Coker vs FCC: Strategi Mengubah Residu Berat Jadi Nilai, Saat Standar Sulfur Makin Ketat

Refinery modern memulai dengan memisahkan crude menjadi aliran: gas ringan (C₁–C₄), LPG, naphtha ringan/berat, kerosin/jet, diesel (gas oil), heavy vacuum gasoil, dan vacuum residue. Setiap aliran punya destinasi: naphtha ringan umumnya masuk reformer (atau isomerizer/alkylation unit) untuk bensin beroktan tinggi; middle distillates (kerosin/diesel) di-hydrotreater untuk menurunkan sulfur dan menaikkan cetane number (kemampuan penyalaan diesel); heavy vacuum gasoil kerap diarahkan ke FCC (fluid catalytic cracking) atau hydrocracker; dan fraksi terberat (vacuum residue) jadi fuel oil atau di-upgrade lebih lanjut.

Di Indonesia, standar produk memperketat permainan. Diesel wajib memenuhi dua grade—CN48 (≤3.500 ppm S saat ini, menuju 500 ppm pada 2021 dan 50 ppm pada 2025) dan CN51 (≤500 ppm S) menurut TransportPolicy (TransportPolicy). Bensin harus unleaded dengan RON (Research Octane Number) ≥90—RON88 dihentikan per Januari 2023, kata QCIntel—dan sulfur ≤500 ppm (TransportPolicy). Spesifikasi ini mendorong kilang memaksimalkan hydroprocessing dan konversi residu berat menjadi bahan bakar bersih.

Peta alir distilasi dan unit lanjutan

Setelah distilasi, naphtha ringan diarahkan ke reformer/isomerizer/alkylation untuk memperbaiki oktan; middle distillates di-hydrotreater guna menurunkan sulfur serta meningkatkan cetane; heavy vacuum gasoil biasanya masuk FCC atau hydrocracker; sementara vacuum residue—yang sebelumnya lazim jadi fuel oil—kini terdorong untuk di-upgrade karena batas sulfur yang ketat.

Konversi residu vakum: coker vs FCC

Delayed coking (DCU) adalah perengkahan termal resid vakum pada 482–516 °C (furnace) dan tekanan moderat, memecahnya jadi hidrokarbon dan kokas padat. Yields tipikal (wt%) berada di kisaran ~10–15% naphtha C₅–360°F, ~20–27% gas oil 360–650°F, ~20–38% gas oil >650°F, ~7–9% gas kering (C₁–C₄), dan ~20–26% coke, menurut RefiningCommunity. Dalam satu uji komersial pada 910°F heater outlet, penurunan tekanan drum dari 48 ke 23 psia menggeser yield naphtha dari 15,4% ke 11,1% dan coke dari 26,5% ke 22,0% (RefiningCommunity).

Dalam praktik, delayed coking menghasilkan kira‑kira ≥30 wt% petroleum coke, kata ulasan proses coking (FlipHTML5). Varian lebih “severe”—fluid coking atau flexicoking—menggasifikasi sebagian kokas sehingga padatan jauh lebih rendah (~20% atau serendah 2%) (FlipHTML5). Produk naphtha dan gas oil dari coker bermutu rendah (oktan rendah, aromatik dan sulfur tinggi) dan selalu di-hydrotreater sebelum diblending ke bensin atau diesel.

Fluid catalytic cracking (FCC) memecah heavy gas oils pada 316–566 °C dalam riser reactor dengan katalis zeolit untuk memaksimalkan bensin. “The FCC…cracks heavy desulphurized feedstock into lighter, mainly high octane gasoline,” sembari menghasilkan olefin C₃–C₄ dan LPG (FlipHTML5). Yield tipikal sebuah resid-processing FCC berada pada kisaran 45–60 vol% gasoline (C₅–C₁₀), ~10–20 vol% LPG, ~10–20 vol% light cycle oil (LCO, rentang diesel), dan ~5–10 wt% coke. Dibanding coker, FCC menghasilkan kokas jauh lebih sedikit dan liquid fuel lebih banyak; gasoline FCC beroktan tinggi (90–100 RON) dan umumnya memenuhi spesifikasi blending setelah feed di-hydrotreater. LCO dari FCC cenderung aromatik tinggi (cetane rendah) sehingga sering diarahkan ke hydrocracker/hydrotreater untuk blending diesel. Secara komersial, FCC memprioritaskan bensin dan umpan petrokimia (LPG/propylene), sementara coking memaksimalkan distillate+residue rejection (kokas). Tren global menunjukkan pertumbuhan permintaan bensin melambat (dipengaruhi EV), sementara LPG/naphtha untuk petrokimia meningkat—membuat banyak kilang melihat margin lebih tinggi pada FCC untuk konversi resid (Asian Downstream Insights).

Pertukaran mutu dan kebutuhan pretreatment

Coking menerima feed sangat berat dan kaya logam (vacuum resid, Conradson carbon residue/CCR ~20–30%, Ni+V ribuan ppm) dengan pretreatment minimal, namun dengan kelemahan yield kokas tinggi—hingga ~30% berat feed (FlipHTML5). FCC menuntut feed lebih bersih: vacuum gasoil/gasoil coker yang sudah di-hydrotreater, dengan CCR dan logam rendah. Feed sering di-hydrotreater bahkan dide-oil lebih dulu (FlipHTML5). Resid FCC (RFCC) dapat menelan vacuum resid, tetapi hanya jika telah didesulfurisasi/deasphalted; jika tidak, kokas kaya logam akan meracuni katalis (FlipHTML5). Ringkasnya, DCU dipilih untuk crude sangat berat (memaksimalkan karbon jadi kokas dan gasoil), sedangkan FCC dipilih saat bensin beroktan tinggi dan petrokimia lebih bernilai.

Persyaratan mutu produk utama

Gasoline: Unleaded; RON ≥ 90 (Indonesia menghentikan RON88 per Jan 2023 menurut QCIntel). Sulfur ≤ 500 ppm secara nasional (TransportPolicy) dan target 50 ppm pada 2025 (TransportPolicy). Spesifikasi umum lain (bukan Indonesia‑spesifik) meliputi RVP ~45–60 kPa, benzena ≤1 vol%, aromatik ≤35 vol% (standar UE). Gasoline FCC biasanya memenuhi ini setelah blending yang tepat dan hydrotreating feed (FlipHTML5).

Diesel: Cetane minimum 48 (CN48, “BioSolar”) atau 51 (CN51, “Pertamina Dex”); sulfur ≤500 ppm untuk CN51 dan saat ini ≤3.500 ppm untuk CN48 (TransportPolicy) dengan transisi ke 500 ppm pada 2021 dan 50 ppm pada 2025 (TransportPolicy). Densitas ~820–860 kg/m³. Cloud point harus cocok dengan iklim Indonesia (dengan blending biodiesel hingga B50, cold‑filter plugging point menjadi parameter kunci). LCO dari FCC umumnya terlalu aromatik untuk memenuhi cetane 48–51 tanpa hydrocracking. Gasoil coker/hydrotreated bisa diblending ke diesel jika memenuhi batas ini.

Kerosene/Jet: (Pertamina Jet A‑1) Spesifikasi tipikal: freeze point ≤ −47 °C, sulfur ≤ 0,3 wt% (spesifikasi global JP1), aromatik ≤ 25–35 vol%. Kerosin dari FCC atau coker di-hydrotreater untuk memenuhi freeze point dan sulfur.

Fuel oil (residu/bunker): Sesuai IMO 2020, sulfur ≤ 0,5 wt% (Manifold Times). Spesifikasi bunker Indonesia (ISO MFO 180 dan MFO 380) menetapkan S ≤ 0,5% (Manifold Times), densitas ≤ 991 kg/m³, dan viskositas ≤ 180 atau 380 cSt pada 50 °C (Manifold Times). Batas lain termasuk vanadium ≤ 350 ppm dan carbon residue ≤ 18% (Manifold Times). Artinya, fraksi berat dari cracking residu harus didesulfurisasi (atau diblending) jika dijual sebagai bunker fuel.

LPG: LPG kontrak (mayoritas C₃/C₄) untuk suplai domestik/petrokimia harus kering (H₂O <10 ppm) dan bebas sulfur (H₂S umumnya <5–10 ppm). LPG dari FCC atau coker difraksinasi dan disweeten untuk memenuhi persyaratan ini.

Pengelolaan pool dan praktik blending

Setiap “pool” produk dimonitor ketat: sulfur pada pool bensin diblending agar memenuhi spesifikasi 500 ppm—sering perlu “undercutting” ekor berat gasoline FCC bila sulfur mendekati batas pasar (Oil & Gas Journal). Cetane dan sulfur pada pool diesel dikelola serupa melalui blending produk hydrotreat. Dalam praktiknya, seluruh aliran naphtha dan gasoil hasil cracking di‑hydrotreater untuk memenuhi spesifikasi: misalnya, naphtha coker (kaya olefin) disaturasi dan didesulfurisasi untuk menjadi umpan reformer atau alkylation; LCO FCC sering dihydrocrack ke diesel.

Dampak pilihan unit terhadap bauran produk

Pilihan antara coking dan FCC sangat menentukan bauran produk serta langkah pemolesan mutu di hilir. Coking menerima feed lebih berat/termurah (tahan terhadap logam) namun menuntut hydrotreat besar pada liquid product; FCC menghasilkan lebih banyak bensin/LPG tapi menuntut pretreatment katalitik atau hydrotreat pada feed. Data dalam ulasan ini—misalnya FCC ~50% gasoline vs coker ~25% coke yields (FlipHTML5; RefiningCommunity)—membantu kilang memutuskan jalur dengan margin terbaik di bawah kondisi pasar dan regulasi saat ini.

Sumber dan rujukan teknis

Angka-angka yield dan spesifikasi berasal dari studi industri: data delayed coker komersial (RefiningCommunity) dan tabel proses coking (FlipHTML5); ringkasan regulasi BBM Indonesia oleh TransportPolicy (TransportPolicy) dan kabar terbaru (QCIntel; Manifold Times). Wawasan tren cracking residu dan fokus produk diambil dari ulasan terbitan (FlipHTML5; Asian Downstream Insights), sedangkan praktik blending sulfur gasoline FCC dirujuk dari Oil & Gas Journal.