Tek Minyak Bumi

PENDAHULUAN

Tujuan Pembelajaran Umum (TPU):

Setelah mempelajari modul ini diharapkan mahasiswa memahami

operasi pengilangan minyak bumi di Indonesia.

Tujuan Pembelajaran Khusus (TPK) :

1. Mahasiswa mampu menjelaskan asal-usul pengolahan minyak

bumi berdasarkan sejarah penemuan minyak.

2. Mahasiswa mampu membuat ringkasan kronologis sejarah

pengilangan minyak bumi semenjak abad 18 sampai dengan

sekarang.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan kembali sejarah perminyakan

nasional dari zaman sebelum merdeka sampai dengan

sekarang.

1

KEGIATAN BELAJAR I Jurusan

Teknik Kimia

Lembar Informasi I : Pendahuluan

1.1. Sejarah Pengilangan

Proses pengilangan minyak bumi telah dimulai

secara sederhana pada tahun 1890 dalam suatu alat yang

disebut batch still oleh Williams Barnsdall dan William E.Abbott

di Tutisville Pennsylvania. Walaupun demikian baru diketahui

kemudian bahwa proses distilasi minyak bumi telah dilakukan

jauh sebelumnya di Rusia yaitu pada tahun 1735.

Perkembangan kilang minyak berlangsung terus-

menerus dengan diikuti oleh penemuan beberapa proses baru.

Demikian juga dengan adanya penemuan produk-produk baru yang

lebih berharga, sampai terbentuknya suatu kilang minyak

modern yang terintegrasi penuh seperti sekarang ini.

Penemuan beberapa proses pengolahan dalam kilang minyak dapat

dilihat pada Tabel 1.1.

1.2 Perminyakan Nasional

2

KEGIATAN BELAJAR I Jurusan

Minyak dan gas bumi sebagai kekayaan alam Indonesia

merupakan sumber daya energi yang sangat penting untuk

membangun perekonomian bangsa menuju cita-cita masyarakat

adil dan makmur. Oleh karena itu sesuai dengan UUD 1945 maka

kekayaan alam ini dikuasai oleh negara dan dipergunakan

sebesar-besarnya bagi kesejahteraan rakyat dan bangsa

Indonesia.

Pencarian minyak dan gas bumi dalam wilayah

Indonesia telah dimulai pada zaman Hindia Belanda tahun 1871

dengan dilakukannya pengeboran beberapa sumur di Jawa Barat,

namun belum menghasilkan sebagaimana yang diharapkan.

Secara kebetulan pada tahun 1883 oleh A.J. Zijlker

seorang administrator perkebunan tembakau menemukan tanda-

tanda adanya minyak di sekitar Telaga Tunggal/Telaga Said di

Langkat Sumatera Utara. Penemuan minyak yang pertama kali

oleh Zijlker terjadi pada tahun 1885.

Semenjak itu hingga sekarang minyak dan gas bumi

telah menjadi suatu usaha yang sungguh-sungguh untuk

meningkatkan perekonomian, baik untuk perusahaan minyak,

untuk pemerintah Hindia Belanda, kemudian untuk pemerintah

dan rakyat Indonesia sendiri. Sejarah lengkap perminyakan di

Indonesia sampai dengan awal kemerdekaan dapat dilihat pada

Tabel 1.2.

Tabel 1.1 Daftar Perkembangan Proses dan KilangTahun Proses Penemu

3

18601870190419111913

1914-1915

193019341936

1939

194019401941

194219491954

Batch StillContinuous StillSelective CondensationContinuous Pipe StillPressure Cracking StillContinuous ThermalCracking

Delayed CokingCatalytic PolimerizationCatalytic Cracking(continuous fixed bed)Alkylation (H2SO4)

Hydrogen ReformingButane IsomerizationContinuous CatalyticCracking: Moving bed & FCCUAlkylation (HF)Catalytic reforming, PtFluid Coking

Barnsdall & AbboutSamuel Van SyckleVan Dyke & IrishTrumbleBurton,csDubs, Cross & Cross,Holmes-ManleyStandard Oil CompanyUniversal OilProductHoudry

Anglo-Iranian/Humble/Shell/standardOil/TexasShell/Standard OilShell/UOP/PhlipsHoudry Process CorpStandard Oil DevUOP/PhilipsUniversal OilProductESSO

Tabel 1.2 Sejarah Perminyakan di Indonesia

No Tahun Peristiwa/Kegiatan

1

2

3

4

56

1871

1883 -1885

1889

1890

18911894

Pencarian minyak/pengeboran di MajalengkaJawa Barat oleh Jan Reerink dan Van Hoevel.Eksplorasi dan penemuan minyak yang pertamakali di Telaga tunggal/Telaga Said (Sumut)oleh A.J. Zijlker.1. Penemuan minyak di daerah Jawa Timur2. Pembangunan kilang Wonokkromo oleh DeDordtsche Petroleum Maatschappij

Konsesi Zijlker dialihkan ke perusahaanminyak De Konink lijk NederlandscheMaatschpij. Kilang Minyak Pangkalan Berandan mulaiberoperasi.1. Kilang minyak Balik Papan dibangun oleh

4

7

8

9

10

11

12

13

14

1516

17

18

19

20

21

22

23

24

1897

1889

1901

1904

1907

1911

1912

1921

19221923

1925

1926

1930

1933

1935

1936

1939

Shell Transport and Trading Company.2. Kilang Cepu dibangun oleh De Dordtsche

Petroleum Maat Schappij.Pemasangan pipa minyak sepanjang 145 kmdari Cepu ke Surabaya.1. Penemuan lapangan minyak Tarakan olehShell.2. Undang-undang perminyakan HindiaBelanda.Pemasangan pipa sepanjang 130 km dari Perlakke Pangkalan Berandan.1. Kilang minyak Plaju mulai beroperasi.2. Perubahan Undang-undang perminyakan.Penggabungan De Koninklijke dan Shellmenjadi Royal Dutch Shell dengan 3 anakperusahaan yaitu :1. BPM, untuk eksploitasi, produksi danpengolahan.2. Asiatic Petroleum, utnuk pemasaran.3. Anglo saxon Petroleum Co, untukpegangkutan. 1. BPM mengambil alih konsesi De Dordtsche

di Jateng dan Jatim termasuk kilangCepu dan Wonokromo.

2. Lapangan Samboja (Kaltim) ditemukanoleh BPM.1. Lapangan Bunyu (Kaltim) ditemukanoleh BPM2. NKPM mendapat konsesi didaerah Sumbagsel.1. Lapangan Talang akar Pendopoditemukan oleh NKPM2. NIAM didirikan oleh pemerintah Hindia

Belanda dan BPM untuk daerah konsesiJambi.

Kilang minyak Sungai Gerong didirikan.Lapangan Jambi mulai berproduksi dan diolaholeh Kilang Plaju.Standard Oil of New Jersey, induk perusahaanNKPM mendapat konsesi di Jawa, Madura danTAP.Kilang minyak Sungai Gerong mulaidioperasikan oleh NKPM.NPPM didirikan oleh Standard Oil Company of

5

25

26

27

28

293031

3233

34

35

36

37

1940

1941

1944

1945

1948

195719591961

19641965

1968

1969

1970

1971

California dengan Sumatera Tengah.Operasi NKPM dan Standard oil of New Jerseydi Hindia belanda digabung menjadi SPVM(STANVAC).1. NPPM mulai kontrak untuk blok RokanRiau.2. BPM dan STANVAC bersama Far Fasific

Invesment yang mewakili CALTEX membentukNNGPM untuk eksplorasi daerah Sorong(Irja).

1. NPPM dan Texas Oil Company (TEXACO)bergabung menjadi CALTEX.

2. NNGPM menemukan lapangan minyakKlamono.1. Lapangan minyak Sebanga (Riau)ditemukan CALTEX2. Lapangan minyak Wasian (Irja)ditemukan oleh NNGPM.3. Shell dan CALTEX menggunakan prosesAlkilasi H2SO4

1. Lapangan Sago dan Ukui ditemukan olehSTANVAC.2. Shell mengembangkan prosesIsomerisasi Butan1. Lapangan Andan Sungai Pulai dan

Sungai Keruh ditemukan oleh STANVAC2. Lapangan minyak Duri ditemukan olehCALTEX. Jepang melakukan eksplorasi menggunakanperalatan eks CALTEX.1. Didirikan PTMNRE-SU di SumateraUtara.2. Didirikan PERMIRI oleh para pejuangkemerdekaan.1. Karyawan minyak Cepu mendirikan PTMN,

kemudian diubah menjadi PTMRI-Cepu.2. PERMIRI membubarkan diri karena

wilayahnya diduduki oleh Belanda. Pembentukan PT.PERMINANV.NIAM berubah nama menjadi PT. PERMINDO1. PT. PERMINA berubah menjadi PN. PERMINA

dengan tugas utama bidang produksi.2. Didirikan PT.PERTAMIN dengan tugas utama

6

bidang distribusi dan pemasaran.3. Berdirinya PN. PERMIGAN.PN.PERMINA membeli saham NNGPM di Sorong.1. Seluruh kekayaan PT. Sheel diambilalih PN. PERMINA.2. PN. PERMIGAN diambil alih PN.PERMINA.3. Perubahan proses Isomerisasi Butan

menjadi Fluid Coking1. Pengabungan PN.PERMINA dan PN. PERTAMIN

menjadi PN. PERTAMINA berdasarkan PP27/1968.

2. Usaha eksplorasi/produksidikembangkan dengan sistim kontak bagi hasil dan kontrakbantuan teknik.Ditemukan minyak lepas pantai Arjuna didekat Pamanukan dan lapangan Jatibarang diJawa Barat.1. PN. PERTAMINA menerima asset kilang

Sungai Gerong dari PTSI.2. Ditemukan lapangan minyak lepas pantai

Cinta dan ATAKA dilepai pantai Kaltim.PN.PERTAMINA berubah nama menjadi PERTAMINA.

Era perminyakan di Indonesia sesudah kemerdekaan

dikelompokkan menjadi :

1. Masa perjuangan 1945 – 1950

2. Masa penyusunan kebijaksanaan Nasional 1950 – 1960.

3. Masa awal kebijaksanaan Nasional 1960 – 1966.

4. Masa pelaksanaan kebijaksanaan Nasional 1966 – 1976

5. Masa pemantapan kebijaksanaan Nasional 1976 – 1985

6. Masa depan minyak dan gas bumi Indonesia 1985 – sekarang.

Dalam perjuangan pada awal kemerdekaan Indonesia,

minyak bumi mempunyai peranan yang cukup besar seperti :

1. Sebagai BBM untuk penerbangan bagi pesawat tempur

Indonesia dalam peperangan.

7

2. Sebagai komoditi ekspor untuk menghasilkan devisa dalam

rangka menembus blokade ekonomi oleh Belanda.

3. Sebagai alat untuk memperlancar hubungan pemerintah

Republik Indonesia dengan negara tetangga.

Dengan berlakunya Undang-Undang Pertambangan

Minyak dan Gas Bumi Nomor 44 tahun 1960, maka sejak, itu

kekuasaan negara atas kekayaan alam minyak dan gas bumi

memperoleh bentuk hukum yang pasti, sehingga usaha untuk

menerapkan kebijaksanaan Nasional dalam bidang pertambangan

minyak dan gas bumi dapat dilakukan sepenuhnya oleh bangsa

Indonesia.

Berdasarkan Undang-undang Pertambangan tersebut maka

kebijaksanaan nasional tentang perminyakan dan gas bumi

meliputi :

1. Kegiatan eksplorasi dan produksi.

2. Kegiatan pemurnian dan pengolahan.

3. Pembekalan dalam negeri.

4. Pemasaran luar negeri.

5. Peningkatan usaha perkapalan dan telekomunikasi.

6. Usaha meningkatkan penelitian dan pengembangan.

7. Pengembangan jasa penunjang.

8. Keselamatan kerja dan lingkungan hidup.

1.2.1 Kontrak Karya.

Kontrak karya merupakan suatu perjanjian dengan

perusahaan asing bekas konsesi yang isinya mengatur tentang

pembagian hasil. Perjanjian ini menetapkan pembagian

keuntungan 60 % untuk pemerintah Indonesia dan sisanya 40 %

untuk perusahaan asing. Kecuali itu perusahaan minyak asing

8

juga berkewajiban memenuhi kebutuhan BBM didalam negeri

menurut perbandingan yang ditetapkan oleh pemerintah.

Disamping itu pula dalam rangka pengendalian ekspor minyak

ditetapkan pula bahwa harga ekspor minyak mentah dan hasil-

hasil pengolahannya harus mendapat persetujuan pemerintah.

Perusahaan asing yang menandatangani kontrak karya ini adalah

Shell, STANVAC dan CALTEX untuk jangka waktu selama 20 tahun.

1.2.2 Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing)

Dalam sistim kontrak bagi hasil, pembagian

keuntungan tidak lagi didasarkan atas hasil penjualan minyak

tetapi atas dasar produksi minyak yang dihasilkan. Seluruh

minyak mentah yang dihasilkan dibagi antara pemerintah dan

kontraktornya menurut perbandingan 65 % dan 35 %.

Dasar pemikiran kontrak bagi hasil adalah bahwa

manajemen minyak harus berada pada tangan bangsa Indonesia,

dengan demikian terjadi pengendalian operasi secara langsung

yang memberikan kesempatan untuk mengembangkan kemampuan

bagi perusahaan negara (PERTAMINA) dalam operasi perminyakan

yang melibatkan modal besar dan penggunaan teknologi tinggi

tanpa harus ikut menanggung resiko investasi yang sepenuhnya

menjadi tanggung jawab kontraktor.

9

A. Jawablah soal-soal di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Uraikan secara singkat tentang sejarah kilang minyak

pada dekade tahun 1871 s/d 1904 !

2. Jelaskan apa kepanjangan dari PERTAMINA !

3. Apakah manfaat kilang dalam memproduksi bahan bakar

minyak (BBM) ?

4. Sebutkan salah satu organisasi perminyakan yang

mengembangkan proses Batch Still & Continuos Still !

B. Berilah tanda huruf B bila pernyataan di bawah ini benardan berilah tanda huruf S bila salah di sebelah kananpertanyaan.

10

LEMBAR EVALUASI Jurusan PRE-TEST

1 Yang pertama kali menemukan minyak di sekitarTelaga Said di Langkat Sumatera Utara adalahWilliams Barnsdall dan Williams E.Abott

…………

2 Penemuan lapangan minyak Tarakan oleh Shellpada tahun 1889 …………

3 Pada tahun 1922 didirikan kilang minyak diCepu dan Wonokromo …………

4 Sejarah perminyakan di Indonesia sesudahkemerdekaan mempunyai peranan sebagaikomoditi ekspor untuk menghasilkan devisadalam rangka menembus blokade ekonomi.

…………

5 Sejarah pengilangan minyak di Indonesia padadekade tahun 1964 - 1971 merupakan berdirinyaPERTAMINA.

………..

A. Jawablah soal-soal di bawah ini dengan jelas dan singkat

!

1. Tuliskan 3 bukti sejarah yang membuktikan adanya

penemuan minyak di Indonesia !

11

LEMBAR EVALUASI Jurusan POST-TEST

2. Apakah yang membedakan kilang minyak yang ada di unit

Plaju/Sungai Gerong dengan kilang minyak yang ada di

Balongan/Indramayu ?

3. Buatlah suatu daftar perbedaan antara proses batc still

dengan continuous still menurut table berikut ini , atau

berdasarkan table yang anda buat sendiri, baik secara

kualitatif maupun kuantitatif !

No Uraian Batch Still Continuous

Still

1 Alat Utama …………………..…………………..…………………..

………………………………………………………

2 Produk Utama …………………..…………………..………………….

………………………………………………………

3 Kondisi Operasi …………………..…………………..…………………..

………………………………………………………

4. Jelaskan latar belakang mengapa minyak bumi dijadikan

sebagai alat revolusi pada awal kemerdekaan Indonesia !

5. Berikan contoh-contoh kilang minyak yang ada di

Indonesia !

B. Berilah tanda silang X pada satu jawaban yang anda anggappaling benar !

1. Minyak bumi di Indonesia pertama kali ditemukan oleh :

a. Williams Barndall c. Nelson

b. Williams E. Abbott d. A.J. Zijlker

2. Kilang minyak yang pertama kali beroperasi di Indonesia

pada tahun 1912 adalah :

12

a. Lapangan minyak Kaltim c. Kilang minyak

Sungai Gerong

b. Lapangan minya Sebanga, Riau d. Lapangan Minyak

Wasian, Irja.

3. Era perminyakan di Indonesia sesudah Kemerdekaan yang

dikelompokkan ke dalam tahun 1976 - 1985 adalah :

a. Masa penyusunan kebijaksanaan Nasional

b. Masa pelaksanaan kebijaksanaan Nasional

c. Masa awal kebijaksanaan Nasional

d. Masa pemantapan kebijaksanaan Nasional

4. Perbedaan kilang minyak di Indonesia untuk

memproduksi bahan baku menjadi produk terletak pada :

a. Bahan baku c. Proses

b. Peralatan d. Diagram alir

5. Fungsi bahan bakar minyak dalam pengilangan pada

zaman peperangan bangsa Indonesia adalah :

a. Sebagai komoditi ekspor untuk menghasilkan

devisa dalam rangka menembus blokade ekonomi Belanda.

b. Bahan pengisi tangki pada kendaraan perang.

c. Membiayai perang.

d. Alat ekspor negara.

C. Lengkapilah pernyataan di bawah ini dengan menuliskan hurufdari sekumpulan jawaban pada kolom sebelah kanan yang andaanggap paling benar !

1………. Bahan baku yang digunakan untuk pembuatan minyak bumi

A. NKPM

2………. Yang pertama kali mengoperasikan KilangMinyak Sungai Gerong

B. CALTEX

3……… Yang mendirikan lapangan minyak Duri,Riau

C. A.J.

Zijlker

13

4………. Eksplorasi dan penemuan minyak yangpertama kali di Telaga Said/TelagaTunggal

D.Pertamina

5……… Perusahaan Pertambangan Minyak dan GasBumi Negara

E. BPM

F. CrudeOilG. Stanvac

1. Ali Fasya Ismail, Ir. MEng., 1998. Minyak dan Gas Bumi sebagaiSumber Energi. Jurusan Teknik Kimia. Fakultas TeknikUniversitas Sriwjaya. Palembang.

2. Pertamina, 1990. Perkembangan Industri Perminyakan di Indonesia.Jakarta.

3. Pertamina, 1998. 40 Tahun Perkembangan Usaha Pertambangan Minyakdan Gas Bumi, Jakarta.

14

DAFTAR PUSTAKA Jurusan

PENGANTAR PENGILANGAN MINYAK DAN GAS BUMI

Tujuan Pembelajaran Umum (TPU) :

Memahami tentang seluk beluk pengilangan dan perminyakan

sebagai upaya untuk memahami lebih lanjut tentang peranan

bahan bakar minyak dan gas sebagai produk kilang.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan secara tertulis 3 fungsi utama

suatu kilang minyak.

15

KEGIATAN BELAJAR II Jurusan

2. Mahasiswa mampu menggambarkan 3 tipe kilang minyak dalam

bentuk diagram alir berdasarkan proses pengolahan minyak.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan tipe-tipe kilang minyak

Pertamina yang ada diseluruh Indonesia.

4. Mahasiswa mampu mengidentifikasi minyak berdasarkan produk

dari suatu kilang minyak.

5. Mahasiswa mampu menyebutkan macam-macam produk kilang

berdasarkan fraksi-fraksinya.

Lembar Informasi II : Pengantar Pengilangan Minyak dan Gas

Bumi

2.1 Fungsi Kilang

Fungsi utama kilang minyak bumi adalah :

16

KEGIATAN BELAJAR II Jurusan

1. Mengolah minyak mentah menjadi produk antara (intermediate)

atau fraksi-fraksi minyak, dan produk akhir kilang berupa

BBM dan non BBM.

2. Menyediakan BBM dan non BBM yang bernilai ekonomis dengan

persyaratan kualitas tertentu dan volume yang cukup besar

untuk dipasarkan.

3. Sebagai kekuatan social ekonomi bagi suatu negara yang

mempunyai sumber kekayaan alam berupa minyak bumi.

2.2 Macam-Macam Tipe Kilang

Berdasarkan proses pengolahan yang digunakan maka

kilang minyak bumi dapat diklasifikasikan menjadi suatu kilang

minyak yang :

1. Sederhana

2. Kompleks

3. Terintegrasi penuh

Suatu kilang minyak yang lengkap biasanya mempunyai

beberapa fasilitas pendukung berupa :

1. Instalasi tangki yang memadai untuk penyimpanan minyak

mentah, fraksi-fraksi dan produk akhir minyak

2. Pembangkit listrik

3. Peralatan angkutan material dan transportasi minyak

4. Unit perawatan dan pemeliharaan rutin selama 24 jam/hari

dan untuk 7 hari/minggu

5. Instalasi pengolahan air dan buangan

6. Unit untuk pencampuran produk akhir.

Suatu kilang sederhana biasanya terdiri dari :

1. Unit distilasi

2. Unit reforming dan

17

3. Unit pemurnian (treating),

dan mempunyai produk antara lain seperti LPG, mogas (motor

gasoline) , kerosin, gas oil dan fuel oil. Contoh diagram alir

kilang sederhana dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Kilang yang lebih lengkap menghasilkan produk yang

lebih banyak dan beragam jenisnya, serta memerlukan proses-

proses seperti : distilasi hampa, perengkahan dengan katalis

polimerisasi, alkilasi dan oksidasi aspal. Kilang yang

terintegrasi penuh menghasilkan produk BBM yang lebih banyak

lagi dengan proses yang lebih lengkap sebagai suatu kilang

modern. Contoh diagram alir kilang yang lengkap dan

terintegrasi penuh dapat dilihat pada Gambar 2.2.

2.3 Macam-Macam Produk Kilang

Produk kilang secara garis besar dapat

diklasifikasikan menjadi 6 kelompok besar yaitu :

1. Fraksi-fraksi gas.

Baik gas alam maupun gas-gas lain pada mulanya hanya

dipakai sebagai bahan bakar saja, tetapi sekarang dipakai

juga sebagai bahan baku pembuatan amoniak, pupuk dan

petrokimia lainnya.

Fraksi gas itu terdiri dari :

a. Gas Alam (LNG), terdiri dari 95 % CH4 dan lainnya

hidrokarbon ringan.

b. Gas ringan, utamanya mengandung C1 dan C2.

c. Gas buang (off gas), utamanya mengandung H2, H2S, SO2, C1

dan C2.

d. LPG, tediri dari campuran C3 dan C4.

2. Fraksi-fraksi ringan.

18

Distilasi

i

Reforming

Treating

Fraksi-fraksi ringan dapat diperoleh dari ujung atas

kolom distilasi merupakan minyak yang mempunyai berat

molekul lebih kecil, terdiri dari :

a. Gasoline, terdiri dari mogas (motor gasoline), dan avgas

(aviation gasoline).

b. Pelarut nafta dan kerosene.

c. Minyak jet (avtur = aviation turbin).

d. Minyak pemanas ringan (light heating oil),

3. Distilat-distilat.

a. Minyak diesel, teridiri dari ADO (Automotive Diesel

Oil) dan IDO (Industrial Diesel Oil).

b. Gas Oil

LPG

Gasoline

Kerosine Minyak Gas Oil Mentah

Fuel Oil

19

CDU

HVD

CC

TC

Reforming

Gambar 2.1 Diagram Alir Kilang Sederhana

Gas Fuel Gas L P G NaftaGasolin WWDKerosen Crude DewaxingLube/Wax ADOA D O

20

I D O IDOLube/Wax

LVGO Poly/Alkyl Plant

HVGO

Fuel Oil Residu Tar Flux

Gambar 2.2 Diagram Alir Kilang Lengkap

4. Minyak pelumas terdiri dari :

a. Oli mesin untuk kendaraan bermotor.

b. Pelumas untuk roda gigi.

c. Oli silinder, untuk pelumasan silinder mesin-mesin uap.

d. Oli netral, viskositas rendah, untuk campuran oli

mesin.

e. Bright Stock, viskositas tinggi, untuk campuran oli

mesin.

5. Gemuk dan Lilin

a. Lilin parafin

b. Petrolatum

c. Minyak gemuk

21

6. R e s i d u

a. Fuel oil

b. Kokas

c. Ter/Blankin

d. Aspal

e. Bubuk karbon (carbon black)

22


1. Apakah fungsi alat distilasi pada peralatan kilang

minyak sederhana ?

2. Apakah perbedaan kilang minyak sederhana dan kilang

minyak lengkap ?

3. Buatlah suatu diagram alir kilang minyak sederhana !

B. Lengkapilah pernyataan di bawah ini dengan memberikan hurufdari sekumpulan jawaban pada kolom sebelah kanan yang andaanggap paling benar !

1…….. Yang berfungsi memisahkan minyakmentah menjadi fraksi- fraksinya

A.Reforming

2…….. Yang dihasilkan dari proses reforming B. SO2

3…….. Gas alam yang merupakan bahan bakupembuatan amoniak

C. IDO

4…….. Bahan bakar yang sering digunakansebagai minyak diesel

D. Kokas

5…….. Pengubahan hasil intermediate menjadikerosin

E. LPG

6…….. Merupakan hasil residu padapengilangan minyak bumi

F. Treating

G.

23


DistilasiH. LNGI. H2


1. Jelaskan apakah fungsi utama dari kilang minyak bumi !

2. Sebutkan macam-macam tipe kilang minyak bumi !

3. Buatlah diagram alir kilang minyak secara sederhana !

4. Sebutkan masing-masing produk dari kilang minyak !

5. Sebutkan macam produk kilang minyak berdasarkan

fraksinya !

B. Berilah tanda silang (X) pada salah satu jawaban yang andaanggap benar !

24


1. Salah satu fungsi utama kilang minyak di bawah ini

adalah :

a. Mengubah minyak mentah menjadi produk samping.

b. Sebagai alat transportasi fluida

c. Mengolah minyak mentah menjadi produk antara

(intermediate)

berdasarkan fraksinya dengan produk akhir BBM

dan non BBM.

d. Sebagai fasilitas pendukung.

2. Salah satu produk kilang yang dihasilkan dari proses

reforming adalah

a. Gas oil c. Kerosene

b. LPG d. Fuel oil

3. Dari diagram alir kilang sederhana treating merupakan

proses untuk menghasilkan :

a. Kerosene c. LPG

b. Gasoline d. Pelumas

4. Gas alam LNG merupakan macam produk kilang yang

mengandung :

a. CH4 c. CH2

b. H2 d. NO2

5. Produk kilang yang terdiri dari produk-produk ringan

yang diperoleh dari kolom distilasi adalah :

a. Gas oil c. Fuel oil

b. Gasoline d. Paraffin

6. Produk kilang yang merupakan hasil distilat adalah :

a. Petroleum c. Minyak diesel

b. Kokas d. Fuel oil

25

7. Minyak diesel ADO yang dihasilkan dari produk kilang

pada diagram alir kilang diperoleh dari hasil :

a. Unit CDU c. Reforming

b. OCR d. Campuran C3 dan C4

8. Kandungan utama yang terdapat dalam LPG adalah :

a. CH4 c. N2 dan H2

b. C1 dan C2 d. Campuran C3 dan C4

26

1. Bland, W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum ProcessingHandbook, Mc-Graw Hill Book Co. New York

2 Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering. Mc Graw HillBook Co. Singapore.

27


KOMPOSISI MINYAK DAN GAS BUMI


Memahami tentang senyawa dan komposisi minyak dan gas bumi

ditinjau dari segi ilmu kimia organik.

Tujuan Pembelajaran khusus (TPK) :

1. Mahasiswa mampu menjelaskan pengertian struktur kimia

hidrokarbon sebagai komponen penyusun senyawa minyak dan

gas bumi.

2. Mahasiswa mampu menjelaskan komposisi minyak dan gas bumi

berdasarkan dasar penyusun minyak (oil base)

3. Mahasiswa dapat menjelaskan semua unsur dan senyawa

pengotor yang terkandung dalam minyak dan gas bumi.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan semua kemungkinan akibat yang

ditimbulkan oleh adanya senyawa pengotor didalam produk

BBM dan non BBM.

28

KEGIATAN BELAJAR III Jurusan

Teknik Kimia

Lembar informasi III : Komposisi Minyak dan Gas Bumi

3.1 Struktur dan Komposisi Minyak

Kebanyakan senyawa-senyawa yang terkandung di dalam

minyak dan gas bumi terdiri dari hidrogen dan karbon sebagai

unsur-unsur utamanya. Senyawa-senyawa tersebut disebut sebagai

senyawa hidrokarbon. Selain dari pada senyawa-senyawa tersebut

terdapat pula senyawa-senyawa lain dalam jumlah yang sedikit

yang mengandung unsur-unsur belerang atau sulfur, oksigen dan

nitrogen.

Komposisi minyak mentah dan gas bumi berdasarkan

unsur-unsur penyusunnya adalah sebagai berikut :

Karbon : 83,5 – 87,5 % berat

Hidrogen : 11,5 – 14,0 %

Sulfur : 0,1 – 3,0 %

29

KEGIATAN BELAJAR III Jurusan

Teknik Kimia

Oksigen : 0,1 – 1,0 %

Nitrogen : 0,01 – 0,3 %

Selain unsur-unsur di atas terdapat juga unsur-unsur logam

seperti vanadium, besi, nikel, khrom, posfor dan logam-logam

lain yang jumlahnya kurang dari 0,03 % berat.

Operasi-operasi pengilangan minyak secara fisis

seperti penguapan, fraksionasi dan pendinginan dilaksanakan

oleh adanya sejumlah besar penyusun minyak dan gas bumi,

sedangkan operasi-operasi kimiawi seperti pemurnian (treating)

dan filtrasi dilaksanakan oleh adanya senyawa-senyawa sulfur,

oksigen dan nitrogen, juga dilakukan oleh adanya sejumlah

kecil senyawa hidrogen reaktif yang mungkin terikat dalam

minyak dan gas bumi.

Di dalam minyak mentah dan gas bumi terdapat beberapa

kelompok senyawa-senyawa hidrokarbon dan masih ada beberapa

kelompok senyawa hidrokarbon yang lain yang dihasilkan oleh

proses-proses pengolahan minyak seperti perengkahan dan

hidrogenasi. Di antara minyak dan gas bumi mempunyai rumus

molekul seperti alkana (CnH2n+2), alkena (CnH2n) dan alkuna (Cn

H2n-2 ).

3.1.1 Kelompok Senyawa Hidrokarbon

Kelompok senyawa hidrokarbon yang terkenal ada di

dalam minyak dan gas bumi ada 6 kelompok yaitu :

1. Parafin yang merupakan senyawa alkana.

2. Olefin yang terdiri dari gugus alkena dan sikloparafin.

3. Naftalena yang terdiri dari hidrokarbon cincin jenuh

4. Aromatik yang terdiri dari hidrokarbon cincin tak jenuh

5. Diolefin terdiri dari dua ikatan rangkap yang tak jenuh dan

6. Asetilen

30

Kelompok senyawa parafin merupakan senyawa yang sangat

stabil dan mempunyai rantai lurus, seperti metan, etan,

propan, butan, pentan dan lain-lain. Kelompok senyawa olefin

atau juga disebut etilen terdiri dari senyawa rantai lurus

yang tak jenuh yang mempunyai ikatan rangkap menghubungkan dua

atom karbon. Kelompok senyawa olefin antara lain etena,

propena, butena dan lain-lain.

Kelompok senyawa naftalen mempunyai rumus molekul yang

sama dengan kelompok senyawa olefin, tetapi sangat besar

perbedaan sifat-sifatnya. Sernyawa naftalen adalah senyawa-

senyawa yang mempunyai cincin atau rantai melingkar yang

jenuh. Kelompok senyawa ini antara lain siklo propan, siklo

pentan, siklo heksan, siklo heptan dan lain-lain.

Kelompok senyawa aromatik yang sering disebut sebagai

kelompok senyawa benzen, merupakan senyawa kimia yang aktif.

Senyawa ini merupakan senyawa tak jenuh yang berbentuk cincin

atau rantai melingkar. Kelompok senyawa ini antara lain

benzen, naftalen, fenol, anilin dan lain-lain. Kelompok

senyawa diolefin hampir sama dengan senyawa-senyawa olefin

kecuali dua atom hidrogen yang hilang., atau dua ikatan

rangkap tedapat pada setiap molekulnya. Dua ikatan rangkap

tersebut menyebabkan senyawa ini aktif sekali. Senyawa

diolefin cenderung membentuk polimer atau berkombinasi dengan

molekul-molekul tak jenuh lainnya membentuk senyawa yang

mempunyai berat molekul yang lebih besar seperti getah minyak

(gum).

3.1.2 Klasifikasi Minyak dan Gas Bumi

31

Dahulu minyak dan gas bumi sering dipertimbangkan

sebagai larutan hidrokarbon parafin, tetapi survei literatur

menunjukkan bahwa asumsi itu tidak benar. Sekitar 85 % dari

minyak mentah (crude oil) di dunia diklasifikasikan menjadi 3

golongan yaitu :

1. Minyak dasar aspal (asphaltic base)

2. Minyak dasar paraffin (paraffinic base)

3. Minyak dasar campuran (mixed base).

Minyak dasar aspal mengandung sedikit lilin

paraffin dengan aspal sebagai residu utama. Minyak dasar aspal

sangat dominan mengandung aromatik. Kandungan sulfur, oksigen

dan nitrogen relatif lebih tinggi dibandingkan dengan minyak-

minyak dasar lainnya. Minyak mentah dengan dasar aspal sangat

cocok untuk memproduksi gasolin yang berkualitas tinggi,

minyak pelumas mesin dan aspal. Fraksi-fraksi ringan dan

menengah mengandung prosentase naftalen yang tinggi.

Minyak dasar parafin (paraffinic base) mengandung

sangat sedikit aspal, sehingga sangat baik sebagai sumber

untuk memproduksi lilin paraffin, minyak pelumas motor dan

kerosin dengan kualitas tinggi. Minyak dasar campuran (mixed

base) mengandung sejumlah lilin dan aspal secara bersamaan.

Produk yang dihasilkan minyak dasar ini lebih rendah

kualitasnya dibandingkan dengan dua tipe minyak di atas.

Disebabkan karena bervariasinya produk dan fraksi minyak di

dalam berbagai minyak mentah yang berbeda-beda, maka terdapat

perbedaan yang menyolok dari sifat-sifat minyak tersebut.

Sifat-sifat umum minyak mentah dengan dasar yang berbeda dapat

dilihat pada Tabel 3.1.

32

Disamping penggolongan minyak berdasarkan senyawa

hidrokarbon dan ikatan molekul atom-atomnya, pengklasifikasian

minyak dapat juga didasarkan pada sifat penguapan, kadar

sulfur, berat jenis dan faktor karakteristik.

1. Klasifikasi menurut sifat penguapan

a. Minyak ringan (light oil), mengandung komponen fraksi ringan

lebih dari 50 % berat.

b. Minyak sedang (medium oil) mengandung komponen ringan

20 - 50 % berat.

c. Minyak berat (heavy oil) mengandung komponen ringan

kurang dari 20 % berat.

2. Klasifikasi menurut kadar sulfur

a. Minyak bumi kadar sulfur tinggi (ligh sulfur oil)

mengandung sulfur lebih dari 2 % berat.

b. Minyak bumi kadar sulfur sedang (medium sulfur oil),

mengandung sekitar 0,1 sampai 2 % berat.

c. Minyak bumi kadar sulfur rendah (low sulfur oil),

mengandung kadar sulfur kurang dari 0,1 % berat.

3. Klasifikasi berdasarkan berat jenis

a. Minyak ringan : berat jenis < 0,835

b. Minyak sedang : berat jenis 0,835 s/d 0,865

c. Minyak berat : berat jenis > 0,86

4. Klasifikasi berdasarkan faktor karakteristik

a. Parafin : K = 12,1 – 13,0

b. Intermediate : K = 11,5 – 12,1

c. Naftenik : K = 10,5 – 11,5

d. Aromatik : K = 9,8 - 10,5

K adalah faktor karakteristik yang didefinisikan

sebagai :

33

K = ,

Dimana TB adalah titik didih molar rata-rata (oF) dan

Spgr adalah berat jenis pada 60 oF.

Tabel 3.1 Sifat-Sifat Umum Minyak Mentah No Sifat-Sifat Minyak Dasar

ParafinMinyak Dasar

Aspal1.2.3.4.5.6.

7.8.9

Berat jenis, oAPIKandungan naftaBilangan Oktan naftaBau (odor) naftaKecenderungan asapkerosinKecendrungan ketukanminyak dieselTitik tuang pelumasKandungan minyak pelumasIndeks viskositaspelumas

TinggiTinggiRendahManisRendahRendah

TinggiTinggiTinggi

RendahRendahTinggiMasamTinggiTinggi

RendahRendahRendah

Fraksi-fraksi minyak seperti nafta secara umum

diklasifikasikan sebagai minyak ringan, kerosene dan gas oil

ringan (LGO=light Gas Oil) digolongkan sebagai distilat menengah,

gas oil hampa (VGO= Vaccum Gas Oil) bersama dengan residu

dinyatakan sebagai minyak yang tereduksi (reduced crude).

Tabel 3.2 menunjukkan indikasi yang berpengaruh terhadap

komposisi kimia fraksi utama yang dihasilkan oleh beberapa

minyak mentah.

Berdasarkan jarak titik didih tiap fraksi yang dihasilkan maka

susunan molekul menurut jumlah atom karbon dari fraksi dan

produk akhir kilang dapat dilihat pada Tabel 3.3.

Tabel 3.2 Komposisi Kimia Fraksi Minyak

34

Fraksi

50 %ASTM,

oF

Minyak DasarParafin,% berat

Minyak Dasar Aspal

Para

f

Naft

a

Aromati

k

Paraf Nafta Arom UnS

GasolineKerosenGasOilDistilatBerat

280450600750

65602520

30305565

5101515

3525--

35506555

10256555

--22

Table 3.3 Susunan Hidrokarbon Fraksi/Produk Minyak dan Gas

Bumi

Fraksi/Produk Jarak Didih, 0C Jumlah Atom Karbondalam Molekul Minyak

Gas-gasGasolinNaftaKerosen danAvturDiesel dan FueloilGas oilFuel oil beratAtm residuVac Residu

< 30 30 – 210100 – 200150 – 250160 – 400220 – 345315 – 540

> 450> 615

C1 – C4

C5 – C12

C8 - C12

C11 – C13

C13 – C17

C17 – C20

C20 – C45

> C30

> C60

3.2 Senyawa-Senyawa Pengotor

Sebagaimana diketahui bahwa senyawa-senyawa

pengotor yang tidak diinginkan ada dalam minyak dan gas bumi

adalah senyawa sulfur atau belerang yang terkandung dalam

minyak mentah maupun dalam produk akhir dan fraksi-fraksinya.

Tipe senyawa-senyawa sulfur yang sering dijumpai dalam minyak

35

bumi adalah hidrogen sulfida (H2S), merkaptan yang terdiri

dari metil dan benzil merkaptan, metil sulfida dan normal

butil sulfida, metil disulfida, sulfida-sulfida siklis, alkil

sulfat, asam sulfonat, sulfoksida, sulfon dan tiofen.

Senyawa-senyawa sulfur tersebut dianggap pengotor

dan pengganggu karena mempunyai sifat korosif, berbau tidak

enak atau merangsang, dan mempunyai karakter yang mudah

meledak. Korosif karena adanya sulfur dalam jumlah yang

sedikit pada produk akhir disebabkan karena produk tersebut

dipakai pada suhu rendah, dimana pada suhu tersebut terdapat

beberapa senyawa yang korosif terhadap logam-logam yang

komersil. Senyawa sulfur yang mempunyai titik didih rendah

cenderung terkonsentrasi di dalam gasolin pada waktu proses

pengolahannya, dan oleh karena itu sifat korosif jarang sekali

terdapat pada produk yang mempunyai titik didih tinggi. Bau

yang selalu menjengkelkan terdapat pada senyawa-senyawa yang

mempunyai titik didih rendah atau senyawa-senyawa sulfur dalam

bentuk gas seperti hidrogen sulfida (H2S), sulfur dioksida

(SO2) yang keluar melalui cerobong asap, merkaptan yang

mempunyai atom karbon sampai 6 buah (titik didih sekitar 400oF), sulfide sampai dengan atom karbon (titik didih sekitar

350 oF) dan metal disulfide (titik didih sekitar 243 oF).

Prosentase sulfur di dalam minyak mentah bervariasi mulai dari

nol untuk minyak mentah yang mempunyai o API tinggi sampai

dengan 7,5 % dalam minyak mentah berat. Berarti bahwa pada

minyak yang mengandung prosentase sulfur sedemikian tinggi

maka separuh dari senyawa-senyawa yang dihasilkan dari minyak

mentah itu akan mengandung senyawa sulfur.

36

Minyak mengandung oksigen dalam bentuk asam-asam

naftenat, fenol, asam karbonat, aspal dan resin. Kandungan

oksigen dalam minyak bumi tidak lebih dari 3 %. Dalam fraksi

yang mempunyai titik didih rendah akan dijumpai fenol dan asam

karbolik dalam jumlah yang sangat kecil. Minyak yang

mengandung hidrokarbon naftenik tinggi biasanya mengandung

asam naftenat yang tinggi. Jumlah asam naftenat yang ada dalam

fraksi gas oil berat adalah maksimum dengan berat jenis 0,96 –

1,0. Asam-asam tersebut larut dalam alkohol dan produk-produk

minyak dan tidak larut dalam air. Asam ini adalah suatu cairan

dengan bau yang tak sedap dan menyebabkan korosi terhadap

logam-logam, seng, timah putih, tembaga dan besi.

Nitrogen yang ada dalam minyak adalah dalam bentuk

senyawa-senyawa basa seperti piridin, piridin yang

terhidrogenasi, dan sebagainya. Komposisi minyak yang

mengandung senyawa nitrogen tidak diketahui, tetapi mempunyai

berat jenis sama dengan 1 dan mempunyai bau yang sangat tidak

sedap.

Senyawa lain yang terkandung dalam minyak adalah

aspalten dan resin yang terdiri dari resin netral, asam-asam

aspalten dan aspaltenat dan anhidridanya. Resin netral dapat

berbentuk cairan, setengah padat dan kadang-kadang berbentuk

padatan. Resin-resin tersebut membentuk komposisi kimia minyak

yang mengandung resin dan aspalten adalah hidrokarbon

aromatik, naften dan parafin.

37

A. Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Sebutkan senyawa utama yang terkandung dalam minyak

dan gas bumi !

2. Jelaskan apa yang dimaksud dengan crude oil,

asphaltic base dan mixed base !

38


3. Sebutkan unsur-unsur dan senyawa pengotor apa saja yang

terkandung dalam minyak !

B. Berilah tanda silang X pada salah satu jawaban yang andaanggap benar !

1. Unsur utama yang terdapat di dalam minyak dan gas bumi

adalah :

a. Nitrogen c. Hidrogen-Karbon

b. Oksigen d. Sulfur

2. Komposisi senyawa oksigen yang terdapat dalam minyak

mentah dan gas bumi adalah :

a. 0,5 - 14,0 % c. 11,5 - 14,0 %

b. 0,01 - 0,3 % d. 0,1 - 1,0 %

3. Kelompok senyawa hidrokarbon yang mempunyai molekul

yang sama dengan kelompok senyawa olefin adalah :

a. Naftalen c. Parafin

b. Asetilen d. Propen

4. Kelompok senyawa aromatik yang berbentuk cincin dan

merupakan senyawa kimia yang aktif adalah :

a. Olefin c. Diolefin

b. Benzen d. Asetilen

5. Minyak dasar yang digunakan untuk memproduksi atau

sebagai sumber untuk memproduksi minyak pelumas motor

adalah :

a. Aspal c. Parafin

b. Crude oil d. Campuran H2 dan N2

6. Minyak bumi dengan kadar sulfur sedang adalah :

a. < 0,1 % berat c. 0,1 - 0,2 % berat

b. 0,1 - 2 % berat d. > 0,2 % berat.

39

7. Senyawa pengotor yang tidak diingini dalam minyak dan

gas bumi adalah :

a. Karbon dan hidrogen c. Oksigen

b. Sulfur dan belerang d. Naftalen

8. Senyawa pengotor yang terkandung dalam minyak bumi

mempunyai sifat :

a. Mudah meledak c. Reaktan

b. Katalis d. Korosif

9. Pengklasifikasian minyak dengan berat jenis > 0,86

tergolong :

a. Minyak ringan c. Minyak berat

b. Minyak sedang d. Minyak parafin

10. Untuk menghilangkan kandungan sulfur, oksigen dan

Nitrogen yang terdapat dalam minyak maka dlalkukan :

a. Reforming c. Treating

b. Cracking d. Distilasi

40

A. Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Sebutkan peranan senyawa hidrokarbon sebagai penyusun

senyawa minyak dan gas bumi !

2. Sebutkan unsur penyusun minyak mentah dan gas bumi !

3. Kelompokkan senyawa hidrokarbon yang ada didalam minyak

dan gas bumi !

4. Sebutkan klasifikasi minyak dan gas bumi berdasarkan

komposisinya !

5. Uraikan senyawa pengotor yang sering dijumpai dalam

produk BBM dan non BBM !

B. Berilah tanda huruf B apabila pernyataan di bawah ini benardan berilah tanda huruf S bila salah.

1. Kelompok senyawa yang terkandung didalam minyak dan gas

bumi

terdiri dari sulfur, Hidrogen dan Nitrogen.

( ……...)

2. Komposisi sulfur yang terdapat pada minyak mentah dan

gas bumi

41


berdasarkan unsur penyusunnya adalah 11,5 - 14,0 %.

( ……...)

3. Salah satu kelompok senyawa hidrokarbon yang

terdapat dalam

minyak dan gas bumi adalah paraffin yang merupakan

senyawa alkana

(………)

4. Kelompok senyawa olefin merupakan dua ikatan rangkap

yang

terdapat dalam setiap molekulnya.

(………)

5. Minyak dasar aspal mengandung 85 % lilin, paraffin

dengan aspal

sebagai residu.

(………)

6. Minyak dasar paraffin merupakan bahan dasar untuk

memproduksi

lilin parafin.

(……..)

7. Minyak mentah dengan dasar aspal sangat cocok untuk

memproduksi gasolin yang berkualitas tinggi.

(……….)

8. Berdasarkan klasifikasi kadar sulfur, minyak bumi

dengan kadar sulfur

sedang adalah 0,1 - 5 % berat.

(………)

9. Kemungkinan yang ditimbulkan oleh adanya senyawa

pengotor yang

42

terdapat didalam produk BBM dan non BBM adalh

berkurangnya

kualitas gasoline yang dihasilkan

(………)

10. Merkaptan dan H2S merupakan unsur dan senyawa pengotor

yang terkandung dalam minyak

(………)

43

1. Bland W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum ProcessingHandbook, Mc-Graw Hill Book Co. New York.

2 Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering, Mc Graw HillBook Co. Singapore.

3. Pandey G.N., 1994. A Textbook of Chemical Technology. Volume II(Organic). Vikas Publishing House PVT Ltd. New Delhi.

44


ANALISIS MINYAK DAN FRAKSINYA


Mengetahui cara-cara melakukan pemeriksaan terhadap minyak dan

produknya untuk menentukan spesifikasinya.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan bermacam-macam metoda analisis

minyak dan fraksinya.

2. Mahasiswa mampu menggunakan alat untuk mengukur sifat-sifat

minyak dengan metoda pemeriksaan rutin di Laboratorium.

45

KEGIATAN BELAJAR IV Jurusan

3. Mahasiswa mampu menguraikan persyaratan-persyaratan minimal

yang harus dipenuhi dalam spesifikasi produk kilang

minyak.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan karakteristik yang dimiliki

oleh minyak yang menyatakan kualitas minyak tersebut.

Lembar Informasi IV : Analisis Minyak dan Fraksinya

4.1 Metoda dan Macam- Macam Pemeriksaan Lab.

Metoda yang banyak dipakai untuk melakukan pemeriksaan

terhadap minyak dan produknya adalah :

1. ASTM (American Standard for Testing Material).

2. API (American Petroleum Institute)

46

KEGIATAN BELAJAR IV Jurusan

3. IP ( Institute du Petrol)

4. ISI ( Indian Specification Institute)

Macam-macam pemeriksaan rutin yang dilakukan di

laboratorium dimaksudkan untuk melakukan pengawasan dan

pengendalian pada proses dan operasi pengilangan terutama

menyangkut kualitas produk yang dihasilkan.

Pemeriksaan rutin tersebut antara lain meliputi :

1. a. API Gravity dan Berat Jenis (specific gravity)

Berat jenis dan oAPI gravity menyatakan densitas

atau berat persatuan volume sesuatu zat. oAPI dapat diukur

dengan Hidrometer (ASTM D 287), sedangkan berat jenis dapat

ditentukan dengan piknometer (ASTM D 941 dan D 1217).

Pengukuran o API gravity dengan hydrometer dinyatakan dengan

angka 0 s/d 100. Hubungan o API gravity dengan berat jenis

adalah sebagai berikut :

o API = atau BJ =

satuan berat jenis dapat dinyatakan dengan lb/gal atau

lb/barrel atau ton/m3. Tujuan dilaksanakan pemeriksaan

terhadap oAPI gravity dan berat jenis adalah untuk indikasi

mutu minyak dimana makin tinggi oAPI atau makin rendah

berat jenis maka minyak tersebut makin berharga karena

banyak mengandung bensin. Sebaliknya makin rendah oAPI maka

mutu minyak makin rendah karena lebih banyak mengandung lilin.

Minyak yang mempunyai berat jenis tinggi berarti minyak

tersebut mempunyai kandungan panas (heating value ) yang rendah,

dan sebaliknya bila minyak mempunyai berat jenis rendah

berarti memiliki kandungan panas yang tinggi.

47

2. Tekanan Uap ( Reid Vapor Pressure)

Pemeriksaan tekanan uap RPV dilakukan dengan

metoda ASTM D 323 untuk produk-produk yang mudah menguap dan

tidak pekat seperti mogas (motor gasoline) dan bensin alam

(natural gasoline). Pemeriksaan dilakukan pada suhu 100 oF, dan

satuan tekanan uap ASTM dilaporkan sebagai lb/in2 atau psia.

Tekanan uap minyak yang sesungguhnya dilaporkan lebih tinggi

sekitar 5 – 9 % dari RVP.

Tekanan uap memberikan indikasi tekanan pada

minyak yang akan mengembang di dalam tempat tertutup, dan

tekanan ini sangat berarti bagi minyak yang mempunyai suhu

sedemikian rendah dan tidak dapat didistilasi pada tekanan

atmosfir. Pemeriksaan RVP sangat penting terutama :

a. Untuk keselamatan dalam transportasi minyak,

b. Untuk menghindari penyumbatan uap pada sistem umpan

gasoline,

c. Untuk perencanaan tangki penyimpanan minyak dan

d. Untuk menandai karakteristik mudah tidaknya start up pada

bahan bakar untuk motor yang menggunakan penyalaan dengan

busi.

RVP menggambarkan adanya kandungan komponen ringan berupa etan

dan propan.

3. Distilasi ASTM

Pemeriksaan distilasi laboratorium yang dilakukan

untuk gasoline, nafta, dan kerosene adalah dengan metoda ASTM-

D 86, untuk bensin alam dengan ASTM-D 216, dan untuk gas oil

dengan ASTM-D 158. Distilasi laboratorium dilakukan pada

48

volume 100 ml dengan kecepatan tetesan yang keluar adalah

5 ml/menit. Suhu uap mula-mula menetes (setelah mengembun)

disebut IBP (Initial Boiling Point). Suhu uap dicatat pada setiap 10 ml

tetesan yang terkumpul. Maksimum suhu yang dicapai pada hasil

distilasi 95 % dicatat sebagai End Point atau FBP (Final Boiling

Point).

Distilasi ASTM merupakan informasi untuk operasi di

kilang bagaimana fraksi-fraksi seperti komponen gasolin, bahan

bakar jet, minyak diesel dapat diambil dari minyak mentah yang

disajikan melalui performance dan volatilitas dalam bentuk

persen penguapannya.

4. Titik Nyala dan Titik Api

Titik nyala (Flash Point) adalah suhu dimana uap yang

berada di atas minyak dapat menyala sementara atau akan

meledak seketika kalau ada api, sedangkan titik api (Fire Point)

adalah suhu dimana uap yang ada di atas minyak akan cepat

terbakar seluruhnya secara terus menerus.

Titik nyala dan titik api menunjukkan indikasi jarak titik

didih , dimana pada suhu tersebut minyak akan aman untuk

dibawa tanpa adanya bahaya terhadap api (tidak terjadi

kebakaran). Peralatan yang umum dipakai untuk pemeriksaan

titik nyala dan titik api adalah Open Cup (ASTM-D92) dan Pensky-

Marten (ASTM-D93) untuk pemeriksaan minyak-minyak berat.,

sedangkan peralatan Tag-tester (ASTM-D56) dipakai untuk

pemeriksaan minyak-minyak ringan.

Minyak-minyak berat yang akan diperiksa dipanaskan

pada kecepatan 10 oF per menit, sedangkan untuk minyak-minyak

ringan pada kecepatan 1,8 oF/menit. Pada tiap pemeriksaan,

49

nyala api dimasukkan ke dalam uap selama interval waktu 30

detik, lalu suhu dicatat.

5. Warna (Color)

Warna minyak menunjukkan indikasi kesempurnaan

pada proses penyulingannya. Untuk minyak-minyak yang berbeda

jarak didihnya dan berbeda asal minyak mentahnya akan

mempunyai warna yang berbeda pula, akan tetapi hal-hal lain

dapat pula dibandingkan dimana warna menyatakan tingkat

kesempurnaan penyulingan. Produk-produk penyulingan yang

berwarna akan menunjukkan indikasi a) terjadinya peruraian

termis, b) masuknya material yang berwarna gelap seperti ter.

Perubahan warna oleh peruraian disebabkan karena suhu terlalu

tinggi, dan perubahan warna karena masuknya material gelap

biasanya disebabkan karena melubernya material itu kedalam

peralatan yang kapasitasnya telah maksimum.

Pemeriksaan yang dipakai pada pemeriksaan warna

gasoline dan minyak-minyak bakar adalah Saybolt Chromometer

(ASTM-D156) atau IP-87. Untuk pemeriksaan warna minyak-minyak

pelumas, minyak-minyak sekunder dan Petrolatum digunakan Union

Calorimeter(ASTM-D155). Secara visual minyak dapat dibedakan

seperti kuning untuk mogas, merah untuk premium , hijau untuk

avgas, biru untuk bensin 2 tak atau BB2L (bensin biru 2

langkah) dan jernih untuk minyak premix.

6. Viskositas

Viskositas suatu minyak adalah merupakan ukuran

ketahanan terhadap pengalirannya sendiri dan merupakan

indikasi adanya minyak pada permukaan bidang pelumasan.

50

Viskositas dapat didefinisikan sebagai gaya hambatan dalam

satuan dyne yang diperlukan untuk menggerakkan suatu bidang

datar yang luasnya 1 cm2 sejauh 1 cm dalam waktu 1 detik.

Pengukuran viskositas dimaksudkan untuk mengetahui kekentalan

minyak pada suhu tertentu sehingga minyak dapat dialirkan pada

suhu tersebut, terutama pada sistim pemipaan dan pemompaan

minyak diesel dan minyak pelumas. Pada umumnya makin ringan

minyak bumi maka makin kecil viskositasnya dan sebaliknya.

Peralatan yang dipakai untuk pemeriksaan

viskositas adalah Saybolt Universal Viscosity (ASTM-D88). Viskositas

yang dicatat adalah lamanya waktu pengaliran minyak dalam

suatu wadah dengan volume tertentu melalui suatu lubang

(orifice) tertentu pada suhu tertentu. Apabila t adalah

viskositas say bolt universal (dalam satuan detik), z adalah

viskositas dalam satuan centipoises dan s adalah berat jenis yang

diperoleh pada suhu yang sama, maka hubungannya adalah :

Viskositas kinematik, z/s = 0,219 t -

Pemeriksaan viskositas kinematik dilakukan dengan

ASTM-D445 atau IP-71 menggunakan viskometer kapiler, merupakan

suatu ukuran terhadap waktu pengaliran minyak yang melawan

gaya gravitasi dengan tekanan yang merata terhadap densitas

cairan. Angka viskositas dipakai sebagai dasar untuk

menentukan angka indeks viskositas, yaitu secara empiris

menggambarkan perubahan viskositas akibat perubahan suhu. Bila

indeks viskositas tinggi maka viskositasnya relatif tidak

berubah terhadap suhu, jika rendah berarti viskositasnya

sangat dipengaruhi oleh perubahan suhu.

51

7. Titik Kabut dan Titik Tuang.

Titik kabut (Cloud Point) dan titik tuang (Pour Point)

dimaksudkan untuk memperkirakan jumlah lilin yang terdapat

dalam minyak. Seperti diketahui bahwa semua minyak akan

membeku jika didinginkan sampai suhu yang cukup rendah, dan

oleh karena itu pemeriksaan ini tidak menunjukkan adanya

sejumlah lilin ataupun padatan lain di dalam minyak. Hal ini

berarti bahwa pada pemeriksaan tersebut terlihat bahwa

lilin akan meleleh di atas titik tuangnya sehingga

dapat dipisahkan dari minyak. Titik kabut ini sangat

diperlukan untuk minyak diesel HSD (High Speed Diesel) untuk

indikasi adanya penyumbatan lilin pada saringan minyak halus

(finer filter) sehingga mesin akan sulit beroperasi. Indikasi minyak

ini adalah makin rendah titik kabut maka makin banyak

kandungan lilin.

Titik kabut adalah suhu dimana terjadinya asap pada

dasar tabung reaksi (jar test) ketika minyak yang diperiksa

(sesudah dipanaskan) didinginkan tanpa pengadukan. Pemeriksaan

titik kabut ini dilakukan dengan metoda ASTM-D250 atau IP-219,

dimana minyak didinginkan minimum pada suhu 25 oF di atas

titik kabutnya.

Titik tuang adalah suhu dimana minyak tidak dapat

bergerak karena membeku selama 5 detik ketika dimiringkan atau

dituangkan setelah melalui pendinginan pada setiap interval 5oF. Pemeriksaan titik tuang dilakukan dengan metoda yang sama

dengan metoda titik kabut yaitu ASTM-D97 atau IP-15, dimana

minyak mula-mula dipanaskan sampai suhu 115 oF sehingga semua

lilin sudah terlarut, lalu didinginkan hingga suhu mula-mula

minyak sebelum dipanaskan (sekitar 90 oF). Titik tuang

52

biasanya dicatat lebih rendah 5 oC (8 – 10 oF) di bawah titik

kabutnya. Indikasi minyak ini adalah bahwa pada suhu yang

rendah minyak bakar (fuel oil) masih dapat dipompakan.

8. Karakteristik Ketukan atau Angka Oktan

Satuan intensitas ketukan dikenal sebagai angka

oktan (Octane Number) didefinisikan sebagai persen volume dari

iso-oktan (2,2,4 tri metil pentane) yang harus dicampurkan

dengan normal heptan dalam rangka untuk memberikan intensitas

ketukan yang sama terhadap minyak selama pengujiannya. Pada

mesin yang memakai busi, karakteristik anti ketukan digunakan

untuk menentukan gejala fisik, gejala kimiawi, perancangan

mesin dan kondisi operasi. Bila angka oktan dari suatu

gasoline terlalu rendah dari spesifikasi yang diperlukan

mesin, maka akan terjadi ketukan yang berakibat akan

menurunkan performance (daya guna) mesin tersebut sehingga

akan menyebabkan kehilangan tenaga dan kerusakan pada mesin.

Standar angka oktan untuk Indonesia adalah 88 untuk premium,

95 untuk premix dan 98 untuk super.

Metoda-metoda yang dipakai untuk pengujian agka oktan

antara lain ASTM-D908 atau D-2699 (research method) dan ASTM-D357

(Motor method) dipakai untuk mogas (motor gasoline), ASTM-D614

atau D-2885 (Aviation method) dipakai untuk minyak kapal terbang

baling-baling (avgas = aviation gasoline), dan ASTM-D909

(Supercharge Method) dipakai untuk minyak kapal terbang turbo jet

(avtur = avation turbine).

Angka Oktan Riset (RON = Research Octane Number)

ditentukan dengan suatu metoda yang mengukur tingkat anti

53

ketuk mogas dalam suatu mesin dengan silender tunggal pada

kondisi operasi ringan (ppm rendah).

Angka Oktan Motor (MON = Motor Octane Number) terdiri dari :

a. Angka oktan > 100 (ASTM-D909), disebut rich mixture performance.

b. Angka oktan <100 (ASTM-D2700), disebut weak micture performance.

Angka oktan dapat dinaikkan pada mulanya memakai

TEL (Tetra Ethyl Lead), sedangkan pada perkembangan sekarang TEL

sudah tidak diizinkan lagi karena mengganggu lingkungan, maka

formulasi gasoline menjadi :

a. Campuran-campuran komponen hidrokabon, eter alifatik,

alkohol alifatik, methanol maksimum 3% volume, dan aditif.

b. Mengandung oksigen tidak lebih dari 2 %.

c. Gasoline harus diolah dengan proses fisika dan kimia

sehingga menghasilkan bensin bebas timah hitam (timbal).

d. Komponen bahan aditif harus hanya mengandung karbon,

hidrogen dan salah satu dari elemen oksigen atau nitrogen.

Aditif yang dianjurkan oleh Shell pada tahun 1991 adalah

etanol maksimum 70% vol, MTBE (Metil Tersier Butil Eter),

ETBE (Etil Tersier Butil Eter), TAME (Tersier Amil Metil

Eter), DIPE (Di-Iso Propil Eter).

9. Uji Belerang (Sulfur)

Pemeriksaan terhadap kandungan sulfur di dalam

minyak dapat dilakukan dengan berbagai metoda antara lain :

a. ASTM-D90 untuk gasoline dan minyak-

minyak bakar, caranya adalah 10 gram minyak

dibakar pada sebuah lampu kecil dan hasil pembakarannya

ditarik melalui suatu larutan penyerap natrium karbonat.

Kandungan sulfur ditentukan dengan cara titrasi larutan

natrium karbonat tak terpakai.

54

b. ASTM-D129 untuk pemeriksaan sulfur di

dalam minyak bakar residu dan minyak mentah, dengan cara

oxygen bomb method.

c. ASTM-D130 untuk pemeriksaan sulfur

bebas dan senyawa-senyawa sulfur yang bersifat

korosif.

10. Pemeriksaan untuk bahan-bahan Bituminous dansetengah padat.

Pemeriksaan yang lebih umum untuk bahan-bahan

yang mengandung aspal adalah kelenturan (ductility), penetrasi,

titik cincin dan bola ringan dan pemeriksaan berat jenis.

Pemeriksaan kelenturan untuk aspal dilakukan dengan metoda

ASTM-D113. Kelenturan aspal adalah suatu pengukuran kapasitas

pemanjangan atau peregangan yang menunjukkan kemampuan zat ini

untuk mengalir, sehingga akan memperbaiki keretakan pada

permukaannya.

Pemeriksaan penetrasi dilakukan dengan metoda

ASTM-D5. Penetrasi memungkinkan suatu jarum atau kerucut untuk

menembus suatu zat tanpa gesekan mekanik. Penetrasi untuk

minyak-minyak gemuk (grase) dan petrolatum dilakukan dengan

metoda ASTM-D217. Minyak–minyak residu diuji penetrasi,

kelenturan, dan kelarutannya dalam CCl4 dengan metoda ASTM-D4.

Tahi minyak atau ter merupakan minyak yang dilapiskan pada

jalan yang belum diberi aspal, ditentukan titik nyala,

viskositas, dan distilasinya dilakukan dengan menggunakan

metoda ASTM-D462.

11. Getah Minyak (Gum)

55

Penentuan getah minyak didalam gasoline telah menjadi

suatu test yang menyulitkan. Metoda test yang digunakan adalah

ASTM-D381. Pengujian ini menunjukkan jumlah getah minyak yang

terdapat pada waktu pengujian dan jumlah deposit yang mungkin

terjadi pada pemakaiannya jika gasoline dipakai dengan segera.

Pemeriksaan untuk stabilitas getah (gum stability) dilakukan

dengan metoda ASTM-D525.

Pemeriksaan rutin laboratorium yang lain adalah :

a. Titik anilin (Aniline Point)

b. Bilangan setana (Cetane Number)

c. Indeks diesel

d. Titik asap (Smoke Point)

e. Bilangan cincin (Ring Number),

f. Indeks korelasi,

g. Nilai kalor,

h. Bilangan penetrasi,

i. Bilangan daya guna (Performance Number).

Titik anilin adalah suhu kesetimbangan yang minimum dimana

sejumlah volume anilin ditambahkan kedalam minyak sehingga

bercampur sempurna.

Bilangan Setana (cetane number) adalah % volume setana (C16H34)

dan metal naftalen yang equivalent dengan kualitas penyalaan

bahan bakar (minyak diesel) pada waktu pengujian.

Indeks Diesel (diesel index) didefisnisikan sebagai :

(titik anilin x oAPI gravity)/100

Bilangan setana atau indeks diesel menunjukkan

mudah tidaknya dilakukan start terhadap mesin pada suhu dan

tekanan mesin yang rendah pada operasi pembakaran sempurna.

Bahan bakar (diesel) yang mempunyai kualitas penyalaan yang

56

jelek akan menyebabkan tidak terjadi pembakaran (terjadi

letupan), pelapisan piston oleh minyak, pengotoran mesin oleh

deposit dan operasi pembakaran tidak sempurna.

Titik asap (smoke point) adalah tinggi nyala yang dapat

dihasilkan oleh lampu standar tanpa terjadi langat (jelaga).

Titik asap ini diperlukan dalam spesifikasi kerosin dan

minyak-minyak bakar.

Bilangan cincin (ring number) adalah menyatakan karakteristik

penyalaan minyak pada lampu, didefinisikan sebagai :

RN =

Indeks korelasi untuk minyak mentah menyatakan hubungan antara

titik didih dan berat jenis.

4.2 Spesifikasi Produk Kilang

Persyaratan yang diperlukan untuk menentukan

spesifikasi minyak, fraksi serta produk-produk kilang dimana

produk kilang yang lain berbeda satu sama lainnya. Pada

pembahasan topik ini akan dibahas tiga produk utama kilang

yaitu mogas, kerosin dan minyak diesel.

1. Mogas (Motor Gasoline)

Persyaratan umum untuk gasoline (dapat dilihat

pada Tabel 4.1) antara lain : a) bebas air, getah minyak dan

sulfur korosif, b) mempunyai ketukan uap yang minimum c)

pemanasan dan akselarasinya lebih mudah, d) mempunyai kualitas

anti ketukan, e) dapat diencerkan sendiri dalam silinder

mesin.

57

2. Bensin

Bensin sebagai bahan bakar pada motor bakar

haruslah berfungsi dengan memuaskan. Untuk maksud tersebut

maka gasoline harus mempunyai karakteristik sebagai berikut :

a) dapat terbakar secara halus dan pelan di dalam silinder

tanpa terjadinya letupan, b) mudah menguap sehingga cukup

tersedia campuran uap bahan bakar dan udara dalam silinder

apabila mesin dihidupkan dalam keadaan dingin, c) tidak mudah

begitu menguap didalam pompa atau pipa ketika mesin dalam

keadaan panas yang akan menyebabkan penyumbatan saluran minyak

ke karburator, d) dalam kondisi normal dan mesin panas, minyak

harus lebih mudah menguap sehingga mengurangi pengaruh

terbentuknya cairan dalam manifold mesin.

Persyaratan teknis yang diperlukan oleh gasoline tergantung

pada bilangan oktan minyak yang dipasarkan. Secara umum

persyaratan tersebut dapat dilihat pada Tabel 4.2.

3. Kerosin

Persyaratan kerosin sebagai bahan bakar dengan

kualitas standard dan kualitas industri dapat dilihat pada

Tabel 4.3.

Tabel 4.1 Persyaratan Teknis Mogas

No Karakteristik Premium, ON = 85 Super, ON = 98

1.2.3.4.5.6.7.

WarnaKorosiKestabilanOksidasiResidu penguapanTotal sulfurRVP, kg/cm2

Kandungan Timbal

Orange< No 1min 360 menitmaks 4 mg/100 mlmaks 0,25 %beratmaks 0,70maks 0,56 mg/l

Merah< No 1min 360 menitmaks 4 mg/100 ml maks 0,20 % beratmaks 0,70maks 0,80 mg/l

58

Tabel 4.2. Persyaratan Gasoline secara Umum

No Karakteristik Kualitas Standar Kualitas

Industri1.2.

3.4.5.6.7.8.

Keasaman organikKualitas pembakarana.Nilai Arang, mg/kg minyakb.Lengas padasemprong gelasWarna (ATM)Warna (say bolt), minKorosi, copper stripTitik nyala, oCTitik asap, minTotal sulfur, % berat

Nol

Maks 20 tidaklebih

Gelap dari warnaabu-abu

-21

< No 135

20 cmmaks 0,26

---

Gelap dariwarna abu-abu

5,0-

< No 135--

Tabel 4.3 Persyaratan Kerosin sebagai Bahan Bakar

Sifat-Sifat

Batasan Metoda ASTM

Titik nyala, oF, minUji pembakaran, jam,minKandungan sulfur, %,maks Warna, say bolt chromWarna setelahpembakaranFBP, oF, maksTitik kabut, oF

115 16 0,13

+ 21+ 16 572 5

D-56D-187D-129D-156D-156D-86D-97

Persyaratan kerosin yang terdapat dalam ASTM sama dengan

pengujian sifat-sifat minyak secara umum seperti yang terlihat

pada tabel di atas.

Persyaratan kerosin sebagai minyak bakar dan untuk

keperluan penerangan tergantung pada permintaan konsumen

ataupun ditentukan oleh pemerintah. Persyaratan seperti yang

tertera dalam Tabel 4.2. di atas ditentukan oleh Pemerintah

59

Federal India (ISI). ASTM tidak mempublikasikan spesifikasi

untuk kerosin. Kerosin yang banyak dipakai sebagai minyak

untuk keperluan rumah tangga tidak hanya harus mempunyai

kualitas pembakaran yang layak, tetapi harus juga aman untuk

dibawa dan dapat dipakai untuk keperluan lampu dan kompor.

Secara umum kerosin harus bebas dari air, zat aditif, getah

minyak dan zat-zat terlarut.

Kerosin yang lebih dikenal sebagai minyak pemanas

merupakan produk kilang yang murni mempunyai spesifikasi

standar yaitu :

oAPI gravity : 43 – 45

Jarak didih : 350 – 550 oF.

4. Minyak Diesel

Karakteristik yang utama dari minyak diesel adalah

kebersihannya, kualitas penyalaan, fluiditas, volatilitas dan

atomisasi. Kebersihan minyak diesel meliputi residu karbon dan

kandungan sulfur yang terdapat dalam minyak. Kualitas

penyalaan yang baik dinyatakan dengan pengukuran bilangan

setana (cetane number) atau indeks diesel yang ditunjukkan dengan

mudah tidaknya mesin di –start pada suhu rendah, tekanan mesin

yang rendah dan operasi mesin yang halus. Fluiditas dan

atomisasi minyak diesel ditandai dengan titik tuang (pour point)

dan viskositas minyak yang rendah, namun tidak sedemikian

rendah sehingga menyebabkan kesulitan pelumasan pada injektor,

kebocoran dan efisiensi yang rendah. Volatilitas minyak

ditandai dengan titik nyala, residu karbon, dan distilasi.

Secara komersil minyak diesel yang dijual di

Amerika Serikat dibagi dalam 4 kelas yaitu :

60

a. Kelas 1, untuk mesin diesel bus kota dan sejenis.

b. Kelas 2, untuk mesin diesel truk, traktor dan mesin-mesin

sejenis.

c. Kelas 3, untuk mesin diesel kereta api.

d. Kelas 4, untuk mesin diesel kapal laut.

Di Indonesia minyak diesel dijual dalam 2 kategori

yaitu minyak diesel untuk kendaraan bermotor (ADO= Automotive

Diesel Oil), dan minyak diesel untuk keperluan industri (IDO =

Industrial Diesel Oil). Persyaratan minyak diesel untuk

berbagai keperluan dari 4 klas dapat dilihat pada Tabel 4.4.

Tabel 4.4 Spesifikasi Minyak Diesel.

Karakteristik Kelas 1 Kelas 2 Kelas 3 Kelas 4

Gravity, oAPIViskositas pada 100OF Kinematik, cs Saybolt Univ, detKandungan Sufur, %beratTitik anilin, oFResidu Karbon, %Abu, %Bilangan setanaIBP, oFFBP, oF

41,9

1,84 32,1 0,142148,6 0,057 0,0005 51,1356542

37,3

2,54 34,6 0,223146,2 0,088 0,0009 50,0380600

34,8

2,74 35,2 0,287140,2 0,117 0,001 47,0388618

34,0

2,79 35,4 0,543 139,3 0,163 0,0023 46,7397622

61

A.Jawablah soal-soal di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Sebutkan macam-macam metoda analisis minyak bumi dan

jelaskan !

2. Uraikan apa yang dimaksud dengan :

a. oAPI Gravity

b. Titik Nyala

c. Angka Oktan

62


d. Titik Kabut

3. Apakah perbedaan metoda distilasi ASTM-D86 dan ASTM-

D158

B. Lengkapilah pernyataan di bawah ini dengan menuliskan hurufdari sekumpulan jawaban pada kolom sebelah kanan yang andaanggap paling benar.

1………. Metoda yang digunakan untuk pengukuran kelenturan aspal

A ASTM-D381

2………. Penentuan getah minyak dalam gasoline

B. ASTM D-90

3………. Mudah tidaknya dilakukan start terhadap mesin pada suhu dan tekananmesin yang rendah

C. Titik Tuang

4………. Metoda yang digunakan untuk menentukan gasoline dalam minyak bakar

D. ASTM-D 909

5………. Pemeriksaaan distilasi laboratorium yang dilakukan terhadap kerosin E. ASTM D-113

6………. Suhu dimana minyak tidak dapat bergerak karena membeku F.Index

Diesel 7………. Metoda yang digunakan untuk

pengujian angka oktan pada minyak kapal terbang

G. Angka Oktan

8………. Pemeriksaan sulfur dalam minyak bakar residu dan minyak mentah

H. ASTM-D86

I. ASTM D-158J. Titik Beku

63


A.Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Jelaskan metoda analisis minyak dan fraksinya !

2. Apa tujuan dilakukannya pemeriksaan rutin di

Laboratorium ?

3. Sebutkan macam-macam metoda pemeriksaaan terhadap minyak

dan produknya !

4. Sebutkan karakteristik yang dimiliki oleh minyak dengan

adanya angka oktan!

B. Pilihlah salah satu jawaban di bawah ini yang menurut anda paling benar !

1. Untuk mengetahui indikasi mutu minyak dimana minyak

tersebut banyak mengandung bensin, pemeriksaaan rutin

yang diperlukan adalah :

a. Warna c. Distilasi ASTM

b. Titik nyala d. oAPI

gravity dan berat jenis

2. Untuk menunjukkan adanya indikasi ukuran ketahanan

terhadap pengaliran minyak dan adanya minyak pada

permukaan bidang pelumasan maka pemeriksaan rutin yang

diperlukan adalah :

a. Titik kabut c. Warna

b. Viskositas d. o API

Gravity

3. Persen volume dari iso oktan yang harus dicampur

dengan normal heptan dalam rangka untuk memberikan

64

intensitas ketukan yang sama terhadap minyak selama

pengujiannya dinamakan :

a. Titik kabut c. Uji

belerang

b. Iso oktan d. Angka

Oktan

4. Karakteristik minyak dengan angka oktan > 100 disebut

:

a. Weak mixture performancec. Rich mixture performance

b. Angka oktan riset d. ASTM-D 614

5. Standar angka oktan untuk premium adalah :

a. 88 c. 90

b. 98 d. 95

6. Metoda yang dipakai untuk pengujian agka oktan pada

mogas adalah :

a. ASTM D 614 c. ASTM D-357

b. ASTM D-2885 d. ASTM-D269

7. Bilangan yang menunjukkan mudah tidaknya dilakukan

start terhadap mesin pada suhu dan tekanan mesin yang

rendah pada operasi pembakaran sempurna dinamakan :

a. Titik asap c. Titik anilin

b. Indeks diesel d. Indeks korelasi

8. Salah satu karakterisasi yang harus dimiliki oleh

minyak gasolin adalah:

a. Dapat terbakar secara halus c. Indeks

korelasi > 0,1

b. Titik anilin tinggi d. Angka

oktan 98

65

1. Bland W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum ProcessingHandbook. Mc-Graw Hill Book Co. New York.

66


2. Hancock, E.G., 1985. Critical Report on Applied Chemistry.Technology of Gasoline, Blackwell Scientific Publications.Oxford.

3. Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering, 4th ed, Mc GrawHill Book Co. Singapore.

4. Pandey G.N., 1994. A Textbook of Chemical Technology. Volume II(Organic). Vikas Publishing House PVT Ltd. New Delhi.

67

KEGIATAN BELAJAR V Jurusan

Teknik Kimia

EVALUASI PERSEDIAAN MINYAK DAN PRODUKSINYA


Mengetahui cara-cara mengevaluasi persediaan minyak dan

produknya yang ada dalam inventori melalui pengolahan

pendahuluan di dalam Pilot Plant berdasarkan karakteristik dan

sifat-sifat umum minyak.


1. Mahasiswa mampu memperkirakan jenis minyak yang akan

diolah berdasarkan data yang ada.

2. Mahasiswa dapat menentukan jenis minyak yang akan diolah

berdasarkan basis penggolongan minyak.

3. Mahasiswa mampu memanipulasi besaran fisik dari produk

yang dievaluasi untuk memperbaiki kondisi operasi.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan prinsip kerja alat pilot

plant.

68

Lembar Informasi V : Evaluasi Persediaan Minyak dan Produknya

5.1 Karakteristik Minyak Mentah

Karakteristik fisik, dan kimiawi minyak mentah dan

sifat-sifat produk ataupun fraksi yang dihasilkannya sangat

dipertimbangkan dalam persiapan pengolahannya. Karakteristik

minyak-minyak tersebut (minyak mentah, fraksi-fraksi dan

produk akhir) tergantung pada jenis minyak yang diolah yang

meliputi konsentrasi hidrokarbon, tipe minyak serta adanya

senyawa-senyawa pengotor. Hasil ini dimaksudkan untuk

mendapatkan efisiensi kilang yang tinggi dalam pengolahannya

sehingga operasinya lebih ekonomis, dimana proses

pengolahannya tidak atau kurang memerlukan pengolahan khusus

(treating) terhadap senyawa-senyawa pengotor yang dikandungnya.

Untuk melakukan proses pengolahan maka suatu kilang

memerlukan beberapa informasi terhadap minyak mentah yang

akan diolah menjadi fraksi-fraksi atau produk akhirnya.

Informasi tersebut dapat diperoleh dari data lab berupa

distilasi ASTM, maupun data crude oil dari Pilot Plant. Data yang

diperlukan terhadap analisis menyeluruh minyak mentah

meliputi bagaimana data diperoleh, bagaimana fungsi

69

KEGIATAN BELAJAR V Jurusan

perhitungan dari data primer, bagaimana interpretasi data

serta bagaimana cara menggunakannya.

Informasi yang diperlukan oleh kilang minyak antara lain :

1. Sifat-sifat dasar dan umum suatu minyak mentah.

Informasi yang diperlukan adalah oAPI, kandungan sulfur,

viskositas, titik tuang, warna dan kandungan

nitrogen.

2. Prosentase senyawa sulfur (impurities) seperti sulfur, garam

dan emulsi yang menyebabkan kesulitan pada proses

pengolahan nantinya.

3. Data operasi dan perencanaan.

Data yang diperlukan berupa kurva hubungan antara suhu

dan gravity versus persen distilasi seperti :

a. Kurva fraksionasi atau TBP (true boiling point)

b. Kurva kesetimbangan atau flash vaporization

c. Kurva oAPI atau berat jenis tiap fraksi hasil distilasi

4. Kurva sifat-sifat fraksi versus persen distilasi (mid

percent) sifat rata-rata beberapa fraksi versus persen

hasil yang akan dicapai.

Beberapa kurva sifat umum tersebut adalah :

a. Kurva viskositas fraksi minyak pelumas

b. Kurva bilangan oktan fraksi gasolin

c. Kurva titik anilin dari fraksi minyak pelarut, kerosin,

atau minyak

d. Kurva penetrasi residu aspal

e. Kurva viskositas residu distilasi

5. Data produk-produk akhir.

Informasi produk akhir diperoleh dari Pilot Plant baik berupa

batch still maupun semi batch still. Informasi yang diperoleh

70

meliputi sifat-sifat umum dan yield yang dihasilkan

melalui proses distilasi seperti kurva distilasi.

Berdasarkan data yang diperoleh dari informasi-informasi

tersebut di atas dapat diperkirakan jenis minyak yang akan

diolah. Untuk mengklasifikasikan minyak mentah dan

produk-produknya dapat dilakukan dengan mengetahui faktor

karakteristik, indeks viskositas, dll.

a. Faktor Karakteristik

Faktor karakteristik minyak dapat dihitung

berdasarkan definisi sebagai berikut :

K =

Dimana Tb adalah titik didih molal rata-rata, dan S adalah

berat jenis pada 60 oF. Faktor karakteristik sangat erat

hubungannya dengan viskositas, titik anilin, berat molekul,

suhu kritis, persen hidrokarbon, dll. Oleh karena itu hampir

semua data lab dapat dipakai memperkirakan faktor

karakteristik.

b. Indeks Viskositas

Indeks viskositas mempunyai skala 0 s/d 100 yang

menunjukkan kecepatan perubahan viskositas terhadap suhu.

Index viskositas 100 berarti minyak cenderung menjadi tidak

pekat pada suhu rendah atau menjadi encer pada kenaikan

suhu. Minyak-minyak dengan dasar parafin mempunyai indeks

viskositas hampir 100, sedangkan minyak-minyak dasar naften

mempunyai indeks viskositas sekitar 200, dimana proses

pemisahannya dapat menurunkan indeks viskositas minyak

71

asalnya. Indeks viskositas dapat ditentukan dengan mengetahui

viskositas say bolt pada 100 dan 210 oF.

c. Konstanta Viscosity – Gravity

Konstanta ini meliputi viskositas dan juga berat jenis

seperti terlihat pada hubungan berikut ini :

KVG =

Dimana G adalah berat jenis pada suhu 60 oF, dan V dalah

viskositas pada suhu 100 oF, persamaan tersebut pada umumnya

dipakai untuk minyak-minyak pelumas.

d. Indeks Korelasi

Indeks korelasi sebagaimana juga faktor

karakteristik mempunyai hubungan dengan titik didih dan berat

jenis, seperti terlihat pada korelasi berikut ini :

IK =

Dimana TB adalah titik didih mutlak skala Kelvin (oK), G

adalah berat jenis pada 60/60 oF. Berdasarkan faktor

karakteristik dan index viskositas maka minyak mentah dapat

dikelompokkan sebagai berikut :

Group Faktor Karakteristik Indeks Viskositas

I II

IIIIV

V

12,1 – 12,611,9 – 12,211,7 – 12,011,5 – 11,811,3 – 11,6

80 –100 60 –80 40 –60 20 –40 0 -

72

20

5.1.1 Tipe Minyak Mentah

Minyak bumi sangat bervariasi dalam komposisinya bila

dilihat dari berat jenisnya mulai dari bahan yang hampir

seperti gas dengan gravity 65 oAPI sampai ke bahan yang

setengah padat seperti aspal yang mempunyai gravity 10 oAPI.

Penggolongan minyak mentah dapat juga dilakukan dengan

melihat kandungan sulfur, yaitu 0,03 % pada minyak yang

mempunyai gravity sekitar 14 oAPI untuk minyak yang berasal

dari Irak.

Minyak mentah dapat pula digolongkan sebagai minyak

asam (sour) karena mengandung hidrogen sulfida. Minyak mentah

diklasifikasikan sebagai minyak masam jika mengandung

hidrogen sulfida terlarut lebih besar dari 0,05 ft3 per 100

galon minyak sebagai minyak masam, karena minyak tersebut

bersifat racun yang sangat membahayakan. Minyak-minyak yang

digolongkan masam berasal dari Amerika Serikat (Texas, New

Mexiko, Kansas, Wyoming, Arkansas) dan sebagian berasal dari

Timur Tengah. Minyak-minyak yang berasal dari California,

Venezuela dan Mexico mengandung sulfur tinggi, tetapi tidak

mengandung hidrogen sulfida sehingga tidak digolongkan

sebagai minyak masam. Bervariasinya karakteristik minyak

mentah menghasilkan produk yang beragam, dan bervariasinya

teknik pengolahan dan konversi yang digunakan pada kilang

yang berbeda, maka prosedur analisis comprehensive tidak

mungkin dipertimbangkan untuk dikembangkan dan distandarisasi

menjadi satu metoda. Prosedur dan cara perhitungan analsis

minyak mentah dapat dilihat pada Tabel 5.1 dan Tabel 5.2.

73

5.2 Evaluasi Produk Kilang

Sifat sifat dasar produk kilang dapat ditentukan

dari faktor karakteristik dan titik didih produk tersebut.

Besaran-besaran fisik dan sifat-sifat umum yang diperlukan

untuk mengevaluasi produk kilang adalah :

1. Sulfur dalam produk

Jumlah rata-rata sulfur dalam produk awal (straight

run products) berkait dengan jumlah sulfur yang terdapat dalam

minyak mentah yang diolah.

2. Titik nyala (flash point)

Perkiraan hubungan antara titik nyala dengan persen

jarak didih (0 – 10 %) dikemukan oleh Nelson sebagai

berikut :

Untuk fraksi distilasi = 0,64 T – 100

Untuk minyak mentah = 0,57 T - 100

Jarak didih yang lebar mempunyai beberapa pengaruh terhadap

titik nyala atau pada suhu penyalaan. Pada titik nyala atau

suhu penyalaan tekanan uap beberapa material adalah sebagai

berikut :

Material sangat mudah menguap……… 20 mm

Gasoline ……………………………………..… 14 mm

Kerosine, distilat, residu ………………….. 5 mm

Minyak-minyak pelumas …………………. 1 mm

Ketinggian tekanan uap mempunyai pengaruh terhadap penurunan

titik nyala, dan sebaliknya tekanan menaikkan titik nyala

74

Tabel 5.1 Kerangka Prosedur Analisis Rutin Minyak MentahNo Analisis Karakteristik

1. Penentuan minyak mentah Gravity, warna, kandungan Sdan N, viskositas, titiktuang.

2. Distilasi pada tekanan

Atm

1. Cut 10 fraksi distilatpada interval 25 oC dari50–275 oC.

2. Penentuan pada tiapfraksi, volume, gravity,indeks bias.

3. Distilasi pada tek 40

mm Hg

1. Cut 5 fraksi distilatyang diperoleh dariresidu distilasi atmpada interval 25 oC dari200 – 300 oC

2. Penentuan untuk tiapfraksi, volume,gravity, indeks bias,viskositas dan titikkabut.

4. Analisis residu Berat, gravity, residu

karbon

5. Perhitungan 1. Volume dan gravity :gasolin ringan, gasolindan nafta, distilatkerosin, gas oil,distilat pelumas danresidu.

2. Indeks korelasifraksi.

3. Spesifik dispersifraksi.

3. Tekanan Uap

Tekanan uap untuk gasoline pada jarak 8 – 14 RVP

kira-kira sama dengan persen butan di dalam gasoline dengan

75

tekanan 8 psi mengandung kira-kira 6,6 % butan, dan 12 – 14

psi tekanan uap gasoline mengandung kira-kira 14 % butan.

Tabel 5.2. Prosedur Pengujian dan Analisis Minyak dan

Fraksinya

Materialyang

Dianalisis

Sifat-sifat yangDitentukan Prosedur Pengujian dan

Kondisi

Minyakmentah

Berat Jenis Piknometer botol pada60/60 oF.

Warna ASTM –D1500Kandungan Sulfur ASTM-D129Kandungan Nitrogen KjeldahlViskositas ASTM-D88 (Saybolt)

ASTM-D445 (Fenske)Jika vis ssu < 50 detiktidak ada vis lain yangditentukan. Jika vis ssu50-99 detik pada 100 oFmaka vis juga ditentukanpada 77 oF. Jika vis ssu >100 detik pada 100 oF makavis juga ditentukan pada130 oF.

Titik Tuang ASTM-D97Fraksidistilatpada tekAtm

Berat Jenis Neraca Westphal pada 60/60oF.

Indeks Bias ASTM-D1218 pada 20 oC

Fraksidistilatpada tek40 mm Hg

Berat Jenis Piknometer pipet pada100/60 oF.

Indeks Bias ASTM-D1218 pada 20 oCViskositas ASTM-D445Titik Kabut ASTM-D97

Residu Berat Jenis Piknometer botol pada60/60 oC

Residu Karbon ASTM-D524 (ramsbottom)

4. Gravity

76

o API gravity atau berat jenis biasanya

dilaporkan sebagai bagian dari analisis minyak mentah atau

produk-produknya, dan karena itu tidak ada metoda perkiraan

secara cepat yang dapat digunakan. Bila faktor karakteristik

diketahui maka berat jenis atau oAPI gravity dapat dihitung

dengan persamaan :

bj =

5. Titik tuang dan titik beku

Suhu pembekuan tidak dapat diestimasi secara

teliti karena tidak ada cara umum untuk mengklasifikasi

minyak selain faktor karakteristik, indeks korelasi, titik

aniline dan sebagainya. Titik tuang biasanya lebih rendah

dari titik beku.

6. Viskositas

Jarak harga viskositas yang umum beberapa produk

kilang minyak ditentukan berdasarkan suhu minyak yang diukur.

Viskositas bukanlah sifat aditif. Apabila campuran 1% vol

minyak dengan viskositas 500 dan 1% vol minyak dengan

viskositas 100 pada suhu yang sama, secara resultan

viskositas campuran minyak tersebut bukanlah 300 tetapi

mendekati harga rata-rata sekitar 200 pada masing-masing 50 %

campuran.

5.3 Peralatan Evaluasi

77

Peralatan untuk mengevaluasi minyak mentah,

fraksi dan produk-produknya yang dilakukan dalam laboratorium

adalah distilasi TBP, distilasi ASTM, dan distilasi EFP.

Evaluasi minyak mentah dalam lab yang dilakukan dalam suatu

operasi yang mirip dengan kilang yang sesungguhnya disebut

Pilot Plant, sedangkan analisis minyak yang menyeluruh dan

definitif disebut dengan Crude Essay.

Pilot Plant pada prinsipnya adalah peralatan distilasi

yang disebut true boiling point distillation (distilasi TBP). Menara

distilasinya menggunakan 15 s/d 60 tray dengan ratio refluk

5/1. Distilasi TBP beroperasi secara batch pada tekanan

atmosfir atau pada tekanan hampa.

Distilasi ASTM dilakukan untuk produk minyak maupun

fraksinya secara batch tanpa tray dan refluks, serta

beroperasi pada tekanan atmosfir ataupun hampa, sedangkan

distilasi EFV (equilibrium flash vaporization) jarang dilakukan karena

mahal dan memakan waktu yang lama serta beroperasi pada

tekanan di atas atmosfir.

Macam-macam distilasi di Laboratorium :

1. Distilasi Engler (ASTM-D 86)

Percobaan dilakukan dengan 100 cc minyak pada

kecepatan pemanasan untuk tetesan pertama adalah 5 – 10 menit

dan selanjutnya dengan 4 – 5 cc per menit. Suhu uap yang

dicatat pada tetesan pertama disebut IBP (Initial Boiling Point) ,

selanjutnya suhu dicatat pada 5 cc, 10 cc dan seterusnya

setiap kenaikan 10%. Suhu uap maksimum pada tetesan hasil

akhir disebut FBP (Final Boiling Point).

Kekurangan distilasi ini adalah :

78

a. Labu godok tidak diisolasi dari udara sekeliling sehingga

refluks selalu berubah

b. Terdapat hidrokarbon yang mempunyai titik didih lebih

kecil dari IBP sehingga sulit menentukan persen

penguapannya

c. Tekanan operasinya rendah (1 atm) sehingga produk sedikit

karena belum terjadi perengkahan, proses perengkahan

terjadi pada suhu maksimum 700 oF

d. Angka hasil bukan angka pasti karena termometer tidak

sepenuhnya kena panas yang merata sehingga perlu dikoreksi

dengan stem thermometer.

2. Distilasi hampa (ASTM-D 1160)

Distilasi ini sama dengan ASTM-D 86, hanya

percobaan dilakukan pada tekanan hampa 10 mm Hg dan suhu

tinggi sampai dengan 1000 oF setelah dikoreksi terhadap

tekanan atmosfir. Kekurangan distilasi ini sama dengan

distilasi atmosfir, kecuali alat pengukur panasnya

menggunakan Thermo Couple dan stem koreksi tidak diadakan.

3. Distilasi TBP (distilasi 15/5)

Percobaan dilakukan pada menara fraksionasi dalam

pilot plant dengan 15 pelat dan ratio refluks 5 : 1. Kondisi

operasi adalah 600 oF dan tekanan 1 atm.

Diperolehnya informasi yang benar dari fraksi-

fraksi minyak yang dikumpulkan maka dari distilasi-distilasi

tersebut dapat dibuat grafik distilasi sebagai berikut :

a. Kurva % vol hasil distilasi terhadap suhu penguapan (true

boiling point), gravity dan viskositas.

79

b. Kurva % vol hasil crude terhadap gravity, angka oktan, dan

FBP dari beberapa fraksi gasoline.

c. Kurva % vol hasil crude terhadap gravity, viskositas, titik

tuang, titik aniline, dan kandungan sulfur dari

gasoline.

d. Kurva hasil dari crude terhadap gravity, viskositas, titik

tuang dari hasil bottom (produk bawah) atau crude yang

tidak menguap.

A. Jawablah pertanyaan-pertanyaan di bawah ini dengan jelasdan singkat !

1. Tuliskan informasi (data) apa saja yang diperlukan oleh

kilang untuk melakukan suatu proses pengolahan minyak

mentah sebelum minyak diolah menjadi produk-produknya !

Besaran fisik apa saja yang diperlukan untuk

mengevaluasi produk kilang ?

2. Jelaskan salah satu prinsip kerja alat Pilot Plant yang

ada di Lab saudara !

B. Pilihlah salah satu jawaban dari soal-soal di bawah inimenurut anda paling benar !

80


1. Informasi yang diperlukan oleh kilang minyak untuk

mengetahui sifat-sifat dasar dan umum suatu minyak

adalah :

a. oAPI c. Titik nyala

b. Berat jenis d. Density

2. Untuk mengklasifikasikan minyak mentah dan produk-

produknya dapat dilakukan dengan mengetahui :

a. Indeks bias c. Indeks viskositas

b. Titik tuang d. Gravity

3. Metoda yang digunakan untuk pengujian dan analisis

minyak dalam menentukan titik tuang adalah :

a. ASTM D-86 c. ASTM D-128

b. ASTM D-97 d. ASTM D-129

4. Peralatan kilang yang sering dipergunakan sebagai alat

penukar panas adalah :

a. Distilasi c. Evaporator

b. Reaktor d. Heat Exchanger

5. Peralatan yang sering digunakan untuk memisahkan

fraksi-fraksi minyak berdasarkan perbedaan titik didih

adalah :

a. Distilasi c. Tangki pemisah

b. Heat Exchanger d. Reaktor

6. Peralatan distilasi yang menggunakan tray 15 s/d 60

dengan refluk ratio 5/1 disebut :

a. Distilasi ASTM c. Distilasi TBP

b. Distilasi biner d. Distilasi multi komponen

7. Pada percobaan distilasi, suhu uap yang dicatat pada

tetesan pertama disebut :

a. FBP c. ASTM D-86

81

b. IBP d. TBP

8. Salah satu persyaratan yang diperlukan untuk

mengklasfikasikan minyak mentah dan produk-produknya

adalah :

a. Indeks viskositas c. Titik tuang

b. Titik didih d. Titik nyala

82


A. Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dan

singkat !

1. Besaran fisik apa saja yang diperlukan untuk

mengevaluasi produk kilang ?

2. Informasi apa saja yang diperlukan untuk mengolah

minyak mentah ?

B. Berilah tanda huruf B bila pernyataan dari soal-soal dibawah ini adalah benar dan berilah tanda huruf S bilasalah !

1.

Karakteristik fisik dan kimiawi minyak mentahdan sifat-sifat produk atau fraksi yangdihasilkan sangat dipertimbangkan dalampengolahannya.

……….

2.

Data operasi perencanaan dan besaran fisikdiperlukan oleh kilang minyak.

……….

3.

Karakteristik yang diperlukan untukmenganalisis penentuan minyak mentah adalahberat jenis, gravity dan volume.

………

4.

Suhu uap yang dicatat pada tetesan pertamadisebut Final Boiling Point (FBP) ……….

5.

Distilasi TBP adalah distilasi yangdipergunakan untuk menunjukkan nisbah refluk 5: 1

……….

83

1. Bland W.F. and Davidson, R.l., 1987. Petroleum ProcessingHandbook. Mc-Graw Hill Book Co. New York.

2. Maxwell, J.B., 1980. Data Book on Hydrocarbon : Application toProcess Engineering. The ESSO Series. D.Van Nostrand Company.New York.

3. Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering. 4th ed.McGraw Hill Book Co. Singapore.

4. Watskin, R.N., 1983. Petroleum Refinery Distillation. GulfPublishing Co. Houston Texas.

84


SIFAT FISIK MINYAK DAN PRODUKNYA


Memahami pengertian tentang sifat-sifat fisik minyak dan

produknya sebagai dasar untuk dapat melakukan perhitungan

tentang operasi pengilangan minyak bumi.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan pengertian dan peranan

kandungan panas yang dimiliki oleh minyak dan produknya.

2. Mahasiswa mampu menghitung soal sederhana yang berhubungan

dengan panas yang dikandung oleh minyak dan produknya.

85

KEGIATAN BELAJAR VI Jurusan

3. Mahasiswa mampu menjelaskan pengertian dan peranan

densitas, viskositas dan tegangan muka minyak dan

produknya.


dengan densitas, viskositas dan tegangan muka.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan pengertian dan peranan titik

didih, titik kritis dan tekanan uap minyak dan produknya.


dengan titik didih, titik kritis dan tekanan uap yang

dimiliki oleh minyak dan produknya.

Lembar Informasi VI : Sifat Fisik Minyak dan Produknya

6.1 Kandungan Panas

6.1.1 Panas Laten

86

KEGIATAN BELAJAR VI Jurusan

Panas jenis minyak/produknya didefinisikan sebagai

jumlah panas yang diperlukan untuk menaikkan suhu 1 derajat

dari sejumlah berat minyak/produknya. Berat jenis minyak atau

fraksi merupakan fungsi yang berbanding lurus dengan suhu,

dan juga tergantung pada berat jenis (specific gravity). Untuk uap

minyak yang mempunyai tekanan 0 – 1 atm maka panas jenisnya

dapat diperoleh dari Grafik 5-1 dan 5-2 Nelson atau Maxwell

halaman 88 – 91, sebagai fungsi dari oAPI gravity dan suhu

atau titik didih volume rata-rata (VABP = Volume Average

Boiling Point ). Untuk minyak yang mempunyai tekanan lebih dari 1

atm maka panas jenis dihitung dari diagram entalpi dengan

menentukan kemiringan garis (slope) hubungan antara entalpi dan

suhu pada tekanan dan suhu tertentu. Data panas jenis

tersebut dapat dilihat pada Section 7 Maxwell halaman 93 –

97.

6.1.2 E n t a l p i

Kandungan panas atau entalpi cairan dan gas-gas minyak

dapat diperoleh secara memuaskan dari Grafik 5-3 Nelson.

Untuk hidrokarbon ringan (parafin dengan titik didih rendah,

olefin dan aromatik) dapat diperoleh dari Section 7 Maxwell

halaman 98 – 113 berdasarkan entalpi sama dengan nol untuk

cairan pada – 200 o F. Untuk fraksi minyak berat dimana

komposisi hidrokarbon tidak diketahui, tetapi o API dan data

distilasi tersedia, maka entalpinya dapat diperoleh dari

Section 7 Maxwell halaman 114 - 127 berdasarkan entalpi sama

dengan nol dengan MnABP 200 o F - 800 oF.

Total panas pada tekanan atmosfir dapat dihitung

dengan menentukan panas yang dibutuhkan untuk pemanasan 1 lb

87

minyak cair sampai mencapai titik didih atmosfirnya,

penguapan cairan pada titik didih tersebut, dan pemanasan uap

sampai suhu tertinggi terakhir menggunakan panas jenis uap,

tetapi cara ini tidak dapat digunakan untuk tekanan hampa

atau kelewat tinggi (super atm).

6.1.3 Panas Laten Penguapan.

Panas laten penguapan yang lazim disebut panas

laten didefinisikan sebagai panas yang dibutuhkan untuk

menguapkan 1 lb cairan pada titik didihnya pada tekanan

atmosfir. Penguapan dapat terjadi pada tekanan lain atau suhu

lain. Panas laten berubah dengan berubahnya suhu atau tekanan

dimana terjadi penguapan. Panas laten pada tekanan atmosfir

untuk fraksi minyak bumi dapat dilihat pada Grafik 5-5 s/d 5-

9 Nelson.

Panas laten penguapan suatu senyawa adalah perbedaan

entalpi antara uap jenuhnya dengan cairan jenuh pada suhu

konstan dan dapat dinyatakan kedua-duanya sebagai fungsi suhu

atau tekanan uap.

Panas laten pada suhu tertentu dapat ditentukan berdasarkan

titik didih normalnya sebagai berikut :

= B T/TB

Dimana = Panas penguapan pada suhu T

B = Panas penguapan pada titik didih normal pada

TB

= factor koreksi yang diperoleh dari grafik 5-6

Buku Nelson.

6.2 Densitas, Viskositas, dan Tegangan Muka

88

6.2.1 Densitas dan Berat Jenis

Densitas didefinisikan sebagai berat persatuan volume,

dan pada industri perminyakan biasa dinyatakan dalam lb/gal.

Hubungan oAPI gravity dengan berat jenis adalah :

o API =

Perkiraan densitas produk-produk minyak bumi pada beberapa

suhu dapat diperoleh dari Grafik 5-14 Nelson. Densitas untuk

beberapa senyawa hidrokarbon jenuh dapat dilihat pada

Section 8 Maxwell halaman 138 – 142. Densitas untuk gas dapat

diperoleh dari sifat-sifat gas ideal atau gas sejati melalui

hubungan P-V-T.

6.2.2 V i s k o s i t a s

Hubungan antara viskositas dengan titik didih, oAPI

gravity dan faktor karakteristik dapat dilihat pada Grafik 5–

10 dan 5–11 Nelson. Perubahan viskositas karena tekanan dan

suhu dapat dilihat pada Grafik 4-43 dan 4-45 Nelson.

Penggunaan grafik-grafik tersebut dimaksudkan untuk

mengetahui viskositas pada dua buah suhu, atau untuk

mengetahui satu viskositas dan satu indeks viskositas.

Viskositas kinematik atau dalam satuan centipoise dapat

diperoleh dengan menggunakan persamaan-persamaan sebagai

berikut :

v = / = 0,219 t -

dimana t adalah viskositas Saybolt Universal dalam satuan detik,

adalah viskositas dalam satuan centipoise dan adalah

89

berat jenis, dimana semua besaran tersebut berada dalam suhu

yang sama.

Untuk viskositas uap kritis dan hidrokarbon ringan dapat

diperoleh dari Grafik 5-16 Nelson atau melalui persamaan

sebagai berikut :

c = 7,7

dimana M adalah berat molekul, Tc adalah suhu kritis dalam o

K, dan Pc tekanan kritis dalam satuan atm.

Viskositas untuk fraksi-fraksi minyak tertentu dapat dilihat

pada Grafik 5–17 s/d 5–20 Nelson.

6.3 Titik Didih, Titik Kritis dan Tekanan Uap

6.3.1 Titik Didih

Sifat-sifat fisik minyak mentah maupun produknya

mempunyai hubungan yang erat dengan titik didih rata-rata

seperti terlihat pada Tabel 6.1. Titik didih rata-rata (MABP

= Molal Average Boiling Point) lebih memuaskan dibandingkan

dengan data distilasi dalam persen cairan hasil penguapan

yang dialurkan dengan suhu penguapan. Hubungan titik didih

rata-rata dapat dilihat pada Grafik 5-4 dan 5-5 Nelson.

Titik didih rata-rata volumetrik (VABP = Volume

Average Boiling Point) langsung dapat dihitung dari data

distilasi dalam bentuk persen volume distilasi terhadap suhu

penguapan, baik pada distilasi TBP maupun distilasi ASTM

seperti terlihat pada Tabel 6.2.

Tabel 6.1 Hubungan Titik Didih dan Sifat Fisik

90

No Macam Titik Didih Sifat-Sifat Fisik

1

23

4

Titik didih rata-ratavolume (VABP)

Titik didih rata-rataberat (WABP)Titik didih rata-ratamolal (MABP)

Titik didih rata-rata(MeABP)

Viskositas dan panasjenis ( dan Cp)Suhu kritis nyata (Tc)Suhu kritis pseudo (T/Tc)dan ekspansi termis (kt)Berat molekul (M),faktor karakteristik(K), berat jenis (),tekanan kritis pseudo(P/Pc) dan panaspembakaran (Hc).

Tabel 6.2 VABP berbagai Minyak

JenisMinyak

Grafik DistilasiTBP ASTM

Minyakmentah

tv = tv =

Fraksi-

fraksi

tv = tv =

Titik didih rata-rata yang lain dapat dihitung

dengan menggunakan VABP serta sudut garis miring (slope) dari

grafik 5-4 dan 5-5 Nelson. Slope dapat dihitung dengan rumus

sebagai berikut :

S =

Hubungan antara titik didih rata-rata molal (MABP) dan titik

didih rata-rata volumetric (VABP) terhadap sifat- sifat fisik

lain seperti oAPI gravity, berat molekul, faktor

karateristik, suhu kritis dan tekanan kritis, dapat dilihat

pada Grafik 5-9 s/d 5-12 Nelson.

91

Faktor karakteristik yang ditentukan dari titik didih

rata-rata (mean average boiling point) dan oAPI gravity merupakan

petunjuk yang dapat dihubungkan dengan sifat-sifat lain

minyak bumi.

Harga K untuk bermacam-macam minyak adalah sebagai berikut:

1. Minyak Mentah

a. Minyak dasar parafin : 12,6 - 13,2

b. Minyak dasar olefin : 12,3 - 12,8

c. Minyak dasar diolefin : 11,6 - 12,1

d. Minyak dasar naften : 11,0 - 11,7

e. Minyak dasar aromatik : 9,8 - 11,0

2. Fraksi-Fraksi

a. Gasolin rengkahan : 11,5 – 11,8

b. Umpan perengkahan : 10,5 – 11,5

c. Stock recycle : 10,0 – 11,0

d. Residu rengkahan : 9,8 – 11,0

6.3.2 Tekanan Uap

Tekanan uap atau kecenderungan cairan untuk menguap

diikuti oleh proses–proses kondensasi, penguapan fraksionasi,

dan lain-lain diperlukan untuk menghitung koreksi titik didih

pada suatu tekanan yang berubah ke tekanan yang lain. Tekanan

uap campuran merupakan tekanan terendah yang diperlukan untuk

mencegah terjadinya penguapan pada suatu suhu tertentu.

Secara kualitatif pada tekanan yang rendah maka

tekanan uap merupakan petunjuk untuk menentukan kesetimbangan

antara uap dan cairannya. Hubungan tekanan uap dan suhu

penguapan senyawa hidrokarbon dapat dilihat pada Grafik 5-25

s/d 5-27 Nelson, atau pada Maxwell halaman 27 - 44 untuk

92

mengubah grafik distilasi pada tekanan rendah menjadi tekanan

basis 1 atm.

Apabila jarak antara tekanan uap sangat besar maka

diperlukan koreksi terhadap titik didih minyak berdasarkan

hubungannya dengan faktor karakteristik. Mekanisme koreksi

untuk faktor karakteristik tersebut adalah 10 oF pada tekanan

penguapan antara 0,1 mm sampai tekanan atmosfir.

Koreksi tersebut mempunyai hubungan sebagai berikut :

dt = - 2,5 (k-12) log P2/P1

dimana dt adalah koreksi suhu penguapan dalam oF, K adalah

faktor karakteristik dan P2/P1 adalah tekanan uap tertinggi

dan terendah dalam satuan mmHg.

6.3.3 Titik Kritis

Suhu dan tekanan kritis nyata (true critical temperature &

pressure) adalah titik dimana semua perbedaan antara fasa cairan

dan fasa uap tidak ada lagi. Pada titik tersebut komposisi

tersebut menguap sempurna pada suhu konstan, meskipun

tekanannya dinaikkan. Apabila tekanan dinaikkan, maka

komponen tersebut mengembun seluruhnya dan tidak dapat

diuapkan lagi meskipun suhunya dinaikkan. Mekanisme ini

merupakan fungsi sampai pada suatu titik tertinggi (baik

tekanan maupun suhu) dimana diperoleh komponennya tidak dapat

mengembun walaupun tekanannya diperbesar. Titik ini disebut

dengan Titik Kritis, dimana suhu dan tekanan pada titik itu

disebut suhu dan tekanan kritis. Tidak ada perubahan volume

yang terjadi jika suatu cairan diuapkan pada titik kritisnya,

dan tidak ada panas yang diperlukan untuk menguapkan cairan

tersebut.

93

Hubungan titik kritis dengan sifat-sifat fisik minyak

dapat dilihat pada Grafik 5-9 s/d 5-12 Nelson. Dalam kasus

kurangnya informasi terhadap sifat-sifat campuran minyak maka

diperlukan titik kritis pseudo yang didefinisikan sebagai

titik kritis rata-rata molekuler, yang digunakan untuk

menghitung suhu dan tekanan reduksi dalam campuran tersebut.

Suhu reduksi : Tr = T/Tc

Tekanan reduksi : Pc = P/Pc

Suhu dan tekanan pseudo tersebut digunakan untuk

mengetahui penyimpangan terhadap hukum-hukum gas ideal.

Sifat-sifat kritis ini dapat digunakan untuk mengetahui

sifat-sifat lainnya seperti terlihat pada Tabel 6.3.

Tabel 6.3 Hubungan Titik Kritis dengan Sifat Fisik

SifatKritis

BM Minyak GrafikMaxwell

AbsisGrafik

Parameter

True, Tc

Pseudo,Tc

Pseudo,Pc

True, Tc

> 100< 100> 100< 100

< 80

> 100semua

6-726-716-726-706-716-736-69

WABPWABPMABPMABPBM

MnABP-

GravityGravityGravityGravityKurvadasar

Gravity-

Pendekatan terhadap tekanan kritis nyata (TCP = True Critikal

Presure) merupakan ukuran yang baik terhadap dapat tidaknya

suatu menara distilasi melakukan fungsinya. Apabila kondisi

dasar (bagian bawah) suatu menara distilasi berada pada titik

kritisnya, maka tidak akan diperoleh fraksi-fraksi minyak

yang dapat ditarik dari menara distilasi tersebut.

Kondisi bawah menara distilasi harus ditahan

sekurang-kurangnya 50 oF di bawah titik kritisnya dan entalpi

94

dalam reboiler harus lebih besar dari 60 Btu/Lb. Data titik

didih dapat dicari dengan menggunakan Section 2 Maxwell

halaman 14 - 15. Untuk campuran hidrokarbon ringan yang

diketahui komposisinya maka titik didih rata-rata dihitung

secara aritmatik dari tabel sifat-sifat fisik, yaitu melalui

Section 1 Maxwell halaman 2 - 5.

95


A. Jawablah soal -soal di bawah ini dengan benar !

1. Jelaskan apa yang dimaksud dengan kandungan panas dari

suatu minyak bumi !

2. Apakah perbedaan antara panas laten, titik didih dan

titik kritis ?

3. Apakah peranan dari sifat-sifat di atas ?

4. Suatu minyak mentah pada suhu 70 oF, bila diketahui

massa minyak yang berpindah 140 gal/menit dengan entalpi

minyak 429 BTU.

Hitung panas laten dan densitas di atas !

5. Minyak bensin yang mempunyai titik didih sangat rendah

dengan density 56 oAPI, dipanaskan dan dipanaskan lagi

sampai lewat jenuh pada 500 oF pada tekanan 200 psia.

Apabila faktor karakteristik minyak 11,4 ; tentukanlah

beda entalpi dari minyak tersebut !

6. Tentukan beda entalpi antara cairan minyak pada 100 oF

dengan uapnya pada 500 oF, 20 atm suatu minyak yang

mempunyai komposisi sebagai berikut :

Komponen Fraksi Mol

C2H6 0,10

C3H8 0,50

C4H10 0,10

C2H4 0,05

C3H6 0,25

96

B. Lengkapilah pernyataan di bawah ini dengan menuliskanhuruf dari sekumpulan jawaban pada kolom sebelah kananyang anda anggap paling benar !

1………. Volume rata-rata yang dihitungberdasarkan titik didih

A.Viskositas

2………. Total panas yang dihitung denganmenentukan panas yang dibutuhkanuntuk pemanasan 1 lb minyaksampai mencapai titik didih

B. Panas Laten

3………. Berat minyak per satuan volume C. MABP4. ……… Titik didih rata-rata dari suatu

cairan minyak hasil TBPD. Titikdidih

5. ……… Suatu titik dimana semua perbedaanantara fasa cairan tidak ada lagi.

E. VABP

F. DensitasG. Titikkritis

97

A. Berilah tanda huruf B apabila pernyataan di bawah inibenar dan berilah tanda huruf S bila salah !

1 Jumlah panas yang diperlukan untukmenaikkan suhu 1 derajat dari sejumlahberat minyak/produknya dinamakan panaslaten

…………..

2 Panas yang dikeluarkan untuk menguapkan 1lb mol cairan pada titik didihnya disebutpanas penguapan

…………..

3 Panas laten adalah = B TB /T ………….4 Hubungan antara oAPI gravity dengan berat

jenis adalah oAPI = 141,5/Bj - 131,5 ……………5 Suatu titik tertinggi (baik tekanan

maupun suhu) jika komposisinya tidakdapat mengembun walaupun tekanandiperbesar dinamakan titik kritis.

…………..

6 Suatu minyak bumi mempunyai titik didihrendah dan densitas 56 oAPI dipanaskansampai temperatur 100 oF, tekanan 100psia, bila K = 11,4 maka beda entalpidari soal di atas adalah 100,2 BTU

…………..

7 Densitas minyak yang mempunyai gravity

98


29,3 oAPI pada 60 oF dan pada 600 oFadalah 45,3 oAPI.

………….

1. Maxwell, J.B., 1980. Data Book on Hydrocarbon : Application toProcess Engineering. The ESSO Series, D. Van Nostrand Company.New York,

2. Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering. 4th ed. McGraw Hill Book Co. Singapore.

99


PENGANTAR PROSES PENGILANGAN


100

KEGIATAN BELAJAR VII Jurusan

Memahami proses-proses secara umum tentang pengolahan minyak

mentah menjadi produk-produknya berdasarkan diagram alir yang

ada.

Tujuan pembelajaran Khusus (TPK) :

1. Mahasiswa mampu menjelaskan proses-proses dasar pengolahan

minyak mentah menjadi produk dan fraksinya.

2. Mahasiswa mampu menginterpretasikan data menjadi diagram

alir suatu proses pengolahan.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan 3 macam proses utama tentang

pemurnian produk dari senyawa-senyawa atau zat-zat

pengotornya.

4. Mahasiswa mampu membuat diagram alir salah satu proses

pemurnian berdasarkan uraian proses yang ada.

101

KEGIATAN BELAJAR VII Jurusan

Lembar Informasi VII : Pengantar Proses Pengolahan

7.1 Pendahuluan

Proses pengolahan minyak bumi sangat berbeda antara

satu kilang dengan kilang yang lain disebabkan karena

perbedaan jenis dan sumber minyak mentahnya. Walaupun cara

pengolahannya tersebut prosesnya sama namun metodanya

tergantung pada :

1. Jenis minyak yang diolah

2. Permintaan produk dan daerah pemasaran

3. Peralatan yang tersedia

4. Faktor-faktor pertimbangan ekonomis lainnya.

Produk-produk yang diharapkan dari suatu kilang dapat

berupa bahan bakar minyak (BBM) dan non BBM yang menunjukkan

perbedaan pemakaian metoda untuk memprosesnya.

Produk-produk tersebut antara lain :

1. Gas Kilang dan LPG, untuk bahan bakar industri dan rumah

tangga

2. Bensin atau gasolin (mogas), untuk bahan bakar motor.

3. Nafta dan Benzen, untuk pelarut/pembersih, pengencer

cat, dan untuk pencampur bahan bakar motor.

4. Minyak Jet, untuk bahan bakar pesawat jet atau mesin

turbin gas, dan untuk bahan bakar roket.

5. Kerosin, untuk minyak lampu, dan untuk keperluan rumah

tangga.

102

6. Distilat, minyak diesel, dan gas-oil, untuk bahan bakar

furnace (dapur industri), sebagai penyerap gas hidrokarbon,

dan untuk bahan bakar mesin/motor diesel.

7. Minyak pelumas (neutral oil, bright stock, cylinder oil), untuk

pelumas mesin-mesin.

8. Lilin (paraffin wax) untuk pembuatan kertas lilin, isolasi,

pak anti kebocoran, dan lain-lain.

9. Petrolatum, bahan dasar untuk pembuatan minyak gemuk.

10. Minyak bakar (Fuel oil), untuk bahan bakar industri.

11. Tar dan Aspal, untuk pembuatan jalan, pelapisan bahan-

bahan anti rayap.

12. Kokas, sebagai bahan bakar padat untuk keperluan

industri.

7.2 Proses Pengolahan Dasar

Proses pengolahan dasar sebagai proses utama untuk

mengolah minyak mentah menjadi produk dan fraksi-fraksinya

terdiri atas :

1. Pengolahan secara fisik, yaitu distilasi terdiri dari :

a. Distilasi Atmosferik

b. Distilasi Hampa

c. Distilasi Bertekanan

2. Pengolahan secara kimia, disebut juga sebagai proses

konversi atau reforming terdiri dari :

a. Proses Perengkahan (Cracking) terdiri dari :

Perengkahan Termis (Thermal Cracking)

Perengkahan Katalis (Catalytic Cracking)

Perengkahan Hidro (Hydrocracking)

b. Proses Pembentukan Kembali (Reforming) terdiri dari :

103

Reformasi Termis (Thermal Reforming)

Reformasi Katalis (Catalytic Reforming)

c. Proses Penggabungan molekul, terdiri dari :

Polimerisasi Katalis, yakni :

Polimerisasi Selektif dan Polimerisasi tidak

Selektif

Alkilasi Katalis, yang terdiri dari :

Alkilasi H2SO4 dan Alkilasi HF

7.2.1 Pengolahan secara Fisik

Proses distilasi dalam kilang minyak merupakan proses

pengolahan secara fisik yang primer yang mengawali semua

proses-proses yang diperlukan untuk memproduksi BBM dan non

BBM.

Proses distilasi/fraksionasi adalah proses untuk memisahkan

campuran yang terdapat dalam minyak mentah (crude oil) menjadi

komponen-komponennya atas dasar fraksi atau pemotongan (cut)

yang dibatasi oleh jarak titik didih tertentu, bukan atas

dasar titik didih masing-masing komponen. Proses distilasi

ini dapat menggunakan satu kolom atau lebih menara fraksinya,

misalnya residu dari menara distilasi atmosferik dialirkan ke

menara distilasi hampa, atau salah satu fraksi dari menara

distilasi atmosferik dialirkan ke menara distilasi

bertekanan. Fraksi-fraksi yang dapat ditarik dari kolom

distilasi/menara fraksionasi antara lain adalah sebagai

berikut :

Fraksi Jarak Didih, oF

Gas < 80

Nafta ringan 80 – 220

104

Nafta berat 180 – 520

Gas oil ringan 420 – 650

Gas oil berat 610 – 800

Residu > 800

Secara fundamental semua proses-proses distilasi

dalam kilang minyak bumi adalah sama. Semua proses distilasi

memerlukan beberapa unit peralatan penting seperti :

1. Pipe Still

2. Menara Fraksionasi

3. Kolom Stream Stripping

4. Penukar Panas (Heat Exchanger)

5. Pengembunan dan Pendinginan (Condenser dan Cooler)

6. Pompa dan Jaringan Pipa

7. Tangki Penampung dan Pengumpul

8. Instrumentasi

Untuk menghasilkan stok yang khusus diperlukan beberapa

pertimbangan seperti :

1. Jarak didih stok minyak yang

diinginkan.

Beberapa stok minyak mendidih pada suhu yang tinggi

dimana minyak tersebut tidak dapat diuapkan pada tekanan

atmosfir tanpa menguraikannya, sementara ada minyak yang

ditahan pada tekanan di atas atmosfir atau minyak tersebut

diuapkan pada suhu kamar.

2. Stabilitas minyak terhadap panas.

Meskipun jarak didih merupakan faktor yang sangat

penting, namun kepekaan terhadap panas atau suhu tinggi

harus dipertimbangkan.

3. Spesifikasi produk yang dihasilkan.

105

Contoh proses distilasi/fraksionasi di PERTAMINA UP III

Distilasi Atmosferik : 1. Crude Batterry (CB)

2. Crude Distiller (CD)

Distilasi Hampa : 1. High Vacuum Unit (HVU)

2. Vacuum Distillation Unit (VDU)

Distilasi Bertekanan : Stabilizer

7.2.2 Proses Konversi atau Transforming

Proses Konversi atau Transforming merupakan suatu

proses untuk mengubah fraksi tertentu menjadi produk-produk

lain yang mempunyai harga yang lebih tinggi yang terjadi

secara kimiawi.

Dasar proses konversi atau Transforming adalah terjadinya

perubahan susunan molekul hidrokarbon seperti yang terjadi

pada :

1. Proses Perengkahan, yaitu memotong rantai lurus dan

panjang menjadi rantai pendek dengan bantuan panas atau

katalis.

2. Proses Reforming dan Isomerisasi, yaitu merubah rantai lurus

menjadi rantai cincin atau rantai bercabang.

3. Proses Polimerisasi dan Alkilasi, yaitu penggabungan

beberapa molekul kecil menjadi suatu molekul yang lebih

besar.

1. Proses Perengkahan (Cracking)

Proses perengkahan (Cracking) adalah suatu proses

perubahan molekul hidrokarbon yang panjang dan lurus

dipotong-potong menjadi beberapa rantai yang lebih pendek.

Proses perengkahan merupakan dekomposisi molekul minyak berat

106

atau minyak yang mempunyai titik didih tinggi menjadi

komponen yang lebih ringan yang mempunyai titik didih rendah.

Pada suhu sekitar 680 oF, bahan-bahan umpan seperti gas oil,

fuel oil, dan ter apabila direngkah akan terurai menjadi gas,

bahan-bahan yang mudah menguap yang mempunyai jarak didih

seperti bensin (gasoline), dan residu atau kokas.

Perengkahan termis terdiri dari 2 macam proses yaitu :

a. Proses pembentukan kokas ((coking)

b. Proses pemecahan viskositas (visbreaking)

Perengkahan katalis dibedakan dari perengkahan termis

terutama pada pemakaian katalisnya yang dapat menahan produk-

produk aspal atau ter pada permukaan katalis dalam bentuk

kokas. Katalis yang digunakan adalah campuran silika (SiO2)

dan alumina (Al2O3).

Perengkahan katalis terdiri dari proses :

a. Fluidisasi

b. Termofor

c. Houdry

d. Houdry Flow

e. Sikloversi, yang tergantung pada cara penanganan

katalisnya.

Di antara proses-proses tersebut yang paling

banyak digunakan adalah proses FCCU (Fluidized Catalytic Cracking

Unit). Pada proses fluidisasi ini, umpan minyak dan katalis

saling terfluidisasi dan bersirkulasi antara reaktor dan

regenerator dimana katalis diregenerasi secara terus-menerus.

Perengkahan hidro merupakan proses gabungan antara

perengkahan dan hidrogenasi. Suhu reaksi lebih dari 350 oC

dan tekanan tinggi sampai dengan 200 atm. Katalis yang

107

digunakan untuk proses ini adalah nikel, platina, palladium,

kobal dan besi.

2. Reforming

Tujuan proses reforming adalah untuk merubah

senyawa hidrokarbon menjadi aromatik sehingga diperoleh

bensin dengan bilangan oktan yang lebih tinggi.

Contoh reaksi reforming adalah dehidrogenasi naftena sebagai

berikut :

CH3 – (CH2)4 – CH3 C6 H6 + 4 H2

Proses reforming terdiri dari Thermal Reforming dan

Catalytic Reforming.

Pada Catalytic Reforming, gasoline dan nafta umpan dipanaskan

sampai 500 oF dan dialirkan kedalam reaktor yang berisi

katalis secara seri. Karena reaksi adalah endotermis, maka

diperlukan penambahan panas melalui Heater di antara reaktor

untuk memenuhi suhu reaksi. Katalis yang digunakan adalah

logam platina yang dibalut dengan alumina (Al2O3).

3. Isomerisasi

Tujuan proses isomerisasi adalah untuk membentuk

hidrokarbon rantai cabang dengan bilangan oktan yang lebih

tinggi.

4. Polimerisasi

Tujuan proses polimerisasi adalah untuk membuat

bensin mobil (mogas) dengan katalis asam sulfat atau asam

fosfat.

Polimerisasi dapat dilakukan dengan satu macam umpan

(Polimerisasi Selektif) yaitu isobutan (iC4) atau butan (C4)

108

saja. Polimerisasi dengan umpan campuran disebut dengan

Polimerisasi tidak Selektif.

5. A l k i l a s i

Tujuan proses alkilasi adalah untuk memasukkan

gugus radikal alkil ke dalam suatu molekul, yaitu antara

olefin dengan iso parafin, menghasilkan bensin pesawat

terbang (avgas).

Reaksi yang terjadi adalah : CH3

│

│

CH3 – CH = CH -- CH3 + CH3 – CH – CH3 CH3 – C --

CH2 – CH -- CH3

CH3 CH3

CH3

butena iso butena2,2,4 trimetil pentana

(iso oktan, ON =

100)

Reaksi tersebut di atas dapat berlangsung dengan bantuan

katalis asam sulfat (H2SO4) atau asam flourida (HF) pada suhu

rendah (< 40 oC) dan tekanan rendah (1 - 10 atm).

Kebanyakan kilang-kilang minyak yang besar

memiliki proses-proses yang lengkap yang dikelompokkan dalam

urutan proses sebagai berikut :

109

1. Proses fraksionasi minyak mentah dalam proses topping (Unit

Distilasi Atmosfir) lalu diikuti dengan proses pelepasan

material yang mudah menguap dari produk-produk berupa gas,

kerosin, diesel, gas oil, dan residu (reduced crude).

2. Proses-proses dekomposisi dalam unit-unit perengkahan

termis, perengkahan katalis dan catalytic reforming.

3. Proses fraksionasi lanjutan dari produk-produk perengkahan

untuk menghasilkan gas, gasoline, LCGO (light cycle gas

oil), HCGO (heavy cycle gas oil), distilat perengkahan,

dan minyak bakar (fuel oil).

4. Proses stabilisasi produk-produk dari ketiga proses di

atas untuk menghasilkan gas, propan/butan/pentan, nafta

ringan, buten/butilen, alkilat, bensin rengkahan, poli

gasolin, gas oil dan ter.

5. Proses alkilasi dan polimerisasi dari produk-produk yang

sudah distabilkan seperti alkilat dan poli gasolin.

6. Proses absorpsi terhadap produk-produk gas hasil proses

stabilisasi untuk mendapatkan produk gas kilang, dan

minyak yang lebih bersih.

7. Proses blending atau pencampuran untuk mendapatkan produk-

produk akhir yang memenuhi spesifikasi yang dibutuhkan

oleh pasar atau konsumen.

7.3 Proses Pemurnian

Proses pemurnian adalah proses kimiawi yang

dimaksudkan untuk memisahkan atau mengurangi kotoran-kotoran

yang tidak diingini dalam produk yang akan dipasarkan.

Pengolahan tersebut meliputi perbaikan warna minyak,

stabilitas terhadap cahaya, bau, kandungan sulfur, jumlah

110

material padat seperti getah minyak (gum), korosi dan

komposisi.

Secara garis besar proses pemurnian terdiri dari :

1. Pengolahan dengan asam sulfat merupakan proses yang paling

banyak digunakan untuk memisahkan sulfur, mengendapkan

aspal dan getah minyak (gum), memperbaiki warna dan

stabilitas, dan untuk menghilangkan bau

2. Pengolahan sweetening, dimaksudkan untuk memisahkan merkaptan

dalam distilat-distilat yang masam (sour)

3. Proses desulfurisasi, dimaksudkan untuk menghilangkan

sulfur menjadi gas hidrogen sulfida (H2S)

7.3.1 Pengolahan dengan Asam Sulfat

Senyawa hidrokarbon jenis parafin dan naftenat dapat

bereaksi dengan asam sulfat 93 % pada suhu kamar. Pada suhu

dan konsentrasi asam yang tinggi akan menyebabkan kerusakan

pada isomer yang mempunyai rantai samping. Benzen sedikit

dapat bereaksi dengan asam sulfat 93 %, sedangkan toluen dan

silen lebih mudah bereaksi. Asam sulfat dapat dipakai untuk

memisahkan aromatik, yang ada dalam kerosin yang akan

menyebabkan nyala asap. Senyawa-senyawa olefin, diolefin dan

asetilen dapat bereaksi dengan asam sulfat 75 %. Pada suhu

dan konsentrasi asam sulfat yang tinggi akan menyebabkan

terjadinya polimerisasi pada olefin, dan pada suhu dan

konsentrasi asam yang rendah menyebabkan terbentuknya alkil

asam sulfat, ester dan alkohol sekunder maupun tersier.

111

Alkohol suku tinggi, dipolimer dan alkil asam

sulfat larut dalam distilat rengkahan, dan jika didistilasi

kembali maka alkil asam sulfat akan terurai menjadi alkohol,

sulfur dioksida (SO2) dan senyawa-senyawa berwarna. Senyawa-

senyawa sulfat tersebut larut dalam soda kostik, tetapi ester

tidak larut, dan pada suhu lebih besar dari 285 oF senyawa-

senyawa tersebut terurai menyebabkan kehilangan warna dan

terbentuk distilat. Asam sulfat juga dapat memisahkan atau

melarutkan bahan-bahan resin atau aspal yang mungkin terdapat

dalam hasil fraksionasi maupun hasil perengkahan yang jelek.

Senyawa-senyawa tersebut cenderung menghalangi pengkristalan

lilin dan pengolahannya dengan asam akan menaikkan titik

tuang (pour point). Senyawa-senyawa oksigen seperti asam naftenik

dan keton, dan senyawa-senyawa lain seperti alkohol dan

aldehid yang terbentuk pada proses oksidasi suhu tinggi dapat

dilarutkan oleh asam sulfat, tetapi apabila senyawa-senyawa

tersebut diencerkan dengan minyak maka pemisahannya tidak

akan sempurna. Senyawa-senyawa dengan basis nitrogen seperti

quinon atau piridin yang dihasilkan dalam jumlah sedikit pada

proses distilasi, mudah larut dalam asam sulfat encer.

Asam kuat (H2SO4 93 % atau lebih) diperlukan untuk memisahkan

merkaptan, demikian pula senyawa-senyawa alkil sulfida,

disulfida, dan senyawa-senyawa sulfat larut dalam asam

kuat. Alkil asam sulfat dapat larut dalam sejumlah minyak

tertentu.

Kecepatan pelarutan oleh asam sulfat terhadap

berbagai senyawa-senyawa pengotor dalam minyak bumi mempunyai

tingkatan sebagai berikut :

112

1. Senyawa-senyawa nitrogen seperti amina, amida dan asam-

asam amino,

2. Senyawa-senyawa alifatik,

3. Olefin,

4. Aromatik,

5. asam-asam naftenik.

Persyaratan atau kualitas asam sulfat yang dipakai untuk

melarutkan senyawa-senyawa pengotor dalam minyak bumi adalah

sebagai berikut :

1. Konsentrasi asam

Untuk pengolahan yang umum dipakai 60 oBe atau asam 93 %,

sedangkan pengolahan-pengolahan warna minyak ringan lebih

disukai konsentrasi asam yang encer. Untuk pengolahan

minyak pelumas digunakan asam sulfat 98 %. Asam kuat (93 –

100 %) dipakai pada suhu rendah (25 – 50 oF) untuk

memisahkan sulfur dalam gasolin dan senyawa hidrokarbon

aromatik dari minyak-minyak bakar. Untuk memperbaiki warna

sebaiknya digunakan asam dengan konsentrasi 93 %, tetapi

bila kandungan sulfurnya rendah akan lebih menguntungkan

bila menggunakan asam dengan konsentrasi 85 %. Asam lemah

juga berguna untuk memisahkan senyawa-senyawa dengan basis

nitrogen, dan untuk memperbaiki tanpa memisahkan senyawa-

senyawa tak jenuh.

2. Jumlah dosis asam

Jumlah (dosis) asam yang banyak akan menghasilkan warna

yang tidak baik dan akan menghilangkan senyawa-senyawa

aromatik dan hidrokarbon tak jenuh. Apabila asam dipakai

dalam jumlah atau dosis yang demikian besar pada minyak

pelumas akan menyebabkan kehilangan warna karena terbakar.

113

Dosis asam yang biasa digunakan adalah sebagai berikut :

a. Untuk gasolin alam, 2 lb/bbl

b. Untuk memisahkan sulfur dalam straight gasoline, 5 lb/bbl

c. Untuk distilat hasil distilasi bertekanan yang

mengandung sulfur yang tinggi dan minyak-minyak hasil

dari minyak mentah basis naftenik, 8 lb/bbl.

d. Untuk memisahkan kandungan sulfur yang tinggi dalam

minyak-minyak pelarut (solvent) , 0 – 5 lb/bbl.

e. Untuk pengolahan kerosin yang berasal dari minyak

mentah basis naftenik, 75 lb/bbl.

f. Untuk pengolahan minyak pelumas, 0 – 60 lb/bbl.

3. Suhu pengolahan

Suhu yang biasa dipakai pada berbagai operasi pengolahan

adalah sebagai berikut :

a. Untuk bensin ringan , 70 – 90 oF. Apabila dosis asam

digunakan dalam jumlah besar maka lebih baik dilakukan

pada suhu yang lebih rendah lagi.

b. Untuk bensin rengkahan (cracked gasoline) , 60 – 90 oF.

Apabila dilakukan pengolahan minyak berat maka suhu

yang diizinkan adalah 25 – 30 oF, meskipun suhu 40 - 50oF lebih ekonomis.

c. Untuk minyak-minyak pelumas (lube oil), 110 – 180 oF.

d. Untuk minyak-minyak silinder (cylinder oil), 130 – 170 oF dan

150 – 180 oF, apabila pengolahannya dilakukan sebelum

pengambilan lilin (dewaxing process).

4. Waktu kontak

Faktor yang dipertimbangkan dalam menentukan waktu kontak

adalah :

114

a. Kontak yang lama antara asam dan minyak akan

menghasilkan warna yang tidak baik dan kurang stabil.

b. Kontak yang sangat singkat dapat mencegah pendayagunaan

asam yang tidak sempurna.

Untuk pengolahan bensin straight run gasoline maupun cracked

gasoline maka waktu kontak dengan asam tidak lebih dari satu

menit dalam sistem yang sinambung. Untuk distilat ringan

maka waktu kontak dengan asam yang memakai pengadukan

udara adalah 15 - 40 menit. Kerosin memerlukan waktu

kontak dengan asam adalah 30 – 40 menit, sedangkan minyak

pelumas memerlukan waktu kontak 90 menit.

7.3.2. Pengolahan dengan Sweetening

Proses pengolahan dengan cara sweetening adalah proses

untuk memisahkan atau untuk merubah merkaptan, hidrogen

sulfida dan sulfur elementer yang terdapat dalam distilat-

distilat ringan. Adanya merkaptan memberikan bau yang busuk

dan menunjukkan penurunan angka oktan dengan mereduksi

kerentanan terhadap TEL (tetra ethyl lead) sebagai senyawa

pengungkit oktan. Sulfur elementer yang terdapat dalam

merkaptan akan menyebabkan korosi.

Ada tiga cara untuk mencapai sweetening yaitu :

1. Proses oksidasi untuk merubah merkaptan menjadi disulfida

2. Proses yang memisahkan merkaptan

3. Proses yang menghancurkan dan merubah senyawa-senyawa

sulfur lain yang menyertai merkaptan, hidrogen sulfida,

dan sulfur bebas.

1. Proses Oksidasi

115

Proses oksidasi adalah proses untuk merubah

merkaptan menjadi senyawa-senyawa disulfida yang berbau besi

sedikit. Prosesnya meliputi proses tembaga khlorida, proses

hipokhlorit, dan proses timbal sulfida. Sejak diketahui

senyawa disulfida merusak kerentanan timbal dalam gasolin

(TEL), dan keperluan untuk menurunkan merkaptan dengan proses

sweetening dipertanyakan, maka proses tersebut lambat laun

ditinggalkan.

Adanya katalis atau inhibitor tipe para-penilen-

diamin yang terdapat di udara dapat merubah merkaptan dalam

gasolin yang dicuci dengan larutan kaustik selama beberapa

hari menjadi disulfida maka proses ini dipakai terus karena

lebih murah, dan disebut sebagai proses Inhibitor Sweetening.

Sejumlah kecil logam seperti timbal, bismut, talium, dan

sebagainya terdapat dalam larutan kaustik yang dipakai dalam

proses inhibitor akan mempercepat reaksi sweetening dan

membantu dalam mereduksi peroksida atau mengurangi

pembentukan getah minyak (gum).

2. Proses Pelarutan Merkaptan

Proses–proses pelarutan merkaptan meliputi proses

pencucian soda, proses pelarutan shell (Shell Solutizer), proses

Atlantic Unisol, proses Pure Oil Mercapsol, dan proses Tannin Solutizer.

Semua proses-proses tersebut kecuali proses pencucian soda

menggunakan promotor pelarut seperti garam-garam dari asam

iso butirat yang terikut dalam soda kostik.

116


A. Selesaikan soal-soal di bawah ini dengan jelas dan singkat

!

1. Jelaskan proses-proses dasar pengolahan minyak mentah

menjadi produknya !

2. Jelaskan 3 macam proses utama tentang pemurnian produk

dari senyawa-senyawa pengotornya !

3. Buat diagram alir sederhana salah satu proses

pengolahan minyak mentah menjadi produk !


1. Yang membedakan proses pengolahan minyak mentah menjadi

produknya antara satu kilang dengan kilang yang lain

adalah :

a. Komposisi hidrokarbonnya c. Jenis minyak

yang diolah

b. Sumber daya manusianya d. Kekayaan

alamnya

2. Salah satu proses pengolahan dasar minyak mentah

menjadi produknya secara fisik adalah :

a. Distilasi atmosfir c. Perengkahan

termis

b. Polimerisasi d. Alkilasi.

3. Salah satu produk kilang yang sering dipergunakan

untuk bahan bakar industri dan rumah tangga

adalah :

117

a. Kerosin c. Bensin

b. LPG d. LNG

4. Suatu proses untuk mengubah suatu fraksi tertentu

menjadi produk- produk lain yang mempunyai harga yang

lebih tinggi yang terjadi secara kimiawi dinamakan :

a. Proses perengkahan c. Isomerisasi

b. Polimerisasi d. Transforming .

5. Proses pengabungan beberapa molekul kecil menjadi

suatu molekul yang lebih besar dinamakan :

a. Isomerisasi c. Polimerisasi

b. Cracking d. Reforming

6. Suatu proses perubahan molekul hidrokarbon yang

panjang dan lurus dipotong-potong menjadi beberapa

rantai yang lebih pendek dinamakan :

a. Isomerisasi c. Alkilasi

b. Cracking d. Reforming

7. Suatu proses perubahan senyawa hidrokarbon lain

menjadi aromatik sehingga diperoleh bensin dengan

bilangna oktan yang tinggi dinamakan :

a. Reforming c. Cracking

b. Isomerisasi d. Alkilasi

8. Senyawa kimia yang sering digunakan untuk melarutkan

senyawa pengotor dalam minyak bumi adalah :

a. H2SO4 c. Merkaptan

b. Sulfur oksida d. A i r

9. Proses untuk merubah merkaptan yang ada di dalam

mogas menjadi senyawa disulfida dinamakan :

a. Treating c. Transforming

b. Dewaxing d. Sweetening

118

10. Jenis produk BBM yang dipergunakan untuk bahan bakar

motor adalah :

a. Kerosin c. L N G

b. Gasolin d. Nafta

Berilah tanda huruf B apabila pernyataan di bawah ini benardan berilah tanda huruf S bila salah !

1. Perbedaan proses pengolahan minyak bumiantara satu kilang dengan kilang lainnyadisebabkan karena perbedaan jenis dan sumberminyak.

………

2. Produk kilang yang sering dipergunakan untukpembuatan minyak gemuk adalah ter ………

3. Produk kilang yang sering dipergunakansebagai bahan bakar motor adalah kerosin ………

4. Proses distilasi dalam kilang minyakberfungsi memisahkan campuran yang terdapat ………

119


dalam minyak mentah menjadi komponen-komponen atau fraksinya

5. Terjadinya suatu perubahan susunan molekulhidrokarbon disebabkan adanya prosesCracking

……….

6. Untuk mengubah suatu senyawa hidrokarbonlain menjadi aromatik sehingga bensin yangdiperoleh memiliki angka oktan tinggidiperlukan proses Reforming

……….

7. Pengolahan sweetening dimaksudkan untukmemisahkan merkaptan dalam distilat ……….

8. Penggabungan beberapa molekul kecil menjadisuatu molekul yang lebih besar dinamakanIsomerisasi

……….

9. Pemotongan rantai lurus dan panjang menjadirantai pendek dengan bantuan katalisdinamakan Thermal Cracking

……….

10. Proses alkilasi dan polimerisasi menggunakanproduk-produk yang sudah distabilkan sepertialkilat dan poli gasolin.

……….

120



2. Maxwell, J.B., 1980. Data Book on Hydrocarbon : Application toProcess Engineering,” The ESSO Sries, D.Van Nostrand Company.New York.


121

KEGIATAN BELAJAR VIII Jurusan

Teknik Kimia

PROSES PERENGKAHAN

Tujuan Pembelajaran Umum (TPU) adalah :

Memahami proses perengkahan sebagai proses lanjutan dalam

pengolahan

minyak bumi.

Tujuan Pembelajaran Khusus (TPK) adalah :

1. Mahasiswa mampu membuat mekanisme reaksi perengkahan

termis dan dapat menuliskan reasi yang terjadi.

2. Mahasiswa mampu membuat diagram alir sederhana berdasarkan

uraian proses dari perengkahan termis.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan uraian proses pada perengkahan

katalis.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan peranan katalis pada

perengkahan dengan katalisator.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme proses pada

perengkahan dengan menggunakan hidrogen.

6. Mahasiswa mampu mengindentifikasi gas-gas ringan hasil

perengkahan hidro untuk komponen gasoline.

122

Lembar Informasi VIII : Proses Perengkahan

8.1 Perengkahan Termis

Perengkahan termis adalah salah satu proses

perengkahan sekunder pada salah satu kilang minyak bumi

dimana fraksi berat minyak didekomposisi secara termis pada

tekanan tinggi dengan menggunakan panas pada suhu 450 – 550oF. Proses perengkahan termis merupakan suatu proses

pemecahan molekul-molekul hidrokarbon besar atau hidrokarbon

rantai lurus dan panjang menjadi molekul-molekul kecil yang

mempunyai titik didih rendah. Proses perengkahan termis

dirancang untuk menaikkan yield gasoline yang diperoleh dari

minyak, baik secara langsung melalui produksi komponen termis

gasoline yang berasal dari minyak berat, atau secara tidak

langsung melalui produksi olefin ringan yang cocok untuk

umpan polimerisasi. Proses perengkahan termis dapat

diklasifikasikan dalam keadaan fisik yaitu fasa campuran,

fasa cairan dan fasa uap, dimana mekanisme perengkahan

berlansung dalam fasa tersebut.

123

KEGIATAN BELAJAR VIII Jurusan

Teknik Kimia

Reaksi perengkahan termis dapat berlangsung dalam

fasa uap atau campuran tergantung pada sifat dasar campuran

minyak dan kondisi operasinya yaitu suhu dan tekanan.

Keuntungan proses perengkahan dengan fasa uap adalah :

1. Minyak motor mempunyai kualitas anti ketukan tinggi karena

banyak mengandung olefin

2. Ongkos instalasi relatif lebih murah

3. Dapat mengurangi tekanan sehingga menjamin keselamatan

4. Cocok untuk distilat yang mempunyai jarak didih rendah

yang tak dapat direngkah secara ekonomis melalui fasa

cairan

Keuntungan proses perengkahan dalam fasa cairan adalah :

1. Produksi gas lebih sedikit

2. Pengolahan lanjutan produk gasolin lebih mudah karena

banyak mengandung parafin

3. Pemakaian bahan bakar relatif lebih rendah

Perengkahan temis pada masa sekarang tidak lazim

lagi dipakai karena memerlukan energi yang tinggi, dimana

pada awalnya proses ini dilakukan hanya untuk memenuhi

kebutuhan mogas (motor gasoline) dan fuel oil.

8.1.1 Mekanisme Reaksi Perengkahan Termis

Perengkahan adalah suatu fenomena dimana minyak

dengan molekul besar dipecah menjadi molekul-molekul kecil

yang mempunyai titik didih rendah. Pada waktu yang bersamaan

beberapa dari molekul-molekul tersebut yang bersifat reaktif

bergabung satu sama lain membentuk molekul yang jauh lebih

besar dari molekul asalnya. Molekul-molekul yang lebih stabil

keluar dari sistem sebagai bensin rengkahan, dan reaktif

124

berpolimerisasi membentuk minyak bakar rengkahan (cracked fuel oil)

dan juga kokas. Meskipun gasoline adalah produk akhir yang

utama dari unit rengkahan, namun diproduksi juga minyak-

minyak yang mempunyai jarak didih antara minyak bakar dan

gasoline yang disebut Recycle Stock. Recycle stock ini dapat

ditahan dalam sistem perengkahan sampai mereka dipecah dengan

cara mendaur-ulangnya secara terus menerus atau dengan sistem

operasi batch pada tekanan tinggi.

Apabila tekanan operasi relatif rendah dimana uap

murni dihasilkan pada suhu perengkahannya maka proses

digolongkan sebagai proses fasa uap. Proses fasa uap tidak

akan berhasil kecuali kalau sudah terbentuk uap yang bebas

dari cairannya, sebab kokas banyak menempel/menumpuk dalam

pipa (tube heater). Fasa campuran dapat berlangsung pada tekanan

tinggi dan suhu perengkahan yang rendah.

Secara umum ada 2 tipe reaksi yang terjadi yaitu :

1. Reaksi primer, dimana terjadi peruraian molekul besar

menjadi molekul kecil

2. Reaksi sekunder, dimana produk-produk reaktif

berpolimerisasi membentuk senyawa-senyawa dengan molekul

yang perlahan-lahan membesar. Selanjutnya pada waktu yang

bersamaan hasil polimerisasi tersebut terurai lagi menjadi

molekul-molekul kecil.

Langkah-langkah reaksi dan produk yang dihasilkan adalah :

Umpan ……………………………………..........C7H15–C15H30—C7H15

Heavy Gas Oil

125

(Heavy gas oil)

Direngkah ………………………........C7H16 + C14 H28 :CH2 + C6H12 :CH2

Gasoline RecycleStock Gasoline

Gasoline recycle stockgasoline

Direngkah lagi C2H6 + (C4H8 :CH2 + C8H18 + C6H12 :CH2) + gas

gasolin

CH2:CH.CHCH:CH.CH3 + C2H4

Gas G a s o l i n e CH2 :CH.CH:CH.CH3 + C2H4

Material Pembentuk Gum Gas

Polimerisasi …………………......C2H6 + (C4H8 :CH2 + C8H18) + C12H22

+ C2H4

Gas GasolineRengkahan Ter/Recycle Gas

Macam-macam proses Perengkahan Termis :

1. Pemecahan viskositas (viscosity breaking)

2. Perengkahan fasa campuran

3. Perengkahan fasa uap

4. Perengkahan Nafta

1. Proses Pemecahan Viskositas (Visbreaking)

126

Visbreaking merupakan proses perengkahan termis yang

sekaligus untuk menurunkan viskositas jarak didih dan titik

tuang dari pada umpan residu berat (heavy straight run residu).

Proses ini dapat juga memakai distilat ringan sebagai umpan.

Yield gasoline yang diproduksi dipengaruhi sekali oleh

gravity umpan, jumlah dan karakteristik fuel oil yang dapat

dipisahkan serta gravity dan FBP produk gasoline. Kondisi

operasi untuk pengolahan reduced crude sebagai umpan adalah pada

suhu 925 – 975 oF dan tekanan 50 – 100 psig pada furnace. Suhu

keluar kolom reaktor (reaction chamber) adalah 830 – 850 oF dengan

menginjeksikan LGO (light gas oil). Secara garis besar Proses

Visbreaking tersebut dapat dilihat pada Gambar 8.1.

2. Perengkahan Fasa Campuran

Perengkahahn ini merupakan proses dekomposisi termis

secara terus-menerus untuk merubah produk-produk berat

menjadi komponen-komponen yang mempunyai titik didih seperti

gasolin. Secara umum proses perengkahan fasa campuran disebut

juga fasa cairan menggunakan pemanasan cepat terhadap

umpannya (kerosin, gas oil, reduced crude atau semua jenis

minyak mentah), dimana setelah itu dimasukkan ke dalam

digester atau ruang reaksi, dan selanjutnya dimasukkan ke

dalam menara pemisah uap, dimana uapnya didinginkan. Proses

perengkahan ini dapat dilihat pada Gambar 8.2.

Reaction ChamberFractionator Gasoline Flash Chamber

127

Umpan LGO HGO

Heater

LGO

Ter

Vacuum Fractionator

Gambar 8.1 Diagram Alir Proses Vibreaking

Gas dan Reaction Chamber Flash ChamberGasoline

ke Stabilizer Heater

Umpan

Fractionator

Recycle

Residu

Gambar 8.2 Diagram Alir Proses Perengkahan Fasa Campuran

128

Tekanan operasi pada perengkahan fasa campuran

biasanya diset pada 350 psig atau lebih besar untuk menjaga

kehomogenan fasa dan dengan demikian dapat mengurangi

pembentukan kokas didalam Tube Heater. Suhu operasi adalah 750 –

900 oF tergantung pda keadaan umpan masuk.

3. Proses Perengkahan Fasa Uap

Pada awalnya proses perengkahan fasa uap diinstalasi

untuk memproduksi gasolin, tetapi akhir-akhir ini sudah

ditinggalkan dengan pertimbangan faktor ekonomis. Karbon

padat seperti kokas sering menumpuk dalam tube heater sehingga

menyebabkan kegagalan pada proses fasa uap. Pada proses ini

diperlukan reaktor yang relatif lebih besar dibandingkan

dengan reaktor pada perengkahan fasa campuran.

Perengkahan fasa uap seperti yang terlihat pada Gambar

8.3, proses konversi termis berlangsung pada suhu tinggi

sekitar 1000 - 1100 oF dan pada tekanan rendah (< 50 psig)

dengan waktu reaksi perengkahan yang singkat sekitar 1 detik.

Pada kondisi tersebut reaksi dehidrogenasi meningkat dengan

menghasilkan olefin dan aromatik yang lebih banyak sebagai

bahan baku industri-industri petrokimia. Umpan yang dapat

direngkah bervariasi mulai dari gas-gas hidrokarbon sampai ke

gas oil.

4. Perengkahan Termis Nafta

Pada proses konversi termis ini dipilih fraksi

nafta dengan bilangan oktan rendah untuk ditingkatkan melalui

dekomposisi termis menjadi bahan bakar yang memiliki kualitas

tinggi. Proses ini dirancang untuk memperbaiki kualitas umpan

129

yang berasal dari minyak berat dari Catalytic Nafta dan juga

minyak-minyak yang tidak terengkah dari menara fraksionasi

minyak mentah. Proses perengkahan termis dari Catalytic Naphta

ini dapat memisahkan naftalen dan parafin sehingga

menghasilkan aromatik berat melalui reaksi kondensasi dan

menghasilkan juga sejumlah besar olefin.

8.2 Perengkahan Katalis

Perengkahan katalis adalah suatu proses pengilangan

minyak yang merubah hidrokarbon bukan gasolin yang mempunyai

titik didih tinggi menjadi komponen-komponen gasolin yang

mempunyai titik didih rendah. Katalis yang digunakan dapat

berupa katalis buatan atau yang aktif secara alami, utamanya

mengandung silika atau magnesia silika dalam bentuk butir,

pelet atau mikro sperikal yang halus seperti bubuk. Katalis

dapat ditempatkan pada unggun tetap (fixed bed), unggun bergerak

(moving bed) atau unggun terfluidisasi (fluidized bed). Untuk

komposisi katalis yang sejenis dan kondisi perengkahan yang

sama, maka katalis alam menghasilkan gasoline yang mempunyai

kualitas anti ketukan rendah yang lebih banyak dibandingkan

dengan katalis buatan.

Gas Heater

Gas Flash Drum Gas dan

GasolinekeStabilisator

130

Umpan

Heater Super HeaterMinyak

Berat

RecycleFractionator ReactionChamber

Gambar 8.3 Diagram Alir Proses Perengkahan Fasa Uap

Umpan minyak dapat bervariasi dari naphta cut dan gas

oil termasuk umpan berat dalam keadaan normal yang akan

diperbaiki kualitasnya sampai ke reduced crude dari berbagai

jenis minyak seperti parafin, naftalen dan aromatik. Namun

pada tahun 1970-an terdapat kecenderungan untuk dapat

memanfaatkan residu minyak berat yang mengandung sulfur dan

logam tinggi yang selama ini tidak dilakukan dengan

menggunakan katalis zeolit aktif melalui perbaikan teknik

fluidisasi. Biasanya umpan tersebut disiapkan terlebih dahulu

untuk memisahkan garam-garam dan aspal berat dengan beberapa

cara seperti proses kokas, propane deasphalting, ekstraksi

furfural, distilasi hampa, visbreaking, perengkahan termis,

hidrodesulfurisasi.

Variabel-variabel utama dalam proses perengkahan

katalis adalah suhu, tekanan, nisbah katalis-minyak (rasio

antara berat katalis masuk reaktor per jam dengan berat

minyak yang diumpankan per jam), dan space velocity (yaitu berat

131

atau volume minyak yang diumpankan per jam per berat atau

volume katalis dalam zone reaksi).

Kenaikan konversi reaksi dapat dicapai dengan cara :

1. Suhu tinggi

2. Tekanan tinggi

3. Space velocity rendah

4. Nisbah katalis-minyak tinggi

8.2.1 Mekanisme Reaksi Perengkahan Katalis

Reaksi pada proses perengkahan katalis diperkirakan

berlangsung dipermukaan katalis dengan pertimbangan sebagai

berikut :

1. Parafin direngkah secara istimewa pada ikatannya dimana

pecahan-pecahan yang diproduksi mengandung 3 atau 4 atom

karbon. Normal parafin cenderung direngkah pada ikatan

gamma C-C atau tetap dekat pusat molekul yang menghasilkan

metana dan gas-gas dengan 2 atom karbon atau lebih kecil.

Rantai panjang cenderung direngkah serentak pada beberapa

tempat.

2. Naftena juga cenderung menghasilkan pecahan-pecahan yang

terdiri dari 3 atau 4 atom karbon dan pecah baik

pada cincin maupun pada rantai, khusus apabila rantai

mengandung lebih dari 3 atom karbon.

3. Pada aromatik yang disubstitusi, ikatan pada cincin secara

selektif diserang, tinggal cincin aromatik yang kosong.

Reaksi seperti ini diperluas jika gugus yang disubstitusi

tersebut mengandung lebih dari 3 atom karbon.

4. Olefin bereaksi seperti parafin, terbentuk reaksi sekunder

dan reaksi samping. Reaksi perengkahan ini sangat cepat

132

sekitar 1000 kali lebih cepat dari perengkahan termis,

jika naftene direngkah pada suhu 500 oC.

Dari uraian di atas dapat disimpulkan bahwa

mekanisme reaksi secara keseluruhan sedikitnya mempunjyai 4

tipe reaksi yaitu :

1. Dekomposisi termis

2. Reaksi katalis primer yang berlangsung pada permukaan

katalis

3. Reaksi katalis sekunder berlangsung di antara produk-

produknya

4. Pemisahan produk hasil polimerisasi dari reaksi

terdahulu seperti kokas dengan cara penyerapan pada

permukaan katalis (adsorpsi).

8.2.2 Macam-Macam Proses Perengkahan Katalis

Berdasarkan cara penanganan katalis maka proses

perengkahan katalis terdiri dari :

1. Unggun tetap (fixed bed) terdiri dari :

Proses Houdry dan Cycloversion Catalytic Cracking

2. Unggun bergerak (moving bed) terdiri dari :

a. Proses Airlift Thermofor Catalytic Cracking (TCC)

b. Proses Houdryflow Catalytic Cracking

c. Proses Houdresid catalytic Cracking

3. Unggun terfluidisasi (fludized bed) terdiri dari :

Proses Fluidized catalytic Cracking

4. Proses Sekali Jalan (Once Through), terdiri dari satu

proses yaitu Suspensoid Catalytic Cracking.

8.2.3 Katalis Perengkahan

133

Perbedaan prinsip di antara proses-proses

perengkahan katalis adalah metoda penanganan katalis daripada

pemilihan katalis.

Metoda penanganan dan pemilihan katalis akan menentukan

karakteristik katalis apakah dipakai untuk proses unggun

terfluidisasi, proses unggun bergerak atau proses unggun

mantap.

Untuk proses unggun terfluidisasi maka katalisnya

berbentuk bubuk halus dengan ukuran 5 - 100 mesh yang stabil

pada suhu 875 - 975oF dan tekanan 8 - 10 psig. Nisbah volume

katalis / minyak bervariasi untuk berbagai macam proses,

adalah 5/1 sampai 30/1. Namun untuk proses yang umum

beroperasi pada rasio 10/1. Untuk proses unggun bergerak

digunakan katalis berbentuk butir dengan ukuran 1/8 inci

dengan rasio volume katalis / minyak 4/1, sedangkan untuk

proses unggun mantap dipakai katalis berbentuk pelet.

Semua katalis perengkahan yang komersil memakai

pembungkus katalis (insulator catalyst) yang memiliki sifat-sifat

asam protonik yang kuat. Mereka berfungsi sebagai katalis

dengan cara merubah mekanisme proses perengkahan melalui

suatu mekanisme alternatif yang meliputi :

1. Chemisorpsi dengan donor proton pada harga Kp yang tinggi

2. Desorpsi yang dihasilkan dalam perengkahan minyak dan

secara teoritis akan memulihkan kembali aktifitas katalis.

Semua katalis perengkahan diracuni oleh proton

yang berasal dari logam vanadium. Dasar ini diaplikasikan

pada katalis perengkahan apakah menggunakan katalis alam atau

katalis buatan. Katalis alam dipakai kadang-kadang dicampur

dengan katalis buatan, karena katalis buatan proses

134

regenerasinya terlalu cepat sehingga akan menutupi pori-

porinya dan menangkap deposit karbon di dalamnya. Setelah

proses perengkahan berlangsung maka katalis lama-kelamaan

akan kehilangan aktifitasnya karena diselimuti oleh sulfur.

Oleh karena itu diperlukan proses pengolahan lebih lanjut di

dalam generator bagi katalis tersebut untuk dapat digunakan

kembali. Tabel 8.1 memperlihatkan katalis perengkahan yang

umum dipakai dan faktor-faktor kinerjanya.

1. Perengkahan Katalis Unggun Terfluidisasi

Pada proses sistem unggun terfluidisasi (fluidized bed),

katalis berbentuk bubuk halus diangkat ke dalam zone reaksi

oleh minyak yang masuk dan menguap pelan-pelan karena kontak

dengan katalis yang panas. Setelah reaksi berlangsung

sempurna, katalis diangkat ke dalam zona regenerasi oleh

udara, dan atau steam. Pada zona-zona reaksi generasi katalis

dijaga dalam keadaan tersuspensi dengan mengalirkan gas-gas

melalui debu katalis, dan sejumlah kecil katalis dialirkan

dari reaktor ke regenerator dan sebaliknya.

Produk yang dihasilkan dari perengkahan ini adalah

gasolin, distilat menengah, olefin ringan, isoparafin, kokas,

fuel oil dan gas. Distribusi dan kualitas produk merupakan

fungsi dari komposisi minyak yang masuk dan jarak titik

didihnya, jumlah daur-ulang, tipe katalis, aktifitas katalis,

tingkatan konversi, dan sebagainya. Kondisi normal dalam

reaktor adalah pda 880 – 980 oF, tekanan 10 – 16 psig, space

velocity 1,0 – 3,0 dan rasio katalis-minyak adalah 8,0 – 12,0

berbanding 1,0. Suhu dan tekanan regenerasi adalah 1050 –

135

1100 oF dan 8 – 10 psig. Umpan untuk FCC ini adalah

campuran gas oil dan reduced crude atau long residu.

Tabel 8.1 Faktor Kinerja Katalis Perengkahan

Katalis KinerjaHasil yang diperoleh

pada Perengkahan 900 oF

RasioCO2/COdalamFlueGas

% VolGasoli

n

Kokas ONGasoli

nBuatan :SilikaAlumina SilikaMagnesia

Alam : TanahBentonit Tanah Kaolin

Menghasilkan gasolin ON >>>Menghasilkan gasolin lebihbanyak

Stabilitas tinggi

Sama dengan silika alumina,kecuali stabilitas tinggi

43

49

46,5

---

4,2

4,1

4,4

---

95,8

92,8

94,7

---

1,0 –1,2

1,6 –2,0

1,7 –2,2

---

a. FCCU Model IV

Proses ini dilisensi oleh ESSO Research And

Engineering Co sebagai modifikasi dari proses sebelumnya.

Katalis ditransfer di antara reaktor dan generator dalam

saluran berbentuk U dengan bantuan udara dan steam. Unit

komersil model IV ini pertama dipasang pada kilang Pan-AM

Southern Co pada tahun 1952. Model IV dirancang dengan

elevasi rendah, sedangkan model III yang dirancang pda tahun

1947 dengan tekanan berimbang. Model II pada tahun 1944

136

dirancang dengan aliran ke bawah (downflow), dan model I

dirancang dengan aliran ke atas (upflow) pada tahun 1941.

b. Proses Orthoflow

Proses ini dilisensi oleh M.W. Kellogg Co, dirancang

menggunakan satu vessel (reactor-regenerator) yang memberi

kemungkinan aliran katalis lurus sehingga mengurangi erosi

karena aliran dalam pipa bengkok. Proses orthoflow yang

komersil dirancang dalam tiga tipe ; Model A dan C dengan

regenerator di bawah reactor, dan model B dengan regenerator

di atas reaktor. Pada semua tipe seksi stripping katalis

terletak antara reaktor dan generator. Kondisi operasi pada

umumnya adalah sebagai berikut : pada reaktor 885 – 950 oF,

8 – 20 psig dan pada regenerator 1050 – 1200 oF, 15 – 30

psig. Ratio katalis–minyak adalah 6 – 20 berbanding 1.

Kecepatan aliran (space velocity) (1 – 16) : 1,0.

c. Proses UOP

Proses ini dilisensi oleh Universal Oil Product

Co, dirancang dengan satu vessel dimana reaktor berada di

atas regenerator. Keistimewaan proses ini adalah:

Menghapuskan tempat udara naik (air-riser) dengan adanya

expansion joint

Menghapuskan penopang baja struktur terhadap vessel

Mengurangi ukuran saluran udara dalam regenerator karena

memakai tekanan operasi 15 – 18 psig.

Unit pertama dipasang pada kilang Aurora Gasoline Co di Detroit

pada tahun 1947.

137

d. Proses Shell 2 Tingkat

Proses dua tingkat ini ditemukan oleh Shell

Development Co untuk memperbesar distribusi produk. Mula-mula

umpan dikontakkan dengan katalis pada reaktor tingkat

pertama, dimana fluidisasi katalis dan uap mengalir

berlawanan arah. Diagram alir proses ini dapat dilihat pada

Gambar 8.4.

1st Stage Fractionator Produk Ringan

Tk. 1

1st Stage Tk. 2 Reactor

Distilat

Flue Stripper Gas

Steam Udara UmpanRegenerator 2nd Stage 2nd Stage Reactor Fractionator

138

Gambar 8.4 Diagram Air Proses Shell 2 Tingkat

2. Proses Perengkahan Katalis Unggun Bergerak

Pada proses-proses unggun bergerak, katalis mengalir

pada zona minyak sehingga terjadi reaksi, dan kemudian terus

ke zona regenerasi dimana udara secara terus-menerus membakar

kokas yang menempel pada katalis. Katalis dalam bentuk butir

ataupun pelet diangkat oleh udara ke posisi yang lebih tinggi

lalu mengalir ke bawah secara gravitasi melalui zona-zona

reaksi dan regenerasi.

a. Proses Airlift Thermofor

Proses ini dilisensi oleh Mobil Oil Co, merupakan

proses kontinyu unggun bergerak dari reaktor ke regenerator

untuk konversi gas oil berat menjadi gas oil ringan

berkualitas tinggi dan distilat sedang untuk fuel oil. Kondisi

operasi pada reaktor yaitu suhu sekitar 840 – 920 oF, tekanan

10 – 15 psig, space velocity 1,0 – 2,5 v/hr/v, rasio katalis

minyak 3,0 – 6,0 berbanding 1. Unit Airlift Thermofor yang

sekarang ini merupakan penyederhanaan dari unit TCC yang

pertama diperkenalkan pada tahun 1943. Instalasi komersil

pertama proses Airlift Thermofor dibangun pada kilang Mobil Oil

pada tahun 1950.

b. Proses Houdresid

Proses ini menggunakan variasi unggun katalis bergerak

yang kontinyu dirancang untuk mendapatkan produk yang banyak

dari gasoline beroktan tinggi dan distilat ringan berasal

dari umpan reduced crude. Proses ini asalnya dilisensi oleh

139

Houdry Process and Chemical Co, tetapi tidak lama

dilisensikan. Diagram alir proses dapat dilihat pada Gambar

8.5. Instalasi komersil pertama dipasang pada kilang Sun Oil

Co di Ontario pada tahun 1954.

3. Perengkahan Katalis Unggun Tetap

Pada proses unggun tetap digunakan sejumlah Chamber

yang berisi katalis yang dipasang secara seri yang digunakan

bergantian untuk reaksi dan untuk regenerasi.

a. Proses Houdry

Proses ini adalah proses siklus katalis pada unggun

tetap yang dapat diregenerasi untuk mengubah umpan distilat

menjadi gasolin, distilat-distilat ringan dan berat, kokas,

butan-butilen, dan fuel gas. Kondisi operasi pada reaktor

adalah suhu 840 – 875 oF, tekanan 7 – 30 psig, dan space velocity

1,0 – 2,0 v/hr/v.

Siklus pada proses ini terdiri dari :

On stream 10 menit

Purging 5 menit

Regenerasi 10 menit

Steam purging 5 menit

Pada awalnya proses ini adalah yang pertama dari perengkahan

katalis yang ada sekarang. Instalasi komersil pertama

dipasang pada kilang Socony Vacuum Oil Co (sekarang Mobil Oil

Co) di New Jersey pada tahun 1936. Diagram alir dapat dilihat

pada Gambar 8.6.

Crude Tower RecyleProduk

140

KatalisRingan Distilat Menengah

Umpan

Furnace Houdresid Furnace Fuel Oil Reactor Crude Synthesis Tower Gambar 8.5 Diagram Alir Proses Houdresid

b. Proses Suspensoid

Proses ini adalah proses katalis sekali jalan (once

through) non regeneratif, dimana katalis mengalir melalui dapur

perengkahan bersama-sama dengan minyak lalu dipisahkan dari

produk fuel oil dengan filler. Kondisi operasi pada keluaran

dapur adalah 450 psia dan 1050 oF pada kondisi regular,

sedangkan pada kondisi super adalah 250 psi dan 1090 oF.

Instalasi komersil pertama dipasang pada kilang Imperial Oil

Co di Ontario pada tahun 1960, yang diagram alirnya dapat

dilihat pada Gambar 8.7.

Produkke Fraksionator Flue Gas

141

Umpan dari Heater Udara

Gambar 8.6 Diagram Alir Proses Perengkahan Katalis Unggun

Tetap

Proses ini dikembangkan dan dilisensi bersama

antara Cities Service Research and Development Co dan

Hydrcarbon Research Inc. Proses ini pada dasarnya merupakan

teknik hidrogenasi katalis. Proses ini digunakan untuk meng-

upgrade minyak mentah berat masam (sour) dan residu menjadi

distilat-distilat berkualitas tinggi (sweet) sehingga

mengurangi produksi gas- oil.

Hopper Katalis Produk Furnace

Fractionator Umpan

Fuel Oil Berat dan

142

Katalis ke Filter

Gambar 8.7 Diagram Alir Proses Suspensoid

Jawablah pertanyaan-pertanyaan di bawah ini dengan jelas dansingkat!

1. Jelaskan karakteristik katalis yang dipakai pada proses

perengkahan katalis dan uraikanlah masing-masing

keuntungan dan kerugiannya !

2. Apakah perbedaan sirkulasi katalis yang ada pada proses

ortho flow dan yang ada pada proses UOP pada perengkahan

katalis terfluidisasi ?

3. Jelaskan mekanisme proses hydrocraking berdasarkan umpan

yang diolah !

4. Sebutkan macam-macam proses perengkahan yang terdapat di

kilang minyak Pertamina !

5. Sebutkan macam-macam proses coking dan jelaskan

perbedaannya !

143


Pilihlah salah satu jawaban yang benar menurut anda daribeberapa soal di bawah ini dan berilah tanda silang X !

1. Proses perengkahan yang sekaligus menurunkan viskositas

dan jarak didih serta titik tuang dinamakan :

a. Perengkahan termis d. Vibreaking

b. Perengkahan katalis e. Semua

salah

c. Perengkahan fasa uap

144


2. Proses perengkahan yang bertujuan untuk memisahkan nafta

dengan bilangan oktan rendah untuk ditingkatkan melalui

dekomposisi termis dinamakan :

a. Perengkahan selektif d. Perengkahan

fasa campuran

b. Perengkahan nafta e. Perengkahan

termis

c. Perengkahan termis nafta

3. Produk yang dihasilkan dari suatu proses perengkahan

katalis dengan menggunakan unggun terfluidisasi adalah :

a. Gasoline d. Gas

oil

b. Kerosene e. Tar

c. Nafta

4. Proses dengan katalis unggun tetap dengan aktifitas yang

tinggi dan dapat diregenarasi adalah merupakan salah satu

keuntungan dari proses:

a. Proses Gulf-HDS d. Proses

Unicracking-JHC

b. Proses Hy-C e. Proses

H-G

c. Proses Katalis unggun terfluidisasi

145


1. Anonim, Buletin 1982. The Kelogg – Phillips HOCProcess : Greater Yields and Profit From Heavy Oil Cracking. M.W.Kellog Co.




5. Lambrix, J.R., Morris, C.S, and Rosenfeld, H.J., Nopember1979. The Implications of Heavy Oil Cracking. Chem. Eng. Prog.

146

PROSES ALKILASI, POLIMERISASI DAN ISOMERISASI


Mahasiswa memahami mekanisme proses pembuatan komponen dasar

untuk bensin kapal terbang (avgas = aviation gasoline).


1. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme reaksi alkilasi

dengan katalis berdasarkan persyaratan alkilat yang

dihasilkan.

2. Mahasiswa mampu menjelaskan dan menggambarkan diagram alir

proses-proses alkilasi katalis.

3. Mahasiswa mampu menguraikan mekanisme reaksi alkilasi

termis.

4. Mahasiswa mampu membuat diagram alir proses-proses

alkilasi termis.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme dan menggambarkan

diagram alir tiap-tiap proses polimerisasi katalis.

147

KEGIATAN BELAJAR IX Jurusan

6. Mahasiswa mampu menjelaskan peranan katalis dalam proses

polimerisasi katalis, baik yang selektif maupun yang tidak

selektif.

7. Mahasiswa mampu menjelaskan prinsip kerja tiap unit yang

ada pada proses polimerisasi termis dengan bantuan diagram

alir.

8. Mahasiswa mampu menguraikan proses-proses isomerisasi dan

menguraikan unit-unitnya melalui diagram alir.

Lembar Informasi IX : Proses Alkilasi, Polimerisasi danIsomerisasi

9.1 P e n d a h u l u a n

Terminologi alkilasi, apabila dipakai dalam

pengertian yang tepat pada kimia organik, akan berhubungan

dengan penambahan suatu gugus radikal alkil ke dalam suatu

molekul. Kebanyakan reaksi-reaksi alkilasi dalam kimia

organik mencakup reaksi antara hidrokarbon olefin dengan

hidrokarbon aromatik. Senyawa olefin-olefin tersebut akan

membentuk gugus alkil di dalam molekul aromatik.

148

KEGIATAN BELAJAR IX Jurusan

Di dalam industri minyak bumi sejumlah reaksi-

reaksi alkilasi ini berlangsung secara komersil. Salah satu

operasi dalam skala besar selama perang dunia adalah

pembuatan kumen atau isopropil benzena dengan katalis pada

reaksi antara benzena dan propilena. Produk ini merupakan

komponen blending yang berharga untuk pembuatan bensin pesawat

terbang. Sejumlah reaksi alkilasi yang lain juga dilakukan

lebih banyak untuk membuat produk-produk dalam skala kecil

seperti gasoline inhibitor, aditif minyak pelumas dan deterjen

sintetis. Referensi terhadap alkilasi di dalam industri

minyak bumi secara umum menyinggung tentang proses khusus

dimana isobutana direaksikan dengan olefin-olefin. Produk

reaksi ini adalah suatu campuran yang terutama terdiri dari

isomer oktan yang disebut sebagai Alkilat. Produk alkilat ini

adalah komponen pencampuran (blending) penting yang mempunyai

angka oktan tinggi, yang dipakai dalam pembuatan bensin

pesawat terbang. Tanpa menggunakan proses ini, maka pembuatan

avgas dalam skala besar selama Perang Dunia II sangat sulit

dilakukan. Jadi tugas unit alkilasi adalah memproduksi

alkilat, yang dipakai sebagai komponen dasar untuk proses

pencampuran dalam pembuatan bensin pesawat terbang. Meskipun

demikian alkilasi isobutana dengan olefin secara teoritis

lebih baik daripada polimerisasi, dalam arti mendaya-gunakan

gas-gas hasil perengkahan, karena alkilasi hanya mengkonsumsi

satu molekul olefin yang berharga untuk memproduksi suatu

molekul gasoline. Butilena adalah olefin yang lebih disukai,

tetapi isobutilena dan propilena lebih baik karena dapat

bereaksi semuanya membentuk alkilat dari isobutana yang

tersedia dalam kilang. Proses ini kadang-kadang dilengkapi

149

dengan polimerisasi pada suhu rendah dan space velocity yang

tinggi untuk mengkonsumsi lebih banyak propilena dan

isobutilena. Hal ini juga akan menyebabkan isomerisasi

butena-1 menjadi butena-2..

Secara kimia reaksi alkilasi dapat dilakukan,

baik secara termis maupun dengan bantuan katalis. Reaksi

termis memerlukan tekanan yang sangat tinggi (sekitar 200 –

300 kg/cm2) dan suhu relatif tinggi untuk konversi kebutuhan

komersil. Proses alkilasi termis yang komersil telah dibangun

oleh Phillips Petroleum Co. Proses alkilasi termis ini tidak

diterima secara luas oleh industri minyak bumi karena :

● etilena adalah olefin yang paling sedikit tersedia dan

● prosesnya memerlukan tekanan yang lebih tinggi,

karena alasan tersebut proses alkilasi termis sudah

ditinggalkan atau jarang dilakukan di dalam industri minyak

bumi modern.

Sebaliknya alkilasi katalis menawarkan kemungkinan-

kemungkinan pelaksanaan reaksi pada kondisi sedang dan dengan

variasi olefin yang luas dibandingkan dengan alkilasi termis.

Suhu reaksi berkisar antara 30 – 105 oF dan tekanan 1 atm -

150 psig. Katalis yang banyak digunakan secara komersil untuk

proses alkilasi ini adalah aluminium khlorida (AlCl3), asam

sulfat (H2SO4) dan asam flluorida (HF). Keunggulan proses

dengan katalis HF dibandingkan dengan katalis-katalis yang

lain adalah karena asam bekas dapat diregenerasi secara

ekonomis dan suhu reaksi dapat lebih tinggi dari pada proses

asam sulfat.

9.2 Alkilasi Katalis

150

Proses alkilasi katalis asam sulfat telah dimulai

di Amerika Serikat pada tahun 1938 oleh Shell Oil Company.

Proses alkilasi asam fluorida diperkenalkan oleh Phillips

Petroleum Company pada tahun 1942, sedangkan proses alkilasi

aluminium khlorida dioperasikan oleh Phillip selama Perang

Dunia.

9.2.1 Alkilasi Asam Sulfat

Pada proses alkilasi asam sulfat, komponen

gasolin dengan angka oktan tinggi dibuat melalui reaksi

isobutana dengan olefin. Butilena merupakan senyawa yang

paling umum dipakai, karena produk yang dihasilkan mempunyai

kualitas tinggi dan dapat diperoleh hanya dengan sedikit asam

sulfat dibandingkan dengan olefin lainnya, jika diproses pada

kondisi operasi yang sama.

Di dalam industri minyak bumi, umpan isobutana

dan butilena sebagian besar berasal dari hasil perengkahan

berkatalis. Isobutana sebagian kecil juga terdapat dalam

minyak mentah bersama-sama dengan normal butana.

Reaksi yang terjadi pada alkilasi dengan asam sulfat sebagai

katalis adalah :

CH3 CH3

CH3 CH3 │ │ H2SO4

│ │ H3C─CH─CH3 + H2C═C─CH3 ────→ H3C─C─CH2─CH─CH3

│ CH3

Isobutana Isobutilena2,2,4 Trimetil Pentana

151

Umpan butana-butilena (BB) yang berasal dari berbagai operasi

perengkahan adalah suatu campuran isobutilena, butilena-1,

butilena-2, isobutana dan normal butana dengan sedikit

butadiena. Semua olefin-olefin ini masuk ke dalam reaksi akan

menghasilkan alkilat. Alkilat tersebut esensinya merupakan

campuran 2,2,4 trimetil pentana ; 2,2,3 trimetil pentana

dan 2,3,4 trimetil pentana.

Diagram alir sederhana proses alkilasi asam sulfat dapat


ReactorC3 C4 Alkilat Refrigerasi Soda Umpan BB Pencuci

Chiller Asam Bekas Acid Separator Asam Segar Recycle Isobutana Alkilat

Soda Bekas Deisopropanizer Berat Deiso Butanizer Debutanizer Rerun CoulumGambar 9.1 Diagram Alir Proses Alkilasi Asam Sulfat

Secara garis besar unit alkilasi tersebut terdiri dari 3

bagian, yaitu :

152

1. Bagian Reaktor dan Treating

2. Bagian Pendinginan

3. Bagian Fraksionasi

Umpan masuk reaktor adalah fraksi isobutana yang

konsentrasinya tinggi dengan kemurnian 85 – 90 % (berat), dan

stok olefin yang biasanya campuran fraksi BB dari berbagai

hasil operasi perengkahan dan reforming. Kedua jenis umpan

tersebut bila diperlukan dipanaskan dengan larutan soda untuk

memisahkan H2S dan merkaptan yang terdapat dalam umpan. Kadar

soda dalam larutan dicuci. Pencucian soda (soda settler)

dijaga 5 – 6 oBe atau 2 % NaOH. Untuk menekan terjadinya

reaksi samping, terutama reaksi polimerisasi, maka dipakai

umpan isobutana dalam jumlah yang besar, sekitar 4 – 5 kali

jumlah olefin. Di dalam reaktor terjadi daur-ulang antara

isobutana dan asam sulfat jenuh dengan isobutana yang akan

menaikkan nisbah isobutana/olefin di dalam reaktor menjadi

400 – 500.

Jika menggunakan asam sulfat sebagai katalis, maka reaksi

harus terjadi pada suhu rendah untuk menekan reaksi

berkelanjutan atau polimerisasi. Suhu reaktor biasanya dijaga

sekitar 7 oC atau 45 oF, dimana suhu operasi beragam antara 0

– 20 oC atau 32 – 68 oF. Operasi pada suhu di bawah 0 oC tidak

menarik karena dapat menaikkan viskositas emulsi campuran

asam/hidrokarbon dan memberi kemungkinan terjadinya pembekuan

asam sehingga menyulitkan dalam operasinya. Sebaliknya suhu

di atas 20 oC juga tidak menarik karena sangat cenderung

mempercepat reaksi polimerisasi yang akan menyebabkan

kenaikan konsumsi asam dan menurunkan yield alkilat. Tekanan

operasi tidak begitu berpengaruh terhadap efisiensi alkilasi.

153

Tekanan sistem harus tinggi untuk menjaga hidrokarbon berada

dalam fasa cairan dan perbedaan hidraulik cukup untuk

mengatur fluida mengalir dalam sistem reaktor. Untuk maksud

tersebut biasanya reaktor beroperasi pada tekanan sekitar 7

kg/cm2.

Katalis asam sulfat dengan konsentrasi 98 %

(berat) dimasukkan secara terus menerus atau dengan cara

injeksi asam dari belakang. Nisbah asam dan hidrokarbon di

dalam reaktor adalah 1 : 1. Penambahan asam segar ke dalam

reaktor dilakukan apabila konsentrasinya kurang dari 88 %

(berat). Kualitas alkilat, yield alkilat dan umur katalis asam

merupakan fungsi daripada komposisi umpan masuk dan kondisi

operasi dalam reaktor.

Tabel 9.1 memperlihatkan beberapa data yield yang diperoleh

apabila alkilasi isobutana dilaksanakan dengan berbagai

olefin yang berbeda. Yield tersebut secara luas dipengaruhi

oleh kondisi operasi, tetapi mudah terlihat bahwa perbedaan

yang sangat besar dalam yield alkilat terjadi karena

menggunakan umpan olefin yang berbeda. Umur katalis

dipertimbangkan dipengaruhi oleh umpan olefin. Berbagai umur

katalis yang dapat diharapkan terlihat pada Tabel 9.1.

Pengaruh umpan olefin terhadap kualitas alkilat dapat dilihat

pada Tabel 9.2. Harga-harga hanya diberikan untuk propilena,

butilena dan amilena saja, karena produk yang diperoleh dari

alkilasi polimer butilena adalah sama dengan yang diperoleh

langsung dari butilena.

Tabel 9.1 Umur Katalis untuk Berbagai Umpan Olefin

O l e f i nUmur Asam (bbl alkilat/bbl asam)Tinggi Rendah Rata-Rata

154

B u t i l e n aA m i l e n a P r o p i l e n aPolimer ButilenselektifPolimer Butilen takselektif

30 16 9 22 15

10 5 5 10 1,5

18 9 7 16 6

Tabel 9.2 Kualitas Berbagai Alkilat

UmpanOlefin

Kinerja Alkilat F-3 Kinerja Alkilat F-4Rendah

Tinggi

Tipikal

Rendah

Tinggi

Tipikal

PropilenaButilenaAmilena

110,5115,8113,3

120,2128,8122,2

113,3122,2118,5

128,8136,3132,9

142,8158,4145,1

135,2146,6138,4

Proses lain yang juga merupakan modifikasi proses

alkilasi asam sulfat adalah alkilasi keluaran refrigerasi

(Effluent Refrigeration Alkylation) dimana dijaga nisbah umpan yang

tinggi antara isobutana dan olefin-olefin seperti

propilena, butilena dan amilena untuk mendapatkan alkilat

yang lebih banyak untuk digunakan sebagai komponen avgas dan

bahan bakar motor. Proses ini dikembangkan oleh Stratford

Engineering Corp. Keluaran reaktor dipakai sebagai refrigeran

untuk mengendalikan suhu reaktor (45 – 50 oF) dan pada waktu

yang sama memisahkan isobutana sebagai daur ulang.

9.2.2 Alkilasi Asam Fluorida

Alkilasi menggunakan asam fluorida sebagai

katalis telah dijumpai dalam 2 kelompok operasi pengilangan

minyak.

155

Pemakaian pertama adalah dalam pembuatan komponen dasar untuk

deterjen sintetis. Komponen ini diperoleh dari alkilasi

benzena dengan olefin yang sesuai, seperti propilena

tetramer, olefin yang diturunkan dari perengkahan lilin, dan

lain-lain. Alkilasi ini banyak dijumpai dalam bidang

petrokimia.

Pemakaian kedua adalah dalam pembuatan komponen blending untuk

avgas yang berkualitas tinggi melalui alkilasi isobutana

dengan propilena, butilena dan pentilena (amilena).

Proses alkilasi asam fluorida untuk pembuatan

komponen dasar avgas ini telah dikembangkan oleh Phillips

Petroleum Company dan oleh UOP Company. Operasi proses ini

sangat sama dengan proses alkilasi asam sulfat. Perbedaannya

yang sangat penting adalah terletak pada pengolahan asam

bekas yang siap dan terus menerus dapat diregenerasi sehingga

konsumsi asam fluorida sangat sedikit. Regenerasi asam bekas

ini dipengaruhi oleh cara distilasi yang sederhana, dimana

asam dapat dipisahkan dari campuran azeotrop H2O-HF dan

polimer yang terbentuk dalam proses alkilasi. Titik didih HF

pada tekanan 1 atm adalah 19,4 oC dan berat jenisnya 0,988.

Tanpa proses regenerasi, baik air maupun polimer akan

terakumulasi di dalam asam dan akan berpengaruh buruk

terhadap yield dan kualitas produk. Asam yang sudah

diregenerasi didaur ulang ke dalam reaktor.

Pada alkilasi isobutana dengan butilena, proses

alkilasi HF memproduksi suatu alkilat yang mengandung 2,2,4

trimetil pentana yang prosentasenya lebih besar daripada

proses alkilasi asam sulfat.

156

Angka oktan alkilat yang dihasilkan sangat tergatung pada

jenis olefin sebagai berikut :

i-C4H10 + i-C4H8 ───→ Iso oktana (ON =

92 – 94)

i-C4H10 + i-C5H10 ───→ Iso nonana (ON = 90

– 92)

i-C4H10 + i-C3H6 ───→ Iso heptana (ON =

89 – 91)

9.2.3 Alkilasi Asam Posfat

Alkilasi menggunakan katalis asam posfat

dimaksudkan untuk memproduksi isopropil benzena atau kumen

dengan mereaksikan propilena dengan benzena. Katalis asam

posfat berbentuk padatan dapat mengandung campuran kieselguhr,

tepung, magnesia, alumina, seng khlorida, seng oksida dan

lain-lain yang dikalsinasi pada suhu 180 – 250 oC. Nisbah

benzena dan propilena dijaga pada 6/1 atau lebih besar, dan

yield yang diperoleh sekitar 96 % (v) kumen dan 4 % (v) adalah

alkilat aromatik berat.

9.3 Alkilasi Termis

Alkilasi termis adalah alkilasi yang mengolah

etilena yang diikuti oleh propilena, butena dan isobutilena

dengan bantuan panas. Kondisi operasi proses ini tinggi, suhu

sekitar 950 oF dan tekanan sekitar 3000 – 5000 psia. Umpan

olefin yang diperkaya seperti tersebut di atas dapat

diproduksi dari proses dekomposisi hidrokarbon yang

beroperasi pada suhu 1200 – 1425 oF dan tekanan 1 atm.

Kondisi demikian sangat memungkinkan untuk pembentukan

157

etilena. Etilena diserap di dalam isobutana untuk dimasukkan

ke unit alkilasi. Dapur alkilasi mengolah aliran daur ulang

isobutana dan cairan yang terdiri dari campuran etilena dan

isobutana yang dimasukkan ke dalam dapur melalui zona

perendaman. Sedikit ter atau material yang mempunyai titik

didih di atas gasolin dapat dihasilkan karena konsentrasi

etilennya rendah dalam zona reaksi. Diperlukan waktu 2 – 7

detik untuk mencapai suhu 950 oF, tergantung pada jumlah

hidrokarbon yang diolah dan jumlah isobutilena yang didaur

ulang. Diagram alir proses dapat dilihat pada Gambar 9.2.

Alkilasi khusus untuk membuat neoheksana telah

dikembangkan oleh Phillips petrleum Co. Alkilasi ini menggunakan

etilena dan isobutana sebagai reaktan untuk membuat

neoheksana. Namun proses ini sudah tidak dipakai lagi

semenjak Perang Dunia II. Proses ini tidak terbatas hanya

untuk membuat neoheksana saja.

Campuran etana dan propana direngkah pada suhu

sekitar 1400 oF dan tekanan 6 – 8 psig untuk pembentukan

propilena yang optimum. Gas-gas yang terbentuk dibebaskan

dari material yang lebih besar dari C2 melalui scrubber, lalu

diikuti dengan kompresi dan pendinginan. Etilena kemudian

diserap oleh cairan isobutana pada suhu -30 oF, sedangkan gas

hidrogen dan metana dipisahkan dari sistem. Campuran etilena

dan isobutana dikompresi sampai menjadi 4000 – 5000 psig

dan ditambahkan isobutana pada dapur alkilasi melalui preheater

pada suhu 950 oF. Nisbah isobutana dan etilena dijaga pada

9/1 atau lebih pada zona reaksi. Yield dikirim ke menara

depropanizer berupa cairan pada bagian bawah yang menghabiskan

70 % (berat) etana, propana dan isobutana yang mengandung

158

kira-kira 30 – 40 % neoheksana. Neoheksana dikarakterisasi

sebagai bahan campuran avgas dengan sifat-sifat yang sempurna

dan sangat mudah menerima TEL. Senyawa ini mempunyai RVP 9,5

psi ; titik didih 121 oF dan angka oktan 95.

H2 & CH4

Umpan i C4 Segar i C4

Gas + Etileni C4 & C2H4 CompressorGasoline

Etana/PropanaPompa Campuran Umpan etana propana butana

Recycle i C4

Dapur AlkilasiGasoline

NeoheksanaGambar 9.2 Diagram Alir Alkilasi Termis

9.4 Proses Polimerisasi

9.4.1 Polimerisasi Termis

Meskipun tidak seefektif polimerisasi katalis,

polimerisasi termis telah banyak dipakai pada beberapa kilang

159

minyak dan secara khusus dapat memberdayakan gas-gas jenuh

yang tak dapat dipolimerisasi langsung dengan katalis. Proses

polimerisasi termis terdiri dari perengkahan fasa uap senyawa

propana dan butana diikuti dengan memperpanjang waktu reaksi

polimerisasi pada suhu 950 – 1100 oF, selanjutnya diikuti

dengan reaksi-reaksi dekomposisi, depolimerisasi dan

sebagainya. Reaksi perengkahan mula-mula sangat endotermis,

tetapi reaksi pada zona polimerisasi adalah eksotermis.

Propana sangat jarang dipakai sebagai umpan

karena harus dilakukan pada suhu dan tekanan tinggi meskipun

gas ini biasa terikut dalam aliran daur ulang. Data kecepatan

reaksi sangat langka, tetapi dapat dihitung berdasarkan

Persamaan 20-12 Nelson sebagai berikut :

K2 1 x ---- = ---------------- P t P a (1– x)

Dimana :K2 = tetapan kecepatan reaksi t = waktu, menit P = tekanan, psix = fraksi olefin yang bereaksi selama waktu t menita = fraksi olefin yang terkandung dalam umpan

Polimerisasi termis mengubah C4 dan gas-gas kilang yang lebih

ringan menjadi produk-produk cair hasil kondensasi. Proses

ini dapat dipakai terutama untuk mengolah bensin alam (natural

gasoline) yang mengandung propena dan butena yang berlimpah

ruah. Olefin-olefin tersebut diperoleh dengan cara

dekomposisi termis dan polimerisasi dengan panas dan

bertekanan. Umpan cair dengan tekanan 1200 – 2000 psig

160

dipompakan ke dalam dapur dan dipanaskan menjadi 975 – 1100oF. Keluaran dari dapur didinginkan dan distabilisasi,

polimer gasolin dipisahkan dengan cara fraksionasi. Gas yang

keluar dari stabilizer dikembalikan ke pemisah uap untuk

dipisahkan C3 dan C4 sebagai daur ulang. Diagram alir proses

ini secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 9.3.

Recycle GasPoligasoline Ringan Poligasoline Berat

UmpanOlefinFractionator

Dapur Polimerisasi Quench Stabilizer Polimer Berat

Gambar 9.3 Diagram Alir Proses Polimerisasi Termis Proses

Kellog

Umpan olefin sebelum masuk ke dapur polimerisasi

biasanya dipersiapkan lebih dahulu melalui pemurnian (feed

preparation). Hal ini dilakukan mengingat gas-gas tersebut

mungkin mengandung sulfur atau asam sulfida, mempunyai

tekanan rendah, konsentrasinya kurang atau tidak stabil.

161

9.4.2 Polimerisasi Katalis

Polimerisasi ini adalah proses sinambung dimana

gas-gas olefin dikonversi dengan katalis menjadi produk-

produk cair hasil kondensasi. Proses polmerisasi katalis

dapat dibagi menjadi :

1 Polimerisasi tak selektif.

2. Polimerisasi selektif.

Polimerisasi tak Selektif adalah polimerisasi campuran

propilena-propilena dan butilena-butilena, sedangkan

polimerisasi antara propilena-propilena saja atau antara

butilena-butilena saja disebut Polimerisasi Selektif.

Gasolin yang dihasilkan sebagai hasil reaksi adalah 2,2,4

trimetil pentana atau kodimer yang mempunyai angka oktan

tinggi. Kodimer bila dihidrogenasi dapat menjadi isooktan.

Katalis yang digunakan pada polimerisasi katalis

adalah asam sulfat dan asam posfat dalam berbagai bentuk.

Demikian juga silika alumina, aluminium khlorida, boron

trifluorida dan bauksit aktif telah banyak digunakan sebagai

katalis polimerisasi.

Polimerisasi tak Selektif

Polimerisasi tak selektif adalah suatu proses

polimerisasi yang terjadi pada suhu dan tekanan tinggi dengan

umpan berupa campuran hidrokarbon C3 dan C4 menggunakan

katalis asam posfat.

Ada tiga modifikasi penggunaan asam posfat sebagai katalis

yang banyak dipakai, adalah :

162

1. Kuarsa yang dibasahi dengan larutan asam

2. Pelet yang diresapi asam (asam posfat padat) yang diisikan

di dalam chamber

3. Katalis padat berbentuk pelet yang dimuat dalam tube yang

dikelilingi oleh air pendingin di dalam reaktor.

Reaktor polimerisasi ini dijaga pada suhu 190 – 230 oC

dan tekanan sekitar 500 psia. Sebagai tambahan, tembaga piro

posfat juga digunakan secara luas sebagai katalis

menghasilkan produk yang hampir sama dengan asam posfat

dengan suhu reaksi yang lebih rendah.

1. Polimerisasi UOP

Polimerisasi katalis proses UOP adalah proses

polimerisasi tak selektif menggunakan katalis asam posfat

yang dijenuhkan di dalam kieselguhr dan berbentuk pelet.

Katalis ditempatkan di dalam tube, sedangkan air pendingin

berada di dalam shell. Diagram alir sederhana dari proses UOP

ini dapat dilihat pada Gambar 9.4.

Proses polimerisasi UOP terdiri dari 3 seksi pengolahan yaitu

:

a. Seksi pembersihan/pemurnian umpan.

Pada seksi ini kotoran yang terdapat dalam umpan

dipisahkan dengan larutan soda dan air karena merupakan

racun bagi katalis. Kotoran utama yang harus dipisahkan

adalah senyawa-senyawa nitrogen asam ataupun basa, lalu

senyawa-senyawa belerang dalam bentuk gas/larutan H2S

maupun merkaptan. Senyawa nitrogen yang bersifat asam

(HCN, HOCN dan sebagainya) bila dibiarkan dalam sistem

akan berubah menjadi amoniak dan kemudian amonium posfat

163

yang akan merusak daya rangsang katalisator (menurunkan

aktifitas katalis) menurut reaksi berikut :

RCN + 2 H2O ───→ RCOOH +

NH3

3 NH3 + H3PO4 ───→ (NH4)3PO4

Senyawa nitrogen asam ini dapat dihilangkan dengan

larutan soda, sedangkan senyawa nitrogen basa (NH3 dan

amina-amina) dapat dihilangkan dengan mencucinya

menggunakan air.

Senyawa-senyawa sulfur (H2S dan merkaptan-merkaptan)

bila tidak dibuang akan berubah menjadi senyawa-senyawa

yang sulit dihilangkan dari polimer gasolin dan akan

menyebabkan turunnya angka oktan. Senyawa-senyawa sulfur

ini bersifat asam dan dapat dihilangkan dengan larutan

soda.

b. Seksi reaktor.

Umpan hidrokarbon (campuran propilena/butilena) yang

sudah dibersihkan dan dipanaskan secukupnya direaksikan

dalam reaktor. Tipe reaktor UOP ada 2 macam, yaitu

tipe shell & tube heat exchanger dan chamber. Reaksi polimerisasi

adalah reaksi eksotermis sehingga diperlukan air untuk

menyerap panas yang terjadi dan juga berfungsi sebagai

pengatur suhu reaktor yang dikendalikan oleh tekanan kukus

(steam) dari steam drum.

Variabel proses yang mempengaruhi reaksi di dalam

reaktor adalah suhu sekitar 430 oF, tekanan operasi 1000 –

1100 psig, kadar olefin di dalam umpan 35 – 45 % dan

kecepatan aliran olefin pada permukaan katalis (space velocity)

dirancang 0,28 galon umpan/jam per lb katalis.

164

Propana Butana Pencucian Air

Pencucian Soda

Umpan C3/C4

Polimer ReactorDepropanizer

Debutanizer

Gambar 9.4 Diagram Alir Polimerisasi tak Selektif Proses UOP

c. Seksi pemisahan hasil-hasil reaksi.

Campuran hasil reaksi yang keluar dari dasar reaktor

didinginkan dan tekanannya diturunkan menjadi 300 psig

sebelum masuk ke seksi pemisahan. Campuran hasil reaksi

pertama kali dimasukkan ke dalam menara depropanizer untuk

memisahkan propana dan gas-gas lain yang lebih ringan.

Senyawa yang lebih berat dari propana akan keluar dari

dasar menara dan selanjutnya dikirim ke menara butanizer

untuk memisahkan fraksi butana yang lebih ringan. Fraksi

yang lebih berat dari butana adalah polimer gasolin dengan

RVP 8 psi dan FBP 400 – 420 oF.

165

Polimerisasi Selektif

Polimerisasi selektif adalah proses polimerisasi

yang menggunakan umpan hanya fraksi C4 saja atau fraksi C3

saja yang berlangsung pada suhu yang lebih rendah

dibandingkan dengan polimerisasi tak selektif.

9.5 Proses Isomerisasi

Dewasa ini penggunaan proses isomerisasi dalam

kilang minyak bumi dimaksudkan untuk menyediakan tambahan

umpan untuk alkilasi atau fraksi dengan angka oktan tinggi

untuk blending gasolin. Proses isomerisasi adalah proses dimana

parafin rantai lurus dikonversi menjadi senyawa-senyawa

rantai cabang secara sinambung dengan menggunakan

katalis.Aluminium khlorida adalah katalis yang tidak dapat

diregenerasi dipakai dengan berbagai atau logam lain adalah

katalis padat yang dapat diregenerasi berada dalam unggun

tetap. Kondisi operasi beragam tergantung pada prosesnya

sendiri dan umpan masuk, yaitu 100 – 950 oF dan tekanan 150 –

1000 psig.

Perkembangan proses isomerisasi dalam dunia

industri berlangsung sangat lambat. Hal ini disebabkan karena

tingginya biaya penanganan katalis yang korosif dan biaya

pemisahan isomer-isomer hidrokarbon yang mengandung 5 atau

lebih atom karbon. Namun karena adanya peningkatan kebutuhan

terhadap bahan bakar yang mempunyai angka oktan tinggi, maka

proses isomerisasi ini terus dikembangkan.

Macam-macam proses isomerisasi adalah :

166

1. Isomerisasi dengan katalis aluminium khlorida.

2. Isomerisasi dengan katalis logam mulia.

9.5.1 Isomerisasi dengan Katalis Aluminium

Khlorida

Proses yang biasa dilakukan adalah isomerisasi

butana menjadi isobutana, pentana menjadi isopentana, nafta

atau fraksi n-heksana menjadi isoheksana.

Pada proses-proses tersebut aluminium khlorida digunakan

dalam beberapa cara yaitu :

a. Bersama dengan asam khlorida anhidrat membentuk slurry atau

cairan kompleks.

b. Berada dalam butiran alumina atau bauksit.

c. Dilarutkan dalam PbCl3 cair.

Katalis aluminium khlorida adalah katalis yang tidak dapat

diregenerasi, tetapi dapat diperoleh kembali dalam sistem

cairan. Salah satu proses isomerisasi dengan katalis

aluminium khlorida dapat dilihat pada Gambar 9.5.

Make-up HCl Make-up H2

Recycle Gas Vent

Acid Stripper

Umpan SeparatorIso SegarParafin

167

Catalyst Recovery AlCl3

Recycle n-Parafin

Super Fractionator

Sludge

Gambar 9.5 Diagram Allir Proses Isomerisasi Aluminium

Khlorida

Kondisi operasi 240 – 250 oF, tekanan 200 – 300

psig dan space velocity adalah 1 – 2 /jam. Waktu tinggal di dalam

reaktor adalah 10 – 40 menit, sehingga dicapai konversi 50 %

untuk butana, 55 – 60 % untuk pentana.

9.5.2 Isomerisasi dengan Katalis Logam Mulia

Katalis yang digunakan adalah platina atau logam-

logam lain berada dalam unggun tetap dan dapat diregenerasi.

Kondisi operasi bervariasi tergantung pada proses dan umpan

yang dipakai, yaitu suhu 100 – 900 oF dan tekanan 150 – 1000

psig. Proses ini dikenal dengan nama Isomerisasi Penex.

Diagram alir proses ini dapat dilihat pada Gambar 9.6.

Produk Isoparafin Recycle H2

H2 Segar

168

C4<

Umpan Vent Segar Degasser Heater Separator Reactor

Recycle Product

Gambar 9.6 Diagram Alir Proses Isomerisasi Logam Mulia

169

A. Jawablah pertanyaan-pertanyaan di bawah ini dengan jelasdan singkat !

1. Buat suatu reaksi proses alkilasi dengan menggunakan

katalis dari suatu kilang minyak !

2. Buat suatu reaksi sederhana alkilasi termis !

3. Buatlah suatu diagram alir sederhana proses

polimerisasi katalis dari kilang minyak !

B. Lengkapilah pernyataan di bawah ini dengan memberikanhuruf dari sekumpulan jawaban pada kolom sebelah kananyang anda anggap paling benar !

1…… Penambahan suatu gugus radikal alkilke dalam suatu molekul

A.Polimerisasi

2…… Yang pertama kali mengembangkan proseskatalis asam sulfat

B. Platina

3.….

Yang pertama kali mengembangkan proseskatalis asam fluorida

C. Alkilasi

4…… Produk yang dihasilkan dari prosesalkilasi asam sulfat

D. Shell Oil

5.….

Proses alkilasi yang dikembangkan olehKellog

E.Polimerisasi Termis

6……. Alkilasi yang mengubah etilen yangdiikuti oleh propilen, buten danisobutene dengan bantuan panas.

F. Cascade SulfuricAcid

7.…..

Proses pengubahan C4 dan gas-gas kilangyang lebih ringan mejadi produk cairhasil kondensasi

G. 2,2,4 Iso Butan

170


8…… Polimerisasi antara propilena-propilena saja butilena-biutilena sajatanpa menggunakan katalis

H.Isomerisasi.

9…… Proses dimana parafin rantai lurusdikonversikan menjadi senyawa-senyawarantai cabang

I. Alkilasi Termis

10..….

Katalis logam mulia yang seringdipergunakan pada proses isomerisasi

J.Polimerisasi AktifK. Philips

A. Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dansingkat !

1. Apakah yang dimaksud dengan alkilasi, polimerisasi dan

isomerisasi, jelaskan !

2. Untuk apa diperlukannya katalis pada proses alkilasi

dan polimerisasi?

3. Apakah perbedaan isomerisasi dengan katalis Al2O3 dan

isomerisasi dengan katalis logam mulia ?

4. Akibat apakah yang ditimbulkan oleh senyawa-senyawa

pengotor terhadap aktifitas katalis ?

B. Berilah tanda huruf B apabila pernyataan di bawah inibenar dan berilah tanda huruf S bila salah !

1. Penambahan suatu gugus radikal alkil kedalam suatu molekul dinamakan alkilasi ………

2. Pada proses alkilasi termis tidak

171


memerlukan tekanan dalam memproduksietilennya.

……….

3. Suhu reaktor yang diizinkan pada prosesalkilasi katalis dengan menggunakan asamsulfat adalah 70 oC ………

4. Reaktor pada proses alkilasi asam sulfatberbentuk horizontal, sedangkan padaproses Kellog adalah vertikal. ………

5. Yang mengembangkan proses alkilasialuminium khlorida adalah Philips ………

6. Alkilasi menggunakan katalis asam posfatdimaksudkan untuk memproduksi isopropilbenzena.

………

7. Polimerisasi termis merupakan perengkahanfasa uap dimana senyawa propena dan butenadireaksikan secara endotermis. ………

8. Polimerisasi termis adalah menubah C4 dangas-gas kilang yang lebih ringan menjadiproduk cair hasil kondensasi. ………

9. Pada proses polimerisasi UOP senyawanitrogen yang dihasilkan dapat diprosesmenghasilkan asam.

………

10. Sebelum dipergunakan sebagai katalisAluminium Khlorida dilarutkan terlebihdahulu dalam PbCl3 cair.

………



172



4. Graham, W,A., 1982. Alkylation Integrated Acid Plant. HydrocarbonProcessing.

5. Pandey, G.N., 1994. A Texbook of Chemical Technology. Volume II(Organic). Vikas Publishing House PVT Ltd. New Delhi.

PROSES REFORMING

173

KEGIATAN BELAJAR X Jurusan


Mahasiswa memahami fungsi dan operasi unit reforming untuk

pengolahan komponen blending gasolin yang mempunyai oktan

tinggi.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme dan prinsip kerja

unit reforming termis berdasarkan diagram alirnya.

2. Mahasiswa mampu menguraikan bagian-bagian operasi dari

diagram alir pada pengolahan reforming termis.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme reaksi dan peranan

katalis pada pengolahan reforming.

4. Mahasiswa mampu membuat diagram alir salah satu proses

pada pengolahan reforming katalis berdasarkan skema uraian

proses dan kondisi operasinya.

174

Lembar Informasi X : Proses Reforming

10.1 Pendahuluan

Reforming adalah suatu proses untuk merubah struktur

senyawa hidrokarbon dalam fraksi minyak menjadi komponen

blending gasolin yang mempunyai oktan tinggi. Perubahan

susunan struktur molekul yang terjadi paling dominan dalam

reaksi tersebut adalah dehidrogenasi naftena membentuk

aromatik menurut reaksi berikut :

CH / \\ HC CH H3C – (CH2)4 – CH3 ───→ ║ │+ 4 H2

HC CH \ //

CH

Macam-macam proses reforming :

1. Reforming Termis, terdiri dari :

Proses polyforming

2. Reforming Katalis, terdiri dari :

175

KEGIATAN BELAJAR X Jurusan

a. Katalis Unggun Diam

● reaktor tanpa swing, terdiri dari :

Proses Catforming

Proses Houdriforming

Proses Platforming

Proses Sinclair-Baker

Proses Platinum

● reaktor dengan swing, terdiri dari :

Proses Hydroforming

Proses Powerforming

Proses Ultraforming

b. Katalis Unggun Bergerak, terdiri dari :

● Proses hyperforming

● Proses thermofor (TCR)

c. Katalis Unggun Terfluidisasi, terdiri dari :

● Proses Fluid Hydroforming

d. Reforming dengan daur ulang, terdiri dari :

● Proses Iso-Plus Houdriforming

● Proses Reforming

10.2 Reforming Termis

Proses secara termis yang sinambung digunakan

untuk mengubah molekul melalui penyusunan kembali nafta dan

gasolin berkualitas anti ketuk yang rendah menjadi komponen

gasolin yang mempunyai angka oktan tinggi. Produk sekunder

dari proses ini meliputi gas-gas olefin untuk umpan

polimerisasi dan tar yang digunakan untuk minyak bakar berat.

Peralatan reforming termis mirip dengan peralatan

perengkahan termis, dengan sedikit modifikasi para ahli

176

kilang menggunakan peralatan yang sama untuk kedua proses

tersebut. Diagram alir sederhana proses reforming termis dapart

dilihat pada Gambar 10.1. Sama dengan umpan reforming katalis,

tipe umpan reforming adalah nafta ringan (virgin nafta) yang

mempunyai IBP 200 – 250 oF dan FBP 300 – 400 oF. Gasolin alam

dan fraksi perengkahan dapat digunakan sebagai umpan. Suhu

keluar seksi pemanas adalah 950 – 1100 oF pada tekanan 400 –

1000 psig. Nafta dari aliran samping fraksionator ditambahkan

ke effluent heater untuk menahan reaksi dekomposisi yang sangat

ekstensif. Proses reforming termis masuk ke dalam kilang secara

komersil pada tahun 1930. Proses ini dirancang oleh UOP Co.

10.2.1 Proses Polyforming

Proses ini merupakan proses termis yang sinambung

merubah nafta ringan (straight run) dan/atau gas oil bersama-sama

dengan gas-gas hidrokarbon sangat ringan (dominan C3 dan C4)

menjadi mogas yang mempunyai oktan tinggi dan fuel oil. Diagram

alir proses ini dapat dilihat pada Gambar 10.2.

Gas dan Gasoline ke Stabilizer

Heater Flash Chamber& Fractionator Umpan Nafta

QuenchPolimer Berat ke Stripper Stream

177

Gambar 10.1 Diagram Alir Proses Reforming Termis

Stabilizer Gas Evaporator & Bubble Tower

GasUmpan Nafta FlashAbsorber Tower Heater Umpan QuenchGas Cair Fuel Oil Gasoline

Gambar 10.2 Diagram Alir Proses Polyforming

Operasi dari proses ini meliputi pemasukan umpan

nafta (virgin) ke dalam absorber untuk mengambil propana

(recovery C3 80 – 90 %) dan gas-gas berat. Tekanan pada aliran

campuran umpan adalah 1000 – 1500 psig. Aliran quench di

bagian bawah evaporator adalah 1020 – 1120 oF turun menjadi

650 – 700 oF. Tekanan evaporator sekitar 400 psig. Bagian

lain dari bawah evaporator di-flash untuk mendapatkan fuel oil dan

gas, sedangkan overhead evaporator dikirim ke stabilizer dimana

gas-gas yang dapat dikondensasi dipisahkan dari produk

178

gasolin untuk dipakai kembali di absorber bersama dengan

umpan gas cair. Proses polyforming ini dikembangkan oleh Gulf Oil

Corp pada tahun 1940. Proses ini sudah tidak digunakan lagi

dan diganti oleh reforming katalis.

10.3 Reforming Katalis

Reforming katalis merupakan suatu proses untuk

meningkatkan kualitas berbagai macam nafta (virgin, thermal dan

catalytic cracking) yang mempunyai oktan rendah menjadi komponen-

komponen yang mempunyai oktan tinggi untuk blending mogas atau

avgas, atau digunakan untuk bahan baku petrokimia yaitu

pengolahan aromatik untuk memproduksi BTX (benzene-toluene-xylene).

Pada proses reforming ini volatility minyak dinaikkan dan kandungan

sulfurnya dikurangi. Perbaikan bilangan oktan virgin naphta

adalah dari 20 menjadi 50 RON tanpa menggunakan pengungkit

timbal. Proses reforming katalis yang komersil dapat

diklasifikasikan sebagai proses sinambung, semi regeneratif

dan siklus tergantung pada metoda dan frekuensi regenerasi

katalis, yang secara luas dikelompokkan menjadi :

1. Proses katalis unggun bergerak.

2. Proses katalis unggun diam.

3. Proses katalis unggun terfluidisasi.

Proses unggun bergerak dan terfluidisasi

menggunakan katalis tipe logam oksida yang tidak murni

(katalis platina dan molibdenum), dilengkapi dengan unit

regenerasi terpisah, sedangkan proses unggun diam menggunakan

katalis tipe platina dalam unit yang dilengkapi untuk

sirkulasi, tanpa regenerasi atau kadang-kadang dengan

179

regenerasi. Pada kenyataannya hampir 95 % kilang minyak

menggunakan unggun diam.

Mekanisme reaksi yang terjadi adalah :

1. Dehidrogenasi naftena

C6H12 ===== C6H6 + 3H2

Sikloheksana Benzena

2. Dehidrosiklisasi parafin

H3C - (CH2)4 - CH3 ===== C6H6 + 4 H2 Heksana Benzena

3. Isomerisasi parafin

H3C – (CH2)5 – CH3 ===== H3C – CH – (CH2)3

– CH3 Heptana │ CH3

2-Metil Heksana

4. Dehidro-isomerisasi naftena

H3C – C5H8 – CH3 ===== H11C6 – CH3 ===== H5C6 – CH3 +3 H2

1,2-Dimetil Siklopentana Metil SikloheksanaToluena

5.Hydrocracking parafin CH3

│ C10H22 + H2 ==== H3C – (CH2)3 – CH3 + H3C – CH2 – CH– CH3

n-Dekana PentanaIsopentana

180

6.Desulfurisasi H4C4S + 4 H2 ===== C4H10 + H2S TiofenButana

7.Penjenuhan olefin (hidrogenasi olefin)

C5H10 + H2 ===== C5H12

Pentena Pentana

Reaksi dehidrogenasi naftena terjadi sangat cepat

dan reaksi isomerisasi parafin dan dehidro-isomerisasi

naftena juga berlangsung cepat, dengan demikian reaksi-reaksi

tersebut sangat menonjol, sedangkan reaksi-reaksi yang lambat

seperti siklisasi dan hydrocracking menjadi penting terutama

pada kondisi-kondisi yang keras seperti space velocity yang

rendah, tekanan tinggi dan suhu tinggi. Reaksi hydrocracking

sebagaimana juga reaksi-reaksi dehidrogenasi dan isomerisasi

biasanya tidak diinginkan karena akan menyebabkan deposit

karbon (kokas), penurunan produk hidrogen dan yield produk cair

rendah, dengan umpan yang kaya parafin dapat dilakukan

hydrocracking secara besar-besaran. Tekanan yang rendah dapat

mendorong reaksi-reaksi dehidrogenasi dan siklisasi, tetapi

pada kondisi yang sedang dapat menekan terjadinya reaksi

hydrocracking. Operasi pada 900 psi akan menyebabkan sekitar

dua kali lebih banyak terjadi hydrocracking seperti terjadi pada

tekanan 500 psi.

Meskipun hidrogen lebih banyak dihasilkan pada

tekanan rendah (200 psig), tekanan parsiel hidrogen

relatif lebih rendah yang memberi kemungkinan kecenderungan

terjadinya reaksi hydrocracking yang menghasilkan kokas.

Ditinjau dari cara meregenerasi katalis maka reforming katalis

181

diklasifikasikan menjadi proses sinambung, semi regeneratif

dan siklus. Pertumbuhan yang cepat terhadap pemakaian

reforming katalis dalam industri minyak bumi terjadi pada

kurun waktu 1953 - 1959. Namun mulai tahun 1970-an seiring

dengan perbaikan terhadap angka oktan bensin menjadi RON 98,

maka katalispun mengalami perubahan tidak lagi hanya berbasis

platina tetapi juga mengandung renium (katalis UOP R-16 dan

R-20). Pada saat ini kenaikan yang pesat dari produksi

reforming katalis disebabkan karena adanya pemakaian umpan

baru selain daripada virgin naphta, yaitu light naphta dari Timur

Tengah.

10.3.1 Proses Reforming Unggun Bergerak

Proses unggun bergerak ini menggunakan reaktor tunggal

yang berisi katalis yang dapat diregenerasi secara sinambung.

Katalis yang dipakai adalah campuran oksida logam berbentuk

butir atau pelet yang dapat dipindahkan dari reaktor ke

regenerator atau sebaliknya. Umpan yang dapat diolah

tergantung pada jenis katalis yang digunakan, yaitu mempunyai

jarak didih (IBP) sekitar 150 – 175 oF dan FBP 400 – 500oF. Proses pendahuluan terhadap umpan biasanya tidak menjadi

faktor yang dipertimbangkan kecuali kalau mengandung air yang

akan menurunkan aktifitas katalis. Diagram alir sederhana

proses ini dapat dilihat pada Gambar 10.3.

Reactor

182

KilnProduk

Udara Recycle Gas Umpan Nafta Elevator Katalis

Gambar 10.3 Diagram Alir Proses Reforming Unggun Bergerak

10.3.2 Proses Reforming Unggun Terfluidisasi

Proses reforming katalis menggunakan unggun

terfluidisasi dari katalis padat, merupakan suatu proses

regenerasi yang sinambung dengan reaktor terpisah ataupun

terintegrasi untuk menjaga aktifitas katalis dengan cara

memisahkan kokas dan sulfur. Sebagai umpan adalah nafta

ringan hasil perengkahan atau nafta ringan dicampur dengan

gas daur ulang yang kaya hidrogen. Katalis yang digunakan

adalah molibdat 10 % dalam alumina yang secara material tidak

dipengaruhi oleh arsen, besi, nitrogen atau sulfur dalam

jumlah yang normal. Kondisi operasi dalam reaktor sekitar 200

– 300 psig dan suhu 900 – 950 oF pada space velocity 0,3 –

0,8/jam. Kecepatan gas daur ulang adalah 4000 – 6000

scf/barel umpan dengan nisbah berat antara katalis dan minyak

adalah 0,5 – 1,5. Kondisi regenerasi yang digunakan adalah

210 – 310 psig dan suhu 1000 – 1100 oF. Pengolahan

pendahuluan terhadap umpan biasanya tidak dilakukan kecuali

183

untuk menyesuaikan jarak didih dalam memproduksi aromatik.

Keunggulan proses reforming ini, dapat menghasilkan yield

reformat sekitar 70 – 80 % (v) dengan RON 93 – 98. Diagram


FlueGas Produk

RegeneratorReactor

Recycle Gas Udara

Umpan Nafta

Gambar 10.4 Diagram Alir Proses Unggun Terfluidisasi

A. Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan jelas dansingkat !

1. Jelaskan prinsip kerja unit reforming termis

berdasarkan diagram alir yang ada pada buku saudara !

184


2. Apakah perbedaan proses reforming katalis dan reforming

termis ?

3. Buatlah suatu mekanisme reaksi pada proses pengolahan

reforming !


1. Suatu proses untuk merubah suatu struktur senyawa

hidrokarbon dalam fraksi minyak menjadi komponen

blending gasoline yang mempunyai oktan tinggi dinamakan

:

a. Sweetening c.

Polimerisasi

b. Reforming d.

Hydroreforming.

2. Pengubahan molekul melalui penyusunan kembali nafta

dan gasoline berkualitas anti ketuk yang rendah menjadi

komponen gasoline yang mempunyai angka oktan tinggi

adalah :

a. Reforming Katalis c. Reforming

Thermis

b. Polyforming d.

Hydroforming

3. Pengubahan Nafta ringan atau gas oil bersama-sama

dengan gas hidrokarbon sangat ringan (dominant C4 )

menjadi mogas yang mempunyai angka oktan tinggi dan

fuel oil dinamakan :

a. Reforming Katalis c.

Hydroforming

185

b. Reforming d.

Polyforming.

4. C5H10 + H2 adalah :

a. C5H12 c. C6H14

b. C7H16 d.

C7H14

5. Salah satu keunggulan proses reforming adalah :

a. Diperolehnya senyawa hidrokarbon dengan RON tinggi.

b. Diperolehnya nafta dengan angka oktan tinggi.

c. Diperolehnya hasil reformat antara 70 - 80 %

(v) dengan RON 93 - 98.

d. Diperolehnya nafta ringan 100 %

186

A. Selesaikan soal-soal di bawah ini dan jawablah dengansingkat !

1. Buatlah suatu diagram alir sederhana Reforming Termis

!

2. Sebutkan macam-macam peralatan yang sering digunakan

untuk proses Reforming Termis !

3. Klasifikasikan juga jenis peralatan operasi prosesReforming !

187



2. Maxwell, J.B., 1980. Data Book on Hydrocarbon : Application toProcess Engineering. The ESSO Series, D.Van Nostrand Company.New York.

188


3. Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering, 4th ed. McGraw Hill Book Co. Singapore.


PROSES-PROSES MENGGUNAKAN PELARUT

189

KEGIATAN BELAJAR XI Jurusan


Mahasiswa memahami proses pengolahan minyak dengan pelarut

untuk menarik aspal dan lilin dari fraksi dan produk-produk

minyak pelumas.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan perbedaaan 4 dari 6

macam proses penarikan aspal melalui ekstraksi menggunakan

pelarut.

2. Mahasiswa mampu menguraikan salah satu proses

penarikan aspal berdasarkan diagram alir prosesnya.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan perbedaan proses dewaxing dan

deoiling pada penarikan lilin dari minyak-minyak dasar

pelumas.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan proses penarikan lilin

menggunakan pelarut berdasarkan diagram alir masing-masing

proses.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan perbedaan proses-proses

penyulingan minyak pelumas berdasarkan diagram alirnya.

6. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme pemilihan pelarut

pada proses ekstraksi aromatik.

190

Lembar Informasi XI : Proses-Proses Menggunakan Pelarut

11.1 Pendahuluan

Proses-proses penyulingan dengan pelarut

merupakan pengolahan fisik saja, baik untuk menghilangkan

senyawa-senyawa pengotor yang ada maupun yang tidak diingini

ada dalam minyak yang akan dipulihkan (recovery). Umpan untuk

proses-proses ini dapat berupa minyak yang mempunyai titik

didih tinggi maupun rendah. Umpan yang mempunyai titik didih

tinggi untuk proses ini terdiri dari minyak dan gas-oil atau

minyak-minyak rengkahan katalis. Secara umum dasar proses

yang dipakai sekarang untuk umpan minyak berat dan distilat

menengah diklasifikasikan sebagai :

1. Pengolahan (treating) atau deasphalting, dipakai pada minyak

dengan titik didih penuh seperti gas-oil, dimana pemotongan

minyak pelumas dilakukan. Pelarut adalah pengendap yang

membagi umpan minyak menjadi konstituen- konstituen

berdasarkan ukuran molekul.

2. Operasi dewaxing, dipakai pada komponen minyak-minyak

pelumas atau material dengan titik didih penuh, lalu

diolah dengan lempung (clay). Operasi dewaxing sering

berkombinasi dengan pembuatan lilin.

191

KEGIATAN BELAJAR XI Jurusan

3. Pengolahan (treating) atau penyulingan (refining), dipakai pada

minyak-minyak dengan jarak didih yang sesuai dengan minyak

pelumas sebagai umpan untuk memisahkan aromatik, naftenik

dan material lain dengan ekstraksi selektif yang

berpengaruh terbalik terhadap indeks viskositas.

Dasar-dasar proses ekstraksi menggunakan pelarut

dapat diklasifikasikan menjadi :

1. Proses penarikan aspal (deasphalting & treating).

2. Proses penarikan lilin (dewaxing).

3. Proses penyulingan minyak pelumas (lube refining) dan

ekstraksi aromatik.

11. 2 Proses Penarikan Aspal

Minyak-minyak pelumas, gas-oil atau distilat

menengah yang direduksi melalui proses ekstraksi ataupun

pengendapan pelarut dalam aspal dan material resin yang

terdapat baik dalan larutan maupun dalam bentuk koloid

cenderung dapat membentuk residu karbon dan kokas. Pada

proses tersebut dapat dipisahkan sulfur dan logam berat dan

juga terjadi perbaikan warna minyak. Pelarut yang dipakai

untuk proses penarikan aspal dapat dibagi menjadi dua

kelompok utama, yaitu :

1. Hidrokarbon-hidrokarbon yang mempunyai berat molekul

rendah, terutama propan.

2. Senyawa-senyawa yang dapat dioksidasi seperti alkohol dan

ester.

Banyak proses-proses yang mampu memisahkan aspal

dari hidrokarbon telah dilakukan dalam industri minyak dan

192

gas bumi, sebelum metoda penggunaan pelarut dikembangkan.

Distilasi, penyulingan dengan tanah liat ataupun asam sulfat

dan pengolahan dengan logam khlorida merupakan contoh proses

yang telah dikenal. Penyulingan dengan pelarut, jika

dilakukan untuk pengolahan pendahuluan umpan perengkahan

katalis dapat dipertimbangkan pemakaiannya berkompetisi

dengan distilasi hampa, proses cooking dan visbreaking.

Macam-macam proses penarikan aspal dan lube treating dengan

pelarut :

1. Ekstraksi furfural ( pengolahan gas-oil dan lube oil)

2. Propane Deasphalting.

3. Propane Decarbonizing.

4. Fraksionasi Propana.

5. Ekstraksi HF.

6. Ekstraksi SO2.

11.2.1 Ekstraksi Furfural (pengolahan gas-oil dan

lube-oil)

Ekstraksi dengan furfural proses kontinyu untuk

memisahkan aromatik, nitrogen, sulfur, dan logam-logam

organik, senyawa-senyawa bersifat asam dan tidak stabil dari

dalam minyak yang akan berpengaruh terhadap kualitas

pembakaran, kebersihan mesin, dan bilangan setana. Umpan yang

diolah terdiri dari minyak diesel, gas-oil rengkahan katalis,

dan minyak bakar.

Suhu ekstraksi dan rasio pelarut biasanya rendah untuk

pengolahan gas-oil bila dibandingkan dengan pengolahan minyak

pelumas (lube-oil).

193

Diagram alir sederhana proses ini dapat dilihat pada Gambar

11.1.

Gambar 11.1 Diagram Alir Ekstraksi Furfural untuk Gas-Oil

Yield dari produk rafinat tergantung pada tipe dan

karakteristik minyak yang diolah dan kualitas yang diingini

perbaikannya. Misalnya yield 82 % diperoleh dari suatu gas-oil

yang sulfurnya turun dari 1,12 % menjadi 0,49 % dan bilangan

setana diperbaiki dari 53,2 menjadi 62,9. Proses ini dilisensi

oleh Texaco Development Corp dimana unit komersil pertama yang

dibangun pada tahun 1964.

11.2.2 Propane Deasphalting

Proses ini adalah suatu proses ekstraksi dimana minyak

yang diinginkan dilarutkan dalam pelarut propan dan material

yang mengandung aspal dapat dipisahkan.

194

Umumnya yang dipakai sebagai umpan adalah minyak mentah

yang telah direduksi dari distilasi hampa (Vacuum Reduced Crude)

dengan berbagai jarak didih untuk di-finishing menjadi aspal dan

minyak-minyak pelumas. Kelarutan minyak dalam propan menurun

dengan naiknya suhu dan sangat dipengaruhi oleh tekanan.


Kondisi operasi di menara kontaktor tergantung pada

jarak didih umpan dan sifat-sifat produk yang diingini. Suhu

puncak menara biasanya 130 - 180 oF dan tekanan 400 - 550

psig. Rasio propan-umpan minyak adalah 6 : 1 sampai 10 : 1.

Proses ini dilisensi oleh M.W Kellogg Co. Unit komersil

pertama dibangun pada tahun 1934.

Gambar 11.2 Diagram Alir Proses Propane Deasphalting

11.2.3 Propane Decarbonizing

Proses ini adalah proses ekstraksi menggunakan pelarut

yang bertujuan untuk memulihkan kembali umpan perengkahan

katalis dari residu berat. Sejak butan secara sendiri-sendiri

195

atau bersama dengan propan dapat digunakan sebagai pelarut,

maka proses ini sering dirujuk sebagai proses dekarbonisasi

pelarut. Minyak yang telah mengalami proses dekarbonisasi dan

demetalisasi dapat di-recovery dari umpan yang berasal dari

topped crude atau vacuum reduced crude. Aliran proses dan peralatan

yang penting sama dengan pengolahan aspal dari minyak pelumas.

Suhu ekstraksi biasanya 150 – 250 oF dengan tekanan 400 - 600

psi. Yield minyak yang didekarbonasi mencapai 40 – 75 %

berasal dari umpan reduced crude. Umpan yang mengandung karbon

(conradson) 12 – 22 % berat diubah menjadi 2 - 5,5 % berat.

Proses ini dilisensi oleh M.W. Kellog.

11.2.4 Fraksionasi Propan

Proses ini adalah proses ekstraksi kontinyu untuk

pemisahan residu hasil dari distilasi hampa menjadi 2 macam

atau lebih minyak pelumas. Proses ini menggunakan propan

sebagai pelarut dan merupakan pengembangan dari proses propane

deasphalting. Produk dari proses ini adalah minyak-minyak yang

bersesuaian dengan distilat netral yang berat, dan pelumas

jernih (bright stock) yang mempunyai warna lebih baik, residu

karbon dan indeks viskositas lebih baik dari fraksi-fraksi

distilasi hampa. Pada proses ini dihasilkan juga aspal.


Fraksionator Evaporator Propan

Umpan

196

Aspal Lube Low Dapur Oil Vis Oil

Tanki Propan Flash Drum Oil Stripper

Gambar 11.3 Diagram Alir Fraksionasi Propan untuk Lube Oil

11.2.5 Ekstraksi HF

Ekstraksi ini adalah proses ekstrasi cair-cair untuk

memisahkan sulfur dan kokas yang terbentuk dari nafta

rengkahan, nafta murni (virgin naphtha), distilat menengah, dan

gas oil. Umpan minyak setelah melalui suatu absorber seperti

terlihat pada Gambar 11.4 dikontakkan secara berlawanan arah

dengan cairan HF di dalam menara ekstraksi. Produk atas berupa

rafinat dikirm ke menara stripper untuk pemisahan HF. Pelarut

HF diambil kembali (recovery) dari ekstrak dengan penguapan dan

stripping.

Proses ini relatif tidak sensitif terhadap suhu dan

tekanan. Biasanya suhu yang dipakai adalah 100 – 125 oF dan

tekanan di bawah 100 psi. Nisbah pelarut terhadap minyak

adalah rendah berkisar antara 0,15 - 0,3 berbanding 1.

Pengolahan kerosin, gas-oil dan recycle-oil dengan HF akan

menghasilkan produk rafinat dengan yield 85 – 95 % pada

pengambilan sulfur 60 – 90 %.

197

Gambar 11.4 Diagram Alir Proses Ekstrasi HF

11.2.6 Ekstrasi SO2

Proses ini adalah proses ekstraksi cair-cair secara

kontinyu, dipakai untuk pemisahan aromatik dan senyawa-senyawa

yang menahan sulfur dari minyak-minyak dasar naftenik dan

parafinik. Umpan yang dipakai meliputi nafta ringan, kerosen,

gas-oil, cycle-oil dari proses katalis, dan minyak pelumas berat

dan menengah. Aplikasi-aplikasi lain dari proses ini dapat

dilihat pada seksi penyulingan minyak pelumas seperti proses

Edeleanu SO2..

Apabila proses digunakan untuk mengolah kerosin maka

suhu operasi dipakai pada 60oF. Yield 65 – 90 % diperoleh pada

reduksi sulfur 10 – 70 % dan perbaikan diesel index pada rasio

berat solven-minyak antara 0,25 - 1,0 berbanding 1,0.

Pengolahan cycle-oil dari proses menggunakan katalis dapat

menurunkan kokas hasil perengkahan sebesar 50 % atau lebih.

198

11.3 Proses Penarikan Lilin

Proses penarikan lilin dirancang untuk memisahkan

lilin dari minyak-minyak pelumas agar supaya produk

memperlihatkan karakteristik fluiditas yang baik pada suhu

rendah (titik tuang rendah). Mekanisme penarikan lilin oleh

pelarut dapat dilakukan, baik pada pemisahan lilin sebagai

padatan yang mengkristal dari larutan minyak pada suhu rendah

maupun pada pemisahan lilin sebagai cairan yang diekstraksi

pada suhu di atas titik leleh lilin melalui pemilihan pelarut

yang istimewa. Metoda yang terakhir tidak dapat berkembang

pada unit komersil. Metoda yang pertama merupakan basis yang

sangat penting dari semua proses penarikan lilin yang ada

secara komersil.

Pelarut untuk proses dewaxing haruslah :

● mempunyai aksi pelarutan sempurna yang kokoh terhadap

ikatan hubungan lilin-minyak antara suhu 100 oF dan suhu

pendinginan minimum (chilling) daripada campuran minyak-

pelarut

● mempunyai aksi pelarutan sempurna terhadap komponen cairan

normal yang ada pada minyak yang mengandung lilin, tetapi

tidak mempunyai daya pelarutan yang kuat untuk pengendapan

lilin pada suhu pendinginan minimum

● kemudahan memperolehnya dengan harga yang murah

● mempunyai ikatan kimia yang stabil, tidak korosif dan

tidak beracun

● mempunyai titik didih yang memenuhi kriteria pemulihannya

dari minyak dan lilin secara distilasi

● tidak dipengaruhi dan mudah dipisahkan dari air

199

● mempunyai panas laten dan panas jenis karkteristik yang

menyebabkan refrigerasi secara ekonomis

Semua proses dewaxing mempunyai langkah-langkah umum sebagai

berikut :

1. Umpan dikontakkan dengan pelarut

2. Campuran umpan-pelarut didinginkan dan endapan lilin

dipisahkan

3. Pelarut dipulihkan dari lilin dan minyak yang sudah

ditarik lilinnya, dapat dipakai kembali

4. Menggunakan refrigerasi dari luar atau dari dalam

tergantung pada tipe proses.

5. Pemisahan lilin dilakukan secara filtrasi atau

sentrifugasi.

Proses penarikan lilin (dewaxing) dengan pelarut

sering dilakukan bersama dengan proses penarikan minyak dari

dalam lilin (deoiling). Proses pelarut modern telah menggantikan

metoda lama yang dimulai dengan pengolahan secara komersil

pada pertengahan tahun 1930. Proses ini meliputi pengendapan

(settling) dalam suasana dingin, saringan tekan (filter press)

dan pemusingan (sentrifugasi) menggunakan nafta.

Macam-macam proses penarikan lilin (dewaxing) adalah :

1. Solvent Dewaxing.

2. Propane Dewaxing.

3. Liquid SO2-Benzene Dewaxing.

4. Separator- Nobel Dewaxing

5. Proses Bari-Sol.

6. Urea Dewaxing.

7. Benzene-Acetone Dewaxing

200

11.3.1 Solvent Dewaxing

Proses ini sering keliru dengan proses benzol-aseton,

yang menggunakan pelarut tunggal atau campuran kecuali pelarut

hidrokarbon yang mempunyai atom karbon kurang dari 5, yang

paling dipakai sekarang adalah campuran MEK (metil etil keton)

dan toluol. Senyawa-senyawa keton yang lain yang juga dapat

dipakai baik secara sendirian maupun bercampur dengan pelarut

aromatik. Contoh pelarut tunggal yang banyak digunakan adalah

metal isobutil keton dan metil butil normal keton. Komposisi

campuran pelarut tergantung pada tipe umpan yang akan ditarik

lilinnya.

Untuk umpan yang lebuh banyak mengandung parafin dapat

ditarik lilinnya dengan pelarut yang mengandung sedikit keton

yang biasanya dipakai untuk penarikan lilin dari umpan yang

berasal dari minyak dasar naftenik dan aspaltik. Penggunaan

campuran pelarut ini adalah suatu contoh dari dua teori yang

berlawanan pada solven dewaxing baik minyak maupun lilin

relatif tidak larut dalam satu pelarut (MEK), sementara itu

baik minyak maupun lilin dapat larut dalam semua perbandingan

pelarut lain (benzol dan toluol). Jadi dengan perbandingan

yang tepat dari dua pelarut yang mempunyai aksi berlawanan

dapat memberi kemungkinan pengaturan terhadap kelarutan lilin.

Diagram alir proses ini dapat dapat dilihat pada Gambar 11.5.

Proses ini dilisensi oleh Texaco Development Corp. Unit

pertama telah dibangun pada tahun 1927.

201

Gambar 11.5 Diagram Alir Solvent Dewaxing.

11.3.2 Propane Dewaxing

Melalui proses ini, minyak-minyak pelumas dan komponen

blending pelumas dapat diambil lilinnya. Umpan yang diolah

berjarak antara distilasi parafin (viskositas 70 SSU pada 100oF) sampai ke minyak-minyak silinder (viskositas 250 SSU

pada 210 oF) menghasilkan produk dengan titik tuang yang

rendah sekali. Seperti halnya proses-proses menggunakan

pelarut, propan sebagai proses tunggal yang dapat digunakan

untuk menarik minyak dari lilin (deoiling wax). Minyak yang

ditarik lilinnya menghasilkan yield 60 - 85 % (tergantung

kandungan lilin dalam minyak) dengan nisbah pelarut-minyak

berkisar antara 2,5 - 3,0 berbanding 1,0. Suhu filtrasi

202

berkisar antara 14 sampai -41 oF. Tekanan operasi 180 - 200

psi. proses ini dilisensi oleh M.W. Kellog Co.

11.3.3 Liquid SO2-Benzene Dewaxing

Proses ini bertujuan untuk menarik lilin dari minyak

pelumas dengan cara memisahkan komponen yang mempunyai indeks

viskositas rendah. Nisbah SO2 cair dan benzene lebih rendah

jika dibandingkan dengan proses yang sama pada penyulingan

minyak pelumas. Jumlah SO2 cair yang dipakai bervariasi antara

15 – 30 %, dibandingkan dengan 50 % pada penyulingan minyak

pelumas. Proses ini akan menguntungkan jika diikuti dengan

ekstraksi dengan pelarut SO2 cair-benzene pada penyulingan

minyak pelumas untuk memperbaiki indeks viskositas melalui

pengaturan komposisi pelarut. Penarikan minyak (deoiling) dari

slack wax menjadi lilin dengan titik didih tinggi dapat juga

dilakukan bersama dengan mengatur aliran proses dan variable-

variabel lainnya.

11.3.4 Separator-Nobel Dewaxing

Proses ini dirujuk sebagai proses S-N dewaxing atau

proses trikhloroetilen. Pelarut yang digunakan adalah tri

khloro etilen merupakan hidrokarbon yang dikhlorinasi dimana

aliran proses sama dengan diagram alir pada Gambar 12.5.

kebanyakan pelarut tersebut mempunyai berat jenis yang tinggi

(>1), sehingga untuk pemisahan lilin dilakukan dengan

sentrifugal (tidak dengan filtrasi). Pada prakteknya nisbah

pelarut-minyak bervariasi 0,67 - 1,5 berbanding 1. Umpan

minyak dan pelarut dikontakkan pada suhu 110 – 120 oF,

kemudian campuran ini didinginkan (chilling) menjadi 5 – 20 oF

di bawah titik tuang produk yang diinginkan. Kecepatan

203

pendinginan bervariasi 8 - 15 oF/jam. Pelarut tri khloro

etilen dipisahkan dari minyak dan lilin dengan distilasi pada

suhu 230 oF lalu diikuti dengan steam stripping.

11.3.5 Proses Bari-Sol

Proses penarikan lilin ini sebagaimana proses S-N,

memakai pelarut yang lebih berat, baik dengan minyak yang

diolah maupun dengan lilin yang akan dipisahkan sehingga

operasi penarikan lilin menggunakan sentrifugal. Pelarut yang

digunakan adalah secara komersial, yaitu campuran etilen

dikhloro (78 %) dan benzol (22 %). Benzol dapat digunakan

karena mempunyai daya pelarutan yang rendah terhadap kandungan

minyak pada suhu rendah. Nisbah pelarut-minyak yang digunakan

sekitar 3 berbanding 1. campuran dipanaskan menjadi 110 oF

lalu didinginkan sampai –12 oF dan yang kedua adalah –5 sampai

(1 – 20) oF. Pelarut dipisahkan dari fasa minyak dan lilin

pada suhu 290 oF.

11.3.6 Urea Dewaxing

Proses ini adalah proses yang sangat selektif, dan

berbeda dengan proses-proses yang lain, yaitu tanpa

menggunakan refrigerasi (chiller). Aliran proses sama seperi

diagram alir pada Gambar 11.5. Umpan dan pelarut urea

bercampur secara kontinyu di dalam tangki berpengaduk. Pada

proses ini digunakan aktivator pelarut yang dapat berupa cair,

ester, keton, atau alkohol seperti metanol. Urea dan aktivator

dalam waktu yang singkat akan membentuk suatu gumpalan dengan

lilin parafin dari umpan minyak. Eflfuent dari kontraktor

disaring, minyak yang sudah diambil lilin dipisahkan dari

204

pelarut dengan penguapan. Urea dan lilin didekomposisi dalam

sistem urea recovery.

11.3.7 Benzene-Acetone Dewaxing

Proses ini adalah salah satu pelopor dari proses-proses

tipe benzol-keton seperti MEK-benzol, MEK-toluol yang banyak

dipakai dalam industri pengilangan minyak. Aliran proses

umumnya sama dengan diagram alir pada Gambar 11.5. Uraian

proses sama dengan proses solven dewaxing menggunakan MEK.

Proses ini biasanya menggunakan campuran pelarut aseton dan

MEK yang mudah diganti-ganti jika digunakan dengan benzen.

Jumlah aseton yang dibutuhkan untuk menekan kelarutan lilin di

dalam campuran pelarut pada proses dewaxing dan untuk

mendapatkan kecepatan penyaringan yang memuaskan adalah lebih

kecil dibandingkan dengan kebutuhan MEK, tetapi MEK kurang

mampu memisahkan minyak dibandingkan aseton. Demikian juga

titik didih MEK lebih tinggi dari aseton yang cenderung

bertambah besar, sehingga penguapan akan menyebabkan

kehilangan pelarut aseton.

Lingkungan yang mendukung penggunaan benzen-

asetat sebagai proses komersial pada penarikan lilin dari

minyak pelumas (lube dewaxing) adalah :

1. Langkanya kebutuhan untuk minyak pelumas dengan titik tuang

yang rendah. Konsekuensinya iklim sedang tidak memerlukan

titik tuang pelumas lebih rendah dari 0 oF.

2. Pengolahan yang ekonomis pada operasi pengilangan di daerah

iklim sedang. Unit pabrik seperti itu dapat merecover dalam

jumlah besar.

3. Persediaan dan tersedianya benzen dan aseton.

205

Proses ini telah beroperasi secara komersial pada kilang Elbyn

di Moshaton Yunani pada tahun 1950.

11.4 Produksi Lilin

Proses-proses yang dilakukan untuk memproduksi

lilin ditujukan pada penarikan minyak dari petroleum wax yang

pekat (slack wax) yang merupakan suatu produk dari proses

dewaxing. Operasi penarikan minyak dari lilin ini adalah

peristiwa fisik alamiah, yang sama dengan yang dipakai pada

minyak-minyak yang diambil lilinnya dan sering diubah hanya

pada pemilihan kondisi pengolahannya. Minyak yang dikenal

sebagai lilin yang mempunyai titik leleh rendah dipisahkan

dari umpan yang mengandung lilin pekat untuk mendapatkan

produk dengan spesifikasi yang diinginkan. Operasi penarikan

minyak dari dalam lilin kadang-kadang digabungkan dengan

operasi penarikan lilin dari dalam minyak. Slack wax dapat

mengandung minyak sekitar 10 – 50 % yang akan dipisahkan

dengan sweating atau penyulingan dengan pelarut.

Penarikan lilin dari umpan residu menghasilkan

konsentrat lilin yang mengandung lilin dengan kristal halus

(petrolatum). Penarikan minyaknya disempurnakan hanya dengan

proses yang menggunakan pelarut, akan menghasilkan produk

dengan titik leleh 140 – 200 oF. Pelarut yang digunakan pada

pengkristalan dan produksi lilin sama dengan proses oil

dewaxing, yaitu nafta, benzena-aseton, metil butil keton, SO2

cair dan kerosin, propana cair, heksana dan butil asetat.

Nafta biasanya tidak digunakan pada penarikan minyak dari

lilin yang mempunyai kristal halus.

206

Prosedur produksi lilin dan penarikan minyak dari dalam

lilin, terdiri dari :

1. Wax Fractionation.

2. Wax Manufacturing.

3. Continuous Wax Moulding.

11.4.1 Wax Fractionation

Proses ini adalah proses fisik yang beroperasi

untuk memproduksi lilin dengan kandungan minyak rendah.

Produk lilin dapat dikristalkan dengan berbagai titik leleh,

tergantung pada umpan yang diolah. Lilin kristal dapat

diproduksi dengan kandungan minyak kurang dari 0,5 %. Proses

ini sering digabung dengan oil dewaxing dengan dosis pelarut

keseluruhan bervariasi 3,5 – 9,0 berbanding 1. Diagram alir

proses dapat dilihat pada Gambar 11.6. Proses ini dilisensi

oleh Texaco Development Corp.

207

Gambar 11.6 Diagram Alir Proses Wax Fractionation & Manufacturing

11.4.2 Wax Manufacturing

Proses tipe fisik ini memakai umpan yang

mengandung lilin dengan kadar minyak tinggi untuk memproduksi

lilin tanpa minyak. Tergantung pada keadaan umpan konsentrat,

maka produk-produk kristal dengan berbagai titik leleh dapat

mempunyai kandungan minyak di bawah 0,1 – 0,3 %. Pelarut

yang dipakai adalah MEK-Benzol dengan nisbah pelarut-minyak

2,5 – 7,5 berbanding 1.

Pada mulanya proses ini dikembangkan oleh Texaco

Development Corp. dan Union Oil Co, dan dilisensi oleh Texaco. Aliran

proses hampir sama dengan diagram alir pada Gambar 11.6. Pada

tahun 1954, Union Oil Co. mulai mengoperasikan fasilitas wax

manufacturing pada kilang Oleun menggunakan air dan MIBK jenuh

(metil iso butil keton) sebagai pelarut deoiling. Pelarut

dipakai dalam kondisi jenuh dengan air dan ditambahkan ke

dalam peleleh slack wax yang diinginkan sebagai umpan yang

diperlukan pada pengkristalan yang optimum.

11.4.3 Continuous Wax Moulding

Unit ini adalah suatu operasi otomatis yang

sinambung untuk memproses lilin cair menjadi padat berbentuk

slab. Kristal halus atau lilin parafin dalam bentuk cair

didinginkan atau dipanaskan pada suhu pencetakan yang telah

disiapkan terlebih dahulu, lalu dialirkan ke dalam hopper dan

selanjutnya dikirimkan ke cetakan.

Unit pertama telah dipasang pada tahun 1950 di kilang Magnolia

Petroleum (sekarang Mobil Oil Co) di Beaumont, Texas.

208

11. 5 Proses Ekstraksi Minyak Pelumas

Pengolahan dengan pelarut adalah metoda yang

banyak dipakai untuk distilasi minyak-minyak pelumas. Proses-

proses ini menghasilkan produk yang diperlukan pada pelumasan

modern dengan cara pemisahan komponen-komponen yang tidak

diinginkan ada dalam material umpan seperti senyawa-senyawa

aromatik, naftena dan senyawa-senyawa tak jenuh. Minyak-

minyak pelumas yang diolah dengan pelarut mempunyai indeks

viskositas tinggi, Ketahanan yang tinggi terhadap pembentuk

getah minyak (gum) dan lumpur (sludge) karena oksidasi dan

menaikkan kerentanan terhadap perbaikan lanjutan karena

penambahan aditif yang selektif. Kebanyakan proses-proses

komersil dari operasi penarikan minyak pelumas ini adalah

proses yang menggunakan pelarut tunggal, seperti terlihat

pada Gambar 11.7. Beberapa proses campuran atau pelarut ganda

dapat juga dipakai.

Langkah-langkah umum pada proses ekstraksi menggunakan

pelarut :

1. Pengeringan ataupun deaerasi umpan.

Air menghalangi aksi penyerapan oleh fenol dan udara

menyebabkan kesulitan menggunakan pelarut gas, seperti SO2.

2. Ekstraksi dengan menggunakan pelarut.

Metoda kontak berlawanan arah dipakai secara umum

kecuali untuk kasus khusus, digunakan kontak tunggal.

3. Pemisahan pelarut dari minyak.

Proses ini disempurnakan dengan panas dan fraksionasi

atau penguapan. Proses ini adalah operasi sederhana karena

minyak dan pelarut mempunyai titik didih yang jauh

209

berbeda, kecuali pemisahan gasolin dengan SO2. Untuk

pelarut dengan titik didih tinggi digunakan tekanan hampa.

4. Pemurnian minyak.

Minyak dibebaskan dari pelarut dengan steam stripping atau

jika ada air yang menyebabkan kesulitan, maka pemisahan

dilakukan dengan vacuum flashing.

5. Pemurnian pelarut.

Proses ini meliputi pemisahan air seperti dijumpai dalam

pelarut furfural, ataupun pemisahan ter (blankin) dan

sebagainya dalam proses Duo-Sol.

Distillation Rafinat

PelarutKering Pelarut Basah Feed Preparation UmpanAir Extractor Pelarut Basah Ekstrak Distillation

Daur UlangEkstrak

Gambar 11.7 Diagram Alir Proses Ekstraksi Pelarut Tunggal

210

Macam-macam proses distilasi minyak pelumas adalah :

1. Distilasi Furfural.

2. Ekstraksi Fenol.

3. Proses SO2 Edeleanu.

4. Ekstraksi Chlorex.

5. Ekstraksi Nitrobenzena.

6. Ekstraksi Duo-Sol.

7. Proses SO2 Cair-Benzena.

11.5.1 Penyulingan Furfural

Penyulingan furfural adalah proses pelarut tunggal

untuk memisahkan senyawa aromatik, senyawa naftenik, senyawa

olefenik, dan senyawa-senyawa hidrokarbon tak stabil dari

minyak-minyak dasar pelumas. Dengan demikian berarti

memperbaiki indeks viskositas dan karakteristik kestabilannya.

Pelarut yang dipakai adalah furfural yang merupakan senyawa

aldehid yang dibuat dari sampah tumbuh-tumbuhan. Pengolahan

berlangsung pada menara (memakai packing ataupun pengadukan)

dengan aliran yang berlawanan arah pada suhu 100 - 250 0F .

Beda suhu yang tinggi pada seksi treating dimungkinkan untuk

memperoleh yield yang tinggi dengan kualitas minyak rafinat

pada dosis pelarut tertentu. Pelarut furfural mempunyai

stabilitas yang tinggi dan dapat dipulihkan kembali

menggunakan distilasi pada suhu 400 - 550 0F. Kehilangan

pelarut hanya 0,03 - 0,06 % vol dari pelarut yang

bersirkulasi. Proses ini dilisensi dan dikembangkan oleh

Texaco Development Corp. Unit komersial utama dipakai pada

tahun 1933.

211

11.5.2 Ekstraksi Fenol

Proses ini adalah proses ekstraksi cair-cair untuk

memisahkan senyawa aromatik dari minyak-minyak pelumas,

sehingga memperbaiki indeks viskositas, kestabilan karena

oksidasi, dan ketahanan terhadap pembentukan lumpur, karbon

dan pengendapan pernis. Semua jenis minyak termasuk gas-oil

dan produk lain yang sama dengan proses ini. Pelarut fenol

yang dipakai dapat berupa anhidrat ataupun berbentuk larutan.

Unit modern menggunakan ekstraktor sentrifugal atau kontaktor

berpengaduk, unit lain yang biasanya menggunakan menara dengan

piring. Suhu pengolahan bervariasi dengan jenis umpan yang

masuk.

Untuk minyak-minyak pelumas maka suhu menara treating

dijaga pada 130 - 200 0F. Salah satu keistimewaan proses ini

adalah penggunaan air untuk menurunkan kelarutan minyak dalam

fenol pada bagian bawah menara (dalam sistem ekstraktor

sentrifugal, air yang mengandung fenol dari drum diinjeksikan

terlebih dahulu ke dalam umpan sebelum masuk ekstraktor). Air

merangsang kelarutan minyak dalam larutan ekstrak, dengan

demikian meningkatkan refluks dengan cara membuang komponen-

komponen yang dapat larut dari fasa ekstrak sebelum dipisahkan

dari sistem. Pengolahan minyak pelumas dengan SAE 40 (28,3oAPI). Viskositas 77,4 SSU pada 210 0F, dan 0,16 kandungan

karbon conradson), dengan nisbah pelarut-minyak 2,1 berbanding

1,0 akan menghasilkan 88 % vol rafinat ( 30,2 0API, viskositas

72,3 SSU pada 210 0F ; 0,04 karbon conradson, dan indeks

viskositas lilin 93).

11.5.3 Proses SO2 Edeleanu

212

Proses ini adalah untuk mengekstraksi aromatik dari

umpan minyak kerosene dan gas oil. Proses ini meskipun masih

banyak dipakai, tetapi dapat juga dipakai untuk pengolahan

minyak-minyak pelumas. Proses ini digunakan untuk memperbaiki

kestabilan karena oksidasi daripada minyak-minyak pelumas

seperti oli turbin dan oli yang sangat encer. Disebabkan

karena daya pelarutan SO2 sangat rendah tanpa adanya pelarut

pembantu, maka proses ini sedikit berguna dalam pengolahan

pendahuluan oli motor yang mempunyai indeks viskositas tinggi.

Suhu operasi berjarak dari -20 0F untuk nafta dan kerosene

sampai +60 0F untuk minyak–minyak yang mempunyai titik tuang

(pour point) tinggi. Nisbah pelarut terhadap minyak adalah 0,5

– 3,0 berbanding 1,0 sedangkan untuk minyak-minyak berat

memerlukan nisbah pelarut-minyak yang lebih besar.

11.5.4 Ekstraksi Chlorex

Proses ini adalah proses pelarut tunggal yang

memperlihatkan selektivitas yang baik dan daya pelarutan

solven yang tinggi pada suhu ekstraksi yang rendah. Tipe umpan

yang diolah adalah minyak-minyak dasar parafinik yang tinggi

(minyak-minyak yang berasal dari kontinental timur dan

Pensylvania), untuk memperbaiki indeks viskositas dan

menaikkan yield-nya. Stabilitas chlorex diperoleh dari produk

komersil yang diperbaiki dengan pemisahan sejumlah kecil asam

khlorida (HCl) yang ada.

Minyak-minyak dasar parafinik yang mengandung

resin tetap dan hampir bebas dari aspal dapat dilakukan

pengolahannya memakai pelarut tunggal tanpa menarik aspal.

Suhu ekstraksi berkisar antara 100 - 120 oF. Distilat-distilat

213

minyak dasar parafin ataupun residu tanpa aspal dapat

diekstraksi pada suhu 30 - 80 oF tanpa memisahkan lilin.

Chlorex yang menpunyai berat jenis besar dapat memungkinkan

pemisahan dua fasa. Meskipun efisiensi ekstraksi naik

berbanding lurus dengan kenaikan nisbah pelarut-minyak dan

berbanding terbalik dengan suhu, namun umpan minyak yang

mengandung lilin tinggi harus memerlukan proses penarikan

lilin terlebih dahulu apabila diinginkan recovery tinggi dan

kecepatan korosi yang rendah pada kondisi pengolahannya.

Ekstraktor banyak tingkat (4 - 7 tingkat) dengan aliran

berlawanan arah dipakai pada proses ini. Fasa rafinat

mengandung 15 - 25 % pelarut. Chlorex diperoleh kembali pada

suhu 300 - 325 oF pada tekanan hampa 26 - 28 inHg menggunakan

steam.

Proses ini dikembangkan oleh Standard Oil Co pada tahun

1930 dan dipakai secara luas sampai tahun 1940 - 1950 untuk

memproduksi minyak pelumas berkualitas tinggi. Sekarang proses

ini telah dimodifikasi dengan proses yang lebih modern lagi.

11.5.5 Ekstraksi Nitrobenzena

Proses ini adalah proses ekstraksi solven tunggal

dengan daya pelarutan tinggi dipakai untuk minyak–minyak

pelumas atau residu dari minyak mentah tertentu. Umpan masuk

bervariasi antara distilat ringan (150 SSU pada 100 0F) dan

residu berat (950 SSU pada 210 0F). Lilin di dalam umpan tidak

akan mengganggu proses pengolahan, ataupun tidak memerlukan

penarikan aspal sebagai prasyarat operasi. Pengolahan dengan

lempung (clay) biasanya dilakukan untuk memperbaiki warna dan

kandungan karbon residu. Pelarutan yang tinggi oleh

214

nitrobenzene memungkinkan penggunaan suhu ekstraksi rendah

yaitu 30 – 100 0F dan nisbah pelarut-minyak 0,5 - 2,5

berbanding 1,0. Diperlukan pula peralatan refrigerasi.

Recovery nitrobenzen dari minyak terjadi pada suhu 350 0F

dengan steam pada tekanan hampa. Sistem pengolahan menggunakan

kontraktor 5 tingkat dipasang secara cascade dengan aliran

yang berlawanan arah antara minyak dan solven. Untuk umpan

minyak distilat pelumas SAE 30 berasal dari kontinental timur

yang mengandung lilin (25,5 0API ; viskositas 75 SSU pada 2100F) diolah dengan nisbah pelarut-minyak 1 : 1 pada 50 0F akan

menghasilkan produk rafinat dengan yield 75 % (30,2 0API ;

viskositas 63 SSU pada 210 0F). Proses ini dikembangkan dan

dioperasikan oleh Atlantic Refining Co.

11.5.6 Ekstraksi Duo-Sol

Proses ini adalah proses pengolahan menggunakan pelarut

ganda untuk menarik aspal secara simultan dari minyak-minyak

pelumas atau suatu residu atau minyak–minyak distilat. Propana

digunakan sebagai pelarut parafinik untuk operasi penarikan

aspal (yaitu melarutkan minyak sebagai rafinat dan

mengendapkan aspal).

Asam kresilat (biasanya mengandung 20 – 40 % fenol)

adalah pelarut naftenik, melarutkan endapan aspal dan senyawa–

senyawa yang tidak diinginkan seperti aromatik, naftena,

pembentuk warna dan senyawa yang indeks viskositasnya rendah.

Dapat juga dipakai fenol murni sebagai pelarut. Campuran asam

kresilat-fenol dirujuk sebagai pelarut terbaik disebut sebagai

selecto, karena pengenceran minyak oleh propan maka viskositas

fasa rafinat menjadi rendah, sehingga relatif lebih mudah

215

dipisahkan dari fasa ekstrak. Pada suhu pengolahan yang

normal, kelarutan lilin dalam propan cukup tinggi sehingga

memungkinkan ekstraksi menggunakan pelarut terhadap minyak–

minyak dapat dilakukan tanpa menarik lilin. Unit komersil

proses ini menggunakan 7 – 9 buah kontraktor yang berlawanan

arah seperti terlihat pada Gambar 11.8.

Gambar 11.8 Ekstraksi Duo Sol

Umpan minyak segar dimasukkan ke dalam sistem

ekstraksi pada ekstraktor kedua atau ketiga dari ujung

pengeluaran ekstrak. Pelarut propana dan selecto dimasukkan

masing-masing ke dalam outlet rafinat dan outlet ekstrak.

Kondisi operasi pada suhu ekstrasi 120 – 150 oF

meskipun ada beberapa umpan yang dapat diolah pada suhu 90 oF.

Nisbah pelarut-minyak adalah 4 : 1 atau lebih besar (% berat

untuk propana dan % vol untuk selecto). Kandungan fenol dalam

selecto adalah 35 – 40 % vol atau lebih besar. Kandungan air

dalam selecto dijaga lebih kecil dari 0,15 %. Variabel-

variabel di dalam ekstraksi Duo-Sol yang umum dipakai adalah

216

sebagai berikut : a) pada nisbah propana-selecto yang konstan,

kenaikan rasio total solven-minyak akan memperbaiki indeks

viskositas dan karbon residu rafinat, b) pada nisbah selecto-

minyak yang konstan, kenaikan propana akan menurunkan indeks

viskositas dan juga dapat menurunkan atau menaikkan karbon

residu, c) pada nisbah propana-minyak yang konstan, kenaikan

selecto akan memperbaiki indeks viskositas dan karbon residu.

11.5.7 Proses SO2 Cair Benzena

Proses ini menggunakan pelarut campuran untuk mengolah

minyak-minyak pelumas yang akan diperbaiki indek

viskositasnya. SO2 cair adalah pelarut yang sangat selektif

terhadap senyawa-senyawa hidrokarbon aromatik dan non-

parafinik lainnya, tetapi mempunyai kapasitas pelarut yang

rendah. Campuran SO2 cair dan benzena akan menaikkan kapasitas

pelarutan dengan tetap memelihara selektivitas. Variasi persen

benzena didalam campuran pelarut dimungkinkan untuk memilih

kondisi operasi yang menguntungkan bagi suatu umpan supaya

spesifikasi produk yang diingini dapat diperoleh.

Pada suatu suhu ekstrasi tertentu, kenaikan dalam

persen benzena akan menaikkan daya pelarutan solven (pelarut)

dalam campurannya. Perancangan pabrik sama dengan proses

menggunakan pelarut tunggal, tetapi sistem recovery pelarut

lebih rumit untuk pemisahan pelarut yang diambil kembali. Suhu

ekstrasi sekitar 25 oF, nisbah campuran pelarut-minyak adalah

2 : 1. Produk akhir minyak pelumas mempunyai indeks viskositas

90 - 100, dengan perbaikan karbon residu dan stabilitas

oksidasi. Pengolahan minyak-minyak pelumas dari pantai teluk

(20o API ; viskositas 66 SSU pada 210 oF ; indeks viskositas

217

23 ; 0,24 % berat karbon residu) dengan pelarut 25 % vol

bexena dan 75 % vol SO2 menghasilkan produk rafinat 74 % (25,3oAPI ; viskositas 60,5 SSU pada 210 oC ; indeks viskositas

63 ; dan 0,66 % berat karbon residu).

11.6 Proses Ekstraksi Aromatik

Proses ekstraksi aromatik adalah proses sinambung

yang menggunakan satuan-satuan operasi, yaitu distilasi,

ekstraksi dan absorpsi, masing-masing ataupun secara bersama

untuk memisahkan aromatik dari campuran hidrokarbon. Produk

yang diinginkan dari semua proses tersebut secara normal

adalah aromatik, untuk penggunaan petrokimia atau komponen

blending yang mempunyai angka oktan tinggi, akan tetapi produk

utama dari rafinat yang telah ditarik aromatiknya ini adalah

kerosin atau parafin ringan tak berbau yang digunakan untuk

minyak bakar jet (avtur) atau pelarut khusus non-aromatik .

Umpan yang diolah dapat berupa hampir semua

hasil-hasil kilang seperti naphta straight-run, naphta cracking dan,

naphta reforming yang mempunyai jarak didih antara 150 – 700 oF.

Selama dilakukan mekanisme proses-proses ekstraksi cair-cair,

adsorpsi selektif dan distilasi ekstraktif yang sederhana

untuk memisahkan aromatik, maka distilasi azeotrop kadang-

kadang digunakan secara komersil dalam pemulihan pelarut dari

proses-proses tersebut.

Macam-macam proses ekstraksi aromatik adalah :

1. Distilasi Ekstraktif.

2. Ekstraksi Udex.

3. Ekstraksi Modifikasi SO2.

4. Proses Arosorb.

218

5. Adsorpsi Siklik.

6. Ekstraksi Sulfolan.

11.6.1 Distilasi Ekstraktif

Proses ini adalah proses sinambung fasa uap-cair

untuk mengambil aromatik basis nitrogen (benzena, toluena

atau silena) masing-masing dari fraksi minyak (biasanya

reformat katalis). Pelarut yang digunakan untuk menaikkan

beda tekanan uap di antara komponen-komponennya.

Apabila terdapat olefin di dalam umpan, maka

dilakukan pengolahan pendahuluan secara kimia dengan asam

sulfat, asam fosfat atau tanah liat. Pelarut-pelarut yang

digunakan adalah fenol untuk benzena dan toluena, campuran

asam kresilat untuk silena. Proses ini dilisensi oleh Shell

Development Co. Unit komersil pertama beroperasi pada tahun

1940.

11.6.2 Ekstraksi Udex

Proses ini adalah proses pemulihan fasa cair-cair

untuk ekstraksi selektif dari aromatik dengan kemurnian

tinggi dari campuran hidrokarbon menggunakan campuran pelarut

dietil glikol dan air (8 – 10 %). Keunggulan proses ini

adalah dapat mengolah umpan dengan jarak didih yang luas

untuk menghasilkan campuran aromatik dengan kemurnian tinggi

yang dapat dimurnikan dengan tanah liat dan difraksionasi

menjadi benzena dan toluena, dan konsentrat silena dan etil

benzena yang murni. Apabila umpan dengan jarak didih yang

219

cukup maka dihasilkan juga produk bawah fraksionator berupa

campuran aromatik seperti silena, yatu C8, C10 dan C11.

Proses ini menggunakan kolom ekstraktor banyak

tingkat dengan aliran sinambung yang berlawanan arah. Umpan

yang akan diolah terlebih dahulu untuk menghilangkan senyawa

aromatik alkenil, naik ke atas berlawanan arah dengan pelarut

yang turun ke bawah sehingga menarik semua aromatik yang ada.

Tekanan cukup tinggi untuk menjaga fasa cairan dengan suhu

relatif rendah.

Proses ini dilisensi oleh UOP. Unit komersil pertama

beroperasi pada kilang Eastern States Petroleum Co di Houston-Texas

pada tahun 1952.

11.6.3 Ekstraksi Modifikasi SO2

Proses ini adalah proses fasa cair-cair untuk

ekstraksi selektif aromatik dari campuran hidrokarbon dalam

nafta murni, reformat katalis atau distilat-distilat berat.

Campuran ekstrak pelarut dengan SO2 cair dan aromatik

dipekatkan dalam fasa ekstrak yang turun kontak dengan minyak

pencuci (suatu fraksi kerosin yang ada dalam reformat

katalis) untuk pemisahan non-aromatik yang mempunyai titik

didih rendah dari ekstrak menjadi fasa rafinat.

Sejarahnya, proses ini merupakan modifikasi yang

diusulkan oleh Edeleanu pada tahun 1907 untuk memisahkan

aromatik dari kerosin dengan ekstraksi SO2. Instalasi

komersil pertama dari proses ini dibuat oleh Baytown Ordinance

and Works (sekarang milik Humble Oil and Refining Co) selama Perang

Dunia II di Baytown-Texas.

220

11.6.4 Proses Arosorb

Proses ini pertama kali digunakan untuk

memisahkan aromatik dari berbagai fraksi kilang (jarak didih

150 – 700 oF) melalui fasa cair-padat. Proses ini meliputi

adsorpsi-desorpsi siklik yang selektif dalam unggun diam

berisi silika-gel. Senyawa-senyawa olefin dan cairan non-

hidrokarbon dapat juga dipisahkan.

Untuk umpan yang mempunyai titik didih rendah

dipakai desorben yang titik didihnya lebih tinggi dari umpan,

sedangkan untuk umpan yang mempunyai titik didih tinggi

digunakan desorben yang titik didihnya lebih rendah. Desorben

yang banyak dipakai adalah silena (65 %). Kondisi operasi

kira-kira 130 oF dan 150 psi.

Untuk tipe umpan reformat katalis dengan jarak

didih 250 – 400 oF (63 % aromatik), yield konsentrat aromatik

adalah 59 % (93 % aromatik). Konsentrat jenuh mengandung 19 %

(v) aromatik. Untuk operasi yang istimewa ini, digunakan

desorben benzena (60 % vol) dan fraksi jenuh (160 – 190 oF)

yang akan keluar dari puncak menara fraksionasi. Proses ini

mula-mula dikembangkan oleh Sun Oil Co, tetapi sekarang hak

patennya dipegang oleh UOP. Unit komersil pertama telah

beroperasi pada kilang Petrocarbon Chemicals Inc di Irving-Texas

pada tahun 1951.

11.6.5 Adsorpsi Siklik

Adsorpsi siklik dipakai untuk pemisahan aromatik

dari hidrokarbon minyak dengan operasi siklik adsorpsi-

221

desorpsi yang selektif dalam unggun diam berisi silika-gel.

Seperti halnya proses arosorb, proses fasa cair-padat ini

muncul dengan kebutuhan akan utilitas yang besar pada

aromatik kelompok nitrogen yang dipulihkan dengan yield 99 %

dan kemurnian 99 %. Proses ini juga dapat dilakukan untuk

dearomatisasi umpan untuk memproduksi rafinat murni seperti

tiner cat yang tak berbau atau kerosin berkualitas tinggi.

Langkah-langkah proses siklik meliputi :

1. Ekstraksi material yang dapat diserap dari umpan (proses

refining).

2. Pemekatan fasa yang telah diserap (proses enriching).

3. Stripping (pelucutan) untuk pengambilan ekstrak dan

regenerasi silika-gel.

Apabila digunakan umpan reformat katalis maka

waktu untuk proses refining adalah 30 menit. Jika umpan kerosin

akan memerlukan waktu 2 jam. Senyawa yang digunakan untuk

pelucutan adalah kerosin atau fraksi pentana jika umpannya

reformat katalis, sedangkan untuk pengolahan umpan kerosin

maka dapat digunakan gasolin ringan (straight-run) sebagai

senyawa pelucut.

11.6.6 Ekstraksi Sulfolan

Proses ini merupakan gabungan antara ekstraksi

fasa cair-cair dengan distilasi ekstraktif. Pelarut yang

digunakan adalah sulfolan [(CH2)4SO2] yang dibuat dengan

mereaksikan SO2 dengan butadiena dan reaksi hidrogenasi

sulfolena menjadi sulfolan. Unit-unit yang sekarang

menggunakan dietil glikol sebagai pelarut ekstraktif yang

222

dapat diubah dengan sedikit modifikasi terhadap pemakaian

sulfolan.

Keuntungan unit-unit tersebut adalah :

1. Selektifitas yang lebih besar untuk aromatik.

2. Menurunkan kebutuhan panas sekitar 50 % per-barel umpan.

3. Menaikkan kapasitas unit sekitar 50 %.

Proses sulfolan dikembangkan oleh Shell Development

Co pertama kali untuk membuat benzena murni, toluena dan

silena dari reformat katalis. Proses ini dilisensi oleh UOP,

sedangkan katalis sulfolan dibuat secara komersil oleh Shell.

223


Selesaikan soal di bawah ini dengan jelas dan singkat !

1. Uraikan hal-hal apa saja yang dianggap sebagai faktor yang

mempengaruhi umur katalis asam sulfat !

2. Jelaskan dan uraikan mekanisme pemilihan pelarut untuk

ekstraksi !

3. Sebutkan macam-macam proses penarikan minyak dari dalam

lilin !

4. Apakah yang dimaksud dengan proses dewaxing, deoiling

pada pengolahan lilin!

5. Jelaskan mekanisme pembentukan kristal lilin sehingga dapat

dipisahkan dari dalam minyak dengan urea sebagai pelarut ?

224

Jawablah pertanyaan di bawah ini dengan benar !

1. Sebutkan macam-macam cara penarikan aspal dengan

menggunakan pelarut !

2. Apakah perbedaan proses penarikan aspal dengan menggunaan

metoda Ekstraksi Furfural dan proses deasphalting ?

3. Pada penarikan aspal dengan solven propan, jelaskan

kriteria jenis umpan yang dapat diolah sehingga diperoleh

yield yang tinggi !

4. Jelaskan kerugian memakai solven MEK (metil etil keton)

pada pembuatan lilin apabila proses deoiling tidak diikuti

dengan proses dewaxing !

225



2. Maxwell, J.B., 1980. Data Book on Hydrocarbon : Application toProcess Engineering. The ESSO Series. D.Van Nostrand Company.New York,



226


PROSES-PROSES PEMURNIAN


Mahasiswa memahami proses-proses pemurnian minyak dari

senyawa-senyawa pengotor yang terdapat di dalamnya.


1. Mahasiswa mampu menjelaskan perbedaan 2 macam

proses pengolahan dengan soda, yaitu regeneratif dan non-

regeneratif.

2. Mahasiswa mampu menguraikan pokok-pokok diagram

alir proses pengolahan soda secara umum.

227

KEGIATAN BELAJAR XII Jurusan

Teknik Kimia

3. Mahasiswa mampu menjelaskan uraian proses

pengolahan dengan asam sulfat.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme

penyerapan kotoran minyak dengan adsorben lempung.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan proses oksidasi

pada pengolahan sweetening untuk membersihkan minyak.

6. Mahasiswa mampu menjelaskan uraian proses

pemurnian minyak dengan copper sweetening.

7. Mahasiswa mampu menjelaskan salah satu

mekanisme reaksi untuk penyisihan hidrogen sulfida dari

dalam minyak.

Lembar Informasi XII : Proses-Proses Pemurnian

12.1 Pendahuluan

Zat-zat pengotor yang terdapat dalam minyak mentah

bervariasi dalam jumlah dan jenisnya. Zat-zat tersebut terdiri

dari senyawa-senyawa organik yang mengandung sulfur, nitrogen,

228

KEGIATAN BELAJAR XII Jurusan

Teknik Kimia

dan oksigen; logam-logam terlarut dan garam-garam anorganik;

garam-garam yang terlarut yang larut dalam air yang terbawa

minyak membentuk emulsi. Zat-zat pengotor yang tidak diingini,

biasanya dipisahkan atau dirubah ke dalam bentuk yang tidak

berbahaya.

Tujuan dari pengolahan ini adalah untuk menjaga : a)

korosi peralatan, b) kerusakan katalis, c) menurunkan mutu

produk akhir seperti warna yang jelek, ketidak stabilan

terhadap cahaya, korosif, bau yang tidak enak, dan lain-lain.

Beberapa pengolahan secara kimiawi dan gabungan

beberapa cara dapat dipakai, dan kebanyakan memilih satu atau

lebih dari klasifikasi pengolahan sebagai berikut: 1) dengan

asam, 2) dengan alkali (soda), 3) dengan pelarut, 4) dengan

oksidasi, 5) dengan adsorpsi lempung.

Pemilihan proses pengolahan untuk situasi kilang

tertentu tergantung pada keadaan alam fraksi minyak yang

diolah dan spesifikasi yang diingini untuk produk akhir atau

produk menengah. Pada pengolahan produk-produk rigan (straight-

run), metoda pengolahan kimiawi telah menjadi hal yang tidak

menarik semenjak perkembangan proses hidrogen yang menjadi

praktis sebagai suatu hasil dari produk samping dari reforming

katalis. Seiring dengan hal tersebut adalah meningkatnya

kebutuhan dan perkembangan lebih lanjut tentang proses

pemisahan gas-gas asam (H2S) untuk pembuatan sulfur.

Sebaliknya fraksi-fraksi perengkahan katalis tetap memakai

pengolahan kimiawi, umumnya dengan variasi pencucian soda.

229

12.2 Pengolahan dengan Soda Kaustik

Pengolahan produk-produk minyak bumi dengan soda adalah

setua industri minyak itu sendiri. Bau dan warna produk

diperbaiki dengan memisahkan asam-asam organik dan senyawa-

senyawa sulfur seperti asam naftenik, merkaptan sulfur,

hidrogen sulfida, dan senyawa-senyawa fenol.

Salah satu contoh diagram alir proses soda dapat dilihat pada

Gambar 12.1.

Gambar 12.1 Diagram Alir Pemurnian dengan Soda

Larutan soda bervariasi antara 5 – 20 % (berat),

dipakai pada suhu 70 - 110 oF dan tekanan 5 - 40 psig. Suhu

dan konsentrasi soda yang tinggi biasanya dihindari, sebab

akan membahayakan warna minyak dan kehilangan kestabilan pada

beberapa distilat. Nisbah soda terhadap produk pengolahan

adalah 1 : 1 sampai 1 : 10. Proses-proses yang disertai dengan

regenerasi soda sudah sedemikian populer. Soda pencuci sangat

sering dipakai sebagai pengolah pendahuluan dari beberapa

proses yang lain dengan maksud menghemat pemakaian bahan kimia

230

dan perlindungan katalis. Paten Amerika untuk pengolahan

minyak dengan soda telah lama dikeluarkan semenjak tahun 1863

dan perbaikan-perbaikannya telah banyak dilakukan sampai hari

ini.

Macam-macam proses pengolahan menggunakan soda adalah :

1. Pengolahan Tidak Regeneratif

a. Pengolahan Sederhana dengan Soda

b. Pengolahan Polisulfida

2. Pengolahan Regeneratif

a. Proses Distilat Dua Lapis

b. Elektrolisa Merkaptan

c. Proses Gasolin Dua Lapis

d. Proses Ferosianida

e. Proses Mercapsol

f. Regeneratif Steam-Solutizer

g. Regenaratif udara-Solutizer

h. Regenaratif Tanin-Solutizer

i. Ekstraksi Merkaptan Unisol

Penggunaan soda kaustik dapat juga dipakai untuk

pemurnian gas yang mengandung senyawa-senyawa belerang

dioksida (SO2) dan partikulat-partikulat yang dilakukan dengan

scrubber. Proses ini diaplikasikan pada unit pembakaran bahan

bakar cair (fuel oil) dan padat (batubara) pada ketel (boiler)

untuk pembuatan steam, seperti terlihat pada Gambar 12.2.

231

Gambar 12.2 Sistem Scrubbing Gas SO2

12.2.1 Pengolahan Tidak Regeneratif

a. Pengolahan Sederhana dengan Soda

Pengolahan dengan soda yang tidak regeneratif umumnya

ekonomis dipakai apabila kotoran-kotoran minyak berada dalam

konsentrasi yang rendah dan lumpur limbah tidak jadi masalah.

H2S dalam jumlah yang sangat sedikit (trace) dapat dipisahkan

dari gas cair dan gasolin ringan pada berbagai cara memakai

kalsium, amonium, atau larutan NaOH. Cara praktis yang umum

dipakai adalah menggunakan NaOH pada sistem pengolahan

tunggal, dengan kontak yang baik maka H2S dapat direduksi

menjadi kurang dari 0,0001 % (berat) disertai dengan pemisahan

sebagian merkaptan. Gasolin rengkahan sering diolah untuk

memisahkan fenol dan merkaptan di dalam sistem dua atau tiga

tingkat dengan penyerap soda.

b. Pengolahan dengan Polisulfida

Proses ini adalah pengolahan kimia non-regeneratif

untuk memisahkan sulfur erlementer dari produk kilang cair.

232

Larutan soda-polisulfida disiapkan dengan cara melarutkan 1 lb

Na2S dan 0,1 lb S2 ke dalam masing-masing satu galon NaOH 15oBe. Sulfur harus larut sempurna untuk menghindari kontaminasi

pada waktu pengolahan. Di dalam kilang, Na2S dapat disiapkan

dengan melewatkan H2S melalui larutan soda. Untuk pengolahan

polisulfida biasanya digunakan peralatan pencucian soda dengan

suhu dijaga sekitar 120 oF. Peralatan yang diperlukan antara

lain pompa pencampur sentrifugal-pemasukan ganda (double

suction). Keluaran pompa dengan 60 % minyak dan 40 %

polisulfida akan menghasilkan efisiensi penarikan sulfur yang

maksimum.

12.2.2 Pengolahan Regeneratif

Pengolahan soda dengan steam-regenerative dimaksudkan untuk

pemisahan secara langsung merkaptan dari gasolin ringan

(straight run) seperti terlihat pada Gambar 12.3.

Soda diregenerasi dengan menghembuskan steam ke dalam

menara stripping. Keadaan alamiah dan konsentrasi merkaptan yang

dipisahkan dapat mengatur jumlah dan suhu pengolahan. Soda

secara perlahan-lahan akan menjadi jelek karena akumulasi

material yang tidak dapat dipisahkan dengan stripping. Kualitas

soda dijaga secara terus menerus dengan membuangnya dan

menggantinya dengan sejumlah kecil larutan soda baru.

233

Gambar 12.3 Diagram Alir Pengolahan Soda Regeneratif

a. Proses Distilat Dua Lapis

Proses ini dilisensi oleh Mobil Oil Corp yang

mengekstrak bahan-bahan yang mengandung asam-asam organik

(termasuk merkaptan) dari bahan bakar distilat-distilat murni

atau rengkahan menggunakan reagensia dua lapis. Bagan alir

proses ini dapat dilihat pada Gambar 12.4.

Pada proses ini, diperbaiki stabilitas residu karbon,

dan kompatibilitas minyak-minyak distilat. Reagenesia secara

terus menerus disiapkan di dalam settler, yang dapat memisah

menjadi campuran soda dan asam kresilat dengan kondisi yang

diawasi. Lapisan bawah adalah 42 – 50 % soda jenuh dengan

garam kresilat, dipakai untuk mengolah distilat. Settler juga

melakukan pemisahan distilat (lapisan atas) dan memisahkan

kelebihan garam kresilat dan kotoran-kotoran (lapis tengah).

Proses ini beroperasi pada suhu 130 oF dimana distilat dan

reagenesia bercampur dan mengalir ke dalam settler sehingga

terjadi 3 lapis cairan yang dipisahkan dengan bantuan

koagulasi elektrik.

234

b. Proses Gasolin Dua Lapis

Proses ini dikembangkan dan dilisensi oleh Mobil Oil

Corp, merupakan proses yang regeneratif. Proses ini dipakai

untuk mengekstrak merkaptan sulfur dari LPG, gasolin dan nafta

menggunakan reagensia dua lapis. Diagram alir proses dapat


Proses ini memperbaiki stabilitas, warna, dan

kerentanan TEL dari bahan bakar yang diolah. Reagensia

disiapkan di dalam settler di bawah kondisi yang dikontrol untuk

dapat dipisah menjadi dua fasa yaitu campuran soda dan garam

asam kresilat. Fasa/lapisan atas adalah kalium atau natrium

kresilat yang digunakan sebagai pengolah gasolin. Gasolin yang

bebas H2S dikontakkan dengan larutan dua lapis (4 – 6 %) pada

suhu 120 oF pada pengolahan dua tingkat. Proses ini memerlukan

10 lb steam untuk setiap barel gasolin.

235

Gambar 12.4 Diagram Alir Proses Distilat Dua Lapis

Gambar 12.5 Diagram Alir Proses Gasolin Dua Lapis

c. Elektrolisa Merkaptan

Proses ini dikembangkan oleh American Development Corp

memakai larutan soda (biasanya NaOH atau KOH) untuk

236

mengekstrak merkaptan dari produk-produk kilang. Suatu proses

elektrolisa digunakan untuk meregenarasi larutan. Pada

pengolahan ini persoalan limbah diminimalkan dan penggunaan

reagensia dimaksimalkan.

Umpan minyak dicuci dengan soda untuk memisahkan

H2S dan mengkontakkannya secara berlawanan arah dengan larutan

yang sudah diolah di dalam Menara Ekstraksi Merkaptan. Gasolin

olahan keluar dari puncak menara. Regensia bekas dari bawah

menara dicampur dengan sedikit larutan yang telah diregenerasi

bersama dengan produk samping oksigen dari sel ADC. Campuran

ini disaring dan dipompakan ke dalam sel ADC untuk

dielektrolisa. Aliran masuk sel ADC dibagi dua, sebagian besar

masuk ke anoda untuk memecah merkaptan menjadi oksigen dan

disulfida, dan sebagian lagi masuk ke katoda yang menghasilkan

hidrogen.

d. Proses Ferosianida

Proses ini adalah pengolahan kimiawi yang

regeneratif untuk memisahkan merkaptan dari nafta ringan

(straight-run), LPG, dan gasolin memakai reagensia soda-natrium

ferosianida. Natrium ferosianida ditambahkan ke dalam larutan

soda konsentrasi rendah, yang apabila dikonversi menjadi

ferisianida dapat berfungsi sebagai oksidator baik dalam

operasi ekstraksi maupun dalam regenerasi. Operasi diatur

sedemikian rupa sehingga gasolin bertemu dengan soda dan

ferosianida selama estraksi dan soda dengan ferisianida selama

sweetening. Larutan bekas (mengandung merkaptan dan ferosianida)

dicampur dengan larutan segar (mengandung ferisianida) dalam

tanki pencampur. Larutan bebas sulfur keluar dari menara

237

dibagi menjadi dua aliran dimana salah satunya dikembalikan ke

dalam menara ekstraksi. Aliran lainnya dimasukkan kedalam

elektrolizer untuk merubah ferosianida menjadi ferisianida.

Efluen dari elektrolizer sebagian dikirim ke sweetening pada

menara ekstraksi dan sebagian lagi bergabung dengan larutan

bekas.

e. Proses Mercapsol

Proses ini dikembangkan dan dilisensi oleh Purse Oil Co

adalah suatu proses pengolahan kimiawi yang regeneratif untuk

mengekstrak merkaptan sulfur (93 – 95 %) menggunakan larutan

NaOH yang mengandung campuran kresol, asam-asam, dan fenol

sebagai promotor stabilisasi. Melalui pengolahan ini maka

minyak akan diperbaiki stabilitasnya, bau, dan kerentanannya

terhadap TEL.

f. Regeneratif Steam–Solutizer

Proses pengolahan kimia ini dikembangkan oleh Shell

Development Co untuk ekstraksi merkaptan dari gasolin atau

nafta dalam rangka spesifikasi bau yang sedap (sweet)

menggunakan “solutizer” (kalium isobutirat, kalium alkil

penolat, dsb.) dalam larutan basa kuat KOH. Suhu pengolahan

adalah 100 oF. Regenerasi dilakukan dengan steam pada suhu 270oF pada kolom stripping. Steam dan merkaptan dikondensasi dan

dipisahkan, sedangkan laurtan solutizer yang telah diregenerasi

dikembalikan kedalam ekstraktor. Konsumsi larutan ini adalah

10 - 30 lb per barel gasolin yang diolah. Proses ini mula-

mula dikembangkan pada tahun 1939, unit pertama beroperasi di

kilang Shell Oil Co di Wood River-Illinois pada 1940.

238

g. Regeneratif Udara – Solutizer

Proses ini dikembangkan dan dilisensi oleh Shell

Development Co, digunakan untuk pemisahan merkaptan dari

gasolin berat. Proses ini identik dengan Regeneratif Steam-

Solutizer kecuali pada langkah regenerasi yang menggunakan udara

bebas CO2. Larutan solutizer bekas yang bebas gasolin dikontakkan

dengan udara dalam kolom aerator pada suhu 160 oF dan tekanan

40 - 100 psig selama 10 - 20 menit. Disulfida yang terbentuk

karena oksidasi merkaptan diekstraksi dengan nafta pencuci.

Larutan solutizer yang telah diregenerasi ini dilewatkan melalui

filter untuk memisahkan sisa produk oksidasi (trace) sebelum

di-recycle ke menara ekstraktor.

h. Regeneratif Solutizer–Tannin

Proses ini merupakan variasi dari regeneratif udara–

solutizer untuk mengekstrak merkaptan dari gasolin menggunakan

tanin sebagai katalis oksidasi pada langkah regenerasinya.

Langkah ekstraksi dilakukan pada suhu 110 - 130 oF dan

dimasukkan ke dalam kolom regenerasi. Melalui hembusan udara

maka merkaptan dioksidasi menjadi disulfida karena adanya

tanin sebagai katalis. Adanya tannin dalam larutan solutizer juga

akan membantu konversi merkaptan di dalam gasolin menjadi

disulfida. Proses ini dikembangkan oleh Mobil Oil Corp bekerja

sama dengan Shell Development Co. Larutan solutizer dbuat oleh

Shell, sedangkan teknik regenerasi udara dengan katalis tanin

dikembangkan oleh Socony.

239

i. Ekstraksi Merkaptan Unisol

Proses ini dikembangkan oleh Atlantic Refining Co dan

dilisensi oleh UOP Co. Unisol adalah proses kimia regeneratif

untuk ekstraksi merkaptan sulfur dan beberapa senyawa nitrogen

yang ada dalam gasolin masam atau distilat-distilat. Pada

proses ini digunakan larutan NaOH atau KOH yang mengandung

metanol sebagai pelarut. Pemisahan merkaptan dari gasolin

hampir sempurna (99 %+) disertai dengan perbaikan kerentanan

TEL dan stabilitas produk. Distilat-distilat (minyak pemanas,

dsb) diperbaiki bau dan stabilitasnya dengan pemisahan

merkaptan 95 %+.

Langkah ekstraksi pada suhu 100 oF dimana soda

masuk dari atas menara dan metanol dari tengah-tengah menara.

Soda bekas diregenerasi dalam menara stripping pada suhu 290 -

300 oF dimana metanol, air, dan merkaptan dipisahkan. Untuk

lebih jelasnya dapat dilihat pada Gambar 12.6.

240

Gambar 12.6 Diagram Alir Ekstraksi Unisol

12.3 Pengolahan dengan Asam dan Lempung

12.3.1 Pengolahan dengan Asam

Minyak mentah dan distilat-distilat menengah lainnya

diolah dengan senyawa kimia tertentu untuk memperbaiki sifat-

sifatnya seperti stabilitas terhadap cahaya, bau, kandungan

sulfur, dan jumlah bahan-bahan aspaltik. Pemurnian dengan

menggunakan asam, sama halnya dengan pemurnian menggunakan

soda kaustik merupakan cara pemurnian yang telah digunakan

semenjak industri perminyakan ada. Bermacam-macam asam dapat

digunakan seperti HF, HCl, HNO3, H3PO4, tetapi yang lebih umum

digunakan adalah asam sulfat (H2SO4) karena mempunyai

kelebihan yaitu dapat menyerap sulfur, mengendapkan aspal dan

menghilangkan bau yang tidak enak.

Pemurnian dengan asam sulfat merupakan pemurnian secara

kimia, baik secara kontinyu maupun secara batch. Reaksi antara

241

asam dengan hidrokarbon sangat kompleks, umumnya membentuk

ester dan polimer, sebagai berikut :

RSH – CH2 + H2SO4 RCH2CH2SO4H

RSH – CH2 R[ -CH.CH2 -]n

Ester-ester yang terbentuk larut dalam asam, tetapi ia hanya

sedikit larut dan sulit dihidrolisis dengan air, dan pada

akhirnya produk yang dihasilkan masih mengandung sulfur.

Macam-macam proses pengolahan dengan asam adalah :

1. Pengolahan dengan Asam Sulfat

2. Proses Nalfining

a. Pengolahan dengan Asam Sulfat

Pengolahan dengan asam sulfat adalah proses pengolahan

secara kimia baik dengan cara batch ataupun kontinyu dipakai

untuk memisahkan sulfur, mengendapkan bahan-bahan yang

mengandung aspal, dan memperbaiki stabilitas, warna, dan bau

dari sejumlah produk-produk kilang. Kebutuhan/jumlah asam

sulfat yang dipakai dan kondisi operasi serta umpan yang

diolah dapat dilihat pada Tabel 12.1.

Tabel 12.1 Kualitas dan Kondisi Pemurnian dengan AsamKonsent(%)

Dosis(lb /barrel

)

Fraksi yangDiolah

Suhu(oF)

Kotoranyang

Disisihkan

WaktuKontak(men)

9393 –98 93 – 103

1 – 150 – 60

2

maks 8

KerosinPelumas GasolinMin. BakarMin. TransportDistilat

90 -135110 - 180 65 -60

Gab.SulfurTerSulfur

Dist.

30 – 4010< 1

242

80 (tekan) Sulfur

Konsentrasi asam bervariasi antara 80 – 100 %, dan yang

umumnya dipakai adalah 93 %. Asam-asam lemah dipakai untuk

pengolahan masing-masing situasi untuk menurunkan sludge yang

terbentuk karena reaksi kimia dengan aromatik, dan/atau

hidrokarbon olefin. Suhu dijaga rendah pada 25 - 50 oF untuk

asam kuat, tetapi suhu tinggi 70 – 130 oF dapat dipakai secara

ekonomis. Metoda standar pengolahan distilat bertekanan yang

digunakan bertahun-tahun yang lalu adalah pengolahan dengan

asam, lalu diikuti oleh distilasi dengan steam dan diikuti lagi

pengolahan dengan doctor sweetening.

Pengolahan dari proses ini memerlukan biaya mahal,

kehilangan hasil proses tinggi, dan membutuhkan penyulingan

ulang (redistillation) pada beberapa hasil pengolahan. Pemakaian

sekarang adalah pada pengolahan kerosin dan pelarut-pelarut

khusus. Proses pengolahan dengan asam sulfat ini telah lama

dilakukan semenjak awal industri minyak tetapi proses ini

telah diganti dengan proses pencucian dengan soda secara

regeneratif, dan pada akhir-akhir ini diganti lagi dengan cara

hidrogenasi.

b. Proses Nalfining

Proses ini adalah suatu pengolahan kimiawi yang

kontinyu menggunakan asam asetat anhidrid diikuti dengan

pembilasan dengan soda pekat, untuk mengolah nafta ringan dan

distilat-distilat. Diagram alir proses ini dapat dilihat pada

Gambar 12.7.

243

Pada proses ini dapat diperbaiki warna,

stabilitas, dan bau. Langkah pencucian dengan soda akan

menetralisir pembentukan asam asetat yang korosif, dan pada

keseluruhan proses tidak terjadi kehilangan produk yang lebih

banyak.

Gambar 12.7 Diagram Alir Proses Nalfining

12.3.2 Pengolahan dengan Lempung

Pada pengolahan ini dipakai lempung alam dan sintesis

sebagai adsorben untuk mengolah produk-produk kilang dalam

rangka : a) untuk memperbaiki warna dan bau, b) untuk

mengurangi kandungan air, kotoran yang terendap, bahan-bahan

yang mengandung aspal dan resin, senyawa-senyawa nitrogen,

senyawa-senyawa teroksidasi, dan beberapa senyawa sulfur; dan

c) untuk menyerap secara khusus senyawa hidrokarbon olefin.

Secara umum terdapat 3 pendekatan metoda yang dilakukan dalam

pengolahan dengan lempung, yaitu : 1) perkolasi melalui

lempung kasar (khusus untuk minyak-minyak pelumas, dan lilin),

244

2) kontak dengan lempung berbentuk bubuk (untuk distilat-

distiliat ringan dan berat), dan 3) kontak fasa uap melalui

unggun onggokan yang longgar (untuk gasolin dan distilat-

distilat ringan).

Saringan perkolasi tingginya 15 - 30 ft dan dapat memuat 100

ton lempung. Minyak mengalir baik secara gravitasi maupun

dengan dipompakan ke dalam unggun tersebut. Lempung bekas

dicuci dengan pelarut dan di-steam secara in-situ, kemudian

dipisahkan dan diregenerasi dengan pembakaran.

Pengolahan dengan lempung dipakai secara luas pada

awal tahun 1940-an. Semenjak itu karena perkembangan proses-

proses treating, penemuan inhibitor getah minyak (gum), dan

kemajuan teknologi perengkahan, maka pengolahan dengan lempung

untuk gasolin dan distilat-distilat pemakaiannya menurun.

Adsorpsi dengan lempung masih dipakai untuk memperbaiki warna

minyak pelumas, tetapi dalam prakteknya proses ekstraksi

menggunakan pelarut merupakan standar pengolahan. Pengolahan

dengan lempung sering kali dipakai sebagai proses akhir

setelah ekstraksi menggunakan pelarut.

Macam-macam proses pengolahan dengan lempung :

a. Filtrasi Kontak Kontinyu

b. Perkolasi Thermofor Kontinyu

c. Filtrasi Perkolasi

d. Pengolahan Efluen Alkilasi

e. Pengolahan Lempung Gray

a. Filtrasi Kontak Kontinyu

245

Proses ini dikembangkan oleh Filtrol Corp, adalah suatu

proses pengolahan lempung secara kontinyu untuk produk akhir

pelumas, lilin, atau minyak-minyak khusus setelah melalui

proses pengolahan dengan asam, ekstraksi menggunakan pelarut,

atau distilasi. Adsorben lempung halus dicampur dengan umpan

dan dipanaskan pada 200 - 300 oF membentuk slurry. Slurry kemudian

dimasukkan ke dalam menara steam stripping. Setelah dikeluarkan

dari menara slurry lalu didinginkan dan disaring hampa, kemudian

di-strip secara hampa untuk mengontrol spesifikasi produk (titik

nyala, bau, dll). Minyak kemudian didinginkan, dan dipres

kering (blotter-press), lalu di bawa ke tanki penyimpanan. Yield

biasanya diperoleh lebih dari 98 %.

b. Perkolasi Thermofor Kontinyu

Proses ini dikembangkan dan dilisensi oleh Mobil Oil

Corp, adalah suatu proses pengolahan dengan lempung secara

kontinyu dan regeneratif, untuk menstabilkan dan memperbaiki

warna pelumas-pelumas atau lilin yang telah didistilasi,

disuling menggunakan pelarut, atau diolah dengan asam. Umpan

dipanaskan pada 125 - 350 oF dimasukkan ke dalam menara

perkolator melalui distributor banyak lubang (multi nozzle) pada

dasar menara. Setelah perkolasi secara berlawanan arah melalui

unggun lempung maka umpan ditarik dari atas menara dan

dilewatkan ke dalam blotter-press, kemudian dimasukkan ke dalam

tanki penyimpanan. Unit pertama proses ini telah diinstalasi

pada tahun 1953 pada kilang Mobil Oil Co di Coryton-Inggris.

c. Filtrasi Perkolasi

246

Proses ini dikembangkan oleh Mineral & Chemicals

Phillips Corp, adalah suatu proses pengolahan dengan lempung

secara kontinyu, regeneratif siklik, fasa uap, untuk

memperbaiki warna, bau, dan stabilitas minyak-minyak pelumas

dan lilin. Minyak disaring melalui unggun yang mengandung 10 -

50 ton tanah pemucat atau bauksit aktif. Dua atau lebih unggun

dipakai secara bergantian dalam operasi dan regenerasi.

Lempung bekas dicuci sehingga bebas minyak dengan nafta

kemudian di-steam untuk memisahkan nafta. Setelah di-steaming,

lempung dibawa ke kiln dan bahan-bahan karbon dipisahkan dengan

pembakaran.

d. Pengolahan Efluen Alkilasi

Proses ini dikembangkan secara bersama oleh D.X. Sunray

Oil Co dan M.W. Kellog Co, merupakan suatu proses perkolasi

cair secara kontinyu dan regeneratif untuk memisahkan 90 %

asam-asam dan ester netral, dan memindahkan asam dari efluen

alkilasi katalis asam sulfat. Umpan yang berupa efluen dari

alkilasi katalis di-koalesi di dalam vesel yang berisi glass-

wool dan steel mesh, kemudian dimasukkan secara bergantian ke

dalam dua menara berisi bauksit dimana yang diserap mula-mula

adalah kotoran-kotoran. Setelah kontak mencapai sekitar ¾

bbd/lb adsorben, lalu perkolasi dijalankan, kemudian

diregenerasi dimana regenerasinya dipengaruhi oleh campuran

steam dan gas. Umur katalis diperkirakan sekitar 150 bbl/lb.

Proses ini dituntut lebih efektif dari proses kaustik yang

konvensional, dan dari proses pencucian dengan air.

e. Pengolahan Lempung Gray

247

Proses ini dilisensi oleh Pure Oil Co yang semula

dikembangkan dan dilisensi oleh Gray Processes Corp, merupakan

suatu proses pengolahan lempung fasa uap secara kontinyu yang

dapat diregenerasi maupun non-regeneratif, dipakai untuk

polimerisasi selektif diolefin dan untuk memisahkan bahan-

bahan pembentuk gum yang terdapat dalam gasolin-gasolin

termis. Untuk operasi yang kontinyu dipakai dua atau lebih

menara perkolator Gray secara paralel (diameter 10 ft, tinggi

30 ft). tanah pemucat bekas (30/60 mesh) dapat dibuang atau

diregenerasi di dalam kiln. Uap-uap hidrokarbon dilewatkan

melalui unggun pada suhu 250 - 475 oF sedikit di atas titik

kondensasinya. Waktu kontak 20 - 400 detik. Uap hidrokarbon

masuk langsung ke menara Gray dari unit perengkahan setelah

pemisahan gas-gas yang tidak dapat dikondensasikan. Polimer

diolefin bersama larutan yang lain dikeluarkan (di-drain) dari

dasar menara dan ditampung dalam akumulator polimer. Polimer

yang tertinggal dalam menara perkolator Gray dipisahkan dari

gasolin dengan cara fraksionasi sebelum produk tersebut

dikondensasi dan dikirim ke tanki penyimpanan.

Pengolahan lempung Gray (menara 8 ton) pertama kali

diinstalasi secara komersil pada tahun 1924 untuk mengolah

motor fuel pada kilang Barnsdall Refining Co di Oklahoma. Proses

ini secara luas diterima pada tahun 1930 s/d 1940-an. Sejak

proses ini erat kaitannya dengan proses-proses termal maka

proses ini lambat laun ditinggallkan.

12.4 Pengolahan Sweetening

Proses sweteening adalah suatu proses untuk memisahkan

merkaptan, hidrogen sulfida, sulfur elementer dari dalam

248

distilat-distilat ringan. Merkaptan memberikan bau yang kotor,

dan secara serius menurunkan angka oktan karena turunnya

kerentanan terhadap TEL. Sulfur erlementer (sendiri-sendiri

maupun yang terikut dengan merkaptan) akan menyebabkan korosi.

Macam-macam cara untuk mencapai kondisi sweetening adalah :

1. Oksidasi Merkaptan menjadi Disulfida

2. Pemisahan Merkaptan

3. Desulfurisasi, yaitu penghancuran dan pemisahan senyawa

sulfur lain yang terikut dengan merkaptan, hidrogen

sulfida, dan sulfur.

12.4.1 Oksidasi Merkaptan Menjadi Disulfida

Proses oksidasi ini merubah merkaptan menjadi disulfida

yang berbau besi sedikit. Untuk maksud tersebut sejumlah

kelompok proses sweetening telah dikembangkan. Pemilihan proses

tergantung pada situasi kilang tersebut.

Persamaan umum proses oksidasi ini adalah :

4 RSH + O2 2 RSSR + 2 H2O

Disulfida dapat menurunkan kerentanan terhadap TEL

dari aliran gasolin, maka proses ini lambat laun ditinggalkan.

Kecenderungan sekarang adalah memakai proses untuk memisahkan

merkaptan secara menyeluruh.

Macam-macam proses oksidasi adalah :

1. Oksidasi Sweetening, terdiri dari :

a. Doctor Sweetening.

b. Inhibitor sweetening.

c. Hypochlorite Sweetening.

d. Proses Bender

e. Proses Merox.

249

2. Cooper Sweetening, terdiri dari :

a. Philips Cooper Sweetening.

b. UOP Cooper sweetening.

c. Linde Coper Sweetening.

1. Proses Oksidasi Sweetening

a. Sweetening dengan Larutan Doktor

Proses Doctor Sweetening adalah suatu proses pengolahan

kimia secara kontinyu ataupun batch untuk merubah merkaptan

yang ada dalam produk kilang yang masam (sour) menjadi

disulfida menggunakan larutan doktor (natrium plumbit,

Na2PbO2) dan sulfur bebas.

Reaksi yang terjadi adalah :

2 RSH + Na2PbO2 (RS)2Pb + 2 NaOH

(RS)2Pb + S

RSSR + PbS

Reagensia disiapkan dengan melarutkan timbal oksida dalam

larutan 5 – 20 % (berat) NaOH. Jumlah timbal oksida yang

dilarutkan (1 – 3 %) tergantung pada suhu dan konsentrasi

soda. Pada pengolahan kontinyu, umpan masam dicuci pendahuluan

dengan soda kaustik untuk memisahkan H2S dan komponen-komponen

asam lainnya. Sebagian aliran mengambil sejumlah sulfur, lalu

bergabung kembali dengan aliran utama, yang kemudian secara

intim bercampur dengan larutan doktor yang telah diregenerasi

pada suhu 85 - 120 oF. Campuran diendapkan dan dipisahkan di

dalam settler, dimana gasolinnya lalu disimpan. Reagensia bekas

dipanaskan dan di-skim didalam settler dan dihembusi udara pada

suhu 150 - 175 oF untuk menyempurnakan regenerasinya,

sedangkan reagensia segar secara periodik ditambahkan ke dalam

250

sistem. Proses pemurnian doctor sweetening masih tetap dipakai

meskipun proses ini sudah tua di dalam industri minyak.

Perkembangan akhir-akhr ini di dalam hydrogen treating telah

mengurangi peranan doctor treating dalam mengolah distilat-

distilat. Kecenderungan pengolahan gasolin sekarang

menghindari pemakaian doctor treating disebabkan karena pengaruh

yang merusak oleh disulfida terhadap angka oktan bensin yang

mengandung timbal.

b. Sweetening dengan Inhibitor

Proses ini adalah suatu proses pemurnian kimia yang

kontinyu untuk memperbaiki gasolin yang mengandung sedikit

merkaptan dengan menggunakan inhibitor penilen-diamin, udara,

dan soda kaustik. Diagram alir proses ini dapat dilihat pada

Gambar 12.8.

Gasolin rengkahan yang mengandung sulfur merkaptan

rendah dapat di sweetening dengan inhibitor tanpa adanya soda

kaustik, tetapi reaksinya akan disertai dengan pembentukan

peroksida yang berlebihan. Sweetening dengan inhibitor telah

digunakan secara luas dengan berbagai variasi sejak ditemukan

pada tahun 1946, tetapi secara umum berkaitan dengan pencucian

soda untuk mengurangi disulfida dan pembentukan peroksida.

Peroksida merupakan penyumbang terjadinya keburukan terhadap

stabilitas bensin bertimbal sehingga menyebabkan mesin-mesin

menjadi kotor. Inhibitor tipe penilen-diamin dipasarkan oleh

UOP Co, Tennes see Eastman Co, E.I.du Pont de Nomours & Co,

Ethyl Corp, dan lain-lain.

251

Gambar 12.8 Sweetening dengan Inhibitor

c. Sweetening dengan Hipokhlorit

Proses ini adalah suatu proses kimia untuk merubah

merkaptan yang terdapat dalam gasolin alam atau gasolin ringan

(straight-run) menjadi senyawa-senyawa sulfur yang kurang

berbahaya. Prinsip reaksi adalah menghasilkan disulfida dengan

pembentukan terbatas sulfon dan asam-asam sulfonik, tergantung

pada konsentrasi reagensia. Reagensia yang dipakai berupa

natrium ataupun hipokhlorit. Reagensia yang dipakai berupa

natrium ataupun kalium hipokhlorit. Reagensia dapat disiapkan

dikilang dengan melewatkan gas khlor melalui larutan soda 10 %

pada suhu 95 oF, dapat juga disiapkan tepung pemucat (kalsium

hipokhlorit) yang mengandung 65 % khlor. Apabila terdapat trace

hidrogen sulfida lebih banyak, maka pencucian pendahuluan

dilakukan dengan alkali akan menurunkan biaya bahan kimia dan

mencegah pembentukan sulfur bebas. Setelah dipakai untuk

pencucian, alkali sering kali dipakai untuk memisahkan produk-

produk hasil khlorinasi yang tidak dikehendaki. Suhu

pengolahan adalah 95 - 110 oF.

Proses ini berkembang baik pada tahun 1930-an,

tetapi sekarang terbatas hanya untuk mengolah gasolin alam dan

252

pelarut-pelarut tertentu. Keuntungan proses ini adalah

kesederhanaannya, meskipun tidak ekonomis karena biaya khlor

yang tinggi.

d. Proses Bender

Proses ini dikembangkan oleh Sinclair Refining Co pada

tahun 1940 dan dilisensi oleh Petreco Division of Petrolite

Corp, adalah suatu proses pengolahan dengan katalis unggun

tetap yang kontinyu untuk memurnikan (sweetening) kerosin,

minyak-minyak jet menggunakan katalis timbal sulfida. Proses

sweetening dipengaruhi oleh perubahan merkaptan menjadi

disulfida. Sejumlah sulfur, alkali, dan udara yang dikontrol

ditambahkan ke dalam aliran umpan dan dilewatkan ke dalam

unggun katalis timbal disulfida. Pengaturan yang tepat

terhadap timbal akan menghasilkan produk-produk yang tidak

korosif. Unggun katalis diregenerasi secara kontinyu. Diagram

Alir proses dapat dilihat pada Gambar 12.9.

e. Proses Merox

Proses ini dilisensi dan dikembangkan oleh UOP Co

adalah suatu proses gabungan untuk ekstraksi merkaptan dan

memurnikan (sweetening) gasolin dan minyak-minyak yang

mempunyai jarak didih rendah. Proses Merox dapat juga

beroperasi secara terpisah yaitu sebagai ekstraktor merkaptan

atau sebagai pemurni (sweetener) merkaptan, tergantung pada

keperluannya dan ekonomis produk. Apabila dipakai untuk

sweetening saja maka proses lebih cocok untuk minyak-minyak jet,

kerosin, dan distilat-distilat menengah. Katalis merox pada

dasarnya adalah suatu garam kobal yang tidak larut dalam

253

minyak, tidak korosif, dan dapat dilarutkan dalam larutan

soda, atau dalam support zat padat tertentu. Ongkos katalis

lebih murah jika dipakai katalis dengan support zat padat.

Pada langkah regenerasi, soda kaustik dipompakan dari bawah

ekstraktor dan dicampur dengan udara di dalam oxidizer

(regenerator). Disulfida dan udara berlebih dipisahkan dari

reagensia di dalam separator. Kaustik yang sudah diregenerasi

disirkulasikan kembali ke puncak ekstraktor. Diagram alir tipe

proses gabungan yang komersil dapat dilihat pada Gambar 12.10.

Gambar 12.9 Diagram Alir Proses

254

Gambar 12.10 Diagram Alir Proses Merox

Keuntungan utama proses Merox adalah dapat

melakukan dua fungsi ekstraksi, yaitu memisahkan merkaptan

dengan mudah, dan merubah merkaptan yang tersisa menjadi

disulfida. Desulfurisasi yang lebih efektif dapat dilakukan

semenjak proses regenerasi lebih sempurna dapat dijalankan

dengan ikutnya katalis di dalam kaustik.

2. Sweetening dengan Tembaga

Pemurnian menggunakan tembaga terhadap hidrokarbon

terdiri dari perubahan merkaptan menjadi disulfida secara

kontak dengan oksigen oleh adanya tembaga khlorida (CuCl).

Selama proses konversi merkaptan terjadi perubahan kupri

khlorida menjadi kupro khlorida. Kupro khlorida diregenerasi

dengan oksigen menjadi kupri khlorida. Kupro khlorida

diregenerasi dengan oksigen menjadi kupri khlorida kembali.

Reaksi yang terjadi adalah :

255

4 RSH + 4 CuCl2 2 RSSR + 4 CuCl + 4

HCl

4 CuCl + 4 HCl + O2 4 CuCl2 + H2O

Sweetening dengan tembaga dipakai secara komersil sebagai

operasi pengolahan kontinyu yang terdiri dari tiga variasi,

yaitu padat, slurry, dan larutan. Diagram alir proses kombinasi

ini dapat dilihat pada Gambar 12.11.

Pada umumnya proses padatan dipakai untuk gasolin

ringan (straight-run), sedangkan proses basah dipakai untuk

berbagai minyak termasuk distilat-distilat rengkahan. Produk-

produk kilang diolah untuk memisahkan senyawa-senyawa nitrogen

yang reaktif dan senyawa-senyawa sulfur (H2S dan S) yang

terkandung di dalamnya. Oksigen atau udara diinjeksikan ke

dalam aliran minyak dan dikontakkan dengan katalis tembaga

khlorida pada suhu 80 - 120 oF.

Pada proses larutan (solution), katalis

diregenerasi dengan hembusan udara di dalam tanki pemisah.

Proses sweetening tembaga adalah sederhana tetapi katalisnya

korosif, dan tidak ada pengurangan sulfur total. Proses

sweetening tembaga ini masih tetap dipakai tetapi telah diganti

dengan proses yang dapat memisahkan sulfur. Instalasi pertama

dibangun pada awal tahun 1931 yang menawarkan alternatif lain

dari pemurnian dengan larutan doktor.

256

Gambar 12.11 Diagram Alir Proses Oksidasi Cooper Sweetening

a. Phillips Cooper Sweetening

Proses ini dikembangkan oleh Phillips Petroleum Co dan

dilisensi sampai dengan tahun 1954, adalah suatu proses

solution-solid-slurry yang sampai sekarang masih komersil. Gasolin

distabilkan terhadap warna dan pembentukan gum oleh adanya

udara yang bercampur dan disaring melalui unggun adsorben

padat yang diresapi dengan reagensia tembaga. Umpan yang

sensitif terhadap udara dikontakkan dengan larutan tembaga

tanpa mengandung udara, dan larutan tembaga diregenerasi dalam

suatu tanki separator. Gasolin dicuci dengan natrium sulfida

untuk memisahkan trace tembaga. Pada proses cairan, reagensia

dibuat dari tembaga sulfat dan natrium khlorida.

b. UOP Copper Sweetening

Proses ini didapat dari UOP Co merupakan proses unggun

tetap untuk memurnikan gasolin yang menggantikan proses Merox.

Umpan gasolin dicuci dengan kaustik kemudian dicuci lagi

257

dengan asam HCl untuk menetralkan alkali dan memisahkan

senyawa-senyawa basa organik. Kontak dengan reagensia tembaga

dilakukan pada suhu 100 oF di dalam unggun batu apung. Suhu

tergantung pada berat molekul merkaptan. Sisa tembaga (trace)

dipisahkan dengan mengontakkannya dengan seng sulfida atau

batu apung. Reagensia terdiri dari senyawa amonium khlorida

dan tembaga sulfat.

c. Linde Copper Sweetening

Proses ini dilisensi oleh Linde Division of Union

Carbide Corp yang dikomersilkan sejak tahun 1935 merupakan

proses slurry untuk memurnikan gasolin dan distilat-distilat

ringan (straight-run) dan rengkahan. Regensia dibuat dari

lempung 200 mesh dan kupri khlorida. Umpan minyak mula-mula

dipanaskan lalu ditambahkan oksigen dan dikontakkan dengan

slurry lempung-kupri khlorida pada suhu 80 - 100 oF. Campuran

diendapkan dan dipisahkan dimana umpan olahan dikeluarkan dan

dicuci dengan natrium sulfida untuk memisahkan trace tembaga.

12.4.2 Proses Desulfurisasi

Proses ini adalah proses pemurnian gas alam maupun gas-

gas kilang yang mengandung hidrogen sulfida dan senyawa-

senyawa asam lainnya. Proses yang paling populer adalah proses

yang menggunakan reagensia yang dapat diregenerasi dan recover

H2S. Pada operasinya dan prinsip operasinya adalah sama dengan

skema umum seperti terlihat pada Gambar 12.12.

Material yang ada dalam gas seperti karbon

dioksida, hidrogen sianida, merkaptan, karbonil sulfida,

karbon disulfida, dan uap air akan mempengaruhi pemilihan

258

proses pemurnian tersebut. Proses-proses yang menggunakan

hembusan udara untuk regenerasi reagensia adalah penyumbang

terhadap pengotoran udara apakah langsung keluar ke atmosfir

ataukah untuk umpan dapur industri. Proses-proses pemisahan

H2S dapat dilihat pada Tabel 12.2.

Gambar 12.12 Diagram Alir Pemisahan H2S

Tabel 12.2 Macam-Macam Proses Desulfurisasi

Nama Proses R e a k s i RegenerasiSodaKaustik

2 NaOH + H2S NasS + 2 H2O Tidak perlu

Kapur Ca(OH)2 + H2S CaS + 2 H2O Tidak perluOksida Besi FeO + H2S FeS + H2O Sebagian

dengan udaraSeaboard Na2CO3 + H2S NaHCO3 + NaHS Hembusan

udaraThylox Na2AS2S5O2 + H2S Na4AS2S6O + H2O

Na4AS2S6O + ½ O2 Na4AS2S5O2 + SHembusanudara

Girbotol 2 RNH2 + H2S [RNH3]2S SteamingFosfat K3PO4 + H2S KHS + K2HPO4 SteamingPenolat NaOC6H5 + H2S NaHS + C6H5OH SteamingKarbonat Na2CO3 + H2S NaHCO3 + NaHS Steaming

259

Proses-proses terbaru untuk memisahkan hidrogen

sulfida dari dari produk-produk kilang juga disempurnakan

dengan oksidasi sulfida menjadi sulfur bebas sebagai bagian

dari langkah regenerasi. Sulfur diendapkan sebagai zat padat

halus dan selanjutnya dipisahkan dengan settling atau filtrasi.

Macam-macam proses pengolahan terdiri dari :

1. Proses Girbotol

2. Proses Glikol-Amin

3. Proses Desulfurisasi Fosfat

4. Proses Alkazid

5. Proses Kalium Karbonat Panas

6. Proses Giammarco-Vetrocoke

1. Proses Girbotol

Proses ini dilisensi oleh Girdler Corp, merupakan suatu

proses kontinyu yang regeneratif untuk memisahkan H2S, CO2,

kotoran-kotoran asam lainnya dari gas alam dan gas-gas kilang.

Proses ini menggunakan reagensia amina organik seperti MEA,

DEA, dan TEA. Etanol amin adalah basa kuat yang larut dalam

air mempunyai afinitas terhadap H2S pada suhu 160 - 180 oF.

Gas yang akan dibersihkan dikontakkan dengan larutan amin

secara berlawanan arah dalam absorber berupa menara onggok

(packed tower) yang berisi raschig-ring pada suhu 100 - 150 oF.

Regenerasi berlangsung pada suhu 200 oF. Unit pertama pada

pemisahan H2S dari gas alam dipakai pada pabrik gas alam Shell

Oil di North Maryland. Sampai dengan tahun 1938, dimulai

pemisahan H2S dari gas kilang menggunakan proses Girbotol pada

kilang minyak Atlantic Refining Co di Port Arthur-Texas.

260

2. Proses Glikol-Amin

Proses ini dikembangkan dan dilisensi oleh Fluor Corp.

merupakan proses kontinyu yang regeneratif untuk menarik air

dan memisahkan gas-gas asam secara simultan dari gas alam atau

gas-gas kilang. Campuran larutan amin dengan di- atau tri-

etilen-glikol dipakai sebagai reagensia pengolahan. Tipe

larutan ini mengandung 20 % amin, 70 % glikol, dan 10 % air.

Gas yang akan dibersihkan dikontakkan secara berlawanan arah

dengan reagensia di dalam menara dulang gelembung (bubble tray)

pada suhu sekitar 100 oF. Regenerasi berlangsung pada suhu 300oF.

3. Proses Desulfurisasi Fosfat

Proses ini dikembangkan oleh Shell Development Co

merupakan suatu proses kontinyu yang regeneratif untuk

memisahkan H2S dari gas alam, gas kilang, atau larutan

hidrokarbon menggunakan larutan K3PO4. Tipe larutan reagensia

mengandung 30 % K3PO4 dalam air, yang selektif menyerap H2S

dalam gas yang mengandung CO2. Gas yang akan dibersihkan

dikontakkan berlawanan arah dengan reagensia di dalam

ekstraktor pelat gelembung (bubble plate) pada suhu sekitar 100oF. Regenerasi berlangsung pada suhu 240 oF. Untuk mengekstrak

H2S dari dalam hidrokarbon cair dipakai menara onggok (packed

tower).

4. Proses Alkazid

Proses ini untuk memisahkan H2S dan CO2 dari gas alam

atau gas-gas kilang menggunakan larutan pekat asam-asam amina.

Proses ini diperkenalkan dalam industri di Eropa oleh Badische

261

Anilin & Soda Fabrik AG of Ludwigshafen am Rhein pada tahun

1959. Operasinya terdiri dari proses recycle kontinyu, dan

absorpsi gas-gas dengan pemanasan dan dikembalikan ke dalam

absorber melalui penukar panas dan pendingin. Garam-garam

alkazid (alkazid-M dan alkazid-DIK) tidak mudah menguap dan

larutannya adalah cairan-cairan alkali yang reaktif dan

stabil. Kapasitas penyerapan untuk H2S dan CO2 sangat tinggi,

tetapi sangat rendah untuk hidrokarbon. Alkazid-DIK memberikan

hasil yang sangat memuaskan untuk pemisahan selektif H2S

mengandung CO2 dan untuk pemurnian hidrokarbon cair. Larutan

alkazid-M dipakai untuk memisahkan H2S dan CO2 dari gas

disertai dengan efisiensi penyerapan yang sangat tinggi (98,6

%+).

5. Proses Kalium Karbonat Panas

Pemakaian proses ini lebih praktis untuk memisahkan gas

alam pada tekanan di atas 250 psi mengandung gas asam 5 - 50

%. Gas asam dapat dikurangi menjadi 0,5 %. Sejumlah proses

karbonat dengan variasi lain telah dirancang oleh Petrocon

Engineering Co, yaitu :

1. Sistem Karbonat split-stream

2. Proses Air-Karbonat

3. Proses Karbonat Dingin sebagian

4. Proses Karbonat-Amin

Keuntungan yangs sangat besar dari proses karbonat

adalah biaya operasi yang sangat rendah. Unitnya fleksibel

mudah dirubah menjadi sistem amina.

6. Proses Giammarco-Vetrocoke

262

Proses ini dikembangkan oleh G. Giammarco of SPA

Vetrocoke Italia, untuk memisahkan H2S dan CO2.

Macam-macam prosesnya adalah : 1) Proses pemisahan CO2 dari

gas-gas yang bebas H2S dengan regenerasi menggunakan steam; 2)

Proses pemisahan selektif H2S dan merubahnya menjadi sulfur

bebas dengan regenerasi menggunakan udara; 3) Proses kombinasi

dari kedua proses di atas untuk pemisahan HsS dan CO2.

Kedua proses pemisahan tersebut adalah berdasarkan pada

absorpsi gas-gas asam dengan larutan alkali yang mengandung

aditif untuk mempercepat absorpsi dan desorpsi. Larutan

pengolahan tidak korosif, dan suhu operasi berkisar 75 - 300oF. Pada proses pemisahan H2S larutan reagensia terdiri dari

natrium atau kalium karbonat yang mengandung campuran arsenit

dan arsenat. Gas-gas yang diolah berasal dari sumur dirancang

dapat membersihkan H2S kurang dari 1 ppm. H2S mula-mula

diserap dengan mereaksikannya dengan arsenit, senyawa hasil

reaksi kemudian dirubah menjadi monotioarsenat melalui reaksi

dengan arsenat. Dekomposisi menjadi sulfur elementer dan

konversi arsen bervalensi 3 menjadi valensi 5 dapat dilakukan

dengan hembusan udara atau suatu kombinasi asidifikasi dengan

CO2 dan hembusan udara. Pemilihannya tergantung pada

persyaratan-persyaratan proses. Sulfur dapat dipisahkan dengan

filtrasi atau flotasi. Diagram alir proses kombinasi dapat


263

Gambar 12.13 Diagram Alir Proses Kombinasi Giammarco-Vetrocoke

Pada tahun 1971 telah dikemukakan suatu proses baru

dengan efisiensi pemisahan sulfur sampai dengan 98 % yang

dikenal sebagai proses Claus dengan dua tingkat pemisahan.

Setelah itu proses Claus dikembangkan lagi oleh Beavon dan

Vaeli untuk pemisahan sulfur sampai 99,9 % yang dikenal

sebagai proses Beavon. Reaksi yang terjadi pada suhu 2000 –

3000 oF adalah :

2 H2S + 3 O2 2 SO2 + 2 H2O

2 H2S + SO2 3 S + 2 H2O

Diagram alir proses Claus dan proses Beavon dapat dilihat pada

Gambar 12.14 dan Gambar 12.15.

264

Gambar 12.14 Diagram Alir Proses Claus

Gambar 12.15 Diagram Alir Proses Beavon

265


1. Jelaskan apa yang dimaksud dengan pengolahan tidak

regeneratif pada pemurnian produk/fraksi minyak dari

kotorannya !

2. Uraikan perbedaan 2 proses pengolahan tidak regeneratif

berdasarkan tabel berikut ini atau tabel yang anda buat

sendiri !

Proses Sederhana Proses

PolisulfidaJenis Umpan

??????

266


Senyawa yangdipisahkan

3. Perkirakanlah gas-gas hasil pembakaran fuel-oil dan buat

diagram alir sederhana proses penyerapan senyawa sulfur

dari gas hasil pembakaran tersebut !

4. Jelaskan mekanisme regenerasi pada pengolahan soda dengan

proses Steam-Solutizer. Lengkapi jawaban saudara dengan diagram

alir !

5. Berikan perbedaan pengolahan-pengolahan dengan solutizer pada

pengolahan dengan soda menurut tabel berikut atau tabel

yang anda buat sendiri.

Solutizer-Steam Solutizer-Tanin????????????????????


267


1. Jelaskan keuntungan dan kerugian proses-proses merkapsol

dan unisol pada pengolahan dengan soda !

2. Jelaskan keuntungan-keuntungan proses pengolahan dengan

asam sulfat!

3. Mengapa pada proses Nalfining, asam asetat anhidrid

diinjeksikan pada aliran minyak sesudah drier, bukan dicampur

dulu baru dipanaskan. Jelaskan jawaban saudara !

4. Jelaskan perbandingan antara proses asam sulfat dan asam

asetat pada pemurnian minyak !

5. Uraikan dan jelaskan mekanisme serta syarat-syarat

terjadinya penyerapan dengan adsorben lempung !

6. Buatlah perbandingan proses-proses pengolahan dengan

lempung berdasarkan tabel berikut atau tabel yang dibuat

sendiri !

Perkolasi Thermofor

Filtrasi Perkolasi

Efluen Alkilasi

Lempung Gray

Tipe Lempung Suhu Solven RegenerasiMinyak Umpan

7. Jelaskan dan uraikan perbedaan proses pemurnian antara

doctor sweetening dengan cooper sweetening !

8. Jelaskan keuntungan memakai inhibitor pada proses pemurnian

oksidasi sweetening !

268

1. Bland, W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum ProcessingHandbook. Mc-Graw Hill Book Co. New York.

2. Brady, J.D., June 1982. Particulate and SO2 Removal with WetScrubbers. Chem. Eng. Progress. Hal. 73 – 77.

3. Nelson, W.L., 1985. Petroleum Refinery Engineering. 4th ed. Mc

Graw Hill Book Co. Singapore.


269


GAS-GAS KILANG


Mahasiswa memahami proses-proses pembuatan dan pemurnian gas-

gas kilang sebagai produk ringan BBM.


1. Mahasiswa mampu menguraikan komponen-komponen pembentuk

gas kilang sebagai bahan bakar gas.

2. Mahasiswa mampu menjelaskan sistem recovery pengambilan

gas kilang dari unit utama kilang minyak.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme proses pencairan

gas kilang sehingga dihasilkan elpiji.

4. Mahasiswa mampu menjelaskan uraian proses pembuatan gas

elpiji berdasarkan diagram alirnya.

5. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme penarikan dan

pembuatan gas hidrogen sebagai produk samping kilang

minyak.

270

KEGIATAN BELAJAR XIII Jurusan

Teknik Kimia

6. Mahasiswa mampu menjelaskan salah satu proses pembuatan

hidrogen dalam kilang minyak berdasarkan diagram alirnya.

Lembar Informasi XIII : Gas-Gas Kilang

13.1 Pendahuluan

Metoda pemisahan ataupun pemekatan gas dari

produk-produk kilang yang umum dilakukan adalah : 1) absorpsi

gas menjadi cairan bertekanan rendah, 2) adsorpsi dalam

lempung atau karbon aktif, dan 3) fraksionasi tekanan tinggi

suhu rendah.

Dalam prakteknya, gabungan beberapa operasi tersebut dilakukan

untuk efisiensi dan pertimbangan ekonomi seperti absorpsi dan

fraksionasi.

Gas-gas yang dihasilkan dari proses pengilangan

terdiri dari :

271

KEGIATAN BELAJAR XIII Jurusan

Teknik Kimia

1. Gas ringan yang mengandung C1 dan C2 yang dikelompokkan

menjadi gas bakar kilang (refinery fuel gas),

2. Propan dan butan yang dapat dicairkan menjadi elpiji (LPG),

3. Gas-gas non-hidrokarbon seperti H2S, CO2, H2, SO2, S2 dan

sedikit C1/C2 yang dikelompokkan menjadi gas-gas buang (off-

gas atau tail-gas).

Unit-unit penghasil gas di dalam kilang adalah :

1. Gas Bertekanan Rendah yang berasal dari :

a. Unit-Unit Distilasi, baik distilasi atmosfir maupun

distilasi hampa.

b. Unit-Unit Perengkahan Katalis

2. Gas Bertekanan Tinggi berasal dari :

a. Unit-Unit Perengkahan Termis

b. Polimerisasi

Gas-gas yang bertekanan rendah dimasukkan ke dalam

kompresor sehingga tekanannya menjadi tinggi dan selanjutnya

diolah dalam unit stabilizer dan absorber. Proses-proses

tersebut dimaksudkan untuk memisahkan gas ringan C1 – C2

sebagai bahan bakar gas kilang (refinery fuel gas), dan komponen-

komponen propan dan butan sebagai bahan pembuatan gas cair

elpiji (LPG).

13.2 Gas Bakar Kilang

Bahan bakar gas yang biasa disebut dalam kilang

sebagai refinery fuel gas adalah gas ringan yang terdiri dari C1 –

C2 merupakan produk atas yang tidak terkondensasi dari unit-

unit distilasi dan perengkahan.

272

Sumber-sumber gas kilang (refinery fuel gas) yang tidak

terkondensasi berasal dari unit-unit 1) Distilasi atmosfir dan

distilasi hampa, 2) Perengkahan Termis, 3) Perengkahan

Katalis, 4) Polimerisasi, dan 5) Berasal dari puncak menara

absorber berupa gas-gas yang tidak terserap.

Umumnya gas-gas tersebut bertekanan rendah sekitar 1 - 5 psig.

Gas-gas yang bertekanan sedang selain untuk refinery

fuel gas, dikumpulkan dan dikirim ke unit kompresi gas untuk

menaikkan tekanannya menjadi 85 - 90 psig. Gas yang bertekanan

tinggi lalu dikirim ke unit-unit stabilizer dan absorber untuk

menyerap komponen propan dan butan sebagai bahan baku untuk

elpiji.

13.3 Gas Elpiji

Gas elpiji (LPG = Liquified Petroleum Gas) adalah gas

kilang yang dicairkan, mempunyai komposisi C3 dan C4 baik

secara sendiri-sendiri maupun secara bersama-sama. Jadi elpiji

adalah campuran propan dan butan yang berupa gas pada tekanan

atmosfir, tetapi menjadi cair pada tekanan tinggi dan diatur

tetap berupa cair pada waktu pengangkutan, pemasaran, dan

penggunaannya pada tekanan sedang.

Penggunaan yang utama elpiji adalah untuk pemanasan baik di

rumah tangga maupun di industri dan pertanian, untuk pembuatan

zat-zat kimia dan bahan baku petrokimia, dan untuk bahan bakar

kendaraan bermotor.

Secara terperinci keperluan elpiji untuk masing-

masing kelompok adalah sebagai berikut :

1. Untuk keperluan domestik dan pertanian, yaitu untuk :

a. Pemanasan / pendiangan rumah h. Sterilisasi

273

b. Memasak i. Pasteurisasi

c. Pemanasan j. Penyejuk hawa

(AC)

d. Refrigerasi k. Pemanasan kolam

renang

e. Insinerator l. Pengeringan

hasil panen

f. Pengeringan pakaian m.

Pengawetan tembakau

g. Pembakaran rumput liar n. Bahan bakar

truk/traktor

2. Untuk keperluan komersil, yaitu untuk :

a. Pemanggang roti e. Belanga timbal

b. Tungku meja (Hot plate) f. Pemanas kertas dinding

c. Ketel uap g. Pemanas ruangan

d. Penggorengan lemak-lemak gemuk.

3. Untuk keperluan industri, yaitu untuk :

a. Tungku batubara d. Pembangkit steam

b. Tungku porselen/keramik e. Pengecoran logam

c. Memproses tekstil f. Pabrik gelas

4. Untuk keperluan bahan baku Petrokimia, yaitu untuk

pembuatan :

a. Alkohol g. Komponen karet tiruan

b. Aldehida h. Asetat

c. Etilen dan etilen oksida i. Nitroparafin

d. Asam-asam organik j. Plastik

e. Deterjen k. Keton

f. Etilen glikol

5. Untuk pemakaian langsung sebagai zat kimia, yaitu :

274

a. Penarikan aspal dan lilin dalam industri minyak bumi

b. Menghilangkan lemak/gemuk dari produk makanan

c. Ekstraksi pelarut pada minyak tumbuh-tumbuhan

d. Pengontrol warna sabun

6. Untuk keperluan transportasi sebagai bahan bakar gas, untuk

mobil sedan, bus, truk, traktor, mobil boks.

7. Untuk keperluan utilitas, yaitu :

a. Pengkayaan kandungan panas (menaikkan Btu)

b. Standby gas

c. Distributor gas

13.3.1 Spesifikasi

Kebanyakan elpiji dipasarkan di bawah definisi dan

spesifikasi dari NGPA (Natural Gas Processors Association).

Menurut NGPA elpiji dipasarkan dalam 4 macam LPG komersil,

yaitu : 1) Propan Komersil, 2) Butan Komersil, 3) Campuran

Propan-Butan, 4) Propan HD-5.

Spesifikasi dan persyaratan elpiji tersebut dapat dilihat pada

Tabel 13.1, sedangkan menurut NGAA (Natural Gas Association of

America) persyaratan yang diperlukan/ spesifikasi untuk propan

komersil (elpiji C3) dan butan komersil (elpiji C4) adalah :

1. Mengandung propan/propilen atau butan/butilen minimum 95 %.

2. Tidak mengandung H2S,

3. Mempunyai hasil test negatif terhadap korosi

(copper strip) selama 3 jam pada suhu 122 oF,

4. Tidak mengandung air, dan

5. Diperkenankan mengandung total sulfur

maksimum 15 grain/100 cuft.

13.3.2 Propan Komersil

275

Propan ini merupakan produk hidrokarbon yang

dominan dengan propan dan / atau propilen dengan spesifikasi

sebagai berikut :

1. Tekanan uap tidak melebihi 210 psig pada 100 oF.

2. Titik didih 95 % tidak melebihi –37 oF pada tekanan 760

mmHg.

3. Residu harus melewati test terhadap bahan yang tidak mudah

menguap.

4. Kandungan sulfur mudah meguap tidak melebihi 15 grain/100

ft3 gas.

5. Senyawa korosif, tidak menimbulkan warna yang terpoles pada

test copper strip.

Tabel 13.1 Persyaratan Spesifikasi untuk LPG

Karakteristik PropanKomersil

ButanKomersil

CampuranC3/C4

PropanHD-5

Tekanan Uap, pada 100 oF,psig

210 70 200 200

Suhu Penguapan95 %, 1 atm, oF

-37 +36 +36 -37

Total sulfurmudahmenguap, %berat

0,02 0,02 0,02 0,015

Korosi, Custrip

< 1 < 1 < 1 < 1

Kekeringan Tidak adaair

Tidak adaair

Tidak adaair

Tidak adaair

Bau Level 2 Level 2 Level 2 Level 2Komposisi, %vol

C3 / C3= C4 / C4= C3 / C3= &C4 / C4=

90 % C3 5 % C3=

Dalam rangka membedakan bau gas elpiji dengan gas-

gas lain dan udara untuk keperluan pengangkutan maka gas

276

elpiji diberi bau dengan salah satu senyawa berikut : 1) etil

merkaptan 1 lb/10000 gal gas; 2) tiofena 1 lb/10000 gal gas :

atau 3) amil merkaptan 1,4 lb/10000 gal gas elpiji.

13.3.3 Penanganan Gas Elpiji

Gas elpiji disimpan dan dikirim pada tekanan sedang

sebagai cairan, yang digunakan pada suhu dan tekanan kamar

sebagai gas. Untuk maksud tersebut diperlukan tempat

penyimpanan khusus dan peralatan pengiriman (handling) dari

tempat pembuatan sampai ke konsumen. Meskipun demikian butan

dengan tekanan uapnya yang rendah ditangani secara tersendiri

(eksklusif) memerlukan tanki dengan tekanan design 250 psig.

Tanki-tanki yang demikian sangat cocok untuk propan komersil

ataupun butan komersil dan juga semua campuran propan-butan.

Tempat penyimpanan untuk skala besar bagi gas elpiji adalah di

bawah tanah di dalam rongga-rongga garam terlarut atau gua-gua

tambang, ataupun di atas permukaan tanah dalam tanki-tanki

bulat, atau horizontal, ataupun vertikal. Sistem pemipaan pada

pabrik besar dirancang untuk dapat menahan tekanan maksimum

yang menyertai gas elpiji.

Beberapa gas elpiji diangkut dalam pipa dari

tempat pembuatannya sebagai produk akhir, atau sebagai bahan

baku, atau sebagai campuran dengan minyak mentah atau gas

alam. Gas elpiji juga ditransportasikan dengan kapal tanker,

kapal tongkang, mobil tanki, tanki kontainer portabel, dalam

silinder kecil dengan berat 20 lb yang disebut kontainer

swalayan.

13.3.4 Proses Pembuatan Elpiji

277

Proses pembuatan elpiji dengan menggunakan bahan

baku gas-gas kilang atau gas alam yang berasal dari minyak

bumi (petroleum) secara komersil ada tiga macam, yaitu 1)

Proses Kompresi, 2) Proses Adsorpsi, dan 3) Proses Absorpsi.

1. Proses Kompresi

Proses kompresi jarang digunakan karena kurang

efektif dan merupakan proses tersederhana dibanding dengan

proses-proses lainnya. Proses ini dipergunakan untuk me-

recovery senyawa hidrokarbon cair dari gasnya. Pada proses ini

gas dari sumbernya didinginkan melalui cooler dan HE sehingga

terbentuk cairan.

Kondensat yang terbentuk dipisahkan dari gas yang

tak terkondensasi, lalu dikirim ke tank flash, sedangkan gasnya

diekspansi untuk digunakan sebagai pendingin pada HE.

Kondensat dari tanki flash dialirkan ke depropanizer dan

debutanizer untuk memisahkan C3 dan C4 dengan cara distilasi.

Dari puncak depropanizer keluar LPG-propan dan dari puncak

debutanizer keluar LPG-butan, sedangkan gasolin sebagai hasil

samping dikeluarkan dari bawah menara.

2. Proses Adsorpsi

Proses adsorpsi dipakai untuk me-recovery senyawa

hidrokarbon yang lebih berat dari etan dari gas-gas kilang

atau gas alam. Proses terdiri dari tiga step yaitu regenerasi,

pendinginan, dan adsorpsi. Pada proses ini, gas dari sumbernya

dibagi menjadi dua aliran, sebagian dialirkan ke adsorpsion cycle

dimana gas diadsorpsi dengan karbon aktif (dapat juga dipakai

silika gel, atau alumina gel) dan gas yang tidak terserap

278

digunakan sebagai media pendingin HE. Sebagian lagi gas dari

sumbernya dialirkan ke dalam cooling cycle untuk seterusnya masuk

ke dapur regenerasi dan ke tangki siklus regenerasi. Kemudian

gas didinginkan kembali dalam cooler dan HE. Kondensat yang

terbentuk dipisahkan dari gasnya di separator bertekanan

tinggi dan rendah. Gas yang berat dari etana di-recovery dan

bergabung dengan umpan segar gas. Kondensat yang terdiri dari

hidrokarbon cair, LPG gas, gasolin didistilasi di deproponizer

dan debutanizer sehingga didapatkan LPG propan dan LPG butan.

3. Proses Absorpsi

Proses ini adalah proses penyerapan hidrokarbon

yang lebih berat dari etan dengan penyerap minyak. Gas yang

terserap dipisahkan dari minyak di menara stripper untuk

selanjutnya didistilasi di menara depropanizer dengan produk

atas LPG propan dan di debutanizer dengan produk atas LPG

butan. Sebagai hasil samping proses ini adalah gasolin.


13.4 Gas Hidrogen

Keuntungan dalam pemurnian fraksi-fraksi minyak

bumi melalui proses pengolahan hidrogen telah dikenal semenjak

tahun 1930-an. Disebabkan karena kekurangan-kekurangan seperti

harga yang murah dan membutuhkan tekanan operasi yang tinggi

maka proses secara komersil tidak berkembang sampai dengan

pertengahan tahun 1950. Pada akhir-akhir ini kecenderungan

pengolahan ataupun pembuatan hidrogen dari hasil-hasil kilang

telah mengalami kenaikan, tidak hanya untuk meningkatkan

279

kualitasnya sebagai gas H2 tetapi juga untuk feedstock (bahan

baku) proses-proses perengkahan, reforming dan isomerisasi.

Stripper DepropanizerDrbutanizer

Lean Oil

LPG

C3 LPGC4

Gambar 13.1 Diagram Alir Pembuatan Gas Elpiji

13.4.1 Proses Pemurnian Hidrogen

Proses pemurnian hidrogen dipakai secara luas

untuk menyiapkan umpan reformer dan juga pada pengolahan

pendahuluan umpan perengkahan katalis. Diagram alir proses

dapat dilihat pada Gambar 13.2.

Pemurnian hidrogen sering dibenarkan untuk alasan-alasan

selain dari pembuatan bahan bakar yang unggul. Pada pengolahan

ini yield diperbaiki ; masalah limbah yang disebabkan oleh

merkaptan, fenol, dan tiofen hampir semuanya dihilangkan ;

280

Absorber

Um panGas

Gasolin

masalah korosi oleh sulfur, sianida dan asam-asam organik

dapat dikurangi. Katalis yang umum dipakai ialah kobal

molibdat dalam carrier alumina. Regenerasi katalis dilakukan

pada suhu 700 – 1200 oF menggunakan udara dengan steam atau flue-

gas. Umur katalis sekitar 2 - 5 tahun. Suhu masuk reaktor 400

- 850 oF pada tekanan 50 – 1500 psig. Space velocity 0,5 – 20

v/hr/v. Konsumsi hidrogen untuk pengolahan ini biasanya di

bawah 200 scf per barel umpan.

Unit pemurnian hidrogen komersil pada awalnya

diinstalasi oleh Esso Standard Oil Co pada tahun 1930-an. Pada

perang dunia kedua pembangunan unit ini disponsori oleh Humble

Oil & Refining Co, dan Shell Development Co. Pertumbuhan yang

pesat pemurnian hidrogen ini dimulai pada pertengahan tahun

1950-an dan telah menyebar ke seluruh industri pengilangan

minyak bumi.

Recycle Gas Vent-Gas

Off-Gas dari Reformer (50 - 90 % H2)

Reaktor

UmpanStripper Minyak Heater

Steam

Separator Treated Product

281

Gambar 13.2 Diagram Alir Proses Pemurnian Hidrogen

Macam-macam proses pemurnian hidrogen :

1. Proses Unifining 11. Proses

Hidrogen-Diolefin

2. Proses Hydrofining 12. Proses

Persiapan Umpan Phillips

3. Proses Ultrafining 13. Proses

Platreating

4. Proses Hirodesulfurisasi Fasa Uap 14. Proses

Hydrodesulfurisasi Kellogg

5. Proses Hidrodesulfurisasi Trickle 15. Proses Hydrobon

6. Proses Hidrodesulfurisasi Sinclair 16. Proses

Desulfurisasi Kobal-Molibdat

7. Proses Diesulforming 17. Proses CHD

8. Proses Hydropretreating Houdry 18. Proses

Hydrotreating Texaco

9. Proses Autofining 19. Proses

Gulfining

10. Proses Hydrofingin BP 20. Proses

Ferrofining

1. Proses Unifining

Proses ini dilisensi bersama-sama oleh Union Oil of

California dan UOP Co adalah suatu proses katalis unggun tetap

yang regeneratif untuk menarik sulfur dan hidrogenat dari

minyak-minyak distilat dengan jarak didih tertentu.

Kontaminasi logam-logam, senyawa-senyawa nitrogen, dan

senyawa-senyawa oksigen dihilangkan bersama dengan sulfur.

282

Katalis yang digunakan adalah kobal-molibdat-alumina yang

dapat diregenerasi secara in-situ dengan steam dan udara.

Kondisi operasi 500 - 800 oF dan 300 - 800 psig. Unit pertama

telah dipasang pada kilang United Refining Co di Pennsylvania

(Lisensi Union) dan pada kilang Standard Oil Co di Ohio

(lisensi UOP) pada tahun 1954.

2. Proses Hydrofining

Proses ini dilisensi oleh Esso Research and

Engineering Co merupakan suatu proses katalis unggun tetap

yang regeneratif, untuk menarik sulfur dan hidrogenat, serta

memperbaiki katalis umum produk-produk kilang dari gas sampai

lilin. Katalis yang dipakai adalah kobal dan molidenum oksida

dalam alumina sebagai support yang dapat diregenerasi in-situ

dengan campuran udara dan steam atau flue-gas pada 650 - 750oF. Regenerasi memerlukan waktu sekitar 1 - 4 hari. Umur

katalis sekitar 2 tahun. Kondisi operasi 400 - 800 oF dan 50 -

800 psig. Konsentrasi hidrogen dijaga di atas 50 % dan bebas

CO untuk menjaga aktifitas katalis. Unit pertama hydrofiner

dioperasikan pada kilang Esso Standard Oil Co di New Jersey

pada tahun 1950 untuk mengolah lilin.

3. Proses Ultrafining

Proses ini dilisensi oleh Standard Oil Co

merupakan suatu proses katalis unggun tetap yang regeneratif

untuk menarik sulfur dan hidrogenat dalam produk kilang dari

nafta sampai ke minyak pelumas. Katalis yang digunakan adalah

kobal-molibdat dalam alumina yang dapat diregenerasi in-situ

menggunakan campuran udara dan steam. Regenerasi memerlukan

283

waktu 10 - 20 hari dan dapat diulangi lagi sebanyak 50 - 100

kali untuk satu batch katalis. Umur katalis 2 - 5 tahun

tergantung dengan umpan minyak. Kondisi operasi sekitar 600 -

800 oF dan 200 - 1500 psig. Proses ini menggunakan umpan gas

buang reformer mengandung 70 % mol H2 pada kecepatan 500 -

4000 scf/bbl. Proses ini pertama kali dilisensi untuk

perusahaan Great Northern Oil Co untuk dipakai pada kilangnya

yaitu Pine Bend Refinery di St. Paul–Minnesota pada tahun

1955.

4. Proses Hidrodesulfurisasi Fasa Uap

Proses ini adalah proses katalis unggun tetap yang

regeneratif untuk menarik sulfur dan hidrogenat dari produk

nafta dengan titik didih maksimum 500 oF. Olefin dapat

dijenuhkan tanpa hidrogenasi aromatik. Proses ini tidak lama

digunakan secara komersil. Katalisnya adalah wolfram-nikel

sulfida yang dapat diregenerasi dengan udara dan steam lalu

diikuti oleh sulfidasi dengan H2S untuk memulihkan aktifitas

katalis menjadi sempurna. Kondisi operasi 450 – 700 oF dan 500

- 750 psig. Kecepatan gas adalah 6000 scf H2 per barel minyak.

Unit ini pertama kali di instalasi pada kilang Shell Oil Co di

Dominiquez-California pada tahun 1944.

5. Proses Hidrodesulfurisasi Trickle.

Proses ini dilisensi oleh Shell Development Co

merupakan suatu proses hidrogenasi katalis unggun tetap untuk

memisahkan sulfur, nitrogen, dan kontaminan logam dari

distilat menengah, umpan perengkahan katalis, dan sebagainya.

Katalis yang dipakai umumnya kobal-molibdat atau nikel-

284

molibdat dalam alumina yang kedua-duanya dapat diregenerasi

in-situ dengan campuran steam dan udara. Kondisi operasinya

600 - 800 oF dan tekanan berjarak antara ratusan sampai 1500

psig. Kilang minyak Shell Refining and Marketing Co Ltd di

Stanlaw-Inggris pertama kali memakai proses ini pada tahun

1955.

6. Proses Hidrodesulfurisasi Sinclair

Proses ini merupakan suatu proses katalis unggun

tetap yang regeneratif menggunakan katalis yang dikembangkan

oleh Sinclair Research Laboratories untuk memisahkan sulfur,

nitrogen, oksigen, dan kontaminan logam dari produk-produk

kilang. Katalisnya adalah kobal-molibdat dalam alumina.

Regenerasi katalis hingga mencapai aktifitas semula memerlukan

waktu 24 - 72 jam dengan campuran udara dan steam. Kondisi

operasinya 580 - 750 oF dan tekanan 200 - 800 psig. Kecepatan

minimum untuk recycle hidrogen adalah 500 - 5000 scf per barel

umpan. Proses ini menggunakan gas buang dari reformer yang

mengandung hidrogen 65 %. Unit pertama beroperasi pada kilang

Sinclair Refining Co di Marcus Hook-Pennsylvania pada tahun

1955.

7. Proses Diesulforming

Proses ini adalah proses katalis unggun tetap yang

regeneratif untuk menarik sulfur dan meningkatkan kualitas

produk kilang nafta, distilat menengah dan gas-oil. Katalis

yang digunakan adalah molibdenum berbentuk pelet yang dapat

diregenrasi in-situ dengan campuran udara dan steam. Aktifitas

dipulihkan kembali dalam waktu 2 - 3 hari. Kondisi operasinya

285

650 – 800 oF dan tekanan 450 - 550 psig. Kecepatan

minimum daur ulang hidrogen adalah 5000 scf per barel umpan.

Untuk proses yang efektif maka konsentrasi hidrogen dalam

aliran gas adalah 50 % mol, apabila lebih rendah akan

menyebabkan turunnya aktifitas desulfurisasi. Proses ini

pertama kali dipakai dalam operasi pada kilang Husky Oil Co di

Wyoming pada tahun 1953.

8. Proses Hydropreating

Proses ini dilisensi oleh Houdry Process and

Chemical Co dimana proses ini disebut juga sebagai proses

Houdry Guard Case (biasanya bergabung dengan unit

Houdriformer). Proses ini adalah proses katalis unggun tetap

yang tidak regeneratif untuk menarik sulfur dan hidrogenat

dari stok minyak yang berasal dari reforming katalis. Katalis

yang dipakai semuanya buatan Houdry, apakah katalis

Houdriforming yang mengandung platina atau kobal molibdenum

dalam alumina. Kondisi operasinya 700 – 755 oF dengan space

velocity tinggi 5 - 10 v/hr/v. Hidrogen yang diproduksi dalam

Houdriforming (600 - 1000 cuft/bbl) cukup memuaskan untuk

proses ini. Unit pertama Hydropretreating untuk membersihkan

umpan Hydroformer telah diinstalasi pada kilang The Crown

Central Petroleum Corp di Houston–Texas pada tahun 1955.

9. Proses Autofining

Proses ini dilisensi oleh British Petroleum Co Ltd

merupakan suatu proses desulfurisasi katalis unggun tetap

untuk mengolah stok minyak yang mengandung sulfur tinggi dari

286

gasolin sampai gas-oil. Katalis yang digunakan adalah kobal-

oksida molibdat dalam alumina yang dapat diregenerasi in-situ

pada 800 oF dengan steam-udara atau campuran gas inert dan

udara. Lamanya katalis beroperasi tergantung pada jenis umpan

yaitu bervariasi dari 200 sampai 1000 jam. Umur katalis

diperkirakan sampai 4 tahun. Suhu operasi 700 – 800 oF dan

tekanan 50 - 200 psig dikontrol untuk memberikan hidrogen yang

cukup dengan cara dehidrogenasi umpan naften untuk meng-

konversi sulfur menjadi H2S. Proses ini tidak memerlukan

hidrogen dari luar. Hidrogen berlebih dalam gas (mengandung H2

80 %) didaur ulang ke dalam zona desulfurisasi. Unit

Autofining komersil yang pertama diinstalasi pada kilang

Llandarcy Refinery of National Oil Refineries Ltd di Wales-

Inggris pada tahun 1952 dan pada kilang BP yang lain di Aden

(Jazirah Arab) pada tahun 1954.

10. Proses Hydrofining

Proses ini dikembangkan oleh British Petroleum Co

Ltd merupakan suatu proses hidrogen unggun tetap yang

regeneratif dirancang untuk menarik sulfur dari virgin gas-oil

atau blending antara virgin gas-oil dan cycle-oil hasil

perengkahan katalis dengan sedikit atau tanpa pemecahan

molekul. Katalisnya adalah kobal-molibdenum oksida dalam

alumina berbentuk pelet yang dapat diregenerasi dalam 24 jam

dengan campuran steam-udara pada suhu 800 - 1100 oF. Kondisi

operasi 760 - 790 oF dan 500 - 1000 psig. Proses pertama

beroperasi pada kilang Australia Petroleum Refinery Ltd di

Kwinana Australia Timur pada tahun 1955.

287

11. Proses Hidrogenasi Diolefin

Proses ini merupakan proses katalis unggun tetap

yang dapat diregenerasi untuk hidrogenasi diolefin menjadi

mono-olefin dalam umpan alkilasi. Katalisnya berupa pelet

nikel sulfida dalam alumina dan dapat diregenerasi in-situ

pada 750 oF dengan campuran udara dan steam, diikuti oleh

proses sulfidasi dengan H2S untuk memulihkan aktifitas

katallis menjadi sempurna kembali. Kondisi operasinya 480 –

660 oF pada 15 - 150 psig menggunakan nisbah hidrogen-minyak 1

: 1 dan space velocity 2 - 8 v/hr/v. Gas buang dari reformer

merupakan sumber gas hidrogen. Proses ini dilisensi oleh Shell

Development Co tetapi belum diaktifkan. Unit pertama

beroperasi pada kilang Shell Refining & Marketing Co di

Stanlaw-Inggris pada tahun 1949.

12. Proses Persiapan Umpan Phillips

Proses ini dilisensi oleh Phillips Petroleum Co

merupakan proses pemurnian hidrogen untuk menarik sulfur,

menjenuhkan olefin, dan memperbaiki stabilitas warna minyak

nafta dan kerosin. Katalis yang digunakan adalah tipe

molibdenum.

13. Proses Platreating

Proses ini dilisensi oleh UOP Co merupakan

hidrogenasi untuk menyuling konsentrat aromatik sehingga

benzen murni dan toluen dapat di-recover. Operasi proses ini

bergabung dengan proses Platforming dan Udex. Unit pertama

telah diinstalasi pada kilang Roosevelt Oil & Refining Corp di

Mt. Pleasant-Michigan pada tahun 1953.

288

14. Proses Hidrodesulfurisasi Kellogg

Proses ini dilengkapi oleh M.W. Kellogg Co

merupakan proses pemurnian hidrogen yang pada mulanya

dirancang untuk menarik sulfur dan membersihkan umpan

reforming katalis. Pada saat ini umpan yang dapat diolah

berupa nafta virgin maupun nafta rengkahan, kerosin, stok

diesel, furnace-oil dan vacuum gas-oil. Sulfur, nitrogen,

oksigen, dan senyawa-senyawa logam dipisahkan, dan olefin

dijenuhkan untuk memperbaiki warna dan stabilitasnya. Katalis

yang dipakai adalah kobal-molibdat dalam alumina. Umpan minyak

dan hidrogen masuk reaktor pada suhu 650 – 800 oF dan tekanan

350 - 1000 psig. Kecepatan gas recycle adalah 400 - 3000 scf

per barel minyak. Unit pertama beroperasi dalam kilang Pure

Oil Co di Newark-Illinois pada tahun 1956 untuk mengolah umpan

reformer.

15. Proses Hydrobon

Nama hydrobon diberikan kepada proses hidrogenasi

katalis UOP sebelum pengaturan proses ini dibuat bersama

dengan Union Oil Co of California untuk dilisensi di bawah

nama Unifining. Unit yang dilisensi oleh UOP di bawah nama

Hydrobon adalah untuk kilang Standard Oil Co of Ohio di Lima-

Ohio yang beroperasi pada tahun 1954.

16. Proses Desulfurisasi Kobal-Molibdat

Proses ini dikembangkan oleh Union Oil of

California dan menjadi bagian dari paten yang disusun UOP Co

untuk dilisensi bersama menjadi Unifining. Katalis yang

289

dipakai oleh Union untuk Unifining berbeda dimana katalis ini

mengandung silika. Unit pertama proses hidrogen di bawah

lisensi Union untuk kilang United Refining Co beroperasi mulai

tahun 1954.

17. Proses CHD

Proses ini dikembangkan dan dipakai oleh Mobil Oil

Co pada kilangnya sendiri. Proses ini meliputi pengolahan

pendahuluan baik terhadap nafta (straight-run dan thermal)

untuk umpan reformer maupun untuk desulfurisasi dan

stabilisasi komponen-komponen sour untuk kerosin, minyak

diesel, dan minyak bakar. Akhir-akhir ini proses ini

diidentifikasi sebagai proses Sovafining.

18. Proses Hydrotreating Texaco

Proses ini dikembangkan oleh Texaco Inc dan

diinstalasi pada 2 buah perusahaan

pengilangan untuk desulfurisasi distilat hasil perengkahan

katalis dan gasolin rengkahan berat.

19. Proses Gulfining

Proses ini merupakan proses pemurnian hidrogen

yang dikembangkan dan dipakai sendiri oleh Gulf Research &

Development Co untuk meningkatkan kualitas distilat-distilat

(straight-run dan rengkahan) dan minyak-minyak bakar dengan

cara mereduksi kandungan sulfur dan memperbaiki residu karbon,

warna, dan stabilitas, diikuti dengan menaikkan sedikit oAPI.

Proses ini meliputi reaksi antara hidrogen dengan distilat

minyak bakar (fuel-oil) pada 600 – 800 oF pada 600 psig karena

290

adanya suatu katalis yang tidak diidentifikasi. Dua unit

pertama dibangun oleh Gulf Oil Co beroperasi pada kilangnya di

Port Arthur Texas pada tahun 1957.

20. Proses Ferrofining

Proses ini dikembangkan oleh British Petroleum Co

Ltd merupakan suatu proses pengolahan hidrogen menengah untuk

mengolah minyak-minyak distilat dan pelumas. Katalisnya

terdiri dari 3 komponen berbasis alumina dengan umur

diharapkan lebih dari 2 tahun. Konsumsi hidrogen rendah rata-

rata 25 scf per barel umpan. Proses ini tidak memerlukan

recycle gas karena hidrogen dari reformer cukup memuaskan.

Unit komersil pertama beroperasi pada kilang SFBP di Dunkirk

Perancis pada tahun 1961.

13.4.2 Proses Pembuatan Hidrogen

Pada tahun-tahun terakhir ini terdapat

kecenderungan untuk meningkatkan proses hydrotreating terhadap

produk kilang tidak hanya untuk meningkatkan kualitas produk

tersebut tetapi juga untuk pemurnian umpan suatu proses.

Kebanyakan hidrogen untuk proses-proses tersebut di-recovery

dari gas buang reforming katalis yang merupakan sumber

utamanya dalam kilang minyak bumi. Apabila hidrogen dari

reforming nafta tidak mencukupi, maka proses pembuatan

hidrogen yang tidak tergantung pada kilang minyak harus

digunakan. Banyak hidrogen dari luar kilang dibuat baik dengan

proses reforming metan ataupun dengan proses oksidasi parsial.

291

Perkembangan yang terahir juga memungkinkan orang-

orang kilang mengolah gas-gas buang (vent-gas dan off-gas) dan

gas-gas recycle untuk mengambil hidrogen yang selama ini

dibuang atau dibakar pada furnace dan flare. Metoda purifikasi

hidrogen dirancang untuk membersihkan hidrogen dengan

kemurnian 95 %. Cara ini dapat dilakukan dengan proses gas

sintesis melalui shift converter dan penyerapan CO2. Proses

purifikasi yang mutakhir meliputi penyerapan (scrubbling)

dengan larutan amin, amoniak cair, atau larutan kaustik.

Demikian juga purifikasi dan absorpsi fraksi-fraksi minyak

pada suhu rendah dan dipelajari secara intensif untuk dipakai

pada pembersihan gas hidrogen.

Macam-macam proses pembuatan hidrogen :

1. Proses Reforming Steam-Metan.

2. Proses Reforming Steam-Nafta.

3. Proses Gas Sintesa Texaco.

4. Proses Gasifikasi Shell.

5. Proses Hypro.

1. Proses Reforming Steam-Metan

Proses ini merupakan proses katalis kontinyu yang

telah digunakan selama beberapa dekade untuk membuat hidrogen.

Pada awalnya paten proses ini diberikan kepada Mittasch and

Schneider pada tahun 1915 dan kemudian diberikan kepada BASF

(Badische Anilin & Soda Fabrik). Proses kontinyu secara

komersil yang pertama diinstalasi pada tahun 1930-1931 pada

kilang Standard Oil Co di Bayway-New Jersey. Umpan yang

dipakai adalah gas alam, gas kilang, dan hidrokarbon cair

dengan reaksi sebagai berikut :

292

CH4 + H2O CO + 3 H2

Gas hidrokarbon berat bereaksi sebagai berikut :

CnHm + n H2O n CO + (0,5 m + n) H2

Diagram alir proses dapat dilihat pada Gambar 13.3. Kondisi

operasi pada suhu tinggi 1350 - 1550 oF, tekanan keluar

umumnya lebih dari 400 psig.

Gambar 13.3. Diagram Alir Pembuatan H2 Proses Steam-Metan

2. Proses Reforming Steam-Nafta

Proses ini adalah proses katalis kontiyu untuk

membuat hidrogen sama dengan proses reforming steam-metan yang

menggunakan hidrokarbon cair sebagai umpan. Berbagai macam

nafta dalam gasolin berjarak didih lebar telah berhasil

digunakan, termasuk umpan yang mengandung aromatik 35 %.

Diagram alir sederhana dapat dilihat pada Gambar 13.4.

Dapur

293

Desulfurisasi H2 Reforming Fasa Cair

ke Unit Converter dan

Vaporizer Steam Absorber

Umpan Desulfurisasi Nafta Fasa Uap

Gambar 13.4 Diagram Alir Reforming Steam-Nafta

3. Proses Gas Sintesis Texaco

Proses ini merupakan proses kontinyu tanpa katalis

untuk membuat hidrogen melalui oksidasi parsial hidrokarbon

gas atau cair (fuel-oil, gas alam). Diagram alir proses ini

dapat dilihat pada Gambar 13.5. Suhu reaktor berkisar antara

2000 - 2700 oF, tekanan dari 1 atm sampai lebih dari 1500

psig. Suhu preheater sekitar 1200 oF tergantung pada komposisi

umpan. Kebutuhan oksigen adalah 250 - 270 cuft per mcf gas

sintesis. Yield hidrogen di dalam crude-gas dari reaktor

dengan umpan gas alam adalah sekitar 60 %, sedangkan dari

umpan fuel-oil berat sekitar 45 %. Kandungan hidrogen didalam

gas sintesa dinaikkan menjadi 92 – 98 % dengan shift

converter.

4. Proses Gasifikasi Shell

Proses ini merupakan proses kontinyu non-katalis

untuk merubah umpan hidrokarbon menjadi suatu campuran gas

yang kaya hidrogen dengan oksidasi parsial dalam suatu reaktor

yang dirancang khusus. Umpan hidrokarbon dan oksidan

294

dipanaskan secara terpisah dan dicampur dalam ruang pembakaran

dimana sebagian umpan terbakar dan sisanya direngkah secara

termis oleh panas pembakaran. Produk rengkahan kemudian

bergabung dengan produk pembakaran membentuk campuran gas

akhir. Suhu reaktor berkisar 2000 – 2700 oF tergantung pada

oksidan yang dipakai (udara atau oksigen) dan produk gas yang

diingini. Diagram alir proses ini dapat dilihat pada Gambar

13.6.

Saturator/

Preheater AirScrubber

Gas Alam/ Fuel-Oil

Shift

Converter Oksigen

Ke Unit Pemurnian

Steam Steam Generator

Ke SistemQuench Water

Pemisah Karbon

295

text

text

text

Gambar 13.5. Diagram Alir Proses Gas Sintesis Texaco

Steam Penangkap

Steam Karbon Gas Sintesis

Umpan WHB

Gas Cooler Scrubber

Udara atau O2 ReaktorKarbon

Air Slurry A i r

Separator Karbon

Gambar 13.6.Diagram Alir Proses Gasifikasi Shell.

5. Proses Hypro

Proses ini merupakan proses kontinyu menggunakan

katalis untuk memproduksi hidrogen dari gas buang kilang atau

gas alam. Proses ini dilisensi oleh UOP Co. Proses ini

dirancang baik untuk me-recovery hidrogen dalam gas buang

kilang maupun untuk meng-konversi gas alam menjadi hidrogen

mengikuti reaksi dekomposisi sebagai berikut :

CH4 C + 2H2

Hidrogen dilepaskan dari karbon padat dengan pemisahan fasa

pada kemurnian sekitar 93 % vol atau lebih. Diagram alir

proses ini secara sederhana dapat dilihat pada Gambar 13.7.

Kebutuhan panas pada proses ini sangat rendah hanya untuk

296

text

konversi, karena karbon yang terbakar hasil dari reaksi akan

memasok energi masuk yang diperlukan, sehingga steam tidak

diperlukan untuk mengontrol reaksi.

Hidrogen

Gas Alam atau Reaktor Gas Kilang CO & CO2

Udara

Katalis Regenerator

Gambar 13.7. Diagram Alir Proses Hypro

13.4.3 Proses Dehidrogenasi

Proses dehidrogenasi merupakan suatu proses untuk

membagi hidrogen dari suatu hidrokarbon atau campuran

hidrokarbon, baik dengan cara termis maupun dengan katalis.

Dehidrogenasi termis telah digunakan secara luas dengan umpan

gas-gas etan, isobutan, dan sebaganya untuk situasi kilang

yang khusus. Proses ini kurang selektif dibandingkan dengan

dehidrogenasi katalis dan cenderung membentuk molekul-molekul

ringan yang lebih disukai dalam bentuk olefin. Kondisi operasi

berjarak dari 1400 - 2200 oF dan 5 - 50 psig. Dehidrogenasi

katalis telah berkembang pada akhir-akhir ini dalam

memproduksi bahan dasar (dalam hal ini butadien) untuk karet

297

sintetis, resin, dan produk petrokimia lainnya. Proses ini

adalah selektif dengan katalis yang terdiri dari oksida logam

dengan support keramik atau basis alumina. Suhu operasi

berjarak antara 932 – 1380 oF dengan tekanan sekitar 1 atm.

Siklus operasinya singkat dan katalis harus seringkali

diregenerasi dengan udara pada suhu 1100 – 1400 oF.

Aplikasi utama proses ini selama perang dunia

kedua adalah untuk memproduksi tambahan umpan olefin bagi

proses alkilasi. Disebabkan karena pembaharuan interes

terhadap alkilasi bensin motor maka perhatian ditujukan

kembali kepada proses dehidrogenasi untuk menyiapkan umpan

olefin dari gas-gas jenuh. Kenyataan lain yang penting adalah

hidrogen dapat diperoleh sebagai produk samping pada kemurnian

sekitar 80 %.

Macam-macam proses dehidrogenasi yang penting adalah :

1. Proses Catadiene.

2. Proses Dehidrogenasi UOP.

1. Proses Catadiene

Proses ini dilisensi oleh Houdry Process Corp,

merupakan suatu proses katalis yang kontinyu untuk

dehidrogenasi hidrokarbon ringan menjadi mono olefin atau di-

olefin. Untuk memproduksi mono-olefin digunakan suhu operasi

sekitar 1050 – 1100 oF pada tekanan 1 atm, sedangkan untuk

membuat di-olefin digunakan suhu yang lebih tinggi dan tekanan

yang lebih rendah dari atmosfir. Katalis yang digunakan tipe

khrom oksida–alumina (Cr2O3 - Al2O3). Proses bersifat

endotermis dan perpindahan panas dihapuskan dalam reaktor.

Kapasitas panas pada unggun katalis dikontrol dengan

298

menggunakan material inert berbentuk granular yang menyertai

katalis aktif. Apabila proses beroperasi untuk memproduksi

butadien maka butadien diekstrak dari efluen reaktor,

sedangkan yang tinggal dalam potongan butan-butadien di-

recycle. Diagram alir proses dapat dilihat pada Gambar 13.8.

Pabrik komersil pertama dioperasikan selama perang dunia kedua

oleh Sun Oil Co pada kilang Toledo & Standard Oil Co of

California di El Segundo.

Gambar 13.8 Diagram Alir Proses Catadiene

2. Proses Dehidrogenasi UOP

Proses ini merupakan proses katalis yang kontinyu

untuk mengubah C2 - C5 menjadi olefin. Katalisnya adalah khrom

oksida dalam alumina. Umpan berupa butan dipanaskan dari 930 –

1380 oF lalu dilewatkan ke dalam catalyst chamber pada tekanan

10 - 50 psi dengan recycle dan kondisi optimum maka olefin

diperoleh pada konversi 90 – 95 %, karena reaksi eksotermis

299

maka suhu katalis harus dikontrol secara hati-hati. Dua buah

atau lebih rekator dipakai untuk siklus reaksi dan regenerasi.

Efluen dari reaktor didinginkan dan dikompresi sebelum gas-gas

ringan (C1 - C3 & H2) dipisahkan dari butan-butadien.

Fraksionasi digunakan untuk memisahkan recycle butan. Diagram


Siklus operasi proses ini singkat sekitar 1 jam.

Kontaminan katalis utamanya adalah kokas (coke). Senyawa-

senyawa sulfur dan CO secara material tidak mempengaruhi

katalis. Katalis dapat diregenerasi sebanyak 2000 kali.

Gas Regenerator

C1-C3

&H2

Reaktor & Regenerator

Umpan Separator

CoolerProduk

300

Gas Regenerator Kompresor

Recycle Butan dari Fraksionator

Gambar 13.9 Diagram Alir Proses Dehidrogenasi UOP


1. Jelaskan dan uraikan cara-cara pengambilan gas kilang yang

dihasilkan dari puncak suatu unit pengolah minyak sehingga

dapat dimanfaatkan untuk keperluan kilang !

301


2. Jelaskan dan uraikan unit pembuat elpiji yang ada pada

salah satu kilang Pertamina. Lengkapi jawaban saudara

dengan diagram alir sederhana proses tersebut !

3. Uraikan perbedaan prinsip elpiji di Indonesia dengan elpiji

yang ada di pasar Internasional !

4. Jelaskan dan uraikan persyaratan yang diperlukan dalam

penanganan (handling) gas elpiji !

302



1. Jelaskan dan uraikan perbedaan ketiga proses pembuatan

elpiji. Lengkapi jawaban saudara dengan keuntungan dan

kerugian masing-masing proses beserta alasan-alasannya !

2. Jelaskan dan uraikan tujuan mengapa dilakukan proses

hydrotreating untuk umpan reforming !

3. Identifikasi perbedaan antara proses unifining dan proses

ultrafining berdasarkan tabel berikut ini atau tabel yang

anda buat sendiri !

Unifining UltrafiningKondisi Operasi : T &PTipe KatalisUmur KatalisRegenerasi Katalis

4. Jelaskan peranan gas hidrogen bagi suatu kilang minyak

bumi !

5. Jelaskan perbedaan antara proses reforming steam–metan

dengan proses reforming steam-nafta pada pembuatan gas

hidrogen !

Reforming Steam-Metan

Reforming Steam-Nafta

Kondisi Operasi(p,T)Tipe KatalisFasa Raksi

??????

6.a. Jelaskan maksud dan tujuan proses dehidrogenasi !

303

b. Uraikan perbedaan antara proses dehidrogenasi katalis

dan proses dehidrogenasi termis ditinjau dari keuntungan

dan kerugian masing-masing proses.

1. Anonim, April 1970. 90 lbs Gas Compression Plant. PTSI FlowPlant. Sei Gerong. Sumatera Selatan.

2. Bland, W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum ProcessingHandbook. Mc-Graw Hill Book Co. New York.

3. Kirk, RE. and Othmer, DF. 2000. Encyclopedia of ChemicalTechnology. John-Wiley and Sons Corp. New York.




304


G A S A L A M


Mahasiswa memahami dua macam gas alam yang terdapat bersama

minyak bumi maupun yang terdapat tanpa adanya minyak bumi.


1. Mahasiswa mampu menguraikan langkah-langkah pencairan gas

alam dari reservoir yang tidak mengandung minyak.

2. Mahasiswa mampu menjelaskan diagram alir proses pencairan

gas alam berdasarkan sumber asalnya.

3. Mahasiswa mampu menjelaskan proses pembuatan gas alam

sintesis dari fraksi nafta.

305

KEGIATAN BELAJAR XIV Jurusan

Teknik Kimia

4. Mahasiswa mampu menjelaskan mekanisme reaksi pembentukan

gas alam sintesis berdasarkan pemecahan molekul hidrokarbon

yang berasal dari minyak mentah.

Lembar Informasi XIV : G a s A l a m

14.1 PENDAHULUAN

Tujuan pokok dari perusahaan penambangan minyak adalah

mencari dan memproduksi minyak bumi, sedangkan gas alam yang

didapat bersama dengan minyak ataupun yang terdapat sendiri-

sendiri pada awalnya belum mendapatkan perhatian. Kemajuan

teknologi dan meningkatnya kebutuhan akan penggunaan gas untuk

keperluan yang beragam, maka gas alam menjadi barang tambang

yang diminati untuk diolah, apalagi setelah makin menipisnya

306

KEGIATAN BELAJAR XIV Jurusan

Teknik Kimia

persediaan minyak bumi dan harganya yang makin tinggi. Karena

semakin pesatnya kebutuhan dan usaha untuk mengatasi krisis

energi maka pengadaan gas alam tidak hanya melalui hasil

tambang, tetapi juga pemanfaatan gas gas kilang maupun fraksi-

fraksi nafta dan minyak mentah yang diolah menjadi gas-gas

yang menyerupai gas alam disebut sebagai SNG (Substitute Natural

Gas atau Synthetic Natural Gas)

Pemanfaatan gas alam dapat dikelompokkan

berdasarkan produk akhirnya adalah sebagai berikut :

1. Sebagai bahan energi

2. Sebagai bahan baku, bagi keperluan industri petrokimia

3. Sebagai bahan pembantu, pada industri semen dan baja

4. sebagai sarana produksi pada lapangan penambangan minyak

dan gas bumi, untuk gas pengangkat (Gas Lift) dan untuk

pembangkit tenaga listrik.

14.2 GAS ALAM CAIR (LNG & NGL)

Secara garis besar gas alam yang ditambang dari

dalam perut bumi ditemukan dalam tiga bentuk yaitu :

1. Gas terlarut (dissolved gas) yaitu fraksi ringan dari senyawa-

senyawa hidrokarbon yang terlarut dalam minyak

2. Gas ikutan (associated gas) adalah gas yang berasal dari

reservoir minyak, termasuk kondensat (natural gasoline) dan

solution gas

3. Gas dalam bentuk non-associated gas, yaitu gas yang berasal

dari reservoir gas yang tidak mengandung minyak

Dari ketiga gas tersebut, non-associated gas merupakan

konstituen utama dan bisa terdapat dalam jumlah yang besar

sekali.

307

Gas alam adalah merupakan campuran dari fraksi-fraksi

hidrokarbon dan komposisinya berbeda-beda. Analisis dua jenis

gas alam tersebut dapat dilihat pada Tabel 14.1 yang

menunjukkan perbedaan kadar C3 (propan komponen berat)

Table 14.1 Contoh Analisis Gas Alam

Komponen Associated Gas, % mol

Non-associated Gas, % molBertekanan

RendahBertekananTinggi

C1 27,52 71,01 91,25C2 16,34 13,09 3,63C3 29,18 7,91 1,37

i-C4 5,37 1,68 0,31n-C4 17,18 2,09 0,44i-C5 2,18 1,17 0,16n-C5 1,72 1,22 0,17C6

+ 0,51 1,83 2,69Sumber : Makalah Konvensi ke-1 BKK-PII,1987

Gas alam di daerah Sumatera Selatan mempunyai komposisi

hidrokarbon seperti terlihat pada Tabel 14.2 dan Tabel 14.3.

Tabel 14.2 Komposisi Hidrokarbon dari Sumur PTSIKomponen Minyak Bumi,

% molGas Kondensat,

% molGas Kering,

% molC1 48,83 87,07 95,85C2 2,75 4,39 2,67C3 1,93 2,29 0,34C4 1,60 1,74 0,52C5 1,15 0,83 0,08C6 1,59 0,60 0,12C7 42,15 3,80 0,42C6

+ 34,30 60,80 54,70

308

Sumber : Makalah Konvensi ke-2 BKK-PII, 1991

Tabel 14.3 Komposisi Gas Alam Sumatera Selatan eks PTSI

Komponen, % mol Associated

Gas

Non-associated

GasCO2 7,00 2,4CH4 72,81 86,1C2H6 7,07 7,3C3H8 10,14 2,6

i-C4H10 1,18 0,6n-C4H10 1,30 0,7i-C5H12 0,25 0,2n-C5H12 0,15 0,1C6

+ 0,10 -Nilai kalor,Btu/scf

12,25 11,24

Specific gravity 0,80 0,66Sumber : Makalah Konvensi ke-2 BKK.PII,1991

Gas alam yang biasa disebut LNG adalah gas alam yang

berasal dari reservoir gas yang tidak mengandung minyak (non-

associated gas) setelah dipisahkan dari fraksi berat dan

kotorannya dicairkan pada suhu di bawah titik cair gas metan.

Fraksi berat yang dipisahkan dari gas, setelah

dimantapkan/distabilkan (sesuai dengan persyaratan fasilitas

penampungan dan pengangkutan) dapat ditampung sebagai

kondensat atau dicampur ke dalam minyak bumi. Instalasi LNG di

Indonesia antara lain adalah LNG Bontang (Kaltim) dan LNG Arun

(Aceh). Gas alam yang lazim disebut NGL adalah gas

alam ikutan (associated gas) yang berasal dari reservoir minyak

lalu dicairkan. Cairan gas alam ini (NGL) banyak mengandung

C3+, setelah diolah akan menghasilkan :

1. Pentan dan fraksi berat

309

2. Propan, butan (campuran atau sendiri–sendiri) dan

3. Gas buang (tail gas)

Instalasi NGL di Indonesia adalah NGL Arjuna di Laut Jawa dan

NGL Lex di Tanjung Santan (Kaltim).

14.2.1 Proses pembuatan LNG/NGL

LNG yang merupakan singkatan dari Liquefied Natural

Gas, adalah gas alam yang dicairkan melalui kompresi,

pendinginan, dan ekspansi dari tekanan tinggi dan suhu 127 0C

menjadi cairan dengan viskositas rendah dengan titik didih –

160 0C pada tekanan 1 atm dan berat jenis sekitar 0,45. LNG

adalah bahan bakar bersih, tidak berwarna dan tidak berbau,

dapat disimpan di bawah tanah ataupun pada tanki di atas

permukaan tanah.

Tujuan dari pencairan ini adalah untuk meningkatkan

efisiensi pengangkutan dan penyimpanan, karena volume gas

sebelum dan sesudah dicairkan berbanding 600 : 1, artinya

sebanyak 600 m3 gas alam pada tekanan 1 atm akan menjadi

1 m3 jika dikondensasikan menjadi cairan.

14.2.2 Proses LNG Arun

Gas alam yang berasal dari sumur-sumur di

lapangan/ladang gas dikumpulkan dalam cluster atau stasiun

pengumpul yang bertugas untuk memisahkan komponen gas dengan

kondensat. Komponen gas dan kondensat masing-masing dialirkan

dalam pipa dari stasiun pengumpul ke unit pemrosesan.

Komposisi gas dan kondensat yang dialirkan dari stasiun

pengumpul dapat dilihat pada Tabel 14.4.

310

Tabel 14.4 Komposisi Gas Alam PT. Arun NGL

Komposisi Gas, %

vol

Kondensat, %

volCO2

N2

CH4

C2H6

C3H8

C4H10

C5H12

C6H14

14,87 0,3774,29 5,65 2,43 1,23 1,16

-

9,20 0,0525,67 6,66 6,58 6,55 5,1640,13

Gas akan mengalir dari reservoir pada tekanan 499 kg/cm2

dan suhu 177 oC ke kepala sumur melalui chrismast tree pada

tekanan turun menjadi 254 kg/cm2 suhu 150 oC. Setelah melalui

Xmast tree tekanan turun menjadi 240 kg/cm2 dan 143 oC, lalu

turun lagi setelah melalui keran pengatur menjadi 141 kg/cm2

dan 132 oC. Selanjutnya setelah melalui pendinginan suhu 54oC terjadi pemisahan antara gas dan kondensat.

Mekanisme pemisahan gas alam dan kondensat dapat dilihat pada

Gambar 14.1.

Umpan berupa gas yang belum stabil dialirkan dari

stasiun pengumpul ke unit pemrosesan sepanjang 30 km yang

dilengkapi dengan scraper laucher dan scraper receiver untuk

menghindari penumpukan cairan dalam pipa gas. Sebagian dari

gas tersebut dialirkan ke unit pengolah LPG, sedangkan umpan

berupa kondensat yang belum stabil berbentuk cair dialirkan

dari stasiun pengumpul melalui pipa sepanjang 30 km ke unit

pemrosesan. Untuk menghindari penumpukan air dan lumpur maka

dipasang scraper laucher dan scraper receiver pada awal aliran

bersama dengan strainer (saringan) untuk menghindari benda-benda

padat yang agak besar.

311

Gambar 14.1 Unit Pemisahan Gas dan Kondensat

Selanjutnya aliran gas dan kondensat disatukan kembali

dalam satu pipa untuk seterusnya masuk ke puncak drum pemisah

(flash drum), dimana gas keluar dari puncak drum untuk

selanjutnya diolah di dalam unit pencairan gas, sedangkan

kondensat dialirkan ke flash drum kedua pada tekanan 29 kg/cm2

untuk memisahkan kandungan gas yang masih terikut. Kondensat

selanjutnya dikirim ke menara stabilizer untuk memisahkan

propan dan menstabilkannya sehingga memenuhi spesifikasi yaitu

RPV maksimum 8 psi pada 100 oF, lalu dijual/dikapalkan.

Gas-gas yang keluar dari flash drum kedua dan menara

stabilizer lalu dikompresi dan digabungkan dengan gas yang

keluar flash drum pertama untuk selanjutnya dipisahkan dari

senyawa-senyawa yang tidak dikehendaki dalam proses pencairan

gas. Setelah pembersihan senyawa-senyawa yang tidak

dikehendaki seperti minyak berat, merkuri, CO2 dan H2S, air

dan gas-gas berat maka gas siap dicairkan.

312

Pada unit pencairan, gas mula-mula dikeringkan dan

didinginkan sampai 20 oC. Selanjutnya gas dimasukkan ke

dalam menara scrubbing untuk memisahkan fraksi ringan dan

fraksi berat secara distilasi. Produk atas yang sebagian besar

berupa metan dimasukkan ke dalam separator untuk memisahkan

cairannya. Gas keluar dari puncak separator selanjutnya dibagi

menjadi a) aliran untuk LNG (LNG mode), dan b) aliran untuk

LPG (LPG mode). Gas ini bersama-sama dengan gas residu dari

LPG plant dimasukkan ke dalam main HE (cryogenic exchanger) untuk

didinginkan menjadi –145 oC dimana pada suhu tersebut gas

mulai mencair.

Setelah keluar dari main exchanger pada suhu –145 oC, gas

ini dimasukkan ke dalam drum-drum produk yang tekanannya

diatur sedikit di atas 1 atm. Akibat penurunan tekanan

maka terjadi juga penurunan suhu sehingga gas alam tersebut

mempunyai suhu –160 oC lalu dialirkan ke tanki penyimpanan.

Komposisi LNG yang dihasilkan dapat dilihat pada Tabel 14.5,

sedangkan diagram alir keseluruhan proses dapat dilihat pada

Gambar 14.2.

Tabel 14.5 Komposisi LNG Arun

Komposisi % molN2 0,7 (max)

CH4 86,0 (min)

C2H6 8,1

C3H8 3,6

C4+ 1,7

Nilai

kalor

1157

Btu/scf

313

14.3 GAS ALAM BUATAN

Gas alam buatan yang lazim disebut SNG (Subtitute

Natural Gas atau Synthetic Natural Gas) adalah gas-gas yang dibuat

dari salah satu proses yaitu a) gasifikasi nafta, b)

gasifikasi minyak bumi, c) hidrogasifikasi distilat dan gas-

oil, d) gasifikasi batubara, yang hasilnya menyerupai gas alam

dengan metan sebagai komponen utama.

Sebelum proses gasifikasi biasanya dilakukan dulu

pembersihan terhadap umpan dari kotoran-kotorannya seperti

senyawa sulfur dengan proses desulfurisasi. Mekanisme proses

gasifikasi untuk pembuatan SNG adalah reaksi 14 langkah

seperti terlihat pada Tabel 14.6.

Dari Tabel 14.6 terlihat bahwa reaksi berlangsung dalam

beberapa proses seperti hidrolisis atau steam reforming,

oksidasi, hidrogenasi, pirolisis, dan metanasi dan perengkahan

(cracking).

314

Gambar 14.2 Diagram Alir Proses Pembuatan LNG

Tabel 14.6 Reaksi Gasifikasi dalam Kesetimbangan

No R e a k s iPanas Reaksi

(kkal/kmol) pada25 0C

1 C + O2 CO2 - 94,045 2 C + CO2 2 CO + 41,203 3 C + H2O H2 +CO + 31,356 4 CO + H2O H2 + CO2 -

9,847 5 CO + 3 H2 CH4 + H2O - 49,243 6 C + 2 H2 CH4 - 17,889 7 CO2 + 4 H2 CH4 + 2 H2O - 39,410 8 C + 2 H2O 2 H2 + CO2 + 21,510 9 CH4 + CO2 2 CO + 2 H2 + 59,09310 2 C + H2 C2H2 + 54,16311 2 CH4 C2H2 + 3 H2 + 89,91812 2 CH4 C2H4 + 2 H2 + 48,24613 C2 H6 C2H4 + H2 + 32,71014 CH4 + H2O CO + 3 H2 + 49,242

14.3.1 Gasifikasi Nafta

Proses pembuatan SNG menggunakan nafta sebagai

umpan dengan steam, mempunyai dua metoda yang tergantung pada

suhu pengolahan yaitu :

1. Mencampurkan CO dan H2 pada suhu tinggi (high temperature

reforming)

2. Melarutkan CO2 dan H2 pada suhu rendah kira-kira 470 0C (low

temperature reforming)

Proses suhu tinggi menggunakan banyak langkah

metanasi yang kompleks (enrichment step) dimana gas-gas yang

dihasilkan mempunyai nilai kalor yang rendah sehingga tidak

315

sesuai untuk menggantikan gas alam, dengan demikian proses ini

sudah lama ditinggalkan.

Pada proses suhu rendah yang komersil terhadap tiga tipe yang

beroperasi yaitu:

1. Proses CRG (Catalytic Rich Gas) dari British Gas Corp

2. Proses Gasynthan dari German-Lurgi Co

3. Proses MRG (Methane Rich Gas) dari Japan Gasoline Co

1. Proses CRG British

Proses ini dikembangkan pada tahun 1960 pada

pabrik gas kota Eropa yang memproduksi campuran metan,

hidrogen, dan gas inert dengan nilai kalor sekitar 4500

kcal/m3. Proses ini merupakan proses reforming pada suhu

rendah dengan katalis nikel yang sangat aktif untuk merubah

sulfur bebas. Proses pemurnian SNG dengan sistem desulfurasi

adalah merubah senyawa sulfur organik menjadi H2S yang

kemudian dihilangkan dari aliran gas dengan absorpsi kimia

melalui katalis NIMOX (nikel molibdat) atau COMOX (kobal

molibdat).

Diagram alir proses CRG dapat dilihat pada Gambar 14.3.

Umpan nafta bercampur dengan recycle H2 dipanaskan

sampai 350 0C, lalu campuran dilewatkan ke dalam katalis

hydrofining yang dipecah menjadi uap nafta dan H2S. Analisis

gas hasil dapat dilihat pada Tabel 14.7.

316

Gambar 14.3 Diagram Alir Proses CRG

Tabel 14.7 Komposisi Gas SNG Hasil Proses CRG

Komposisi,% vol

OutletReaktor

(Gas Kering)

OutletMetanato

r I

OutletMetanator

II

Eks CO2

Absorber

CH4 65,5 75,6 76,7 98,5H2 11,8 6,2 0,6 0,9CO 0,8 0,1 0,1 0,1CO2 21,9 22,1 22,6 0,5

Nilai KalorBtu/scf, 15oC

691 739 781 1000

Berat jenis 0,706

0,734

0,771

0,557

2. Proses Gasynthan Lurgi

Proses ini dikembangkan untuk mereduksi gas 4500

kcal/m3 menggantikan gas dari batubara dan gas kota yang

dipakai di Jerman, sebagian Eropa, Jepang dan beberapa daerah

lainnya. Proses ini dimaksudkan untuk merubah hidrokarbon

ringan yang mengandung nafta menajadi gas SNG yang serupa

317

dengan proses CRG menggunakan katalis dengan daya aktif

tinggi. Katalis sangant sensitive terhadap kontaminasi oleh

senyawa sulfur, halogen, oksigen, timbal (dari TEL dalam

gasoline) dan lain-lain. Oleh karena aktivitas yang tinggi

dari katalis maka campuran steam dan nafta masuk diatur pada

suhu 400 oC, sehingga menuntut penggunaan nisbah steam/nafta

yang minimum yaitu 2 : 1. Langkah desulfurisasi proses

Gasynthan identik dengan proses CRG yang dipertahankan pada

suhu 330 - 360 oC.

Diagram alir proses Gasynthan Lurgi dapat dilihat pada Gbr

14.4. Analisis gas SNG proses Gasynthan Lurgi dapat dilihat

pada Tabel 14.8.

Gambar 14.4 Diagram Alir Proses Gasynthan Lurgi

Tabel 14.8 Komposisi Gas SNG Proses Lurgi

Komposisi, %

vol.

Eks Metanator Produk Kering

CH4

H2

76,81

0,56

98,08

0,72

318

CO

CO2

Nilai kalor,

kcal/m3

Berat jenis

0,08

22,5

780,9

0,77

1

0,10

1,10

998,2

0,5

6

3. Proses MRG

Proses ini dikembangkan oleh Japan gasoline Co melalui

empat tahapan proses yaitu hidrodesulfurisasi, gasifikasi,

pengkayaan (enrichment), dan penyerapan CO2. Katalis yang

digunakan tipe N-185 merupakan campuran nikel, tembaga, dan

khrom yang sensitif terhadap sulfur.

Diagram alir proses dapat dilihat pada Gambar 14.5. Analisis

produk SNG hasil proses MRG dapat dilihat pada Tabel 14.9.

Gambar 14.5 Diagram Alir Proses MRG

Tabel 14.9 Komposisi Gas SNG Hasil Proses MRG

Komposisi % vo

319

CH4

H2

CO

CO2

98,00

1,50

0,01

0,49

Nilai Kalor, Btu/

Scf

Berat jenis

995

0,553

14.3.2 Gasifikasi Minyak Bumi

Proses gasifikasi minyak mentah (minyak berat)

memerlukan hidrogen dan oksigen sebagai perantara proses.

Tujuan utama proses ini adalah untuk merubah keseluruhan

minyak mentah cair menjadi SNG dengan produk samping berupa

kokas atau aspal.

Langkah-langkah gasifikasi umumnya diikuti juga dengan proses-

proses pengolahan yang lain seperti :

perengkahan hidro (hydrocracking )

oksidasi parsial

pembentukan kokas (coking )

Untuk merubah seluruh minyak mentah menjadi gas SNG

maka gabungan proses proses hydrocracking dan oksida parsial

akan membuat pabrik menjadi lebih efisien, karena hydrocracking

sendiri merupakan proses yang sulit dikendalikan karena

katalis cepat menjadi tidak aktif yang disebabkan karena

dekomposisi metal pada permukaannya. Katalis yang digunakan

biasanya tipe platina dan paladium dengan zeolit sebagai

support. Katalis tersebut harus tahan terhadap sulfur, nitrogen

dan kontaminan-kontaminan lain dalam minyak. Selain itu dapat

320

juga digunakan wolfram, kobal dan molibdenum oksida sebagai

katalis.

Perencanaan yang kompleks dari pengolahan ini

meliputi daur ulang internal dan eksternal, selain masalah

perpindahan panas yang intensif antara aliran masuk dan aliran

keluar dari reaktor hydrocracking. Kemurnian hasil gas SNG dan

sifat-sifatnya tergantung pada kondisi operasi pengolahan.

Proses gasifikasi yang lengkap berdasarkan proses

hydrocracking dan oksidasi parsial dapat dilihat pada Gambar

14.6 dan Gambar 14.7. Kedua proses tersebut melalui proses

oksidasi parsial yang membutuhkan oksigen, sehingga

menyebabkan proses-proses tersebut menjadi mahal.

Proses gasifikasi yang lain adalah flexicoking yang

dikembangkan oleh Exxon Research and Engineering. Proses ini

mengolah minyak berat (residu) tanpa menggunakan oksigen.


SNG

Nafta

Crude Gas Oil

Sulfur

Residu Syngas

321

Hidrode- Reformin

gMetanato

r

Hidrocracking

Topping

Vac.Dist

Oksidasi

H2

Plant

Gambar 14.6 Diagram Alir Proses SNG melalui Distilasi

Di Distilat

Crude Residu

SNG Sulfur

Gambar 14.7 Diagram Alir Proses SNG melalui Fraksionasi

Gambar 14.8 Diagram Alir Gasifikasi Proses Exxon

322

Fraksionasi

Hydrocracking

Hidrogasifikasi

PemisahMinyak & H2S

H2 Plant Oksidasi Metanas

i


1. Jelaskan perbedaan antara gas alam cair (LNG) dan cairan

gas alam (NGL) berdasarkan kondisi hasil penambangan,

hasil pengolahan dan pencairan pada kilang minyak bumi !

2. Uraikan perbedaan tempat penyimpanan LNG di atas dan di

bawah permukaan tanah, berikan alasan masing-masing !

3. Bagaimana cara menaikkan nilai kalor gas SNG hasil

gasifikasi nafta termasuk cara-cara pembersihan senyawa-

senyawa yang tidak dikehendaki ?

323



1. Uraikan dan jelaskan masing-masing proses berdasarkan

diagram alir seperti terlihat pada Gambar 14.6 – Gambar

14.8 !

2. Jelaskan perbedaan prinsip antara proses gasifikasi dengan

oksidasi parsial dan gasifikasi coking !

3. Uraikan perbedaan ketiga proses gasifikasi minyak mentah

berdasarkan diagram alir yang ditampilkan !

324


1. Aagaard, V. and Ladegaard, B.H., 1983. Liquefied Natural GasStorage. Bulletin t-39. Preload. Barcelona.

2. Bland, W.F. and Davidson, R.L., 1987. Petroleum Processing

Handbook. Mc-Graw Hill Book Co. New York.

3. Hertanto, Ir., 25 – 26 Oktober 1987. Pemanfaatan Gas Bumi bagiIndustri dan Energi di Indonesia. Makalah Konvensi Pertama BKK-PII.Jakarta.



325


5. Tedjo Widjojo, Ir., 16 – 17 Juni 1991. Merintis kearahPendayagunaan Gas Alam untuk Industri Kimia. Prosiding KonvensiKedua BKK-PII. Jakarta.

326

Tek Minyak Bumi

Documents