TUGAS 3 PENGOLAHAN GAS BUMI
STUDI KASUS: ANALISA TRANSPORTASI DAN PENGOLAHAN GAS ALAM UNTUK 10 SUMUR
Kelompok: 6 Anggota Kelompok: Dwiantari Satyapertiwi
1106016494
Johan
1106052966
Muhammad Fauzi
1106012546
Rahmita Diansari
1106013151
DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA UNIVERSITAS INDONESIA DEPOK 2014
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ............................................... ...................................................................... ............................................. .................................... .............. ii BAB I LATAR BELAKANG ............................ .................................................. ............................................. ............................. ...... 1 BAB II TINJAUAN PUSTAKA.......................................... ................................................................. ................................. .......... 2
2.1. Pemanfaatan Gas Bumi ............................................ ................................................................... .................................... ............. 2 2.1.1 Gas Pipa ( Pipeline .................................................................... ............................. ...... 3 Pipeline Gas)............................................. 2.1.2. LPG ...................................... ............................................................ ............................................ ............................................ ...................... 3 2.1.3. CNG ................................................ ...................................................................... ............................................ ................................. ........... 4 2.1.4. LNG ....................................................... .............................................................................. .............................................. ......................... .. 5 2.2. Proses Pr oses Pemurnian Pemur nian Gas Bumi .................................................. ........................................................................ ...................... 5 2.2.1. Gas Sweetening............................... Sweetening..................................................... ............................................ ................................. ........... 5 2.2.2 Gas Dehydration ........................................................ .............................................................................. ........................... ..... 10 2.2.3. Mercury Removal ................................................. ........................................................................ ............................... ........ 13 2.2.4. Nitrogen Rejection .............................. .................................................... ............................................. ........................... .... 16 2.2.5. Oxygen Treatment ........................................................ ............................................................................... ....................... 17 BAB III PENYELESAIAN MASALAH ........................................... ........................................................... ................ 19
3.1. Definisi Masalah ............................................ .................................................................. ............................................ ........................ 19 3.2. Analisis Transportasi dan d an Proses Pengolahan Pengol ahan Gas Bumi ........................... ........................... 19 3.2.1. Asumsi yang Digunakan Di gunakan ........................................... .................................................................. ........................... .... 19 3.2.2. Analisis Anal isis untuk Masing-masing Sumur............................................ ................................................. ..... 20 BAB IV KESIMPULAN ................................ ...................................................... ............................................ ............................... ......... 41 DAFTAR PUSTAKA ......................................... ............................................................... ............................................ ........................... ..... 43
ii
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ............................................... ...................................................................... ............................................. .................................... .............. ii BAB I LATAR BELAKANG ............................ .................................................. ............................................. ............................. ...... 1 BAB II TINJAUAN PUSTAKA.......................................... ................................................................. ................................. .......... 2
2.1. Pemanfaatan Gas Bumi ............................................ ................................................................... .................................... ............. 2 2.1.1 Gas Pipa ( Pipeline .................................................................... ............................. ...... 3 Pipeline Gas)............................................. 2.1.2. LPG ...................................... ............................................................ ............................................ ............................................ ...................... 3 2.1.3. CNG ................................................ ...................................................................... ............................................ ................................. ........... 4 2.1.4. LNG ....................................................... .............................................................................. .............................................. ......................... .. 5 2.2. Proses Pr oses Pemurnian Pemur nian Gas Bumi .................................................. ........................................................................ ...................... 5 2.2.1. Gas Sweetening............................... Sweetening..................................................... ............................................ ................................. ........... 5 2.2.2 Gas Dehydration ........................................................ .............................................................................. ........................... ..... 10 2.2.3. Mercury Removal ................................................. ........................................................................ ............................... ........ 13 2.2.4. Nitrogen Rejection .............................. .................................................... ............................................. ........................... .... 16 2.2.5. Oxygen Treatment ........................................................ ............................................................................... ....................... 17 BAB III PENYELESAIAN MASALAH ........................................... ........................................................... ................ 19
3.1. Definisi Masalah ............................................ .................................................................. ............................................ ........................ 19 3.2. Analisis Transportasi dan d an Proses Pengolahan Pengol ahan Gas Bumi ........................... ........................... 19 3.2.1. Asumsi yang Digunakan Di gunakan ........................................... .................................................................. ........................... .... 19 3.2.2. Analisis Anal isis untuk Masing-masing Sumur............................................ ................................................. ..... 20 BAB IV KESIMPULAN ................................ ...................................................... ............................................ ............................... ......... 41 DAFTAR PUSTAKA ......................................... ............................................................... ............................................ ........................... ..... 43
ii
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
BAB I LATAR BELAKANG
Indonesia memiliki cadangan gas alam yang cukup besar. Gas alam merupakan sumber energi yang potensial untuk menggantikan sumber energi minyak bumi yang semakin menipis cadangannya. Gas alam merupakan hidrokarbon dengan fasa dominan berupa gas. Gas alam terbentuk dari jasad mahluk hidup yang tertimbun selama jutaan tahun. Proses pembentukan gas alam mirip dengan proses pembentukan minyak bumi. Gas alam ditambang dari sumur- sumur gas. Komposisi hidrokarbon dalam gas alam adalah hidrokarbon ringan (dominan), hidrokarbon berat, dan pengotor berupa H2S, CO2, O2, N2, Hg, dll. Gas alam diolah menjadi berbagai produk antara lain LNG, NGL, LPG, gas pipa ( pipeline pipeline gas), GTH, dll. Semua produk tersebut memiliki spesifikasi yang berbeda satu dengan lainnya. Pemilihan produk gas alam biasanya dikaitkan dengan jarak sumur ke titik demand, kondisi reservoar, dan komposisi gas alam itu sendiri. Gas alam memiliki berbagai keunggulan dibandingkan minyak bumi, yaitu emisi karbon yang rendah dibanding dengan bahan bakar minyak dan batu bara, harganya yang lebih murah, dan ketersedian gas alam. Dan yang paling penting adalah biaya yang rendah dibandingkan dengan penggunaan batu bara. Faktor Faktor inilah yang menyebabkan pertumbuahan konsumsi gas alam meningkat dengan pesat.
1
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Pemanfaatan Gas Bumi
Gas alam merupakan salah satu sumber energi yang banyak dimanfaatkan dewasa ini baik dalam skala perumahan, komersial, maupun industri. Tercatat dari tahun 2005 hingga tahun 2010, total konsumsi gas terus meningkat. Pada tahun 2005, konsumsi gas mencapai 3.541 MMSCFD, setahun kemudian meningkat menjadi 3.716,1 MMSCFD dan 2009 tercatat 4.233,7 MMSCFD. Peningkatan konsumsi gas, terutama terjadi pada sektor pupuk, listrik dan industri lain (esdm.go.id, 2010). Alasan mengapa gas menjadi salah satu sumber energi yang populer adalah karena efisiensi energi yang dihasilkan lebih baik dibandingkan dengan minyak bumi dan batubara, dan polutan yang dihasilkan dari pembakarannya lebih sedikit sed ikit sehingga lebih ramah rama h lingkungan. Untuk mengakomodasi penggunaan gas alam di berbagai sektor, tentunya gas alam harus dapat ditransportasikan secara efisien ke berbagai titik dimana gas alam dibutuhkan. Metode transportasi gas yang paling banyak digunakan antara lain dengan menggunakan pipa pipeline (pipeline gas), LPG, CNG, dan LNG.
Gambar 2.1 Metode Pemanfaatan dan Transportasi Gas Bumi
Masing-masing metode transportasi gas memiliki efisiensi yang berbeda bergantung pada jarak pengiriman dan volume gas yang dikirimkan. Gambaran kasar mengenai metode transportasi yang dapat digunakan untuk mengirimkan gas dari sumber ke tempat demand dapat dilakukan secara sederhana dengan menggunakan grafik dalam Gambar 2.2 berikut ini.
2
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 2.2 Metode Pemanfaatan dan Transportasi Gas Bumi
Lebih jelasnya, masing-masing metode akan dijelaskan secara rinci dibawah ini. 2.1.1 Gas Pipa (Pipeline Gas)
Gas alam biasanya dapat ditransportasikan dalam bentuk gas pipa atau pipeline gas dengan menggunakan pipa carbon steel dengan diameter berkisar dari 2 inci (51 mm) sampai lebih dari 60 inci (1500 mm). Gas diberi tekanan dengan menggunakan kompresor sehingga dapat sampai ke tempat tujuan dengan spesifikasi yang memadai. Pada dasarnya, gas alam yang dialirkan tidak memiliki bau. Sebagai pengamanan, gas yang dialirkan dapat ditambahkan merkaptan untuk mendeteksi bila terjadi kebocoran. Dengan melihat grafik pemilihan metode transportasi gas, terlihat bahwa penyaluran gas alam sebagai gas pipa lebih efektif untuk penyaluran dalam jarak yang relatif dekat (hingga 600 mil), sementara volume yang dialirkan bisa mencapai 800 MMSCFSD. Hal ini disebabkan, penyaluran gas memerlukan sarana berupa pipa yang pembangunannya juga memerlukan biaya, sehingga pada jarak yang jauh biaya yang perlu dikeluarkan dalam pembuatan pipa dan penambahan kompresor menjadi lebih besar. Besarnya biaya pembangunan sarana transportasi gas ini tidak berimbang dengan pemasukan dari penjualan gas alam itu sendiri, maka;hd penyaluran gas alam dilakukan pada jarak pendek. 2.1.2. LPG
3
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
LPG atau liquified petroleum gas adalah campuran dari berbagai unsur hidrokarbon dalam bentuk cair yang komposisinya didominasi oleh propana (C3H8) dan butana (C4H10). Komponen hidrokarbon lain, seperti etana (C2H6) dan pentana (C5H12) masih terdapat dalam campuran, namun dalam jumlah kecil. LPG ditekan dengan tekanan tinggi sehingga berbentuk cair, hal ini bertujuan untuk meminimalisir volume sehingga lebih mudah untuk ditransportasikan. Untuk memungkinkan terjadinya ekspansi panas (thermal expansion) dari cairan yang dikandungnya, tabung LPG tidak diisi secara penuh, hanya sekitar 80 85% dari kapasitasnya. Rasio antara volume gas bila menguap dengan gas dalam keadaan cair bervariasi tergantung komposisi, tekanan dan temperatur, tetapi umumnya sekitar 250:1. Tekanan
uap, yakni tekanan minimal yang harus diberikan agar LPG
berfasa cair, bergantung pada komposisi dan temperatur dari gas LPG itu sendiri. Sebagai contoh, dibutuhkan tekanan sekitar 220 kPa (2.2 bar) bagi butana murni pada 20 °C (68 °F) agar mencair, dan sekitar 2.2 MPa (22 bar) bagi propana murni pada 55°C (131 °F). Menurut spesifikasinya, LPG dibagi menjadi tiga jenis yaitu LPG campuran, LPG propana dan LPG butana. Spesifikasi masingmasing LPG tercantum dalam keputusan Direktur Jendral Minyak dan Gas Bumi
Nomor:
25K/36/DDJM/1990. LPG yang dipasarkan Pertamina adalah
LPG campuran. 2.1.3. CNG
CNG atau Compressed Natural Gas adalah salah satu alternatif bahan bakar yang komposisinya didominasi oleh metana (CH4), sehingga memiliki hasil pembakaran yang lebih bersih dibandingkan bahan bakar lainnya. Karena didominasi oleh metana, CNG bersifat lebih ringan dari udara dan mudah terdispersi cepat ketika terjadi kebocoran. CNG dibuat dengan mengompresi gas alam hingga volumenya mencapai 1/300 dari volume awal. CNG disimpan dan didistribusikan dalam wadah yang mampu menahan tekanan tinggi (200-220 bar atau 2900-3200 psi) dalam suhu mendekati suhu ruang. Wadah dari CNG biasanya berbentuk silinder atau bola. Berdasarkan Gambar 2.2., CNG merupakan metode transportasi gas yang efektif jika volume gas yang ditransportasikan relatif kecil, antara 100-500
4
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
MMSCFD. Transportasi ini digunakan terutama pada cadangan offshore dimana jaringan pipa tak tersedia dan LNG terhalangi oleh tingginya biaya. 2.1.4. LNG
LNG atau Liquified Natural Gas adalah gas alam yang dicairkan dengan cara pendinginan pada tekanan mencapai tekanan atmosferik dengan suhu mencapai -160 0C. Pada kondisi cair LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas
air,
dengan
reduksi
volume
1/600
dibanding kondisi gasnya.
Kompresi volume yang cukup besar ini memungkinkan transportasi gas dalam bentuk cair untuk jarak jauh dengan biaya yang lebih efisien. Biaya terbesar pada proses pembuatan LNG terdapat pad biaya proses pencairannya, dimana untuk kapasitas 0.5-1 tcfd biayanya adalah $750juta-$1.25 milyar atau sekitar 50% dari total investasi. Investasi yang dibutuhkan untuk fasilitas LNG juga cukup besar, bisa mencapai hingga US$ 1.5-2.5 miliar. Teknologi LNG secara luas digunakan dan akan terus berkembang untuk transportasi gas alam volume besar jarak jauh (ekonomis untuk jarak 2500 mil atau lebih) dengan menggunakan kapal.
2.2. Proses Pemurnian Gas Bumi
Gas alam merupakan gas yang terdiri dari berbagai komponen dengan komposisi utama metana. Metana merupakan komponen inti dari gas alam yang memiliki komposisi mencapai 85%. Selain metana juga terdapat hidrokarbon ringan seperti etana, propane dan butane, tidak hanya itu terdapat juga hidrokarbon berat dalam jumlah sedikit. Gas alam juga mengandung beberapa impurities atau pengotor. Kualitas dari suatu gas alam ditentukan dari jumlah impurities yang terkandung. Setiap sumur gas memiliki kualitas atau kandungan yang berbeda-beda. Impurities pada setiap sumur tersebut terlebih dahulu harus dibersihkan sebelum gas alam diolah lebih lanjut menjadi produk antara ataupun produk akhir. Komposisi dan kualitas yang berbeda ini menyebabkan gas alam dapat diolah dengan teknologi berbeda apabila berasal dari sumur berbeda. 2.2.1. Gas Sweetening
5
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gas sweetening merupakan proses pertama yang akan dilalui oleh suatu gas alam setelah melewati knock out drum. Gas sweetening akan menghilangan impurities berupa gas asam seperti hidrogen sulfida (H2S) dan karbon dioksida (CO2). Sebagian gas alam mengandung hidrogen sulfida (H2S) dalam konsentrasi mulai dari yang hampir tidak terdeteksi jumlahnya sampai melebihi 30 persen mol (Katz, 1959). Pemisahan H2S dari gas alam dibarengi oleh proses pemisahan karbon doiksida (CO2) karena CO2 mempunyai karakteristik asam yang sama. Gas yang mengandung H2S atau CO2 diklasifikasikan sebagai sour gas dan gas yang bebas dari H2S atau CO2 disebut sweet gas. Dengan meningkatnya permintaan gas alam maka gas alam yang di transportasikan ke pasaran harus memenuhi syarat-syarat legal yang menentukan kandungan maksimum H2S. Pesyaratan ini berdasarkan sifat H2S yang beracun dan hasil pembakarannya adalah sulfur dioksida atau sulfur trioksida. Selain mengeluarkan bau yang tidak enak pada konsentrasi rendah, H2S merupakan racun yang sangat mematikan dan pada konsentrasi di atas 600 ppm dapat menyebabkan kematian dalam waktu tiga sampai lima menit. Sifat racun bisa dibandingkan dengan sianida sehingga keberadaannya di dalam bahan bahar gas domestik tidak bisa di toleransi. H2S juga bersifat korosif terhadap semua logam yang
biasanya
berhubungan
dengan
sitem
pengolahan
gas
dan
sistem
tranportasinya yang bisa mengakibatkan kegagalan prematur dari sistem tersebut. Penghilangan gas asam (CO2, H2S, dan komponen sulfur lainnya) dari gas alam sering disebut sebagai proses gas sweetening. Gas asam yang hadir dalam gas alam perlu dihilangkan untuk: meningkatkan nilai kalor gas, mencegah korosi pipa dan peralatan proses gas, dan kristalisasi gas asam (CO2) selama proses kriogenik/pencairan. Penghilangan gas asam dapat dicapai dengan banyak cara. Variasi dan pengembangan masing-masing proses telah dikembangkan selama bertahun-tahun untuk menghilangkan beberapa jenis gas dengan tujuan mengoptimalkan biaya modal dan operasional, memenuhi spesifikasi gas, dan untuk tujuan lingkungan (Tennyson et. at 1977). Proses utama yang tersedia dapat dikelompokkan sebagai berikut (Maddox, 1982):
Proses absorpsi (absorpsi kimia dan fisika)
6
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Proses adsorpsi ( solid surface)
Pemisahan fisika (membran atau pemisahan kriogenik)
Larutan hibrida (campuran larutan fisika dan kimia)
Faktor yang menjadi pertimbangan dalam pemilihan teknologi diantaranya ialah:
Jenis dan konsentrasi dari pengotor dalam gas umpan
Konsentrasi masing-masing kontaminan dan tingkat penghilangan (gas asam) yang diperlukan
Komposisi hidrokarbon dari gas
Spesifikasi akhir (untuk komposisi gas asam) yang diinginkan
Biaya modal dan biaya operasional
Volume gas yang akan diproses
Selektivitas yang diperlukan untuk menghilangkan gas asam
Kondisi di mana gas umpan tersebut tersedia untuk pengolahan
Selain itu, terdapat juga cara grafik seperti pada Gambar 2.3 berikut, dimana faktor penentu berupa konsentrasi gas asam pada outlet gas dan feed gas.
Gambar 2.3 Metode Grafik untuk Pemilihan Metode Gas Sweetening
a. Proses Adsorpsi
Proses adsorpsi melibatkan adsorpsi gas asam dengan menggunakan adsorben padat. Proses penghilangan dilakukan dengan reaksi kimia atau ikatan
7
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
ion partikel padat dengan gas asam. Umumnya, proses adsorpsi berupa ferrum oksida, oksida zinc, dan seolit (molecular sieve). Assorben biasanya ditentukan oleh struktur mikropori yang menahan komponen yang akan dipisahkan. Ketika unggun jenuh dengan gas asam, vessel dihilangkan dari sistem untuk regenerasi dengan mengalirkan aliran gas panas yang sudah bersih melalui unggun. Pada proses adsorpsi yang disebutkan di atas, hanya molecular sieve yang sesuai untuk penghilangan konsentrasi CO2 yang kecil dari gas alam. Kelebihan proses adsorpsi adalah:
Molecular sieve tidak mengalami degradasi mekanis.
Pengoperasian proses terbilang mudah
Dehidrasi simultan terhadap pengilangan gas asam mungkin terjadi
Regenerasinya murah.
Kecepatan pemisahan gas asamnya tinggi
Sementara itu, kekurangan yang dimiliki oleh proses adsorpsi adalah:
Prosesnya terbatas pada aliran gas yang sedikit pada tekanan sedang.
Tidak sesuai untuk sirkulasi kontinyu dikarenakan pengurangan.
Desain proses terbilang kompleks.
b. Proses Absorpsi o
Absorpsi Fisika
Process absorpsi fisika dilakukan dengan menggunakan pelarut organik untuk mengabsorpsi gas asam secara fisik. Process absorpsi gas asam seperti CO2 bergantung pada tekanan dan suhu umpan. Penghilangan CO2 secara absorpsi ini secara optimum dilakukan pada tekanan yang sangat tinggi dan suhu yang rendah. Hal ini dikarenakan pada keadaan ini, tekanan parsial CO2 akan meningkat sedangkan tekanan uapnya menurun sehingga pemisahan menjadi sangat efektif. Setelah pemakaian pelarut sebagai absorben gas asam. Pelarut ini dapat diregenerasi. Beberapa proses absorpsi fisika yang dikenal dalam industri yaitu:
o
Proses dengan Selexol (Selexol Process)
Proses dengan rectisol
Proses dengan Flour
Absorpsi Kimia
8
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Proses absorpsi kimia adalah proses pemisahan gas asam berdasarkan pada reaksi eksotermis dari pelarut untuk menghilangkan keberadaan CO2 dari gas alam. Kebanyakan absorpsi kimia merupakan reaksi kimia reversibel. Bahan reaktif, atau pelarut, yang digunakan untuk menghilangkan CO2 berada dalam kontaktor pada tekanan tinggi dan diharapkan pada suhu rendah. Reaksi ini kemudian dibalik oleh proses stripping endotermis pada suhu tinggi dan tekanan rendah. Proses absorpsi kimia sangat aplikatif saat tekanan parsial gas asam (CO2) rendah dan spesifikasi akhir gas alam yang diinginkan rendah. Dalam proses ini, kadar air dalam gas meminimalisir absorpsi senyawa hidrokarbon rantai panjang , sehingga membuat pelarut lebih cocok untuk men-treating gas umpan dengan kandungan senyawa hidrokarbon rantai panjang yang cukup tinggi. Mayoritas pelarut kimia proses absorpsi ini menggunakan baik amina maupun karbonat.
Absorpsi Kimia dengan Potassium Carbonate (K 2CO3)
Absorpsi Kimia dengan Pelarut Amine (MEA, DEA, MDEA) Proses penghilangan gas asam CO2 dan H2S dengan menggunakan amine merupakan teknik absorbsi secara kimia. Dalam absorbsi secara kimia,
Proses
penghilangan
polutan
tersebut
dilakukan
dengan
melibatkan reaksi kimia pada tekanan tinggi dan suhu rendah. Senyawa amina adalah pelarut yang paling banyak digunakan pada proses absorpsi ini karena senyawa amina dapat bereaksi dengan CO2 membentuk senyawa kompleks (ion karbamat) dengan ikatan kimia terputus yang lemah (Wang 2003). Ikatan kimia ini dapat dengan mudah terputus dengan pemanasan (mild heating) sehingga memudahkan proses regenerasi absorben (senyawa amina). Solvent yang umumnya digunakan dalam proses ini diantaranya adalah,
Monoethanol amine (MEA)
Diethanolamine (DEA)
Monodiethanol amine (MDEA)
c. Pemisahan Fisik
9
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Separasi membran merupakan salah satu jenis teknik separasi fisika. Membran pada proses di sini berperan sebagai lapisan semi-permeable dan membran ini mengendalikan laju dari berbgai molekul antara dua fasa cair, dua fasa gas, ataupun fasa cair-gas. Aliran yang terjadi yaitu aliran hidrodinamik. d. Pelarut Hibrida
Proses ini merupakan proses yang mengombinasikan sifat fisik dan kimia pelarut untuk penghilangan gas asam yang efektif. Proses hibrid yang berhasil salah satunya adalah proses sulfinol dibawah lisensi Shell E&P. Sulfinol merupakan campuran sulfolan (tetrahidrotiofen1-1 dioksida), air, dan diisopropanolamin (DIPA) atau metildietanolamin (MDEA).
2.2.2 Gas Dehydration
Proses pengeringan gas alam adalah penghilangan air yang berwujud uap. Industri gas alam telah mengakui bahwa proses pengeringan diperlukan untuk memastikan kelancaran operasi jalur transmisi gas. Proses pengeringan mencegah terbentuknya hidrat gas dan mengurangi korosi. Jika gas tidak mengalami proses pengeringan maka air yang berbentuk cair akan terkondensasi di dalam pipa dan terakumulasi di titik terendah sepanjang pipa sehingga bisa mengurangi kapasitas alir pipa tersebut. Beberapa metode telah dikembangkan untuk mengeringkan gas pada skala industri. Dua metode utama yang sering digunakan untuk proses pengeringan adalah adsorpsi (adsorption) dan absorpsi (absorption). Pengering (desiccant ) yang biasa digunakan dalam proses adsorpsi adalah molecular sieves (zeolites), silica gel , dan bauksit. Untuk proses absorpsi, desiccant yang sering digunakan
adalah di-etilen glikol dan tri-etilen glikol. Selain kedua metode ini terdapat juga metode membran. a.
Adsorpsi
Adsorpsi adalah proses di mana molekul-molekul dari gas tertahan pada padatan dengan gaya permukaan. Ada dua klasifikasi, yaitu: o
Adsorpsi Fisik Adsorpsi fisik memerlukan material adsorben dengan berbagai macam karakteristik berupa:
10
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Permukaan yang luas untuk kapasitas yang besar
Memiliki aktivitas untuk komponen yang akan dipisahkan
Laju perpindahan massanya tinggi
Mudah regenerasinya
Ada beberapa jenis tipe dari adsorben. Adsorben yang paling efisien adalah molecular sieves (zeolit). Material dari adsorber itu sendiri terdiri dari :
Bauksit
Alumina
Gels
Molecular Sieve (Zeolite) Molecular sieve, biasa disingkat MS, adalah material yang
mengandung pori yang amat kecil dalam ukuran yang sama yang pada umumnya dipakai sebagai absorben untuk gas dan cairan. MS ini merupakan adsorben yang terbuat dari polimer terkristal aluminosilica, tanah liat, gelas berpori, charcoal, zeolit dan karbon aktif. MS sangat kuat menyerap senyawa polar ataupun senyawa terpolarisasi berkonsentrasi rendah, seperti H2O, metanol, H2S, COS, mercaptan, sulfida, amonia, senyawa aromatik, dan merkuri. MS diproduksi dalam berbagai bentuk, yaitu kapsul, granula, pellet, dan bubuk. o
b.
Adsorpsi Kimia
Absorpsi
Absorpsi adalah dehidrasi yang menggunakan cairan pengering untuk memisahkan uap air dari gas. Salah satu tujuan absorpsi untuk mengambil air, dalam bentuk uap air, pada aliran gas alam hingga ke pipa pipa air dan gas alam tersendiri. Metode yang biasanya digunakan adalah dengan media triethylene glycol. Berikut ini gambaran proses dehidrasi dengan glikol dalam Gambar 2.4:
11
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 2.4. Proses Dehidrasi dengan Absorpsi oleh Glikol
Wet gas adalah gas hasil destilasi yang mengandung air. Gas ini akan
dipertemukan dengan glikol pada kolom absorber. Air akan diserap oleh glikol. Peristiwa ini yang menyebabkan penurunan titik embun. Glikol basah adalah campuran air yang diserap oleh glikol akan diberlakukan proses regenarasi. Beberapa hal yang terjadi pada proses regenerasi diawali dengan pemanasan glikol basah oleh alat penukar panas. Selanjutnya, glikol dengan air akan saling terpisah karena proses pemanasan atau proses fraksinasi ini. Proses fraksinasi ini berlangsung pada kolom yang terdapat reboiler yang akan menguapkan air menjadi uap air dan uap air ini akan keluar dari proses regenarasi. Glikol bersih dari air akan didinginkan dengan heat exchange dan dipompa kembali ke kolom absorber. Glikol lebih disukai karena glikol memiliki penurunan titik embun yang unggul. Hal ini menjelaskan bahwa proses nyata, modal, dan biaya awal yang lebih rendah dibandingkan media lain. Berikut ini macam Glikol yang telah umum digunakan :
Ethylene glycol (EG)
Diethylene glycol (DEG)
Triethylene glycol (TEG)
Tetraethylene glycol (TREG)
12
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Akan tetapi, jenis glikol yang paling banyak digunakan oleh pabrik adalah TEG. Hal ini dikarenakan adanya karena kerugian uap yang lebih rendah dan depresi titik embun yang lebih baik. TEG digunakan untuk proses dehidrasi dan pemisahan gas asam dengan titik embun 40 sampai 140° F, untuk kondisi operasi berkisar 25 sampai 2500 psig dan 40 sampai 160° F. TEG yang memiliki gugus hidroksil di ujung molekul akan mengikat uap air. Regenerasi akan memproduksi TEG dengan konsentrasi dari 99.1% hingga 99.95%. Penggunaan TEG bisa mengabsorp CO2, H2S, dan zat pengotor lainnya dengan desain yang berbeda dari proses dehidrasi. c.
Membran
Membran menggunakan teknologi yang termasuk cukup baru di dalam proses pengeringan gas. Berdasarkan literatur yang didapatkan, disebutkan bahwa membran merupakan salah satu alternatif yang cukup menarik dalam mengeringkan gas untuk memenuhi spesifikasi dari sales gas. Hal ini dikarenakan beberapa hal yaitu biaya pemeliharaan yang cukup murah dari teknologi membran. Akan tetapi, penggunaan membran mesti memperhatikan beberapa hal, terutama treatment dari gas umpan di mana gas umpan harus bebas dari padatan atau partikel yang lebih besar dari 3 mikron. Selain hal itu, suhu dari gas umpan juga setidaknya 100 oC di atas dew point air untuk menghindari terjadinya kondensasi di membran. Teknologi membran dapat dioperasikan pada tekanan antara 700 hingga 1000 psig dengan kandungan air antara 500 hingga 2000 ppmv. Gas keluaran dari membran memiliki kandungan air antara 20 hingga 100 ppmv dengan tekanan 700 hingga 990 psig.
2.2.3. Mercury Removal
Mercury removal merupakan suatu proses pengolahan gas alam yang
dimaksudkan untuk menghilangkan merkuri dari aliran gas alam. Keberadaan merkuri dalam aliran gas alam sangat kecil, biasanya dinyatakan dalam kadar konsentrasi ppb ( part per billion) maupun ppm ( part per million). Akan tetapi, sekecil apapun konsentrasinya, merkuri perlu ditangani dengan sangat hati-hati.
13
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Merkuri dapat mengakibatkan kerusakan pada alat penukar panas (heat exchanger ) yang terbuat dari logam, khususnya aluminium. Hal ini disebabkan
adanya reaksi antara merkuri dengan logam membentuk amalgam. Selain itu, masalah yang dapat ditimbulkan oleh merkuri adalah konsentrat cairnya yang terbentuk pada bagian keluaran dari sistem pendingin. Konsentrat cair ini sangat sulit dibersihkan, dan tentu saja mengakibatkan biaya pemeliharaan menjadi mahal. Kerugian lainnya adalah merkuri dapat mendeaktivasi katalis yang digunakan pada bagian hilir. Berdasarkan
kerugian
inilah,
banyak
sekali
metode-metode
yang
diaplikasikan dalam industri gas alam untuk menghilangkan merkuri. Secara garis besar, metode tersebut terbagi menjadi dua bagian, yaitu: 1. Non-regenerative process Non-regenerative process merupakan proses penghilangan merkuri di
mana bahan aktif penghilang merkuri tidak dapat digunakan kembali setelah proses tersebut. Macam-macam non-regenerative process yang tersedia adalah:
Dispersi sulfur pada karbon teraktivasi Proses ini mengandalkan reaksi kimia yang terjadi antara sulfur (S) dengan merkuri (Hg) akan menghasilkan merkuri sulfida (HgS). Merkuri sulfida ini selanjutnya dibuang melalui mercury removal bed . Kelemahan dari jenis proses ini adalah kecilnya persentase penghilangan merkuri. Adanya peristiwa ini dapat terjadi jika sulfur tidak terdispersi secara merata pada karbon teraktivasinya. Selain itu, jenis proses ini hanya dapat digunakan jika gas alam yang dialirkan seluruhnya berupa fasa gas saja. Apabila terdapat cairan, maka sulfur dapat terbawa dan tentu saja merkuri yang dapat dihilangkan akan semakin kecil.
Dispersi metal sulfida pada alumina atau karbon teraktivasi Jenis proses ini merupakan pengembangan lebih lanjut dari sebelumnya, di mana digunakan metal sulfida daripada sulfur saja. Metal yang dipakai adalah tembaga (Cu) ataupun seng (Zn). Metal sulfida memiliki bentuk pelet dan diletakkan menyebar pada karbon teraktivasi maupun alumina. Keuntungannya berupa cocok digunakan untuk aliran gas
14
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
dengan fasa cair serta tidak mudah rusak jika berkontak dengan air dari aliran gas alamnya.
Impregnasi halida pada partikel karbon teraktivasi Reaksi kimia yang diaplikasikan dari proses ini adalah merkuri dengan halida, untuk menghasilkan senyawa merkuri halida (HgX2). Jenis halida yang seringkali digunakan adalah iodin (I). Proses ini tidaklah cocok jika digunakan untuk melakukan pengolahan gas alam yang mengandung air dengan kadar tinggi. Hal ini disebabkan karena halida dapat bereaksi dengan air untuk membentuk asam halida. Adanya asam halida dapat menimbulkan kerusakan, berupa korosi, dari peralatan pengolahan gas alam.
Ion-exchange resin Ion exchange resin adalah proses penghilangan merkuri dengan
memanfaatkan prinsip penukaran ion dengan melewati suatu membran. Jenis proses ini sangat jarang digunakan dalam industri gas alam, tetapi cukup dikenal dalam industri petrokimia yang berbahan baku gas alam. 2. Regenerative process Regenerative process merupakan proses penghilangan merkuri di mana
bahan aktif penghilang merkuri dapat digunakan kembali berulang-ulang. Salah satu regenerative process yang beredar di pasaran adalah HgSIV adsorber. HgSIV adsorber merupakan produk yang diciptakan oleh UOP Honeywell. Skema proses HgSIV adsorber ditunjukkan melalui Gambar 2.5 berikut.
Gambar 2.5 Skema proses HgSIV adsorber
15
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Berdasarkan skema tersebut, keseluruhan prosesnya dapat dideskripsikan sebagai berikut. Gas alam yang masih mengandung merkuri dialirkan ke dalam kolom adsorber. Merkuri akan teradsorpsi oleh perak yang melapisi molecular sieve di dalamnya. Dengan demikian, gas alam menjadi bersih dari merkuri.
Apabila kemampuan adsorpsi perak sudah jenuh, maka kolom regenerasi akan melepas merkuri dari perak, sehingga dapat digunakan kembali untuk proses berikutnya. Merkuri yang terkumpul biasanya dicairkan untuk dijual secara komersial.
2.2.4. Nitrogen Rejection
Nitrogen rejection adalah proses pengolahan gas alam yang ditujukan
untuk menghilangkan kadar nitrogen berlebih dari aliran gas alam. Nitrogen merupakan senyawa inert, sehingga keberadaan nitrogen dalam jumlah banyak akan menurunkan nilai kalornya (heating value). Adanya nitrogen dapat ditelusuri dari dua macam sumber, yakni:
Sumber alami: berasal dari dalam sumur gas alam (naturally occuring nitrogen)
Sumber buatan: hasil injeksi yang diperoleh kembali dalam rangka kegiatan EOR ( Enhanced Oil Recovery) terhadap sumur gas alam
Ada dua macam proses nitrogen rejection yang dikenal dalam industri gas alam, yaitu distilasi kriogenik dan adsorbsi bertipe PSA (Pressure Swing Adsorber ). Skema proses dari keduanya ditunjukkan melalui Gambar 2.6 dan 2.7 di bawah ini.
Gambar 2.6 Skema proses distilasi kriogenik
16
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 2.7 Skema proses Pressure Swing Adsorber (PSA)
2.2.5. Oxygen Treatment
Oxygen treatment adalah proses pengolahan gas alam yang dimaksudkan
untuk menghilangkan oksigen berlebih yang terkandung di dalamnya. Nilai maksimum untuk oksigen berada dalam aliran gas alam yaitu sebesar 10 ppm saja. Adanya oksigen berlebih dalam aliran gas alam menimbulkan kerugian berupa degradasi amine dan korosi. Salah satu teknologi penghilangan oksigen berlebih adalah X-O2, yang dikembangkan oleh Newport Technologies. Contoh dari X-O2 secara fisik diberikan dalam Gambar 4 berikut.
Gambar 4. X-O2 Newport Technologies
(Sumber: Anonim, 2014)
Pemasaran dari alat ini didasarkan dari berbagai keuntungan yang diperoleh, berupa:
17
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Pengolahan gas alam dapat dilakukan pada jumlah aliran berapapun
Handal
Kemudahan untuk dioperasikan
Ekonomis
Level oksigen output dapat mencapai nilai tak terdeteksi
18
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
BAB III PENYELESAIAN MASALAH
3.1. Definisi Masalah
Diketahui data dari 10 sumur gas bumi sebagai berikut: Tabel 3.1 Data 10 Sumur Gas Bumi
*Sumur B dan C saling berdekatan Pertanyaan: a. Buatlah analisis terhadap 10 sumur tersebut dan bagaimana skenario terbaik menurut Anda, jika diinginkan untuk memanfaatkan sumur-sumur tersebut secara serentak. b. Buatlah kajian secara rinci mengenai gas treatment system dari keseluruhan sumur tersebut sesuai dengan skenario yang Anda usulkan (termasuk seleksi teknologi, simulasi, dll.).
3.2. Analisis Transportasi dan Proses Pengolahan Gas Bumi 3.2.1. Asumsi yang Digunakan
Dalam perhitungan studi kasus ini, digunakan asumsi bahwa titik demand hanya ada sebanyak satu titik. Oleh karena itu sumur-sumur yang berdekatan dapat diolah dengan menggunakan satu buah processing plant saja setelah mengalami pre-treatment yang cukup untuk mengalirkan gas dari kepala sumur ke
19
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
unit pemrosesan, disingkat sebagai CPP (Central Processing Plant ). Asumsi di atas dituangkan ke dalam Gambar 3.1 berikut ini.
Gambar 3.1 Skema asumsi posisi sumur terhadap unit pemrosesan
Berdasarkan asumsi di atas, CPP merupakan lokasi pusat pengolahan gas. Untuk sumur yang berjarak dari CPP maka setelah keluar dari sumur gas mengalami dehidrasi secukupnya untuk kemudian diolah lebih lanjut setelah disatukan di CPP. CPP yang dimaksud memiliki unit pengolahan gas asam, dehidrasi lebih lanjut, penghilangan merkuri, serta rejection nitrogen dan oksigen. Sumur G, I, F, dan D masing-masing memiliki unit pemrosesan lengkap. Hal ini disebabkan oleh karena jarak sumur-sumur ini dengan sumur lainnya maupun dengan jarak dari lokasi permintaan lebih besar dari 100 km. Jarak yang lebih besar dari 100 km membutuhkan spesifikasi yang setidaknya sudah sama dengan gas pipa. Oleh karena itu masing-masing sumur tersebut memiliki processing plant-nya sendiri. Sementara itu produk sumur C, B dan J dikumpulkan ke dalam satu CPP, demikian juga sumur A dan H. Selanjutnya, terlihat pada gambar bahwa sumur E diberi warna yang berbeda. Sumur E merupakan sumur dengan produksi gas yang kecil namun 60% dari produksinya merupakan CO2. Oleh karena itu sumur ini tidak diproduksi lebih lanjut.
3.2.2. Analisis untuk Masing-masing Sumur SUMUR A
Sumur A lebih efektif jika dimanfaatkan menjadi gas pipeline karena komposisi
C1
(61.53%)
yang
sangat
besar
sehingga
berpotensi
untuk
dimanfaatkan menjadi gas pipeline. Yang menjadi pertimbangan kedua sumur ini
20
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
dijadikan gas pipeline adalah laju alir dan jarak ke titik demand. Sumur A memiliki laju alir sebesar 35 MMSCFD dan jarak sejauh 100 km sehingga memenuhi kualifikasi untuk dimanfaatkan sebagai gas pipeline, dimana jarak ideal untuk gas pipeline sekitar 0-2000km dengan laju alir 1-50 MMSCFD. Tekanannya cukup tinggi yaitu 700 psia, sehingga untuk bisa dimanfaatkan sebagai gas pipeline harus diekspansi terlebih dahulu hingga mencapai tekanan gas pipeline sebesar 159,5 psia. Selain dimanfaatkan untuk gas pipeline, sumur A juga dapat dimanfaatkan untuk LPG dengan menggunakan NGL recovery karena kandungan C2+ yang masih sangat besar. Sumur A memiliki water content dalam jumlah yang cukup tinggi, hal itu bisa dilihat dari perhitungan sebagai berikut: P = 700 psia, T = 3110F CO2 y1 = 0.0265 H2S
y2 =
0.0001
y = 1 – y1 - y2 = 1 – 0.0265 – 0.0001 = 0.9734
Dari grafik 17.2a Whc = 1700 lb/MMscf
Dari grafik 17.3
W1 =
2000 lb/MMscf
Dari grafik 17.4
W2 =
4500 lb/MMscf
W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = 0.9734 × 1700 + 0.0265 × 2000 + 0.0001 × 4500 W = 1654.78 + 53 + 0.45 W = 1708.23 lb/MMscf Proses pengolahan yang diperlukan untuk sumur A:
Kandungan CO2 sebesar 2.65%. Nilai tersebut masih berada dibawah baku mutu untuk gas pipeline (4%), sehingga tidak perlu pengolahan dengan gas sweetening .
Kandungan H2S sebesar 100 ppm. Besarnya kandungan tersebut telah berada di atas baku mutu untuk gas pipeline, yaitu 4 ppm. Maka dari itu, diperlukan pengolahan untuk menghilangkan sulfur dari aliran gas alam dengan teknologi sulfur recovery LOCAT.
Aliran gas alam sama sekali tidak memiliki kandungan merkuri, oleh karena itu tidak dibutuhkan proses mercury removal .
21
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Kandungan N2 dalam aliran gas alam sebesar 0,16%. Nilai tersebut masih berada di bawah baku mutu untuk gas pipeline (4%), sehingga tidak diperlukan nitrogen rejection.
Aliran gas alam tidak mengandung O2, sehingga tidak dibutuhkan oxygen treatment .
Adanya kandungan komponen C2+ dalam jumlah yang cukup besar, sehingga menggunakan NGL recovery untuk bisa mendapatkan produk samping berupa LPG.
Aliran gas alam masih mengandung air yang tinggi. Dengan demikian, perlu dilakukan proses gas dehydration untuk menghilangkan kandungan air tersebut.
Sulphur recovery
Besi merupakan agen pengoksidasi yang sangat baik untuk mengkonversi H2S menjadi sulfur. Chelated Iron Process (CIP) adalah proses untuk mendapatkan kembali sulfur dengan menggunakan Fe3+ yang berada dalam bentuk larutan chelating agent enthylenediaminetetraacetic acid (EDTA). Proses ini dikenal dengan LOCAT proses. LOCAT proses dipilih karena kandungan H2S pada gas masukan relatif besar (100ppm). Proses konversi dari H2S menjadi sulfur dapat digambarkan digambarkan dalam reaksi berikut.
Gambar 3.2 di bawah ini adalah skema proses dari sulphur recovery dengan teknologi LOCAT.
22
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 3.2. Skema proses teknologi LOCAT
Gas dehydration
Gas bumi yang keluar dari sumur A mengandung sejumlah uap air dalam jumlah yang cukup besar. Uap air ini dapat membentuk hidrat dengan gas dan mengakibatkan korosi. Selain itu air akan membeku sehingga dapat mengganggu jalur transportasi gas. Untuk penghilangan kandungan air dalam gas ini maka digunakanlah gas dehydration.
Dehidrasi ini dilakukan dengan menggunakan absorben dari senyawa glikol, yaitu triethylene glycol (TEG).
Dehidrasi dengan pelarut TEG dapat digunakan untuk dehidrasi gas bumi sampai titik embun yang paling rendah.
Absorpsi dengan pelarut TEG ini tanpa menggunakan regenerasi tekanan vakum.
Dapat digunakan untuk dehidrasi gas yang kaya akan senyawa aromatik (BTEX) terutama pada proses yang sangat mengutamakan pengontrolan pembuangan limbah.
Dapat dilakukan regenerasi glikol sehingga akan menghemat biaya.
NGL recovery
Produknya berupa sales gas dan NGL stabil dengan perolehan etana 60-90% etana, 90-98% propana.
23
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Peralatan turbo ekspander sangat kompak dan mudah untuk di pasang dan dioperasikan.
Dalam hal recovery NGL, proses turbo ekspander ini dapat dikatakan paling ekonomis karena fraksi yang di recovery jauh lebih besar dibandingkan proses lain. Salah satu metode NGL recovery yang banyak digunakan dalm industri
gas alam adalah cryogenic turbo expander . Skema prosesnya diperlihatkan pada Gambar 3.3 berikut.
Gambar 3.3 Skema proses NGL recovery dengan cryogenic turbo expander
SUMUR B dan C
a. Analisa Metode Transportasi Sumur B dan C memiliki perbedaan jarak yang sangat dekat (10 km), sehingga transportasi gas alam yang dilakukan pada keduanya akan dijadikan satu jalur. Laju alir gas alam dari sumur B sebesar 55 MMSCFD, sedangkan dari sumur C sebesar 25 MMSCFD. Oleh karena jarak transportasi masih di bawah 200 km dan laju alir gas alamnya di bawah 100 MMSCFD, maka metode transportasi yang dipilih adalah pipeline gas. b. Analisa Metode Pengolahan Gas Alam Metode pengolahan gas alam yang digunakan untuk sumur B dan C berdasarkan spesifikasinya adalah:
24
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Kandungan CO2 dari aliran gas alam untuk sumur B maupun sumur C sebesar 0,35% dan 0,17%. Nilai tersebut masih berada di bawah ambang batas maksimum untuk ketentuan pipeline gas sebesar 4%. Dengan demikian, proses gas sweetening tidak diperlukan.
Kandungan H2S dari aliran gas alam pada sumur B sebesar 200 ppm dan pada sumur C tidak ada sama sekali. Batasan maksimum H2S yang diperbolehkan untuk ketentuan pipeline gas sebesar 200 ppm. Oleh karena itu, diperlukan proses penghilangan sulfur dengan metode LOCAT.
Aliran gas alam sumur B maupun sumur C memiliki kandungan nitrogen yang kecil, yaitu masing-masing sebesar 0,57% dan 0,43%. Keduanya masih berada di bawah maksimum untuk ketentuan pipeline gas (4%), sehingga tidak memerlukan proses nitrogen rejection
Aliran gas alam sumur B maupun sumur C tidak mengandung oksigen, sehingga tidak memerlukan proses oxygen treatment .
Kandungan air dari aliran gas alam untuk sumur B dan C cukup besar, dengan nilai sebesar 4668,3105 lb/MMSCF dan 4726,686 lb/MMSCF, sehingga perlu dilakukan proses dehidrasi dengan pelarut glikol (TEG).
*Perhitungan kandungan air untuk sumur B:
P = 245 psia
T = 145 oC
Fraksi CO2 (y1) = 0,0035
Fraksi H2S (y2) = 0,0002
y = 1- y1-y2 = 0,9963
Nilai Whc, W1, dan W2: Whc = 4660 lb/MMSCF W1 = 6825 lb/MMSCF W2 = 8325 lb/MMSCF
Nilai W: W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = (0,9963)(4660 lb/MMSCF)+(0,0035)(6825 lb/MMSCF)+(0,0002)(8325 lb/MMSCF) W = 4668,3105 lb/MMSCF
**Perhitungan kandungan air dari sumur C:
25
PENGOLAHAN GAS BUMI
P = 240 psia
T = 167 oC
Fraksi CO2 (y1) = 0,0017
Fraksi H2S (y2) = 0
y = 1- y1-y2 = 0,9983
2014
Nilai Whc, W1, dan W2: Whc = 4720 lb/MMSCF W1 = 6900 lb/MMSCF W2 = 8400 lb/MMSCF
Nilai W: W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = (0,9963)(4720 lb/MMSCF)+(0,0035)(6900 lb/MMSCF)+(0)(8400 lb/MMSCF) W = 4726,686 lb/MMSCF
SUMUR D
Pemanfaatan aliran gas alam dari sumur D dilakukan dengan dua cara, yaitu: 1. Gas pipeline Alasan:
memiliki laju alir yang cukup besar dan jarak yang tidak terlalu jauh maka sumur D cocok jika dimanfaatkan untuk gas pipeline.
komposisi metana yang cukup signifikan (49,56%).
tekanan pada sumur D juga tidak terlalu tinggi sehingga dapat dimanfaatkan sebagai gas pipeline
2. LPG Alasan: komposisi hidrokarbon C2+ cukup besar sehingga sangat berpotensi untuk dimanfaatkan sebagai LPG Meskipun demikian, aliran gas alam tersebut mengandung air dalam jumlah yang cukup banyak. Hal ini didasarkan pada hasil perhitungan dibawah ini: P = 243 psia, T = 2840F CO2 y1 = 0.1426 H2S
y2 =
0
26
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
y = 1 – y1 - y2 = 1 – 0.1426 – 0 = 0.8574
Dari grafik 17.2a Whc = 1350 lb/MMscf
Dari grafik 17.3
W1 =
1100 lb/MMscf
Dari grafik 17.4
W2 =
0 lb/MMscf
W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = 0.8574 × 1350 + 0.1426 × 1100 + 0 × 4500 W = 1157.49 + 156.86 + 0 W= 1314.35 lb/MMscf Proses pengolahan gas alam yang dilakukan untuk aliran gas alam dari sumur D mencakup: Gas sweetening
Jenis proses yang dipilih untuk pengolahan gas alam ini adalah metode Sulfinol, di mana teknologi ini merupakan milik dari Shell. Pelarut yang digunakan adalah campuran sulfolane, alkanolamine, dan air. Jenis pelarut yang kita gunakan adalah Sulfinol-M (campuran MDEA, sulfolane, dan air). Keuntungan yang didapatkan dengan jenis proses tersebut adalah:
Mampu menghasilkan solubilitas CO2 tinggi dalam larutan
Tingkat korosi rendah
Tekanan parsial gas asam 34 psia
Menghilangkan CO2 hingga 16 ppm
Tidak dipilih proses absorpsi fisika karena akan terjadi hydrocarbon losses, padahal kita menginginkan produk dengan hidrokarbon tinggi
Dihasilkan kandungan air treated gas yang lebih rendah dibanding pelarut amine
Solvent bersifat foam inhibitor , sehingga kecenderungan untuk pembentukan foam lebih sedikit dibanding amine.
Lebih ekonomis, sehingga konsumsi energi rendah. Skema proses gas sweetening dengan metode Sulfinol dijelaskan melalui
Gambar 3.4 di bawah ini.
27
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 3.4 Skema proses gas sweetening dengan metode Sulfinol
Dehydration and mercury removal
Kandungan gas yang ada pada sumur D ini masih mengandung air dalam jumlah yang cukup signifikan. Oleh karena itu dibutuhkan teknologi penghilangan air dalam gas, namun teknologi ini dapat digabungkan dengan teknologi penghilangan merkuri, sehingga dipilihlah teknologi dehydration dan mercury removal dengan menggunakan absorben HgSIV.
Dapat sekaligus mengeringkan gas bumi dan menghilangkan merkuri dari aliran gas bumi sehingga lebih ekonomis.
Adsorben HgSiv adalah molecular sieve berbentuk pelet, yang di permukaan luarnya mengandung silver. Air dan merkuri yang terserap oleh adsoreben HgSiv dapat diregenerasi dengan teknik pengeringan gas konvensional.
Mampu me-remove merkuri sampai kurang dari 0.01μg/Nm3.
Tidak diperlukan adanya penambahan modal dan kekhawatiran adanya peningkatan pressure drop untuk penambahan peralatan.
Penambahan biaya hanya untuk biaya adsorben itu sendiri.
Adsorben HgSIV bersifat regeneratif dan pembuangannya termasuk tidak berbahaya (non-hazardous for disposal purposes).
NGL recovery
Produknya berupa sales gas dan NGL stabil dengan perolehan etana 60-90% etana, 90-98% propana.
Peralatan turbo ekspander sangat kompak dan mudah untuk di pasang dan dioperasikan.
28
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Dalam hal recovery NGL, proses turbo ekspander ini dapat dikatakan paling ekonomis karena fraksi yang di recovery jauh lebih besar dibandingkan proses lain.
SUMUR F
Berikut ini adalah tabel spesifikasi aliran gas alam dari sumur F: Nama Sumur
F
Laju alir (MMSCFD)
5.1
Jarak ke titik Demand (km)
600
Kondisi reservoir Tekanan (psia)
675
Suhu (0C)
165
Pengotor (%vol) CO2
0.15
N2
3.66
O2
0
H2S (ppm)
5
Hg (ppm)
0
Komposisi HC (%mol) C1
94.32
C2
1.29
C3
0.42
iC4
0.02
nC4
0.14
iC5
trs
nC5
trs
C6+
0
Dari tabel, terlihat bahwa gas pada sumur F memiliki laju alir yang relatif kecil, sedikit pengotor yakni berupa CO2, N2, dan sedikit H2S. Setelah dilakukan perhitungan, terdapat kandungan H2O sebesar 340 lb/MMSCF.
29
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 3.5 Skema metode transportasi untuk aliran gas alam sumur F
Dengan menggunakan Gambar 3.5 tersebut, dapat ditentukan metode transportasi yang paling efektif untuk sumur F. Apabila
dilihat
dari
grafik,
metode
yang
paling
efisien
untuk
mentransportasikan gas dari sumur F adalah dengan menggunakan CNG yang ditransportasikan melalui jalur darat (barges). Dengan demikian, pemrosesan gas alam harus dilakukan sedemikian rupa sehingga memenuhi kriteria dari CNG. Parameter CO2 H2S H2O Hg N2 O2
Komposisi sumur F 0.15 %vol 5 ppm 340 lb/MMSCF 0 3.66 %vol 0
Standar CNG < 5 %vol < 14 ppm 16,67 lb/MMSCF < 9 ppb < 2.0 %vol < 5.0 % vol
Dengan melihat kandungan sumur F dan komposisi pengotornya, maka akan dilakukan proses pengolahan dehidrasi air dan N2 rejection bagi sumur H. Pemilihan teknologi bagi masing-maisng proses akan dibahas lebih lanjut.
Dehidrasi Metode yang dapat dilakukan untuk mendehidrasi gas alam antara lain adalah dengan absorpsi menggunakan TEG, adsorpsi dengan menggunakan molecular sieve, silica gel, dan activated alumina, serta permeasi gas
30
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
menggunakan membran yang telah dibahas sebelumnya. Metode ini akan discoring untuk memilih mana yang terbaik untuk digunakan. Suitability (30%)
Maturity (20% )
CAPEX (25 %)
OPEX (2 5 %)
5
5
5
5
5
Molecular Sieve
2
5
1
1
2.1
Silica Gel Activated Alumina
3
5
3
3
3.4
3
5
3
3
3.4
2
5
4
4
3.6
Parameter
Total Score
Absorption TEG Adsorption
Gas Permeation Membran
Dari tabel, terlihat bahwa metode yang paling cocok untuk digunakan untuk dehidrasi air adalah dengan menggunakan metode absorsi dengan TEG. Hal ini disebabkan, metode absorpsi dengan TEG memiliki rentang input dan output H2O yang luas, dengan menyesuaikan lean glikol yang digunakan untuk dehidrasi. Sehingga, metode ini cocok untuk mengurangi kandungan air dari gas alam dengan input kandungan air yang cukup tinggi dan output kandungan air tidak terlalu rendah.
Pemisahan N2 Pemisahan N2 dapat menggunakan berbagai teknologi seperti pressure swing adsorption (PSA), teknologi kriogenik, dan teknologi membran.
Pemilihan teknologi dilakukan dengan membuat scoring untuk masing-masing teknologi sebagai berikut: Parameter
Kandungan N2 Outlet (50 %)
OPEX (25 %)
CAPEX (25%)
Total Scor e
Distilasi kriogenik
4
1
1
2.5
PSA
3
3
3
3
Membran
4
2
3
3.25
Dari tabel diatas, terlihat bahwa teknologi dengan hasil scoring tertinggi adalah membran. Hal ini disebabkan, sumur F memiliki laju alir yang sangat kecil sehingga apabila digunakan distilasi kriogenik untuk pemisahan N2
akan
menghabiskan biaya yang tinggi dengan outcome yang tidak sebanding.
31
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Berdasarkan kedua tahapan proses diatas, dapat dibuat block flow diagram untuk pengolahan sumur F melalui Gambar 3.6 sebagai berikut:
Gambar 3.6 BFD pengolahan gas alam dari sumur F
SUMUR G
Sebagaimana yang sudah disebutkan pada bagian sebelumnya, sumur G cocok untuk ditransportkan dalam bentuk LNG sehubungan dengan jarak yang jauh dan kapasitas yang besar, yaitu 1750 km dengan kapasitas 1250 MMSCFD. LNG merupakan Liquefied Natural Gas yang memiliki beberapa prasyarat sebelum diolah dijadikan LNG. LNG beroperasi pada suhu kriogenik -160oC. Pada suhu ini impurities sudah melewati titik didihnya sehingga akan berfasa liquid sebelum masuk ke dalam Cryogenic Main Heat Exchanger. Oleh karena itu, kandungan impurities sangatlah dijaga. LNG memiliki prasyarat:
kandungan H2S = 1-2 ppm
kandungan CO2 = 20-50 ppm
kandungan air = 0.5 ppm
kandungan merkuri = 1 ppb
Gas Sweetening
Kandungan CO2 dan H2S pada sumur G adalah sebanyak 6,83% dan 65 ppm. Untuk mencapai spesifikasi LNG, nilai ini harus diturunkan hingga 20 ppm untuk CO2 dan 2 ppm untuk H2S. Berdasarkan grafik di bawah ini, untuk kondisi gas asam demikian maka pilihannya adalah menggunakan adsorpsi fisik, campuran, atau amina. Amina memiliki meskipun memiliki capex dan opex yang lebih besar dibandingkan adsorpsi namun dapat menghilangkan CO2 dan H2S di saat bersamaan. Berbeda dengan apabila memanfaatkan physical solvent yang tidak dapat digunakan untuk menghilangkan CO2. Oleh karena itu proses amina dipilih untuk digunakan dalam acid gas sweetening ini. Proses yang dipilih adalah dengan menggunakan pelarut amina. Proses pengurangan kadar karbondioksida dilakukan dengan mengalirkan umpan gas
32
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
alam ke dalam kolom absorbsi dengan menggunakan absorben MDEA. MDEA ini lebih baik dimana CO2 slip out kurang dari 10ppm. MDEA dapat menjadi lebih selektif daripada MEA dikarenakan CO2 mula-mula bereaksi dengan air membentuk bikarbonat. Dan kemudian bikarbonat akan bergabung dengan MDEA yang reaksinya berupa reaksi eksoterm. MDEA yang akan digunakan akan menggunakan larutan 40% massa. Larutan ini merupakan nilai yang efektif dimana air yang ada sebanyak 60% juga akan membantu absorpsi gas asam. Gas Dehydration
Berdasarkan hasil perhitungan kandungan air pada bagian sebelumnya, diketahui bahwa kandungan air pada gas umpan adalah sebesar 1.121,72 lb/MMSCF. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghilangkan air dengan kualitas alir input yang memiliki kandungan air yang besar. Berdasarkan tabel perbandingan metode untuk dehidrasi, metode dengan kandungan air dalam umpan yang terbesar adalah menggunakan glikol. Namun kandungan akhir yang diinginkan sulit tercapai dengan menggunakan glikol. Dehidrasi yang mampu mencapai spesifikasi LNG sebagaimana yang diinginkan sebagai keluaran sumur G adalah menggunakan molecular sieve. Dengan pertimbangan-pertimbangan di atas, acid gas treatment diputuskan untuk menggunakan glikol untuk mengurangi kandungan air dari 1.121,72 lb/MMSCF menjadi 30 lb/MMSCF (kualitas maksimum umpan molecular sieve). Setelah memenuhi batasan untuk menggunakan mole sieve maka dehidrasi dilanjutkan dengan mole sieve hingga memenuhi spesifikasi LNG yaitu 0,5 ppm. Mercury Removal
Pada dasarnya pemilihan teknologi untuk penghilangan merkuri lebih ditentukan oleh pemilihan teknologi-teknologi pada proses selanjutnya dan kandungan merkuri pada umpan awal. Berdasarkan data diketahui bahwa kandungan merkuri pada umpan hanya sekitar 10 ppm, nilai ini diketahui lebih besar dari spesifikasi LNG sebesar 1 ppb. LNG sangat sensitive terhadap kandungan mercury. Mercury akan merusak pada bagian Cryogenic Main Heat Exchanger dimana ia akan bereaksi dengan alumunium membentuk amalgam. Pilihan yang paling sederhana adalah apabila menggunakan sulphur impregnated activated carbon (SIAC). Sulfur-Impregnated Activated Carbon
33
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
(SIAC) dapat bereaksi dengan Hg membentuk HgS. Kadar merkuri maksimum pada feed gas alam yang keluar kolom yaitu sebesar 0,01 ppb, sehingga tidak akan mengakibatkan korosi pada tube-tube Main Heat Exchanger. Proses adsorpsi merkuri dengan karbon aktif ini merupakan proses adsorpsi kimiawi, yaitu melibatkan reaksi kimia. Reaksi kimia yang terjadi yaitu antara sulphur dengan merkuri dengan persamaan sebagai berikut : Hg(s) + S(s) → HgS(s)
Oleh karena konsentrasi merkuri awal pada gas alam tidak terlalu tinggi maka tidak diperlukan adanya susunan kolom adsorber secara paralel. Rendahnya konsentrasi merkuri juga memungkinkan pengurangan tinggi unggun SIAC pada kolom untuk mengurangi hilang tekan di sepanjang kolom. Pilihan SIAC ini merupakan pilihan yang paling murah sebab adsorbennya mudah diregenerasi dan murah. Kelemahan metode ini adalah bahwa metode ini menuntut aliran input berupa dry gas sehingga input harus sudah melewati dehidrator. Selain itu, sulfur juga mudah larut dalam hidrokarbon cairan, sehingga sebelum unit penghilangan merkuri sebaiknya tidak digunakan pelarut organik. Oleh karena unit ini akan diletakkan sebagai penangkap keluaran dehidrator dan dehidrator terakhir yang digunakan tidak melibatkan pelarut organik (memperkecil kemungkinan terbentuknya hidrokarbon ciaran) maka seluruh batasan penggunaan SIAC tidak dilewati dan SIAC dapatdigunakan. Untuk sumur G baik nitrogen maupun oksigennya masih di bawah standard spesifikasi LNG sehingga tidak membutuhkan unit nitrogen rejection atau oxygen treatment . Diagram blok gas treatment untuk sumur G adalah sebagai berikut:
Gambar 3.7 BFD dari proses pengolahan gas bumi untuk sumur G
SUMUR H
a. Analisa Metode Transportasi Jarak yang harus ditempuh dari sumur H menuju lokasi permintaanya sebesar 100 km. Laju alir gas alam yang dimilikinya sebesar 110 MMSCFD. Berdasarkan kedua data tersebut, maka pipeline gas menjadi metode
34
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
transportasi yang dipilih. Hal ini dilakukan karena jarak masih di bawah 200 km, meskipun laju alirnya sudah sedikit di atas 100 MMSCFD. b. Analisa Metode Pengolahan Gas Alam Metode pengolahan gas alam untuk sumur H dilihat dari spesifikasinya adalah:
Sumur H memiliki aliran gas alam dengan kandungan CO2 sebesar 2,28% dari volume totalnya. Nilai tersebut cukup tinggi, tetapi belum menyentuh batas ambang maksimum yang diperbolehkan untuk ketentuan pipeline gas, yaitu 4% dari volume total. Maka dari itu, proses gas sweetening belum diperlukan.
Kandungan H2S dari aliran gas alam untuk sumur H sebesar 10 ppm, berada di atas ambang maksimum untuk ketentuan pipeline gas yang sebesar 4 ppm. Akan tetapi, perlu dipertimbangkan juga bahwa nilai tersebut hanya sedikit lebih tinggi, dibandingkan dengan karateristik dari sumur A maupun B. Oleh karena itu, penghilangan sulfur dilakukan dengan menggunakan seng oksida (ZnO).
Sumur H memerlukan proses nitrogen rejection, karena nilai kandungan nitrogendalam aliran gas alamnya sudah melebihi ambang batas maksimum untuk ketentuan pipeline gas. Jenis proses nitrogen rejection yang dipilih adalah PSA, oleh karena berbiaya murah serta dapat diregenerasi
Sumur H tidak memerlukan sama sekali proses oxygen treatment mengingat tidak ada sama sekali kandungan oksigen dalam aliran gas alamnya.
Kandungan air dari aliran gas alam sumur H sebesar 4757,6724 lb/MMSCF, di mana nilai ini cukup besar dalm aliran gas alam. Dengan demikian, diperlukan proses dehidrasi dengan metode absorpsi oleh glikol (TEG).
*Perhitungan kandungan air dari sumur H:
P = 241 psia
T = 150 oC
Fraksi CO2 (y1) = 0,0228
Fraksi H2S (y2) = 0,00001
y = 1- y1-y2 = 0,97719
Nilai Whc, W1, dan W2:
35
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Whc = 4708 lb/MMSCF W1 = 6885 lb/MMSCF W2 = 8385 lb/MMSCF
Nilai W: W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = (0,97719)(4708 lb/MMSCF)+(0,0228)(6885 lb/MMSCF)+(0,00001)(8385 lb/MMSCF) W = 4757,6724 lb/MMSCF
SUMUR I
Berikut ini adalah tabel spesifikasi dari sumur I yang diberikan pada permasalahan di atas: Nama Sumur
I
Laju alir (MMSCFD)
350
Jarak ke titik Demand (km)
1500
Kondisi reservoir Tekanan (psia)
890
Suhu (0C)
164
Pengotor (%vol) CO2
2.53
N2
3.71
O2
0
H2S (ppm)
65
Hg (ppm)
7
Komposisi HC (%mol) C1
79.57
C2
6.4
C3
4.22
iC4
0.83
nC4
1.1
iC5
0.43
nC5
0.36
C6+
0.85
Dari tabel, terlihat bahwa kandungan pengotor dari sumr I terdiri dari CO2, H2S, N2, dan sedikit Hg. Dari hasil perhitungan, diketahui terdapat kandungan H2O sebesar 5316 lb/MMSCF. Selanjutnya, dengan meninjau laju alir dan jarak dari sumur I ke lokasi demand, dipilih metode transportasi gas yang paling efektif dengan menggunakan gambar 3.8 berikut.
36
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
Gambar 3.8 Skema pemilihan metode transportasi aliran gas sumur I
Dari grafik tersebut, terlihat bahwa metode yang paling efisien untuk mentransportasikan gas dari sumur I adalah dengan menggunakan CNG melalui jalur laut. Dengan demikian, pemrosesan gas alam harus dilakukan sedemikian rupa sehingga memenuhi kriteria dari CNG. Parameter CO2 H2S H2O Hg N2 O2
Komposisi sumur F 2.53 %vol 65 ppm 5316 lb/MMSCF 7 ppm 3.71 %vol 0
Standar CNG < 5 %vol < 14 ppm 16,67 lb/MMSCF < 9 ppb < 2.0 %vol < 5.0 % vol
Oleh karena itu, pengolahan yang perlu dilakukan untuk sumur I berupa acid gas treatment, dehidrasi air, penghilangan N2, penghilangan merkuri dan
kompresi CNG. Pemilihan teknologi bagi masing-masing proses akan dibahas lebih lanjut.
Acid Gas Treatment
Untuk memenuhi spesifikasi CNG, kandungan H2S perlu diturunkan hingga kurang dari atau sama dengan 14 ppm. Dengan demikian, diperlukan teknologi acid gas treatment yang selektif terhadap H2S, yakni dengan menggunakan physical solvent. Pilihan physical solvent yang dapat digunakan adalah iron sponge dan seng oksida. Dengan mempertimbangkan bahwa hasil keluaran
seng oksida
memiliki
potensi
37
bahaya
yang
lebih
besar
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
dibandingkan iron sponge sehingga pelarut yang dipilih adalah iron sponge dengan potensi pencemaran lingkungan yang lebih kecil.
Dehidrasi Kandungan air dari sumur I adalah sebesar 5316 lb/MMSCF. Maka, dibutuhkan metode yang dapat menurunkan kadar air dalam jumlah besar. Dengan demikian, dipilih metode absorpsi air dengan menggunakan glikol sehingga kadar air dapat diturunkan hingga kurang dari 16.67 lb/MMSCF.
Mercury Removal
Kadar merkuri yang diperbolehkan di dalam CNG adalah sebesar 9 ppb, karenanya diperlukan teknologi penghilangan merkuri. Disini, yang diperoleh adalah menggunakan metal sulfida, sehingga input gas dapat langsung dihilangkan kandungan merkurinya tanpa perlu didehidrasi terlebih dahulu. Meskipun biaya kapital yang perlu dikeliuarkan cukup besar, namun metode ini dapat memastikan gas mengalir ke peralatan proses lain termasuk unit dehidrasi dalam keadaan kandungan merkuri minimal. Maka, diperoleh metode adsorpsi menggunakan metal sulfida pada unit mercury removal.
N2 Rejection Penghilangan N2 dapat dilakukan dengan menggunakan metode PSA maupun metode membran, mengingat penurunan kandungan N2 tidak terlalu besar. Metode yang dipilih adalah dengan menggunakan teknologi membran.
Dengan demikian, block flow diagram untuk pemrosesan sumur I dapat ditunjukkan pada Gambar 3.9 sebagai berikut:
Gambar 3.9 BFD proses pengolahan aliran gas alam sumur I
SUMUR J
a. Analisa Metode Transportasi Aliran gas alam dari sumur J harus menempuh jarak sangat pendek dengan lokasi permintaannya, yakni hanya 50 km. Namun demikian, jumlah laju alirnya juga sangat kecil dengan nilai sebesar 7,3 MMSCFD. Berdasarkan
38
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
grafik keekonomisan transportasi gas alam, maka metode transportasi yang sesuai untuk kondisi demikian adalah pipeline gas. b. Analisa Metode Pengolahan Gas Alam Metode pengolahan gas alam yang digunakan untuk aliran gas alam dari sumur J berupa:
Sumur J memiliki aliran gas alam dengan kandungan CO2 tinggi, yaitu sebesar 22,73% dari volume. Adanya kandungan tinggi CO2 membuat aliran gas alam sumur J perlu diolah pada proses gas sweetening . Jenis proses gas sweetening yang cocok adalah absorbsi amine (MDEA).
H2S tidak ditemukan sama sekali dari aliran gas alam sumur J, sehingga tidak diperlukan proses penghilangan sulfur secara spesifik.
Aliran gas alam untuk sumur J tidak mengandung nitrogen, sehingga juga tidak memerlukan proses nitrogen rejection.
Kandungan oksigen dari aliran gas alam sumur J sebesar 3,19%. Hal ini bertentangan dengan persyaratan di mana hampir tidak boleh ada oksigen di dalam aliran gas alam. Maka dari itu, diperlukan proses oxygen treatment .
Kandungan air yang terdapat dalam aliran gas alam sumur J sebesar 3824,3685 lb/MMSCF. Nilai tersebut cukup tinggi, sehingga diperlukan proses dehidrasi dengan menggunakan glikol (TEG).
*Perhitungan kandungan air untuk sumur J:
P = 350 psia
T = 196 oC
Fraksi CO2 (y1) = 0,2273
Fraksi H2S (y2) = 0
y = 1- y1-y2 = 0,7727
Nilai Whc, W1, dan W2: Whc = 3405 lb/MMSCF W1 = 5250 lb/MMSCF W2 = 6750 lb/MMSCF
Nilai W: W = y.Whc + y1.W1 + y2.W2 W = (0,7727)(3405 lb/MMSCF)+(0,2273)(5250 lb/MMSCF)+(0)(6750 lb/MMSCF)
39
PENGOLAHAN GAS BUMI
W = 3824,3685 lb/MMSCF
40
2014
PENGOLAHAN GAS BUMI
2014
BAB IV KESIMPULAN
Skenario transportasi, jenis pengolahan, dan metode pengolahan yang dipergunakan untuk setiap aliran gas alam dari masing-maisng sumur ditunjukkan dalam Tabel 4.1 berikut ini. Tabel 4.1 Hasil seleksi transportasi dan pengolahan aliran gas alam untuk 10 sumur
Nama
Metode
Jenis Pengolahan
Sumur
Transportasi
Gas Alam
A
Teknologi
Gas pipeline dan
Sulphur recovery
LOCAT
LPG
Gas dehydration
Glycol (TEG)
absorption
NGL recovery
Cryogenic turbo expander
B dan C
Gas pipeline
Sulphur recovery
LOCAT
Gas dehydration
Glycol (TEG) dehydration
D
Gas pipeline dan
Gas sweetening
Sulfinol process
LPG
Gas dehydration
HgSIV adsorber
and Hg removal
Cryogenic turbo
F
CNG
NGL recovery Gas dehydration
expander
absorption
N2 rejection
G
LNG
Glycol (TEG)
Gas sweetening
Gas dehydration
Hg removal
PSA MDEA absorption Glycol (TEG) absorption + molecular sieve
Sulphur impregnated on activated carbon
H
Gas pipeline
Sulphur recovery
41
ZnO adsorption
PENGOLAHAN GAS BUMI
Gas dehydration
2014
absorption
N2 rejection
I
CNG
Gas sweetening
Gas dehydration
Hg removal
Glycol (TEG)
PSA Iron sponge adsorption
Glycol (TEG) absorption
N2 rejection
Dispersed metal sulfide on activated carbon
J
Gas pipeline
PSA atau membrane
Gas sweetening
MDEA absorption
Gas dehydration
Glycol (TEG)
O2 treatment
absorption
X-O2 Newport Technologies
42
