulu dari kandungan airnya kemudian diinjeksi dengan gas H₂ dari plat former selanjutnya dipanaskan pada furnace pada suhu 300^oC. Feed masuk reaktor dari atas, hasil reaksi keluar dari bawah kemudian didinginkan dengan cooler kemudian masuk separator HPS, LPS untuk dipisahkan liquid hydro carbon, sour water dan gas. Gas dari separator untuk supply gas system sedang sour water di kirim ke sour water system. Liquid masuk stabilizer spliter untuk mendapatkan Naphtha untuk feed stock plate forming unit.

Kondisi operasi umum catalyst Co, Mo dari alumina sebagai carrier :

Temperatur                       : 260 – 370 ^oC

Tekanan                            : 20 – 60 kg/cm²

Spes. Velocity                  : 2 – 10

Sirkulasi H₂ m³/m³ft         : 60 – 400

Pengaruh proses variable :

a.       Temperatur

b.      Tekanan

c.       Spes Vilocity

d.      Gas recycle ratio

Untuk feed stock unit hydro treater untuk fraksi ringan dapat berupa :

a.    Stright run Naphtha

b.    Light Naphtha

Sedangkan fraksi kerosine, avtur dan gasoil distilate berat deasphalting oil dapat juga untuk minyak mentah dan residu.

2.  Hydro Desulphurisasi

Dalam menghilangkan sulphur dalam senyawa hydro carbon dalam fraksi minyak, gas H₂ dengan bantuan panas dan katalis akan memutus ikatan belerang dari ikatan kimianya yaitu ikatan belerang dengan karbon. Kemudian senyawa H₂S akan memisahkan diri pada bentuk gas umumnya. Hydro Desulphurisasi merupakan proses unit menghilangkan sulphur dari produk-produk minyak bumi dan bermanfaat untuk meningkatkan mutu dari refinery stream. Prosesnya dalah merubah suatu impurities belerang jadi H₂S. Karena reaksi dengan H₂ dalam katalis yang tersedia, banyak perusahaan minyak telah mengembangkan proses ini dan memilih bermacam-macam fariasi proses. Tetapi prosesnya secara fundamental adalah sama.

2 fersi shell dari proses antaranya :

a.       Shell trical hydro desulphurisasi untuk prosesing dari hasil crack medium dan heavy distilate.

b.      Shell vapour hydro treating untuk prosesing distilate ringan.

Reaksi kimia yang terjadi adalah reaksi dari mercapthan, sulphida, theopine disulphida dll. Hydro desulphurisasi juga memperbaiki mutu dan warna serta bau, warna yang tidak stabil disebabkan adanya senyawa N dalam minyak adanya bau disebabkan adanya senyawa asam yaitu O₂ dalam minyak misal senyawa phenol, componen-componen belerang lebih banyak terdapat pada fraksi-fraksi lebih berat oleh karena itu kondisi operasi gasoil hydro desulphurisasi lebih berat dari pada naphtha karena jumlah kadar belerang pada gasoil lebih banyak.

Untuk proses penghilangan kadar sulphur dalam gasoil misalkan dengan proses shell trical desulphurisasi dengan katalis : Co, Mo (Cobal Molideb) dengan Al₃O₃ sebagai carier. Dengan bantuan katalis ini dalam reaktor terjadi reaksi-reaksi desulphurisasi, denitrifikasi dan hydrogenasi. Dalam operasinya diperlukan gas H₂ untuk mengikat S berasal dari plat forming unit.

a.      Uraian Proses :

LGO setelah kontak dengan H₂ dan recycle gas masuk ke HE kemudian mengalir kedalam furnace selanjutnya masuk ke reaktor. Dalam reaktor terjadi reaksi kimia pengikatan belerang. Hasil reaksi keluar dari bottom reaktor mengalir ke vesel dimana terjadi pemisahan antara gas dan cairan, gas disirkulasikan sedang liquid masuk ke stripper atau dryer, sebagian masuk vesel kemudian dibuang ke flair dan produk light gasoil yang bebas belerang ditampung.

Pada umumnya proses desulphurisasi terdiri dari :

a.       Reaktor

b.      Stripper da dryer

c.       Compressor.

LGO sebagai umpan diinjeksikan bersama-sama dengan gas H₂ dan recycle gas mengalami pemanasan pendahuluan di HE kemudian dipanaskan dalam dapur sehingga suhu mencapai 320^oC selanjutnya masuk reaktor. Reaktor berupa drum vertical yang berisi katalis. Produk dari reaktor melalui dasar didinginkan melalui HE kemudian masuk HPS dengan tekanan 51 kg/cm² gauge. Gas yang kelura dari separator melalui jaringan induk diinjeksi dengan wash oil biasanya dipaka kero untuk menghilangkan senyawa carbon serta impurities yang terikut gas H₂. Kemudian melalui HE dan masuk kevesel sebagian dibuang ke flair sebagian masuk ke recycle gas drum untuk memisahkan cairan selanjutnya masuk ke gas compressor sebagai recycle gas. Cairan dari separator (HPS) masuk ke LPS. Bottom produknya dikirim ke seksi stripper sedang top produk mengalir ke vesel untuk memisahkan air, wash oil dan gas.

b.      Seksi Stripper.

Cairan minyak dari LP dipanaskan dengan medium pressure stream mencapai suhu 171^oC kemudian masuk ke side stripper kolom. Didalam stripper fraksi hydrocarbon didinginkan dengan fin fan kemudian masuk ke vesel untuk dipisahkan fraksi hydro carbon air dan gas. Pada stripper dilengkapi dengan injeksi steam tujuannya adalah untuk mengatur flash point. Botom produk dari stripper kemudian didinginkan lalu dialirkan ke dryer. Temperatur disini mencapai 94^oC dengan tekanan vacum 68 mm Hg. Metode kevakuman dengan metode steam jet ejektor. Botom produk dari dryer dipisahkan ke strorage setelah didinginkan dengan udara.

c.       Seksi Kompresor

Fungsinya menaikkan tekanan gas H₂ disamping mengempa press gas juga merecycle gas H₂. Gas sebelum di kempa dilewatkan ke knock out drum untuk memisahkan liquidnya. Gas inlet compressor tekanan 48 kg/cm² dan tekanan discharge mencapai 56 kg/cm² dan selanjutnya diinjeksikan kedalam light gasoil.

d.      Proses Varibale :

Proses variable antara lain :

1.         Temperatur dan tekanan reaktor.

2.         Kualitas feed stock.

3.         Viscosity

Disamping itu juga kualitas katalis ikut menyakseskan proses HDS.

Kenaikan suhu reaktor pengaruhnya kebutuhan gas H₂ naik sampai maksimum dan diikuti dengan sebagian cairan yang menguap karena sampai suhu 350^oC akan terjadi hydro cracking, juga pembentukan coke pada katalis akan bertambah. Tekanan operasi yang dikehendaki sekitar 54 kg/cm² dengan perkembangan kondisi peralatan dan pengaruh tekanan partial gas H₂ cukup tinggi. Tekanan gas tergantung dari tekanan gas dan recycle gas dan juga feed gas ratio. Pengaruh tekanan pembentukan coke dapat dicegah sehingga katalis life lebih lama. Penghilangan S dapat efektif konsumsi H₂ naik dengan demikian tekanan akan mempengaruhi mutu produk yang dihasilkan. Kualitas produk, mutu dari feed berpengaruh pada katalis life. Demikian juga banyaknya belerang dalam feed stock akan mempengaruhi jalannya operasi lebih-lebih apabila reaksi pembentukan coke lebih cepat berarti keatipan katalis akan turun.

e.       Space Velocity.

Kecepatan bahan melewati katalis sangat berpengaruh jalannya reaksi, makin rendah kecepatannya maka reaksi makin sempurna karena waktu kontak makin lama demikian pula sebaliknya. Dengan kita kemukakan perbandingan sengan shell trical hydrogenasi dengan shell vapor fase hydro treating.

Jadi perbedaan vis velocity kg.ft/lb katalis 1-5 shell trical, 3-6 shell vapor.

Reaktor temperatur 320 – 380^oC vapor kira-kira gas recycle rate 75 – 200, 50 – 150 vapor operating pressure kg/cm² untuk shell trical 40 – 50 hydro treating 20 – 40.

                                  

Distillate Hydrodesulfurization