Nelson Complexity Index

Nelson Complexity Index (NCI) merupakan ukuran relatif jumlah dan biaya relatif unit upgrading terhadap kapasitas unit distilasi. Indeks ini dikembangkan oleh Wilbur L. Nelson pada tahun 1960an guna mengukur biaya relatif komponen untuk mengembangkan suatu kilang. NCI membandingkan biaya pada berbagai unit upgrading, misalnya catalytic cracker ataupun reformer yang merupakan unit andalan kilang modern terhadap biaya yang diperlukan oleh Crude Distillation Unit (CDU).

Setelah minyak umpan diproses di CDU, sebagian komponen minyak akan diproses pada berbagai unit upgrading maupun unit-unit proses lainnya. Kapasitas kilang ditentukan berdasarkan kapasitas CDU-nya. NCI tersebut digunakan untuk menghitung biaya relatif berbagai unit upgrading berdasarkan kapasitas kilang.

Kapasitas kilang dinyatakan dalam dua jenis satuan, yakni Barrels per Calendar Day (BCD) dan Barrels per Stream Day (BSD). BCD menggunakan dasar jumlah hari kalender selama setahun kilang beroperasi. BSD menggunakan dasar 330 hari. Sehingga, pada umumnya nilai BSD 6% lebih besar dibandingkan BCD. Kapasitas kilang, pada berbagai situasi lebih lazim dinyatakan dalam BSD, meskipun jika disebutkan kapasitas kilang pada satuan BPD (Barrels per Day) kita tidak akan tahu apakah perhitungannya menggunakan calendar day atau stream day.

Pengaruh NCI Terhadap Biaya

Sebagai contoh di Amerika, rata-rata NCI kilang di sana adalah berkisar 10. Kilang dengan NCI sebesar 10 merupakan kilang dengan fasilitas unit konversi menengah. Kilang dengan NCI 12% membutuhkan biaya pembangunan 20% dibandingkan unit dengan kapasitas yang sama. Namun pada kenyataannya, NCI tidak memperhitungkan penggunaan kapasitas operasi dan juga usia kilang yang sebenarnya sangat mempengaruhi biaya dan operasional kilang itu sendiri. Setidaknya dengan adanya NCI, estimasi biaya dan value suatu kilang dapat dilakukan dengan mudah.

Duplikasi dan Skala Ekonomi

Nelson sangat berhati-hati dalam menentukan biaya kilang berkapasitas 50 MBSD dengan NCI sebesar 12%, tidak akan sama dengan kilang berkapasitas 100 MBSD dengan NCI sebesar 6%. Masih banyak faktor yang diperhitungkan. Informasi yang ada tidak menunjukkan jumlah unit yang dibutuhkan untuk proses tertentu. Unit proses yang kecil memiliki biaya konstruksi perunit yang relatif lebih tinggi. Nelson memperkirakan duplikasi dua buah unit dengan masing-masing kapasitas 40 MBSD dengan satu unit berkapasitas 80 MBSD akan meningkatkan biaya konstruksi sebesar 25%. Empat buah unit dibandingkan satu unit meningkatkan biaya konstrukis hingga 60% nya.

Berikut ini adalah perbandingan kompleksitas kilang di beberapa region. 

Nelson Complexity Index Kilang di Beberapa Regional

Berikut ini adalah perbandingan kompleksitas kilang di dunia.

Nelson Complexity Index Kilang di Dunia

Off Sites

Perhitungan kompleksitas di sini tidak memperhitungkan fasilitas off sites, seperti tangki timbun, tanah, perpipaan, terminal, dan utilities. Informasi-informasi tersebut jarang dipublikasikan. Meskipun sebenarnya Nelson telah mengevaluasi hubungan antara berbagai kilang yang berbeda dan fasilitas off sites yang terkait dan dikembangkan suatu hubungan agar secara empiris  dapat diperkirakan kompleksitas total suatu kilang termasuk di dalamnya kompleksitas proses dan juga off sites. Untuk itu, Nelson menambahkan faktor pengali terhadap sejumlah nilai kompleksitas sebagai berikut.

• Untuk kompleksitas 3, gunakan faktor pengali 3,25 untuk total kompleksitas sebesar 9,8.
• Untuk kompleksitas 4, gunakan faktor pengali 2,70 untuk total kompleksitas sebesar 10,8.
• Untuk kompleksitas 6, gunakan faktor pengali 2,26 untuk total kompleksitas sebesar 13,6.
• Untuk kompleksitas 10, gunakan faktor pengali 1,96 untuk total kompleksitas sebesar 19,6.   
• Untuk kompleksitas 16, gunakan faktor pengali 1,77 untuk total kompleksitas sebesar 28,3.

Meskipun demikian kompleksitas total seperti ini jarang digunakan, kebanyakan kilang masih fokus terhadap kompleksitas proses yang disebut sebagai indeks kompleksitas Nelson tersebut (NCI). Perhitungan tersebut berimplikasi pada suatu kilang grassroots dengan indeks 10, biaya untuk off sites akan bersaing dengan unit proses (unit distilasi dan upgrading).

Produk Kilang

Salah satu kelebihan dari kilang dengan tingkat konversi yang tinggi (ditunjukkan dengan NCI yang tinggi) adalah menghasilkan produk dengan nilai yang lebih tinggi. Residue dan produk lain yang secara ekonomis dan pemanfaatannya rendah, dikonversi menjadi produk-produk dengan fraksi hidrokarbon yang lebih rendah dengan nilai produk yang lebih tinggi.

Sementara kilang dengan indeks kompleksitas 3-5 mengalami defisit produk secara volumetrik, misalnya dari intake sebesar 100 MBCD, diperoleh hasil produk sejumlah 95 MBCD. Nilai tambah dan pertambahan kuantitas volumetrik produk merupakan basis penetapan dan pemilihan proses konversi dengan unit upgrading.

Berikut ini adalah tipikal produk berdasarkan klasifikasi NCI.

• Konversi Rendah (NCI = 2-3)-20% gasolin, 35% middle distillates, 30% fuel oil, 10% produk lainnya (termasuk refinery gas, LPG, solvent, coke, lubes, wax, dan bitumen), dan 5% loss
• Konversi Menengah (NCI = 5-6)-30% gasolin, 30% middle distillates, 30% fuel oil, 15% produk lain, dan 5% gain
• Konversi tinggi (NCI = 9-10+)-50% gasolin, 30% middle distillates, 15% fuel oil, 15% produk lain, 10% gain

Pengembangan di Masa Mendatang

Melihat perkembangan di dunia refining selama ini, diketahui bahwa total kapasitas kilang di seluruh dunia mencapai kurang lebih 74 juta BCD dengan Indeks Kompleksitas Keseluruhan berkisar 5,9. Tren peningkatan kemampuan konversi pada berbagai kilang akan meningkatkan indeks kompleksitas tersebut sehingga pemenuhan kebutuhan pasar dunia akan produk dengan fraksi hidrokarbon ringan dapat terpenuhi. Penggunaan kapasitas kilang (kurang dari 70% pada awal 1980-an) sudah mencapai 87% pada awal 1990-an. Hal ini ke depannya akan terus meningkat seiring meningkatnya efisiensi produksi kilang. Namun tetap saja permasalahan yang dihadapi kilang grassroots adalah rendahnya margin produksi. Inilah tantangan ke depannya bagi dunia refining.

source: Reliance Industries Limited – Nelson Complexity Index

contoh perhitungan Nelson Complexity Index

 Source: En*Vantage & OGJ presented in the 16th Annual PFAA Conference November 12, 2009

References:

David C. Johnston,Daniel Johnston, Intorduction To Oil Company Financial Analysis

Reliance Industries Limited – Nelson Complexity Index

http://www.ogj.com/articles/print/volume-94/issue-12/in-this-issue/general-interest/refining-report-complexity-index-indicates-refinery-capability-value.html

Catatan Kuliah Refinery IV

Read more »

Produk Migas - Overview

Produk migas merupakan semua produk turunan dari minyak bumi yang telah mengalami serangkaian proses pengolahan. Secara garis besar, proses pengolahan minyak bumi dibagi dalam tiga kelompok proses, yakni separasi, konversi, dan treating. Proses separasi merupakan proses pemisahan secara fisika fraksi-fraksi penyusun minyak bumi menjadi produk sesuai karakteristik minyak bumi yang diolah. Proses konversi merupakan proses lanjutan dari proses separasi yang mengolah minyak umpan yang kurang bernilai menjadi produk-produk yang lebih bernilai ekonomis. Pada reaksi konversi terjadi pengubahan struktur hidrokarbon penyusun minyak bumi. Proses treating merupakan proses perbaikan mutu produk migas. Dengan proses ini, produk yang dihasilkan dari proses separasi maupun proses konversi yang masih belum memenuhi spesifikasi misalnya karena kandungan impurities yang melebihi batasan dapat diperbaiki kualitasnya sehingga memenuhi spesifikasi produk yang dipersyaratkan.

Unit separasi yang selalu ada di suatu kilang adalah unit distilasi. Pada unit ini, proses pemisahan fraksi minyak bumi terjadi. Minyak bumi yang awalnya dipanaskan hingga temperatur tertentu akan dialirkan dalam suatu kolom distilasi yang dilengkapi dengan tray dan sistem draw off. Prinsip pemisahan yang terjadi pada tray di dalam kolom distilasi adalah berdasarkan kesetimbangan uap dan kesetimbangan massa. Akan terjadi transfer masa dan transfer panas dari fase liquid dan uap umpan yang masuk kolom distilasi. Tiap-tiap komponen hidrokarbon memiliki tekanan uap dan komposisi yang berbeda-beda. Hal inilah yang akan menimbulkan terjadinya pemisahan fraksi. Kelompok hidrokarbon (fraksi) yang memiliki titik didih lebih rendah dari temperatur suatu tray, maka fraksi tersebut akan berada pada fase uap dan bergerak ke tray di atasnya. Fraksi yang titik embunnya sama dengan temperatur suatu tray akan berupa fase liquid pada tray tersebut dan akan keluar menjadi produk melalui draw off.

Untuk mempertajam pemisahan fraksi minyak bumi di dalam kolom fraksinasi, dibutuhkan pengaturan kondisi operasi yang tepat. Variabel proses yang paling menentukan antara lain temperatur tiap tray, flow cold reflux, hot reflux, maupun internal reflux, tekanan kolom, temperatur kondenser dan reboiler. Pengaturan temperatur tray ditentukan berdasarkan profil kurva distilasi EFV minyak umpan. Pengaturan temperatur tray sangat mempengaruhi cutting range produk yang dihasilkan. Berikut ini tipikal cutting range fraksi produk migas.

Untuk perancangan dan pengaturan kondisi operasi di dalam kolom distilasi akan dibahas pada kesempatan yang lain.

Di dalam suatu unit pengolahan minyak bumi, dikenal istilah raw materials, intermediate products, dan finished products. Raw materials merupakan bahan baku dalam hal ini minyak bumi/crude oil atau disebut juga sebagai feedstock. Intermediate products merupakan produk antara atau produk dari suatu proses yang akan diproses dengan suatu proses lanjutan sebelum menjadi produk jadi siap jual. Finished products merupakan produk akhir pengolahan minyak bumi yang siap untuk dijual. Masing-masing jenis produk dan bahan baku tersebut memiliki spesifikasi masing-masing yang mana satu sama lainnya saling berkaitan. Perubahan kualitas feedstock dapat mempengaruhi intermediate products dan finished products setidaknya dibutuhkan perubahan perlakuan/kondisi operasi supaya kualitas produk tetap memenuhi spesifikasi. Oleh karenanya, dibutuhkan inspeksi secara berkesinambungan terhadap kualitas masing-masing feedstock dan produk.

Pengujian sifat minyak bumi dan produknya bergantung kebutuhan feedstock dan produk itu sendiri. Untuk feedstock unit distilasi berikut ini adalah beberapa pengujian yang harus dilakukan.

• Carbon residue, asphaltene content
• Density (Specific Gravity)
• Distillation
• Light Hydrocarbons
• Metallic Constituents
• Salt Content
• Sulfur Content
• Viscosity & Pour Point
• Water & Sediment
• Wax Content
• Pengujian lainnya (RVP, Acid number, aniline point, dll.)

References:

James G. Speight, 2002, Handbook of Petroleum Product Analysis, John Willey & Sons, Inc. Publication

Catatan Kuliah Refinery I

Read more »

Pembuatan Lube Base Oil (2)

Seperti yang telah dijelaskan pada bagian pertama, bahwa dalam pembuatan lube base oil dapat dilakukan dengan dua metode proses, yakni dengan metode separasi dan konversi. Kali ini saya ingin review sedikit mengenai proses pembuatan lube base oil konvensional dengan metode separasi.

Pada pemrosesan lube base oil feedstock dengan menggunakan metode separasi, secara umum terdapat 3 tahap proses separasi pada unit penghasil lube base oil, yakni Solvent Refining, Solvent Dewaxing, dan Finishing.

Solvent Refining

Solvent refining merupakan suatu proses pengolahan lube base oil feedstock (bahan baku minyak pelumas) dengan tujuan untuk mengatur Viscosity Index (VI) dan meningkatkan ketahanan lube base oil terhadap oksidasi. Proses yang terjadi adalah solvent extraction yang akan memisahkan komponen minyak yang memiliki VI rendah dan mudah teroksidasi dari komponen minyak yang memiliki VI tinggi dan lebih tahan terhadap oksidasi.

Pada awal perkembangan teknologi di bidang refining, solvent refining ini merupakan salah satu proses yang berkembang sangat pesat khususnya dalam aplikasinya untuk menghasilkan lube base oil dengan VI dan ketahanan terhadap oksidasi yang tinggi. Namun dengan semakin berkembangnya teknologi katalis, solvent refining ini semakin banyak ditinggalkan karena dengan metode konversi yang melibatkan peran katalisator dapat menghasilkan kualitas produk yang lebih baik (API group II dan III) sementara dengan metode separasi hanya mampu menghasilkan produk lube base oil API group I saja.

Gambar di atas menunjukkan beberapa jenis solvent dan struktur molekulnya yang banyak digunakan dalam solvent refining lube base oil. Ada pula proses Duo-Sol yang menggunakan campuran propane-phenol-cresylic acid.

 Pemilihan Solvent

Dalam memilih solvent yang akan digunakan dalam proses solvent refining tentunya harus memenuhi beberapa kriteria sebagai berikut.

• Memiliki kelarutan yang tinggi terhadap komponen dengan senyawa aromatics VI rendah dan polyaromatics yang akan diekstrak dari bahan baku lube base oil.
• Memiliki kelarutan yang rendah terhadap senyawa parafin dan naften yang memiliki VI yang tinggi dan harus terpisah dalam fase raffinate.
• Memiliki ketahanan terhadap panas dan oksidasi yang baik, sehingga meminimalisasi losses dan terjadinya kontaminasi pada saat digunakan. Pada kasus penggunaan furfural, memang senyawa furfural rentan mengalami oksidasi apabila terpapar pada udara karena kandungan gugus fungsional aldehida-nya, namun sifat senyawa furfural yang lain sangat menunjang proses ekstraksi senyawa aromat dan polyaromat yang dilakukan terhadap bahan baku lube base oil.
• Memiliki perbedaan densitas yang signifikan antara solvent dan rafinat untuk mengoptimalkan pemisahan antara kedua fase tersebut.
• Viskositas solvent yang rendah dapat membantu pemisahan fase.
• Titik lebur solvent yang rendah menjaga solvent agar tidak membeku pada musim dingin.
• Titik didih solvent yang rendah dapat mengurangi kebutuhan energi dan meningkatkan keberhasilan pemisahan solvent dari senyawa rafinat maupun ekstrak.
• Tidak beracun dan tidak korosif.
• Murah.

Mekanisme Solvent Extraction

Proses pemisahan yang terjadi dalam proses ekstraksi berlangsung berdasarkan kelarutan solvent. Senyawa komponen umpan unit ekstraksi yang memiliki kelarutan lebih tinggi terhadap solvent akan larut ke dalam solvent dalam fase ekstrak. Sedangkan komponen umpan yang kelarutannya lebih rendah akan terpisah dalam fase rafinat. Proses kontak antara minyak umpan dengan solvent terjadi pada suatu kolom ekstraktor atau disebut juga Rotating Disc Contactor Column (RDC). Hal ini karena pada beberapa unit ekstraksi digunakan ekstraktor yang memiliki struktur discs yang tersusun dalam sebuah rotor yang digerakkan oleh suatu motor dan struktur stator ring yang terkait pada dinding kolom. Keberadaan struktur RDC dalam kolom ekstraktor tersebut bertujuan untuk mengoptimalkan waktu kontak sehingga meningkatkan transfer massa yang terjadi selama proses berlangsung. Selain menggunakan RDC, ada pula kolom ekstraktor yang menggunakan sturktur packing maupun baffles.

Terjadinya pemisahan fase ekstrak dan rafinat pada proses ekstraksi terjadi karena adanya peningkatan berat molekul pada fase ekstrak. Hal ini disebabkan oleh larutnya senyawa aromatics dan polyaromatics ke dalam solvent. Viskositas rafinat yang telah terpisah dari komponen aromatics dan polyaromatics tidak mengalami perubahan viskositas yang signifikan sesuai yang diharapkan dalam spesifikasi lube base oil. Untuk perhitungan terkait proses ekstraksi ini insyaallah akan saya review pada kesempatan yang akan datang. Perubahan properties dari fase rafinat dan ekstrak dapat dilihat pada grafik berikut ini.

Typical Simplified Process Flow Diagram for Solvent Extraction Unit

Variabel Proses

Kualitas produk lube base oil yang dihasilkan dari suatu unit solvent extraction ditentukan oleh beberapa variabel proses utama sebagai berikut.

Temperatur Kontak

Temperatur memiliki korelasi positif terhadap kelarutan solvent. Semakin tinggi temperatur, maka kelarutan senyawa aromatics maupun polyaromatics terhadap solvent akan meningkat. Namun di sisi lain hal ini menyebabkan turunnya yield rafinat. Oleh karena itu, pada unit solvent extraction, temperatur operasi dicari pada kondisi optimal yang dibatasi oleh parameter VI dan RI produk serta persen yield. Semakin tinggi temperatur, semakin banyak kandungan senyawa aromatics maupun polyaromatics yang diekstrak sehingga VI meningkat, RI menurun, namun persen yield juga menurun. Begitu pula sebaliknya.

Solvent to Oil Ratio

Rasio antara solvent dan minyak umpan juga sangat mempengaruhi proses ekstraksi yang terjadi dalam kolom ekstraktor. Selain dengan pertimbangan biaya, meningkatkan rasio solvent terhadap minyak umpan dibatasi dengan kebutuhan yield yang diharapkan. Meskipun secara kualitas, meningkatkan rasio solvent terhadap minyak umpan dapat meningkatkan kelarutan senyawa aromatics dan polyaromatics terhadap solvent sehingga semakin banyak senyawa aromatics dan polyaromatics yang terekstrak dan VI rafinat akan semakin tinggi.

Charge Rate

Laju alir umpan solvent extraction ini juga menjadi penentu proses ekstraksi yang terjadi. Laju alir umpan ini berhubungan dengan waktu kontak antara minyak umpan dengan solvent yang sangat menentukan kualitas proses ekstraksi yang terjadi. Semakin rendah laju alir umpan maka semakin lama waktu kontak yang terjadi antara minyak umpan dengan solvent sehingga proses pemisahan dapat semakin optimal namun konsekuensinya yield produk juga rendah. Begitu pula sebaliknya.

Feed and Products

Berikut ini adalah contoh hasil ekstraksi dari suatu minyak umpan dengan dua solvent yang berbeda.

Umpan unit solvent extraction pada umumnya adalah long residue (bottom product CDU) ataupun hasil distilasi vakum dari long residue. Produk dari unit solvent extraction ini berupa rafinat yang akan diolah pada proses berikutnya, dan ekstrak yang terdiri atas senyawa aromatics dan polyaromatics, biasa digunakan sebagai solvent industri pengolahan karet.

Proses Solvent Dewaxing dan Finishing

Referensi:

Lynch, Thomas R., 2007, Process Chemistry of Lubricant Base Stocks, Boca Raton: CRC Press

KKW AKA I: RU IV's FEU Process Overview

Beberapa Catatan Kuliah AKAMIGAS-STEM

Read more »

Hydrocracking Process (Part 1)

Sebenarnya telat ini postingnya, harusnya overview proses hydrocracking dulu baru bahas masalah HPNA. Tapi berhubung lagi “urgent” karena dapat PR dari senior, buru-buru deh buka materi dan ngubek-ubek koleksi e-book lagi buat nyari data mengenai HPNA. Nah kali ini saya mau review dan belajar lagi tentang hydrocracker. 

Hydrocracking merupakan proses pengolahan migas secara katalitis yang terbilang serba guna, dapat meng-upgrade umpan dalam fraksi distilat (Atmosferic Gas Oil, Heavy Vacuum Gas oil maupun Coker Gas Oil) menjadi fraksi-fraksi produk yang lebih bernilai ekonomis. Keserbagunaan hydrocracking ini tidak lepas dari fleksibilitas jenis umpan, pemilihan katalisator, dan mode produksi  yang diharapkan. Jenis katalisator untuk hydrocracking sangat beragam. Hal ini insyaallah akan dibahas pada posting berikutnya. Secara umum, kondisi operasi hydrocracker meliputi Liquid Hourly Space Velocity (LHSV) 0,5 – 2,0; sirkulasi H₂ 5000 – 10000 SCFB (850 – 1700 Nm³/m³); tekanan parsial H₂ 1500 – 2000 psia (103-138 bar); dan rentang Start of Run (SOR) temperature antara 675^oF – 725^oF (357 – 385^oC).

Sejarah

Unit hydrocracker komersial pertama kali dibangun di Chevron’s Rischmond CA Refinery pada tahun 1960. Hydrocracking ini merupakan salah satu proses konversi hidrokarbon tertua selama perkembangan teknologi petroleum refining. Hydrocracking sendiri sebenarnya awalnya sudah didesain dan diterapkan untuk konversi batu bara pada tahun 1915 di Jerman. Unit hidrogenasi brown coal pertama terdapat di Leuna, Jerman sejak tahun 1927 dan sudah menggunakan teknologi proses hydrocracking komersial.

Pada pertengahan 1950-an, industri mobil memproduksi mobil dengan tingkat performa yang mensyaratkan rasio kompresi mesin yang tinggi. Tentunya kebutuhan angka oktan bahan bakar juga harus lebih tinggi. Hal ini pulalah yang memicu semakin pesatnya perkembangan teknologi hydrocracking. Fleksibilitas unit hydrocracker yang memungkinkan berproduksi dengan mode yang berbeda-beda dengan jenis katalis dan kondisi operasi yang berbeda sesuai dengan kebutuhan refinery tersebut. Pada akhir 1950-an, yang mana terjadi reformasi besar-besaran dalam dunia transportasi pascaperang dunia II yakni penggunaan mesin diesel pada kereta yang awalnya memanfaatkan tenaga steam dan juga adanya peningkatan kebutuhan jet fuel untuk bahan bakar pesawat terbang.

Pada tahun 1960-an, perkembangan teknologi hydrocracking semakin pesat seiring penemuan katalis zeolit untuk hydrocracker. Peningkatan yang signifikan terlihat pada pemakaian katalis berbahan dasar zeolit dibandingkan yang sebelumnya menggunakan katalis amorphous antara lain aktivitas yang lebih tinggi, toleransi amonia yang lebih besar, dan selektivitas terhadap gasolin yang lebih tinggi. Pada tahun 1970-an, mode produksi yang awalnya berorientasi untuk menghasilkan gasolin dengan ON yang tinggi, mulai beralih ke produk middle distillates. Katalis amorphous-pun kembali banyak digunakan meskipun pada masa itu mulai dikembangkan katalis yang lebih fleksibel yang mampu menghasilkan produk dengan mode yang berbeda dengan mengubah kondisi operasinya. Pada awal tahun 2001, lebih dari 150 hydrocracker beroperasi di seluruh dunia dengan total kapasitas lebih dari 3800000 B/D (500000 MT/D).

Blok Diagram

Berbagai lisensor proses yang mengembangkan teknologi hydrocracking ini mengembangkan flow scheme proses yang berbeda namun secara umum dapat dikelompokkan dalam dua kategori, yakni single stage dan two stage.

Single stage once-through hydrocracking

 Block diagram di atas menunjukkan skematik proses single stage once-through hydrocracking yang merupakan konfigurasi unit hydrocracking yang paling sederhana. Campuran minyak umpan dan hidrogen memasuki reaktor. Kemudian effluent reaktor difraksinasi di dalam sebuah fraksinator dengan bottom product berupa unconverted oil. Konfigurasi unit proses ini adalah konfigurasi unit hydrocracking yang membutuhkan biaya paling sedikit. Meskipun demikian, konfigurasi unit proses ini mampu mengolah umpan fraksi berat dengan boiling range yang tinggi dan menghasilkan unconverted oil dengan kualitas yang baik yang dapat dijadikan sebagai umpan unit FCC, ethylene plants maupun Lube Oil Plant. Secara umum, konversi dapat berkisar 60-70 % volume bahkan hingga 90 % volume.

Single stage with recycle hydrocracking

Unit hydrocracking yang paling banyak ditemui adalah unit dengan konfigurasi single stage with recycle. Fresh feed dan hidrogen memasuki reaktor setelah dipanaskan hingga mencapai temperatur reaksi melalui sejumlah preheater dan heater. Effluent reaktor dipisahkan dalam sebuah separator, di mana hidrogen dialirkan kembali ke sistem reaktor dengan tambahan make up hydrogren. Fraksi liquid yang terpisah di dalam separator dialirkan dalam sebuah fraksinator di mana bottom product-nya fraksinator tersebut sebagai unconverted oil. Pada unit single stage hydrocracker dengan recycle ini, unconverted oil akan diumpankan kembali ke dalam reaktor bersama fresh feed.

Pada perkembangannya, unit hydrocracker dengan konfigurasi single stage dengan recycle ini dikembangkan menjadi konfigurasi dengan dua buah reaktor. Berikut ini adalah contoh flow diagram unit hydrocracker single stage tipikal.

Two stage recycle hydrocracking

Konfigurasi two stage recycle hydrocracking juga banyak digunakan khususnya untuk unit-unit dengan kapasitas yang besar. Pada unit dengan two stage, reaksi hydrotreating dan cracking terjadi pada stage pertama. Effluent dari stage pertama dipisahkan dan difraksinasikan dengan unconverted oil-nya. Unconverted oil hasil fraksinasi dikirim ke reaktor stage kedua dan hasilnya bergabung dengan effluent reaktor stage pertama. Skema sederhana unit hydrocracking dua stage adalah sebagai berikut.

 Separate hydrotreat two stage hydrocracking

Variasi dari konfigurasi dua stage dengan sirkulasi hydrogen adalah separate hydrotreat hydrocracking. Dengan konfigurasi ini, sirkulasi hidrogen terpisah, sehingga memungkinkan terjadinya operasi pada stage kedua dengan kadar hydrogen sulphide (dan amonia) nil (sangat sedikit).

Hydrocracking Process (Part 2)

Referensi:

David S. J. “Stan” Jones and Peter R. Pujado, 2006, Handbook of Petroleum Processing, Netherland: Springer

Read more »

Klasifikasi Lube Base Oil

Lube base oil merupakan bahan utama untuk pembuatan minyak pelumas yang berfungsi untuk menjaga viskositas minyak pelumas (lubricant). Minyak pelumas terdiri atas kurang lebih 80% lube base oil dan 20% additive. Secara umum bahan baku pembuatan lube base oil adalah residue crude. Klasifikasi lube base oil didasarkan pada bahan baku, sifat atau karakteristiknya dan ada juga yang didasarkan pada proses pembuatannya.

1. Jenis Lube Base Oil Berdasarkan Bahan Bakunya
Fatty Oil
Fatty Oil dibuat dari ekstraksi minyak hewani maupun nabati. Fatty Oil memiliki sifat kekentalan yang tinggi dan dapat membentuk lapisan yang lebih baik tetapi kualitasnya mudah mengalami degradasi jika terpapar dengan udara pada temperatur normal.
Synthetic Lube Oil
Synthetic Lube Oil merupakan lube base yang bernilai dan berkualitas tinggi dan mempunyai sifat ketahanan pada temperatur tinggi dan juga memiliki kestabilan yang tinggi terhadap oksidasi. Penggunaan lube base oil ini diperkirakan akan terus meningkat di masa mendatang.
Mineral Lube Oil
Mineral lube oil adalah lube base yang berasal dari minyak bumi atau batu bara yang dapat berupa hidrokarbon jenis parafin, naften, dan aromat. Mineral lube base oil terdiri atas 20-40 unsur karbon, sulfur, dan nitrogen.

2. Jenis Lube Base Oil Berdasarkan Metode Produksi
Neutral (diberi tanda: N)
Bahan baku dari neutral lube base oil dihasilkan dari produk bagian atas kolom vacuum seperti LVGO dan HVGO. Lube base oil yang dibuat dari atmospheric residue bersifat asam tetapi lube yang dibuat dari produk atas kolom vacuum unit bersifat netral. Oleh karena itu, lube base yang dihasilkan dari
produk vacuum unit tersebut disebut dengan “neutral”.
Bright Stock (diberi tanda : BS)
Bahan baku “bright stock” dihasilkan dari bottom product vacuum unit seperti HCGO atau short residue (SR). Bahan baku ini berwarna gelap, tetapi di Kilang LBO bahan baku ini dirubah menjadi lube base oil yang berwarna cerah/terang (bright). Dengan alasan tersebut, jenis lube base ini disebut juga
dengan “bright stock”.

3. Jenis Lube Base Oil Berdasarkan Sifat Viskositas
Jenis lube base oil dapat dikelompokkan berdasarkan sifat kekentalannya, yaitu berdasarkan SUS (Saybolt Universal Seconds) viscosity.
Neutral lube base oil dapat dikelompokkan berdasarkan SUS viscosity-nya yang diukur pada 100 oF. Misalnya 150N, yang berarati nilai SUS viscosity-nya adalah sekitar 150 pada 100 oF dan bahan bakunya berasal dari produk atas (top) kolom unit distilasi vacuum.
Bright Stock Base Oil dapat dikelompokkan berdasarkan SUS viscositynya yang diukur pada 210oF. Misalnya 150BS, yang berarati nilai SUS viscositynya adalah sekitar 150 pada 210oF dan bahan bakunya berasal dari produk bottom kolom unit distilasi vacuum

4. Pengelompokan Lube Base Oil Menurut API
Jenis Lube Base Oil menurut API ditunjukkan pada tabel berikut ini.

Read more »

Catalytic Dewaxing Reactor Internal

Reaktor pada unit CDW merupakan reaktor tipe fixed bed. Pada CDW terdapat dua buah reaktor yaitu reaktor Hydrodewaxing dan reaktor Hydrofinishing. Pada perancangannya, selain dimensi reaktor fixed bed secara keseluruhan, dimensi dan konstruksi internal reaktor juga memegang peranan yang sangat penting demi menunjang proses reaksi katalitis yang terjadi di dalam reaktor.

Read more »

Overview - Catalytic Dewaxing Unit (Plant 3D)

Unit Catalytic Dewaxing (CDW) Lube Base Oil Plant (LBO Plant) merupakan unit utama dalam pemrosesan Unconverted Oil (UCO) menjadi Lube Base Oil Grade 3. Selain unit CDW terdapat pula Vacuum Distillation Unit yang merupakan unit distilasi vakum yang memisahkan UCO menjadi fraksi-fraksi seperti Vacuum Gasoil, 100D, 150D, Middle Distillate, dan Short Residue.
Unit CDW terdiri atas 6 peralatan utama, yaitu: furnace, heat exchangers, reactors (hydrodewaxing dan hydrofinishing), separator, pompa, dan kompresor).

Read more »