Pengolahan limbah cair di petroleum industry (terutama di kilang) dilakukan melalui 2-3 tahap, yaitu diolah di Sour Water Stripping unit dan di Oil Separator (dan biotreatment). Biasanya untuk plant yang ada H2S nya dilengkapi dengan Sour Water Stripping (SWS) unit untuk mengolah limbah cairnya sebelum kemudian dikirim ke Waste Water Treatment Plant (oil separator & biotreatement).

Tanya – Sugeng Hariyadi

Bapak – Bapak Pakar Pembuat Plant,

Mohon pencerahan-nya untuk rencana penanganan limbah (waste management) di plant yang ada H2S-nya…, kalau ada reference saya sangat berterima kasih atas saran dan informasinya. Apakah drain line yang dari stripping tower perlu di perhahatikan betul 2x untuk produk H2S-nya…? dan bagaimana penanganan oil spill dari stripping tower ini..?

Terima kasih atas info, reference dan pencerahan-nya.

Tanggapan 1 – adhi budhiarto

Mas Sugeng,

Sebenernya ulasan mengenai Sour Water Stripping unit sudah tercakup dalam tulisan saya untuk Buku Pintar Migas Indonesia berjudul Teknologi Proses Kilang Minyak Bumi, yaitu di Bab XII Sour Water Stripping Unit (mungkin tinggal tunggu waktu aja untuk di-release/di-upload ke server website sama mas Budhi).

Karena tulisan tersebut belum sempet di-upload oleh mas Budhi, mungkin bisa saya sarikan sebagai berikut :

Pengolahan limbah cair di petroleum industry (terutama di kilang) dilakukan melalui 2-3 tahap, yaitu diolah di Sour Water Stripping unit dan di Oil Separator (dan biotreatment).

Biasanya untuk plant yang ada H2S nya dilengkapi dengan Sour Water Stripping (SWS) unit untuk mengolah limbah cairnya sebelum kemudian dikirim ke Waste Water Treatment Plant (oil separator & biotreatement). Untuk di petroleum industry, unit SWS biasanya terdiri dari :

1. Degassing Drum

Di degassing drum ini dilakukan pemisahan 3 macam komponen feed SWS, yaitu gas hydrocarbon ringan dan H2S, minyak, dan air.

* Gas hydrocarbon ringan dan H2S yang terkandung dalam feed SWS masuk ke dalam degassing drum dan menuju bagian degassing drum yang dilengkapi dengan packing column. Packing column ini berisi 1′ ceramic rashing ring packing. Di packing column ini, gas hydrocarbon ringan dan H2S dikontakkan dengan stripped water produk SWS Column untuk mengambil kandungan hydrocarbon berat yang mungkin terikut gas. Hydrocarbon berat yang di-absorb tersebut kemudian masuk kembali ke dalam degassing drum untuk kemudian dipisahkan dari water dan dipompakan ke Skim Oil Drum. Sedangkan gas dari stripping column degassing drum mengalir ke Vent Gas Absorber untuk dikontakkan dengan lean amine (MEA, MDEA, DGA, atau lainnya) untuk di-absorb H2S nya. Off gas dari Vent Gas Absorber kemudian dikirim ke Thermal Oxidizer yang ada di Sulphur Recovery Unit untuk di-burn. Sedangkan Rich Amine (amine yang mengandung banyak H2S) keluar dari bottom vent gas absorber dan
kemudian dialirkan ke Amine Regeneration Unit (ARU) untuk diregenerasi amine-nya. Di ARU, H2S yang keluar di top Amine Regenerator dialirkan ke Sulphur Recovery Unit untuk di-recover sulphur-nya.

* Minyak

Minyak yang terkandung di dalam feed dipisahkan dari water berdasarkan perbedaan berat jenis. Minyak yang mempunyai berat jenis lebih ringan daripada water akan berada pada lapisan atas/di permukaan water pada level degassing drum. Minyak ini (biasa disebut skimmed oil) kemudian dialirkan ke Skim Oil Drum untuk kemudian dipompakan ke Slop Oil Tank. Slop Oil yang ada di Slop Oil tank ini selanjutnya dapat di-blending dengan Crude Oil untuk diumpankan ke Unit Crude Distillation Unit (3-5% total feed CDU) atau di-blending dan dijual sebagai Low Sulphur Waxy Residue/LSWR atau sebagai Fuel Oil (dapat digunakan sendiri sebagai bahan bakar fired heater atau dijual).

* Water*

Water kemudian dialirkan ke preheater (feed/product heat exchanger) sebelum kemudian menuju SWS Column.

Tekanan degassing drum didisain cukup rendah agar kandungan H2S dan hydrocarbon ringan (yang mudah menguap) dari feed sour water dapat ter-flash off. Biasanya tekanan degassing drum sekitar 0,5 kg/cm2g.

1. SWS Column

Temperatur top SWS column diatur sehingga diperoleh kandungan H2S dan NH3 dalam stripped water yang sesuai dengan spesifikasi. Sour gas dari top SWS column dikondensasi untuk memisahkan air dengan acid gas. Semakin tinggi temperature top SWS column, maka semakin banyak H2S dan NH3 yang akan teruapkan (semakin sedikit H2S dan NH3 yang terlarut dalam stripped water; kualitas stripped water semakin bagus). Sebaliknya, semakin rendah temperature top SWS column, maka semakin sedikit H2S dan NH3 yang akan ter-strip. Namun, temperatur top SWS column dibatasi tidak boleh lebih rendah daripada 82 oC yang akan menyebabkan sublimasi ammonium hydrosulfide (NH4HS) yang dapat menyebabkan plugging di bagian atas SWS column.

‘Apakah drain line yang dari stripping tower perlu diperhatikan betul2 untuk produk H2S nya?’

Bukan Cuma H2S nya saja yang harus diperhatikan tapi juga NH3 dan Oil content-nya. Di plant saya sekarang di Rabigh, KSA, spesifikasi kandungan H2S dan NH3 dalam Stripped Water product (bottom SWS column) berturut-turut adalah maksimum 10 dan 30 ppmwt (untuk mencapai target air buangan Sulfida maximum 1 ppm dan nitrogen maksimum 10 ppm). Oil content dibatasi agar air buangan WWTP mengandung mempunyai oil content maksimum 25 ppm. Dari SWS, stripped water masih dikirim ke WWTP untuk diolah lebih lanjut sebelum di buang ke perairan.

Sedangkan jika dalam feed SWS ada kandungan phenol, maka kandungan phenol ini gak bisa diapa-apain oleh SWS (alias numpang lewat doang), jadi terpaksa menyerahkan sepenuhnya penanganan phenol ini kepada bioseparator/biotreatment untuk diolah phenolnya sehingga kandungannya bisa < 1 ppm.

WWTP biasanya terdiri dari oil separator dan biotreatment. Metode yang umum digunakan di oil separator adalah pemisahan secara gravity menggunakan oil skimmer API/TPI. Sedangkan tugas biotreatment adalah menurunkan kandungan organic, COD, BOD, dan phenol dengan bantuan bakteri.

Kalo di Indonesia, BML (Baku Mutu Lingkungan) air buangan adalah sebagai berikut :

* pH = 6-9.

* Kandungan sulfida maksimum = 1 ppm.

* Kandungan ammonia maksimum = 10 ppm.

* Kandungan phenol maksimum = 1 ppm.

* Kandungan minyak maksimum = 25 ppm.

* BOD maksimum = 100 ppm.

* COD maksimum = 200 ppm.

* Temperatur maksimum = 45 oC.

Sedangkan untuk standar international, standar air buangan/effluent dari petroleum industry yang ditetapkan oleh World Bank (Lha kok World Bank punya standar kayak gituan? Iya, World Bank merasa perlu punya standar tersebut terkait dengan pinjaman uang kepada suatu proyek, agar proyek tersebut tetep ramah lingkungan. Lha kenapa juga yang diambil standar-nya World Bank? Iya, cuman itu yang saya tau):

* pH = 6-9

* BOD = 30

* COD = 150

* Oil and grease = 10

* Total Suspended Solid = 30

* Chromium Hexavalent = 0.1

* Chromium Total = 0.5

* Lead = 0.1

* Nitrogen total = 30

* Phenols = 0.5

* Benzene = 0.05

* Sulphide = 1

Semoga membantu.

Tanggapan 2 – Sugeng Hariyadi

Mas Adhi,

Terima kasih atas penjelasannya.

Untuk NH3 yang sering keluar dari liquid drain (strainer) apakah di dekat daerah tuban, dan surabaya ada yang bersedia menampung dan mengolah gak ya…? kalau ada mohon para mailist yang punya info, tolong dikabarin ke saya untuk diajukan dalam flow chart WMP yang sedang saya bikin.

Trima kasih,