STUDI SENSITIVITAS KONSENTRASI LARUTAN METHYLDIETHANOLAMINE UNTUK PROSES PENGHILANGAN GAS PENGOTOR HIDROGEN SULFIDA DAN PENGOLAHAN LIMBAH SULFUR PADA LAPANGAN GAS X Fikar Cita* Tutuka Ariadji ** Abstract Hydrogen Sulfide (H2S) is one of gas impurities that often occurs in natural gas. H2S is a corrosive and toxic gas. This gas can poses serious health and operational hazard. One of method that used in removal H2S is an amine absorption. The type of amine solution that often used is methyldiethanolamine (MDEA). In MDEA based gas sweetening unit, removal of H2S carried out in the amine absorber using counter-current principle. Due to the existing of H2S and CO2, removal of H2S is accompanied by absorption of CO2 by MDEA. For regeneration, MDEA is heated in amine regenerator where H2S and CO2 are liberated as acid gas. Basically, this study revealed the relationship of changing the concentration of MDEA will change its ability to overcome the variation of H2S concentration. The decreasing of MDEA concentration will increase the ability of MDEA to absorp the H2S. But, this process will decrease the ability of MDEA to absorp the CO2. Then after the regeneration process of MDEA there will be less of dissolved CO2 in MDEA. The decreases of dissolved CO2 in MDEA will increase the ability of MDEA to cope with varying concentrations of H2S. Hence, maintaining the concentration of MDEA in optimum condition will generate the effective absorption or removal of H2S. Off gas from gas sweetening process then processed in sulfur recovery unit so that the off gas is safe for environment. Several method is used in sulfur recovery unit such as LOCAT, SulFerox, Shell-Paques, and Sulfinol. In this study, LOCAT is used as sulfur recovery unit because it has the best efficiency in the process. Keywords: hydrogen sulfide, amine absorption, methyldiethanolamine, sulfur recovery unit Sari Hidrogen sulfida (H2S) merupakan salah satu zat pengotor yang sering terdapat di dalam gas. H2S bersifat beracun dan korosif yang dapat membahayakan kesehatan dan keselamatan kerja. Salah satu metode yang digunakan untuk mengurangi konsentrasi H2S dari gas adalah metode absorpsi amina. Jenis larutan amina yang paling sering digunakan adalah metildietanolamina atau MDEA. Dalam proses gas sweetening yang menggunakan MDEA, pengurangan konsentrasi H2S terjadi di dalam amine absorber dengan menggunakan prinsip counter current. Karena dalam sour gas terdapat H2S dan CO2, pengurangan konsentrasi H2S akan diikuti juga dengan penyerapan CO2 oleh MDEA. Untuk regenerasinya, MDEA akan dipanaskan di amine regenerator dimana H2S dan CO2 akan dilepaskan menjadi gas asam. Pada dasarnya, studi ini mempelajari bagaimana pengaruh perubahan konsentrasi MDEA terhadap kemampuannya untuk menanggulangi konsentrasi H2S yang bervariasi. Penurunan konsentrasi MDEA akan meningkatkan penyerapan atau selektivitas MDEA terhadap H2S. Dimana proses ini akan mengurangi penyerapan CO2 yang nantinya akan mempengaruhi kondisi regenerasi dari MDEA. Hasil regenerasi MDEA menunjukkan penurunan konsentasi CO2 terlarut di dalam MDEA. Penurunan konsentrasi CO2 terlarut di MDEA akan meningkatkan kemampuan MDEA untuk menanggulangi konsentrasi H2S yang bervariasi. Oleh karena itu, mempertahankan konsentrasi MDEA pada konsentrasi yang optimal akan memberikan penyerapan H2S yang efektif. Gas keluaran dari proses gas sweetening kemudian diolah kembali dalam sistem pengolahan limbah sulfur. Hal ini dilakukan agar gas keluaran ini aman bagi lingkungan. Beberapa metode sistem pengolahan limbah sulfur antara lain metoda LOCAT, SulFerox, Shell-paques, dan Sulfinol. Dalam studi ini akan digunakan metode LOCAT untuk sistem pengolahan limbah sulfur karena memiliki nilai efisiensi yang paling tinggi. Kata Kunci: hidrogen sulfida, absorpsi amina, metildietanolamina, sistem pengolahan limbah sulfur *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **)Dosen Pembimbing, Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung
Fikar Cita (12206042)
1
I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Gas alam merupakan sumber daya alam yang terdiri dari senyawa hidrokarbon (CxHy) dan komponen non-hidrokarbon lainnya seperti N2, O2, CO2, H2S, COS, RSH, dan lain-lain. Gas alam merupakan gas nyata sehingga persamaan gas ideal tidak dapat digunakan untuk perhitungan karena kondisinya jauh dari keadaan ideal. Untuk itu, suatu koreksi dilakukan terhadap volume gas pada keadaan tekanan dan temperatur reservoir dengan volume gas pada keadaan ideal atau standar yang dinamakan sebagai faktor deviasi gas atau Z-factor. Harga Z-factor dipengaruhi oleh tekanan, temperatur, dan komposisi gas. Gas alam yang dihasilkan di permukaan dikelompokkan menjadi dua kategori: Associated gas, yakni gas yang terproduksi sebagai produk ikutan dari minyak bumi yang terproduksi, dan Non-associated Gas, yakni gas yang terproduksi bukanlah sebagai produk ikutan dari minyak bumi yang terproduksi, melainkan memang sebagai produk utama dari suatu reservoir Kelompok yang kedua ini, walaupun di dalam reservoir terbentuk dalam satu fasa, mungkin di permukaan berubah menjadi gas dan cairan. Kadar cairan menjadi patokan kasar pembagian lebih lanjut dari non – associated gas menjadi gas kering dan gas basah (kondensat). Gas disebut kering bila GOR > 100000 scf/stb, sebaliknya apabila GOR berkisar 70000 – 100000 scf/stb maka disebut sebagai gas basah. Klasifikasi yang tepat baru diperoleh dari diagram fasa dari fluida reservoir.
Gambar 1. Contoh Diagram Fasa(1) 1.1.1 Sifat – sifat Gas Ideal Suatu gas ideal adalah fluida yang : a. Memiliki volume dari molekul relative dapat diabaikan dibandingkan dengan volume dari fluida secara menyeluruh. b. Tidak memiliki gaya tarik atau gaya tolak antara sesame molekul atau antara molekul dengan dinding dari tempat dimana gas itu berada. Fikar Cita (12206042)
c. Semua tubrukan dari molekul bersifat elastik murni, yang berarti tidak ada kehilangan energy dalam akibat tubrukan tadi. Dasar untuk menggambarkan suatu gas ideal datang dari percobaan – percobaan yang kemudian dikenal sebagai hukum – hukum gas.(2) a. Hukum Boyle Mengatakan bahwa perubahan volume dari suatu gas ideal berbanding terbalik dengan tekanan pada temperature konstan. (1) b. Hukum Charles Mengatakan bahwa perubahan volume sebanding dengan perubahan temperature pada tekanan yang konstan. (2) c. Hukum Avogadro Mengatakan bahwa pada kondisi tekanan dan temperature yang sama suatu gas ideal dengan volume yang sama akan mempunyai jumlah molekul yang sama. Dari gabungan ketiga hukum di atas maka didapat suatu persamaan kesetimbangan, (3) 1.1.2 Sifat – sifat Gas Nyata Beberapa asumsi telah digunakan untuk memformulasikan persamaan kesetimbangan untuk gas ideal. Namun asumsi tersebut tidak tepat untuk gas yang berada pada kondisi jauh dari kondisi ideal atau standar. Untuk menanggulangi hal tersebut digunakan suatu koreksi yang dinamakan sebagai faktor deviasi gas (Z). Faktor deviasi gas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume gas pada keadaan tekanan dan temperature sebenarnya dibagi dengan volume gas pada keadaan ideal atau standar. atau
(4)
Persamaan kesetimbangan menjadi (5) Dimana untuk gas ideal harga Z = 1. Harga faktor deviasi gas tergantung dari perubahan tekanan, temperature atau komposisi gas. Gambar 2. (Z vs P) menunjukkan Z yang umum terhadap tekanan untuk suatu temperature dan komposisi gas tertentu. 2
terproduksi. Pemilihan rancangan dan sistem pengoperasian yang dibutuhkan untuk proses penghilangan impurities CO2 dan H2S bergantung pada sifat fluida reservoir. Komponen gas ikutan atau impurities dari gas alam seperti karbon dioksida (CO2) dan hidrogen sulfida (H2S) harus dihilangkan dengan cara menurunkan konsentrasinya agar dapat diterima oleh pihak pembeli gas. Spesifikasi produk jual gas yang berlaku yakni < 4 ppm-mol H2S dan 5%-mol CO2. Komponen gas ikutan ini dikenal dengan istilah gas asam atau acid gas. CO2 dapat bereaksi dengan air membentuk asam karbonat (H2CO3), sedangkan H2S dapat bereaksi dengan air membentuk asam sulfat (H2SO4).
Gambar 2. Z-faktor vs P(3) 1.1.3 Komposisi Gas Alam Sebelum gas alam diproses, komposisi dari gas alam terlebih dahulu dianalisis. Hal ini dilakukan karena data komposisi fluida sangat diperlukan untuk perancangan Fasilitas Permukaan. Komposisi dari suatu campuran gas alam diekspresikan sebagai fraksi mol, fraksi volume atau fraksi berat dari setiap komponen. Atau dapat juga diekspresikan sebagai persen mol, persen volume, dan persen berat. Fraksi mol,
Salah satu contoh gas pengotor ialah hydrogen sulfide atau biasa disebut H2S. Hidrogen sulfida merupakan jenis gas yang sangat beracun, tidak terlihat dan dapat menyebabkan ledakan. Formula kimia dari gas ini adalah H2S. Hidrogen Sulfida memiliki bau menyerupai telur busuk, dan pada konsentrasi yang tinggi dapat menyebabkan kematian yang cepat. Tabel 1. menunjukkan akibat yang akan ditimbulkan oleh H2S dalam berbagai konsentrasi.
, didefinisikan sebagai :
Tabel 1. Toksisitas Hidrogen Sulfida(4) (6)
sehingga berat molekul total untuk suatu campuran adalah
PPM
0-2 min
2-15 min
15-30 min
5-100
-
-
-
100-150
-
Batuk , Iritasi pada
Gangguan pada
mata
(7) Fraksi volume,
150-200
, didefinisikan sebagai:
-
(8) 250-350
Fraksi berat,
pernapasan dan sakit pada mata
-
, didefinisikan sebagai:
Kehilangan
Iritasi pada
kemampuan indra
tenggorokkan dan
pembau
mata
Iritasi mata,
Iritasi pada mata
kehilangan kemampuan indra
(9)
pembau 350-450
-
Kehilangan
Kesulitan bernapas
kemampuan
1.1.4 Gas Ikutan
membau
Gas alam yang diproduksikan dari suatu reservoir gas mengandung berbagai macam komponen hidrokarbon ringan dan hidrokarbon yang lebih berat, serta komponen non-hidrokarbon, dengan komponen utama yaitu metana.
500-600
Gas alam yang masih mengandung pengotor (impurities) memerlukan penanganan tertentu sebelum dijual sehingga memenuhi spesifikasi yang telah ditetapkan. Spesifikasi gas jual (sales gas) dapat dinyatakan berdasarkan komposisi, sifat hidrokarbon, dan nilai kalor dari gas yang
>600
Batuk,
Gangguan
Iritasi serius pada
Kolaps
pernapasan,
mata, light shy,
Kolaps
Memungkinkan terajadinya kematian
Fikar Cita (12206042)
Tidak
Kematian
Kematian
sadar
3
1.2 Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah : a. Memahami pengaruh perubahan konsentrasi larutan amine (MDEA) terhadap konsentrasi H2S. b. Mendapatkan konsentrasi larutan MDEA optimal untuk menanggulangi keberadaan H2S. c. Merekomendasikan sistem pengolahan limbah sulfur yang sesuai dengan kondisi lapangan gas X dan memenuhi aturan yang ada. d. Memahami pengaruh perubahan konsentrasi H2S terhadap kemampuan sistem pengolahan limbah sulfur di lapangan gas X. II. Teori Dasar 2.1 Gas Sweetening Gas alam yang masih mengandung H2S, CO2, dan senyawa asam lainnya disebut sour gas, sedangkan gas alam yang sudah dihilangkan kandungan asamnya disebut sweet gas. Proses penghilangan komponen – komponen asam dari gas alam disebut proses gas sweetening. Baik H2S maupun CO2 merupakan senyawa yang tidak diinginkan berada di dalam gas alam. Hal tersebut disebabkan karena komponen gas asam tersebut bersifat korosif, dapat menurunkan kandungan panas sehingga menurunkan harga jual gas dan berdampak buruk bagi lingkungan. Sehingga, perlu pengolahan gas lebih lanjut untuk memenuhi spesifikasi produk jual gas.
gas. Reaksi ini menghasilkan garam amine-sulfide yang dapat reversible pada temperatur tinggi dan memperbolehkan amine untuk diregenerasi dan di daur ulang. Namun demikian, sebagian amine yang terdegradasi tidak dapat diregenerasi dan harus dipurging. Hal ini disebabkan amine yang terdegradasi tersebut telah kehilangan kemampuannya untuk mengadsorpsi gas asam. Jenis amine yang tersedia antara lain monoethanolamine (MEA) dan diglycolamine (DGA) yang merupakan amina primer, diethanolamine (DEA) dan diisopropanolamine (DIPA) yang merupakan amina sekunder, methyldiethanolamine (MDEA) dan triethanolamine (TEA) yang merupakan amina tersier. Akan tetapi, aplikasi Triethanolamine (TEA) masih jarang digunakan.. Zat pengotor selain CO2 dan H2S, seperti COS, CS2, merkaptan, HCN, NH3, dan hidrokarbon berat lainnya akan secara langsung mempengaruhi pemilihan proses. COS dan CS2 akan bereaksi tak reversibel dengan MEA dan akan menyebabkan kehilangan pelarut. Kehilangan pelarut akan menyebabkan biaya operasi menjadi semakin besar. Karena MDEA tidak akan bereaksi dengan COS dan CS2, maka MDEA merupakan pilihan yang lebih baik jika menggunakan pelarut alkanoamina. Tabel 2. dan Tabel 3. menunjukkan beberapa keterangan tambahan mengenai proses absorpsi dengan proses alkanolamine. Tabel 2. Pelarut Teknologi Absorpsi Kimia(5) Proces Absorpsi Kimia
Beberapa faktor yang harus dipertimbangkan dalam menentukan proses pengolahan gas adalah sebagai berikut: a. b. c. d. e.
f.
Jenis kontaminan gas asam yang terkandung di dalam aliran gas alam atau sour gas Konsentrasi dari tiap kontaminan dan derajat penghilangan yang diinginkan Jumlah atau volum gas yang akan diproses, meliputi temperatur dan tekanan gas Kemungkinan terjadinya recovery sulfur Selektif dalam menyingkirkan satu atau lebih jenis kontaminan tanpa menghilangkan komponen yang lain. Keberadaan dan jumlah fraksi berat hidrokarbon dan aromatik di dalam gas.
MEA
2,5 n monoethanolamine and chemical inhibitors
Amine Guard (MEA)
5n monoethanolamine chemical inhibitors
Econamine (DGA)
6 n diglycolamine
ADIP (DIPA & MDEA)
2-4n diisopropanolamine 2n methyldiethanolamine
MDEA
2 n methyldietanolamine
Flexorb/KS-1, KS-2, KS-3
Hindered amine
2.2 Amine Scrubbing System Selama kurang lebih 70 tahun, proses alkanolamine menjadi teknik terbaik dalam menghilangkan H2S dan CO2 dari gas alam. Teknik ini didasarkan pada reaksi alkanolamine dan H2S dan/atau CO2 untuk memberikan suatu garam water-soluble amine acid Fikar Cita (12206042)
and
Tabel 3. Kondisi Proses Teknologi Absorpsi Kimia(5) Proces Absorpsi Kimia MEA
Dalam pemilihan proses ini, perlunya penentuan terhadap laju alir, temperatur, tekanan, konsentrasi gas asam di sour gas.
Pelarut
Kondisi Proses o
Econamine (DGA)
40 C, ambient-intermediate pressures 40oC, ambient intermediate pressures 80-120oC 6.3 MPa
ADIP (DIPA & MDEA)
35-40oC, >0.1 MPa
Amine Guard (MEA)
MDEA
-
Flexorb/KS-1, KS-2, KS-3
-
4
Tabel 4. Pengembang Teknologi Absorpsi Kimia(5) Proces Absorpsi Kimia
Pengembang
MEA
Dow Chemical, USA
Amine Guard (MEA)
Union Carbide, USA
Econamine (DGA)
ADIP (DIPA & MDEA)
SNEA version by Societe National Elf Aquitane, France Shell, Netherland
MDEA
Exxon, USA: M.H.I
Flexorb/KS-1, KS-2, KS-3
Tabel 5. Proses Absorpsi Kimiawi(6) Parameter Absorban
Proses Amina MEA, DEA, DGA, MDEA
Tekanan operasi, psi
~ 1000
Temperatur operasi, F
100 – 400
Recovery absorban
Reboiled stripping
Biaya utilitas
Tinggi
Selektivitas H2S/CO2
Selektif untuk amine (MDEA)
Kehadiran O2
Degradasi produk
Penghilangan CO2 & CS2
MEA – not removed
o
beberapa
DEA – slightly removed DGA – removed Kendala operasi
Solution degradation Foaming Corrosion
Pelarut MDEA sering digunakan untuk menyingkirkan CO2, H2S, COS, dan RSH dari gas sintetik, gas alam atau gas lainnya, dengan rasio CO2 terhadap H2S yang sangat besar. Produk dari proses ini adalah gas dengan kandungan gas inert yang sangat kecil (memisahkan H2S sampai kurang dari 4 ppmv dan konsentrasi CO2 sampai 2%). Proses ini dapat menghasilkan food-grade CO2 dengan kemurnian CO2 minimal 99.9 %-v dan maksimal H2S 1 ppm v/v. Reaksi H2S dengan MDEA melibatkan perpindahan proton seperti yang terjadi pada amina lainnya. Reaksi kimia H2S dengan MDEA adalah sebagai berikut: (7)
Reaksi pembentukan bikarbonat berjalan lambat. Bikarbonat merupakan bagian dari reaksi gas asam dengan amina untuk menghasilkan reaksi CO2 keseluruhan. (7) H2O + CO2 + R2NCH3 R2NCH4 + +HCO3-
(3)
Laju absorpsi CO2 oleh MDEA dapat meningkat secara signifikan dengan menambahkan amina primer atau sekunder pada konsentrasi yang kecil sebagai sebuah aktivator. Akselator umum yang digunakan adalah DEDA (Di-Ethylene-Di-Amine) atau piperazin, senyawa diamine yang berbentuk cincin. Proses sirkulasi yang terjadi pada amine scrubbing system dapat dijelaskan sebagai berikut: Sour gas masuk ke dalam absorber column dari bagian inlet di bagian bawah dan dikontakkan dengan larutan amine secara counter-current. Gas alam yang telah dimurnikan (sweet gas) keluar dari bagian outlet absorber column di bagian atas. Larutan amine yang membawa gas asam (rich amine) keluar dari bagian outlet absorber column di bagian bawah menuju lean/rich amine heat exchanger. Rich amine dipanaskan di dalam heat exchanger memanfaatkan panas dari lean amine (larutan amine yang telah diregenerasi dan tidak mengandung gas asam). Rich amine kemudian dipanaskan lebih lanjut di dalam regeneration column dengan memanfaatkan panas dari steam yang dibangkitkan di dalam reboiler sehingga kandungan gas asam (H2S dan CO2) terlepas dan larutan amine teregenerasi. Steam dan gas asam yang dipisahkan dari rich amine dikondensasikan dan didinginkan di dalam reflux condenser. Steam yang terkondensasi dipisahkan di dalam reflux accumulator dan dikembalikan ke dalam reboiler, sedangkan gas asam dialirkan di-flare atau di alirkan ke sulfur recovery system. Lean amine kemudian didinginkan lanjut di dalam heat exchanger dan dialirkan kembali ke absorber column dari inlet bagian atas.
H2S + R2NCH3 R2NCH4 + + HS- (1)
2.3 Teknik Membran
Karena MDEA merupakan amina tersier dan tidak memiliki atom hidrogen, maka reaksi CO2 hanya dapat terjadi setelah terbentuknya ion bikarbonat. Reaksi kimia CO2 dengan air adalah sebagai berikut : (7)
Teknologi Membran adalah salah satu teknologi alternatif untuk memisahkan gas CO2 (karbondioksida) dan H2S (hidrogen sulfida) atau disebut juga gas yang bersifat asam (acid gas) dari gas alam agar kualitas gas alam menjadi lebih baik sesuai dengan tuntutan/kebutuhan konsumen atau aliran proses berikutnya.
CO2 + H2O HCO3-+ H+
Fikar Cita (12206042)
(2)
5
Membran merupakan suatu saringan tipis yang bersifat semi-permeable. Saat ini, membran komersial yang digunakan untuk menghilangkan CO2 terbuat dari bahan polimer, di antaranya cellulose acetate, polyamides, polyimides, polysulfonates, polycarbonates, dan polyetherimide. CO2 dan H2S dipisahkan dari gas alam dengan permeasi selektif melalui suatu membran fiber lubang. Tenaga pendorongnya adalah perbedaan tekanan parsial melewati membran untuk CO2, H2S, CH4, dan komponen gas lainnya. Komponen yang paling cepat melewati membran adalah CO2 dan H2S, sedangkan CH4 adalah komponen yang paling lambat. Teknologi membran berdasarkan polymeric hollow fiber secara efektif memisahkan CO2 dari fasa gas hidrokarbon. Kinerja membran sangat tergantung pada kandungan CO2 di dalam gas umpan, spesifikasi produk CO2, tekanan operasi, tekanan permeasi, dan temperatur operasi. Untuk suatu spesifikasi sales gas, pertambahan kandungan CO2 dalam gas masukan memerlukan penambahan luas permukaan membran. Dipilihnya teknologi membran untuk penyingkiran/pemisahan gas CO2 & H2S dengan beberapa alasan, antara lain: investasi relatif rendah, bentuknya kompak dan mudah dioperasikan, tidak membutuhkan bahan kimia, biaya operasi/pemeliharaan rendah, fleksibel dan dapat disesuaikan dengan kebutuhan pemakai. Peralatan berbasis membran sangat cocok untuk ditempatkan pada daerah terpencil (remote area) atau lepas pantai (offshore) dengan fasilitas utilitas terbatas. Namun, hal ini akan merugi bila tidak memperhatikan faktor yang harus diantisipasi, antara lain : Biasanya pada aliran (stream) gas alam ada liquid (cairan) terikut seperti air, glycol, amina, pelumas, maka akan menyebabkan membran membengkak (swelling) merusak keutuhan membran, juga hydrocarbon berat (> C15) yang terikut akan melapisi permukaan membran sehingga mengurangi kecepatan permeasi, di samping itu material padatan akan menutup daerah resapan dari membran serta juga senyawa corrosion inhibitor atau additive yang dipakai untuk sumur pengeboran. Di Indonesia, teknologi membran untuk memisahkan gas CO2 dan H2S dari gas alam masih belum banyak digunakan. 2.4 Teknik Pengolahan Limbah Sulfur Off gas dari proses gas sweetening harus diproses lebih lanjut dalam Sulfur Recovery Unit (SRU) untuk mengurangi konsentrasi H2S dan kandungan mercaptan (RSH) yang masih terdapat di dalam off gas tersebut. H2S dan mercaptan nantinya akan dijadikan padatan sulfur yang dapat bernilai Fikar Cita (12206042)
ekonomis dan aman bagi lingkungan. Ada banyak reaksi terjadi dalam SRU, namun secara umum adalah sebagai berikut: 1. Desulfurisasi H2S :
2. Desulfurisasi
Mercaptan
(asumsi:
metil
mercaptan) :
Berdasarkan PERMENLH No.13 Tahun 2009, ada dua batas baku emisi untuk limbah sulfur, yaitu baku emisi pembakaran gas (150 mg/m3) dan emisi sulfur recovery unit (minimum recovery SRU 95%). 2.4.1 LOCAT LOCAT digunakan untuk memisahkan H2S dan memproduksi sulfur dengan kandungan sulfur yang tinggi dari aerobik maupun anaerobik termasuk gas wellhead, fuel gas, acid gas, natural gas dan karbon dioksida, claus tail gas, syntehsis gas dan saluran udara. Penurunan yang tidak terbatas tergantung dengan konsentrasi H2S, laju sulfur dan laju gas dengan kapasitas dari hanya beberapa pound per hari hingga lebih dari 25 tpd. Produk akhir dari sistem ini berupa produk sulfur seperti slurry, filter cake atau sulfur cair dengan kandungan tinggi. Umumnya, cake sulfur dapat dikumpulkan di lahan yang tidak berbahaya. 2.4.2 SulFerox SulFerox digunakan untuk memisahan Hidrogen Sulfida (H2S) dari rentang produksi sulfur 0,1 s.d. 20 tpd. Aplikasi sulferox dapat digunakan pada gas alam, amine tail gas, enhanced oil recovery CO2 recycle, refinery gas, geothermal, syngas, dan gas produksi offshore. Produk akhir dari sistem ini berupa bubuk sulfur. 2.4.3 Shell-Paques Shell-paques merupakan sistem dengan proses desulfurisasi biologis dari gas bertekanan tinggi, synthesis gas dan Claus tail gas. Unit Shell-Paques dapat dirancang untuk menangani gas yang mengandung 5 ppmv H2S dimana menghasilkan recovery sulfur lebih dari 99.99% sulfur dari sumber gas. Biosulfur yang diproduksikan dapat digunakan langsung sebagai pupuk karena mempunyai karakter hidrophilic. Bio-sulfur dapat dicuci dan dilelehkan untuk memproduksi produk berupa sulfur cair yang dapat digunakan untuk kebutuhan industri. Karakter hidrophilic bio-sulfur akan hilang setelah dilelehkan.
6
2.4.4 Sulfinol Sulfinol digunakan untuk memisahkan H2S, COS, RSH dan senyawa sulfur organik yang lain, serta CO2 dari gas alam, gas sintesis dan refinery gas. Total senyawa sulfur dapat diproses dan dikurangi hingga mencapai level ultra-low ppm sehingga sesuai dengan kebutuhan refinery-fuel dan spesifikasi produk jual gas. Aplikasi yang telah dikembangkan mampu secara selektif memisahkan H2S, COS, RSH dan senyawa sulfur organik yang lain untuk kebutuhan spesifikasi produk jual gas, tetapi hanya penyerapan sebagian untuk senyawa CO2 dengan kandungan yang tinggi. Rangkaian proses Sulfinol/Claus/SCOT dapat digunakan secara ekonomis, dimana sistem Sulfinol yang terintegrasi dapat menangani pemisahan H2S secara selektif dan proses SCOT dapat mengolah offgas dari proses Claus. Tabel 6. Perbandingan SRU LOCAT dan SulFerox(8) Parameter
LO-CAT
SulFerox
Recovery sulfur
Dapat mengrecovery Sulfur dari H2S (99.9%) dan mercaptan (% tidak diketahui)
Dapat mengrecovery Sulfur dari H2S (99.5%) dan mercaptan (% tidak diketahui)
Kualitas sulfur
Sulfur kemurnian 99,9%
Pertimbangan feed
Dapat menangani H2S dari beberapa ppm s.d. 100 H2S. Aliran dari beberapa pound t/day s/.d lebih dari 25 t/day T ; 40 s.d. 140 oF
Sulfur dengan Kemurnian 80 s.d. 99,5% Dapat menangani H2S dari beberapa ppm s.d. 100 H2S. Aliran dari 0.1 t/day s.d. lebih dari 20 t/day
Kondisi operasi
Instalasi
Licensor
T : 110 s.d. 140 oF
P: 14,7 s.d. beberapa ratus psi 119 unit telah beroperasi
P : 14,7 s.d. 514,7 psi 30 unit telah beroperasi
Gas technology product LLC, a Merchem Co.
Shell Global Solutions International B.V.
Tabel 7. Perbandingan SRU Shell-Paques dan Proprietary Claus(8) Parameter
Shell-Paques
Proprietary Claus
Recovery sulfur
Dapat merecovery sulfur dari H2S (99.9%) dan Tidak dapat recover mercaptan Lumpur Biosulfur. sulfur dapat dimurnikan hingga 99+%
Dapat merecovery sulfur dari H2S (99.9%) dan merkaptan 99,9 %
Kualitas sulfur
Fikar Cita (12206042)
99,8% murni sulfur
Pertimbangan feed
Dapat menangani aliran dengan kandungan H2S rendah s.d. 20 t/day
Dapat menangani aliran dengan kandungan H2S rendah s.d. 100 t/day
Kondisi operasi
T : 39 s.d. 50 oF
T : 952 s.d.1200 oC
P: mencapai 1102,5 psi
Penurunan tekanan 4,41 s.d. 7,35 psi
Instalasi
1 unit telah di instal dan 1 unit dalam proses.(4)
Tidak diketahui
Licensor
Shell-Paques ; Paques B.V. dan Shell Global Solutions International B.V.
Shell Global Solutions International B.V., BVPI (Black and Veatch Pritchard), Parsons, Jacobs (Stork Comprimo), Lurgi, Davy, TPA, Siirtec Nigi
III. Metode Penelitian Untuk menghilangkan kandungan H2S dari gas alam digunakan proses absorpsi kimia dengan larutan methyldiethanolamine atau biasa disebut juga dengan MDEA yang dikombinasikan dengan teknologi membrane agar dapat mengurangi konsentrasi H2S hingga 4 ppm. Pada penelitian ini akan dilihat bagaimana pengaruh perubahan konsentrasi larutan MDEA terhadap kemampuannya untuk menanggulangi kandungan H2S dalam gas alam. Data-data yang digunakan adalah data dari lapangan gas X. Langkah pertama yang dilakukan adalah membuat process flow diagram (PFD) dari software komersil yang akan digunakan. Dalam hal ini dibuat PFD untuk proses acid gas removal unit (AGRU) dan Sulfur Recovery Unit (SRU) . Langkah selanjutnya adalah memilih model base case yang akan digunakan. Dalam hal ini model base case yang digunakan adalah kondisi awal dari lapangan gas X. Data-data komposisi fluida dan komponen AGRU yang digunakan merupakan kondisi dari lapangan gas X. Langkah selanjutnya adalah melakukan studi sensitivitas dengan merubah parameter konsentrasi MDEA dan H2S di inlet absorber sehingga dapat melihat hubungan dari kedua parameter tersebut. Dari hubungan kedua parameter tersebut kemudian dapat dipilih kondisi optimal konsentrasi MDEA yang dapat digunakan untuk lapangan gas X. Langkah terakhir yang dilakukan adalah merekomendasikan jenis SRU yang akan digunakan. Jenis SRU yang dipilih harus mampu memenuhi standar sesuai dengan PERMENLH No. 13 Tahun 2009 dalam berbagai konsentrasi H2S. Setelah pemilihan proses SRU, dilakukan kembali sensitivitas konsentrasi MDEA dan konsentrasi 7
H2S untuk melihat pengaruhnya terhadap kinerja proses yang dipilih.
Laju alir fluida = 30 MMSCFD Tabel 9. Kondisi amine absorber. 120 F
3.1 Simulasi Software
T inlet sour gas
Dalam melakukan penelitian ini, digunakan software komersil. Data yang dimasukkan ke dalam software ini adalah data komposisi fluida dari lapangan gas X. Kemudian dari data komposisi ini dilakukan simulasi untuk mendapatkan hubungan antara konsentrasi larutan MDEA dan konsentrasi H2S. Selain itu, yang harus diperhatikan juga adalah data tekanan dan temperatur dari komponen-komponen penting dari sistem AGRU yang digunakan seperti amine absorbe, membrane, dan amine regenerator.
P inlet sour gas
Data yang digunakan dalam penelitian ini meliputi data komposisi fluida dan tekanan serta temperatur dari komponen-komponen AGRU seperti amine absorbe, membrane, dan amine regenerator.
610
psia
127
F C
P inlet MDEA
600
psia
T absorber
122
F
50
C
P absorber
600
psia
127.3
F
52.9
C
P out sweet gas
598.7
psia
T out rich amine
164
F
73.3
C
600.7
psia
3.2 Analisa Sensitivitas
IV. Data dan Hasil Penelitian 4.1 Data Penelitian
C
52.7
T inlet MDEA
T out sweet gas
Pada tahap ini, dilakukan berbagai perubahan konsentrasi pada komposisi sour gas dan larutan MDEA untuk mendapatkan hubungan antara konsentrasi MDEA dengan konsentrasi H2S, konsentrasi MDEA dengan output CO2, dan konsentrasi H2S dengan CO2 terlarut di dalam MDEA. Selain itu dilakukan juga sensitivitas konsentrasi H2S terhadap kemampuan SRU yang digunakan.
48.7
P out rich amine
Tabel 10. Kondisi membrane. P inlet 589.7 psia P out sweet gas
579.7
psia
P out acid gas
19.7
psia
Tabel 11. Kondisi amine regenerator. 192.2 F T inlet 88.9
C
Tabel 8. Data Komposisi Fluida. H2S 13000 ppm
P inlet
29.9
psia
P condenser
29.74
psia
CO2
30 % mol
P reboiler
30.46
psia
N2
0.94 % mol
T out acid gas
Metana Etana Propana i-Butana
63.5 % mol 2 % mol 0.6 % mol
T out lean amine
0.16 % mol
n-Butana
0.18 % mol
i-Pentana
0.08 % mol
n-Pentana
0.07 % mol
n-Hexana
0.1 % mol
C7+
0.96%
H2O
0
M-Merkaptan
60 ppm
O2
0
S_Rhombic
0
Fikar Cita (12206042)
P out acid gas
P out lean amine
122
F
50
C
29.74
psia
248.7
F
120.4
C
30.46
psia
Tabel 12. Kondisi inlet SRU Temperature 120 F 48.7 C Pressure 2 psig
8
4.2 Pembuatan Process Flow Diagram (PFD) Sistem acid gas removal unit (AGRU) yang digunakan pada lapangan gas ini memiliki 3 komponen penting yaitu amine absorber, membrane, dan amine regenerator. Proses pembuatan PFD ini adalah untuk membuat skema alir dari proses sweetening. Gambar 3 merupakan PFD dari sistem AGRU yang digunakan sebagai base case untuk studi ini. Skema di atas merupakan PFD yang digunakan untuk simulasi yang akan dilakukan. Sour gas akan masuk di bagian bawah amine absorber dan MDEA masuk di bagian atas amine absorber. MDEA dan sour gas akan dikontakkan secara coun ter-current. Gas yang telah dimurnikan (sweet gas) akan keluar dari bagian atas amine absorber menuju sweet gas cooler dan sweet gas kick off drum sebelum masuk ke membran untuk dilakukan penghilangan gas asam yang masih tersisa di dalam gas. Rich amine keluar dari bagian bawah amine absorber menuju amine low pressure flash untuk diturunkan tekanannya kemudian masuk ke dalam amine regenerator untuk memurnikan kembali larutan MDEA. Larutan MDEA ini kemudian akan digunakan kembali untuk melarutkan gas asam di amine absorber.
Tabel 14. Sensitivitas H2S vs perbandingan zat terlarut dalam MDEA Input H2S (ppm)
MDEA : H2S @ MDEA
MDEA : CO2 @ MDEA
14000
1209.4347
71.6220
15000
1214.6668
72.8654
16000
1209.5776
73.8585
17000
1213.6705
74.9068
18000
1208.4832
75.7474
19000
1209.1868
76.5344
20000
1211.1005
77.3492
21000
1213.4006
78.1835
22000
1210.2869
78.9059
23000
1209.3749
79.5485
24000
1209.3741
80.1880
25000
1207.0121
80.7712
Tabel 15. Sensitivitas MDEA vs output CO2
4.3 Hasil Penelitian Berikut ini disajikan hasil studi sensitivitas yang dilakukan dengan menggunakan software. Tabel 13. Sensitivitas H2S vs larutan MDEA
H2S
MDEA
CO2
(ppm)
(fraksi massa)
(fraksi mol)
13000
0.4930
0.0340
15000
0.4887
0.0343
17000
0.4777
0.0347
20000
0.4652
0.0353
22000
0.4572
0.0357
25000
0.4471
0.0363
Input H2S
MDEA
H2S @ MDEA
CO2 @ MDEA
(ppm)
(fraksi massa)
(fraksi massa)
(fraksi massa)
14000
0.4958
0.0004
0.0069
15000
0.4887
0.0004
0.0067
16000
0.4834
0.0004
0.0065
17000
0.4777
0.0004
0.0064
18000
0.4732
0.0004
0.0062
13000
19000
0.4690
0.0004
0.0061
20000
0.4647
0.0004
21000
0.4603
22000
Tabel 16. Mass Flow H2S dan CO2 di SRU H2S (ppm)
Mass Flow H2S (kg/h) Outlet SRU
Inlet SRU
Outlet SRU
654.5584
0.65455842
18156.62
18156.619
15000
761.4708
0.76147084
18152.82
18152.82
0.0060
17000
863.0376
0.86303758
18135.8
18135.796
0.0004
0.0059
20000
1015.503
1.01537447
18114.52
18114.842
0.4566
0.0004
0.0058
22000
1117.046
1.11704587
18100.54
18100.545
23000
0.4533
0.0004
0.0057
25000
1269.674
1.26967403
18083.45
18083.449
24000
0.4499
0.0004
0.0056
25000
0.4469
0.0004
0.0055
Fikar Cita (12206042)
Inlet SRU
Mass Flow CO2 (kg/h)
9
Tabel 17. Mass Flow RSH dan Total Volume Flow di SRU Mass Flow RSH (kg/h)
H2S (ppm)
Volume Flow (m3/h)
Inlet SRU
Outlet SRU
Inlet SRU
Outlet SRU
13000
4.13989
0.004140
11101.9
10646.1423
15000
4.127407
0.004127
11178.8
10648.9355
17000
4.115549
0.004116
11245.06
10644.7996
20000
4.097996
0.004098
11346.54
10640.6957
22000
4.08629
0.004086
11414.06
10637.737
25000
4.06872
0.004069
11517.57
10635.4587
Tabel 18. Produk Sulfur dan Efisiensi SRU Sulfur Product (ton/day)
H2S (ppm)
H2S
RSH
Total
Eff
13000
15.69369
0.099258
15.79295
0.999
15000
18.25702
0.098959
18.35598
0.999
17000
20.69219
0.098674
20.79086
0.999
20000
24.34769
0.098254
24.44594
0.999
22000
26.78229
0.097973
26.88026
0.999
25000
30.4417
0.097552
30.53926
0.999
Tabel 19. Kondisi Off Gas dari SRU H2S (ppm)
Emisi Pembakaran Gas (mg/m3)
Outlet CO2 @ SRU
13000
61.4832
91.63%
15000
71.5068
91.58%
17000
81.0760
91.53%
20000
95.4237
91.46%
22000
105.0078
91.42%
25000
119.3812
91.35%
V. Pembahasan 5.1 Acid Gas Removal Unit (Gas Sweetening) Proses gas sweetening yang akan dilakukan di lapangan ini dipilih berdasarkan komponen gas alam dan laju alirnya. Berdasarkan data yang ada, lapangan ini memproduksi gas sebesar 30 MMscfd dengan kontaminan CO2 30 %, dan H2S sebesar 13000 ppm, maka metode yang direkomendasikan untuk penanganan zat impurities CO2 dan H2S pada lapangan ini yaitu kombinasi teknik absorpsi kimia dengan pelarut alkanolamina MDEA (metil dietanolamina) dan teknik membran dengan menggunakan modul Hollow Fiber Cellulose Acetate. Proses ini dipilih agar sistem mampu menghilangkan kandungan gas asam (H2S dan CO2) sampai batas maksimal konsentrasi keduanya di dalam spesifikasi gas jual, yaitu 4 ppmv untuk H2S dan 30 % mol untuk CO2.Proses ini dipilih berdasarkan pada Gambar 4.
Fikar Cita (12206042)
CO2=30% Gas Flow Rate=30MMSCFD
Gas Flow Rate=30MMSCFD
Gambar 4. Grafik hubungan konsentrasi CO2, laju alir gas dan teknik penanganan yang direkomendasikan(9) Setelah memilih jenis proses yang akan dilakukan di lapangan ini, kemudian dilakukan simulasi untuk mencari hubungan antara konsentrasi MDEA yang dibutuhkan untuk menangani konsentrasi H2S yang bervariasi sehingga bisa didapatkan konsentrasi MDEA yang optimal pada proses gas sweetening di lapangan ini. Proses ini dilakukan dengan merubah konsentrasi MDEA untuk tiap konsentrasi H2S hingga mendapatkan konsentrasi keluaran H2S yang diinginkan yaitu 4 ppm. Dalam simulasi ini digunakan software komersil untuk memodelkan proses yang terjadi. Pada kondisi awal, dimana kandungan CO2 30% dan H2S 13000 ppm, konsentrasi MDEA yang digunakan adalah 0.492 fraksi massa. Kemudian dilakukan sensitivity dengan merubah input konsentrasi H2S serta input dari MDEA di inlet amine absorber. Konsentrasi H2S itu sendiri berkisar dari 13000 ppm sampai 25000 ppm. Sedangkan untuk konsentrasi MDEA berkisar antara 0.41 sampai 0.5 fraksi massa, karena apabila input berada di luar kisaran tersebut sistem tidak akan konvergen untuk kondisi lapangan gas X. Untuk konsentrasi CO2 dan laju alir gas dibuat konstan sesuai dengan kondisi awalnya dimana gas mengalir sebesar 30 MMSCFD dan konsentrasi CO2 30%. Konsentrasi MDEA di inlet absorber sendiri masih terkandung impurities seperti CO2 dan H2S karena larutan amine yang masuk di inlet absorber merupakan hasil recycle dari proses sebelumnya, sehingga konsentrasi CO2 dan H2S di inlet amine absorber ini pun akan bervariasi dengan adanya perubahan konsentrasi MDEA bergantung kepada kemampuan larutan amine untuk menyerap acid gas dan digunakan kembali. 10
Untuk output H2S di amine absorber diseragamkan turun hingga mencapai 10 ppm kemudian dialirkan menuju membrane sehingga konsentrasinya turun hingga 4 ppm sedangkan CO2 < 5% mol, sesuai dengan batasan maximum kandungan H2S dan CO2 di produk jual gas. MDEA vs H2S
ternyata membuat perbandingan konsentrasi MDEA berbanding CO2 terlarut di inlet amine absorber menjadi meningkat. Ini menunjukkan bahwa dengan penurunan konsentrasi MDEA akan mengurangi absorpsi CO2 sehingga konsentrasi CO2 yang di-recycle menjadi lebih sedikit. Akibatnya konsentrasi CO2 terlarut di MDEA menjadi berkurang dengan penurunan konsentrasi MDEA.
0.5 MDEA - CO2
0.48
3.65E-02
0.47
3.60E-02
0.46
3.55E-02
CO2 (mol Fraction)
MDEA (mass fraction)
0.49
0.45 0.44 0
10000
20000
30000
H2S (ppm)
3.50E-02 3.45E-02 3.40E-02 3.35E-02 0.44
Gambar 5. Grafik hubungan antara H2S vs MDEA Gambar 5. menunjukkan pengaruh dari perubahan konsentrasi H2S terhadap konsentrasi MDEA yang dibutuhkan. Dari grafik tersebut dapat dilihat bahwa penambahan konsentrasi H2S ternyata berbanding terbalik dengan kebutuhan MDEA. Dimana dengan semakin betambahnya konsentrasi H2S konsentrasi MDEA yang dibutuhkan menjadi lebih sedikit. H2S – (MDEA : CO2)
82
MDEA : CO2
80 78 76 74 72 70 0
10000
20000
30000
H2S (ppm)
Gambar 6. Grafik hubungan antara H2S vs MDEA berbanding CO2 terlarut. Gambar 6. menunjukkan tentang hubungan dari konsentrasi H2S terhadap perbandingan konsentrasi MDEA dan CO2 yang terlarut dalam MDEA di inlet amine absorber. Gambar tersebut menunjukkan bahwa dengan penambahan konsentrasi H2S yang diikuti dengan penurunan konsentrasi MDEA di inlet amine absorber Fikar Cita (12206042)
0.46
0.48
0.5
MDEA (mass fraction)
Gambar 7. Grafik hubungan antara MDEA vs CO2 Gambar 7. menunjukkan hubungan dari perubahan konsentrasi MDEA di inlet absorber terhadap output CO2 setelah membran. Dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa penurunan konsentrasi MDEA membuat output CO2 setelah membrane menjadi lebih besar. Ini diakibatkan dari berkurangnya konsentrasi MDEA membuat proses penyerapan MDEA terhadap CO2 menjadi berkurang. Analisa yang dapat diambil dari ketiga gambar di atas adalah, penurunan konsentrasi MDEA akan menyebabkan penurunan kemampuan penyerapan MDEA terhadad CO2. Hal ini dapat terlihat dari semakin membesarnya output CO2 akibat penurunan konsentrasi MDEA. Ini dikarenakan MDEA lebih utama digunakan untuk penyerapan CO2 dan menyerap H2S secara selektif. Penurunan tersebut membuat proses recycle MDEA akan mengandung lebih sedikit CO2 seiring dengan kenaikan konsentrasi H2S atau penurunan konsentrasi MDEA. Hal ini membuat konsentrasi CO2 terlarut di inlet amine absorber akan menjadi lebih kecil dan membuat MDEA akan lebih selektif terhadap penyerapan H2S. Sehingga penurunan konsentrasi MDEA dapat membuat MDEA lebih mampu menanggulangi konsentrasi H2S yang lebih besar, walaupun output dari CO2 akan meningkat. Akan tetapi output konsentrasi CO2 maupun H2S tetap berada pada kondisi batas standar produk jual gas. Selain itu, penambahan konsentrasi MDEA berlebihan akan membuat kondisi penyerapan 11
terhadap H2S menjadi tidak optimal. Penurunan konsentrasi MDEA ini sendiri harus tetap berada di antara kisaran kerja optimal MDEA untuk lapangan gas X, yaitu 0.41 sampai 0.5 fraksi massa. Oleh karena itu, penggunaan MDEA sebesar 0.447 mass fraction di inlet MDEA merupakan konsentrasi MDEA yang lebih optimal dibandingkan dengan penggunaan konsentrasi MDEA pada kondisi awal sebesar 0.492 mass fraction. Ini dikarenakan dengan penggunaan konsentrasi MDEA lebih kecil, sistem dapat menanggulangi H2S hingga 25000 ppm dan konsentrasi CO2 30% mol. Kemudian dilakukan simulasi kembali dengan memasukkan data kondisi awal lapangan gas X dimana konsentrasi H2S 13000 ppm dan CO2 30% mol dengan menggunakan konsentrasi MDEA 0.447 mass fraction. Hasilnya adalah H2S dapat diturunkan menjadi 3 ppm walaupun konsentrasi CO2 meningkat menjadi 3.58% mol. Sebelumnya dengan penggunaan MDEA 0.492 mass fraction, kandungan H2S turun sampai 4 ppm dan CO2 turun hingga 3.4% mol. Akan tetapi penggunaan MDEA 0.447 mass fraction tetap memberikan output yang sesuai dengan batas standar produk jual gas. 5.2 Sulfur Recovery Unit Kapasitas sulfur yang dihasilkan berdasarkan kondisi base case adalah gas mengandung 13000 ppm H2S, 30%mol CO2, dan RSH 60 ppm. Berdasarkan studi literatur yang dilakukan, direkomendasikan metoda LOCAT untuk digunakan sebagai sistem SRU untuk studi ini. Alasan-alasan kenapa LOCAT dianggap paling sesuai untuk sebagai sulfur recovery unit adalah sebagai berikut : Efisiensi Kerja LOCAT tergolong tinggi yaitu mencapai 99.9%. Efisiensi kerja ini melebihi batas minimal efisiensi kerja SRU yang diharuskan yaitu 95% (PERMENLH No. 13 tahun 2009). LOCAT dapat menangani merkaptan. Kebutuhan zat kimia LOCAT lebih sedikit dibandingkan SRU yang sejenis dengan LOCAT yaitu SulFerox. Unit LOCAT dibandingkan unit SRU seperti SulFerox dan Shell-Paques paling banyak digunakan di seluruh dunia. Sebanyak 119 Unit LOCAT telah digunakan (sumber: Gas Processing Hand Book, 2004). Produk sulfur mempunyai kemurnian tinggi (apabila gas mengandung merkaptan dalam jumlah yang sangat kecil sekali). Sulfur Recovery Unit LOCAT memiliki harga yang lebih murah dibandingkan dengan SulFerox, Shell-Paques, dan Claus.
Fikar Cita (12206042)
Sulfur Recovery Unit tipe LOCAT memiliki 2 komponen utama yaitu Liquid-full Absorber dan Oxidizer. Fungsi dari absorber ini adalah untuk menyerap H2S ke dalam larutan alkali sedangkan fungsi dari oxidizer adalah mengkonversi bentuk H2S menjadi sulfur padatan melalui penambahan auxiliary redox reagent. Gambar 8. menunjukkan PFD dari SRU LOCAT. Sour gas mengalami kontak dengan larutan catalist iron chelate di absorber, dimana H2S akan diabsorb dan dioksidasi menjadi sulfur padatan. Larutan katalis yang tereduksi dikembalikan ke oksidizer dimana udara mengoksidasi larutan katalis. Larutan katalis kemudian dikembalikan ke dalam absorber. Regenerasi secara kontinyu larutan katalis membuat biaya operasi kimia menjadi rendah. Tabel 20. Kondisi Inlet dan Outlet SRU Pada Kondisi Base Case Kondisi Operasi
Satuan
Volume Flow
mmscfd
Mass Flow
Inlet SRU
Outlet SRU
9.43
9.04
kg/h
19550
18887.15
Mass flow H2S
kg/h
654.56
0.65
Mass Flow CO2
kg/h
18157
18157
Mass Flow RSH
kg/h
4.14
0.19 x10-6
87.87
91.63
fraksi Volume: CO2
%
H2S
ppm
40910.18
42.66
RSH(M-Merkaptan)
ppm
183.28
0.19
produk sulfur Sulfur
ton/day
15.7
RSH(M-Merkaptan)
ton/day
0.099
Total
ton/day
15.8
Effisiensi
%
99.99
Pada kondisi base case, LOCAT dapat menangani hidrogen sulfida (H2S) dan mercaptan kemudian menghasilkan produk sulfur sebesar 15.8 ton/day. Efisiensi LOCAT mencapai 99.99% (> 95%) dan emisi pembakaran gas sebesar 61.5 mg/m3 (< 150 mg/m3). Kedua hal tersebut memenuhi kondisi standar dari PERMENLH No. 13 Tahun 2009 sehingga dapat digunakan sebagai sistem SRU untuk lapangan gas X. Efisiensi kerja sistem ini dilihat dari kemampuan sistem merubah total sulfur yang masuk ke dalam sistem menjadi total padatan sulfur. Sedangkan emisi pembakaran gas adalah konsentrasi maksimal suatu zat diperbolehkan untuk dibuang atau dibakar agar aman bagi lingkungan.
12
Tabel 16 dan Tabel 17 menunjukkan kondisi inlet dan outlet dari SRU dalam berbagai konsentrasi H2S. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa semakin tinggi konsentrasi H2S dalam gas akan meningkatkan mass flow dari H2S menuju SRU dan menurunkan mass flow dari CO2 dan RSH. Hal itu sesuai dengan yang terjadi pada proses sebelumnya, dimana dengan konsentrasi H2S yang tinggi, penyerapan terhadap CO2 akan berkurang sehingga kondisi gas yang masuk menuju SRU akan memiliki konsentrasi H2S yang meningkat serta konsentrasi CO2 yang menurun seiring dengan kenaikan konsentrasi H2S dalam gas alam. Tabel 18 memperlihatkan jumlah produk sulfur yang dihasilkan oleh SRU serta efisiensi dari SRU tersebut. Dari tabel tersebut dapat diketahui bahwa SRU LOCAT dapat menanggulangi jumlah produk sulfur hingga 30 ton/day (saat konsentrasi H2S di gas alam 25000 ppm) dengan efisiensi tetap 99.99%. Hal ini sesuai dengan kondisi yang ditetapkan oleh PERMENLH No. 13 Tahun 2009 bahwa efisiensi minimal SRU adalah 95%. Tabel 19 menunjukkan tentang kandungan off gas dari SRU (H2S dan CO2). Dari tabel tersebut dapat diketahui bahwa SRU LOCAT dapat menanggulangi konsentrasi H2S di dalam gas alam hingga 25000 ppm untuk kondisi lapangan gas X tanpa melebihi batas emisi pembakaran gas untuk H2S. Pada konsentrasi H2S 25000 ppm, emisi pembakaran yang dihasilkan oleh SRU adalah 119.38 mg/m3. Hal tersebut masih memenuhi kondisi yang ditetapkan oleh PERMENLH No. 13 Tahun 2009 dimana batas emisi pembakaran gas untuk H2S adalah 150 mg/m3. Setelah proses sensitivitas SRU dengan merubah konsentrasi H2S dalam gas alam, dapat disimpulkan bahwa SRU dengan menggunakan LOCAT dapat menanggulangi pengolahan limbah sulfur di lapangan gas X dan memenuhi peraturan tentang limbah sulfur yang ada. Kemudian dilakukan studi terakhir dengan mensimulasikan kondisi kerja SRU dengan konsentrasi MDEA yang optimal yaitu 0.447 fraksi massa. Data hasil simulasi ditampilkan dalam Tabel 21. Dari tabel tersebut dapat dilihat untuk efisiensi SRU tetap 99.9 % dengan total jumlah produk sulfur sebesar 15.94 ton/day. Untuk kondisi off gas dari SRU dapat dilihat konsentrasi CO2 sebesar 91.56 % dan emisi pembakaran gas sebesar 62.32 mg/m3. Efisiensi SRU dan emisi pembakaran gas masih memenuhi standar yang berlaku sesuai dengan PERMENLH No. 13 Tahun 2009.
Fikar Cita (12206042)
Tabel 21. Kondisi Inlet dan Outlet SRU Pada Kondisi MDEA Optimal Kondisi Operasi
Satuan
Volume Flow
mmscfd
Mass Flow
Inlet SRU
Outlet SRU
9.38
8.99
kg/h
19471.86
18807.41
Mass flow H2S
kg/h
660.97
0.661
Mass Flow CO2
kg/h
18074.96
18074.96
Mass Flow RSH
kg/h
4.14
0.0041
fraksi Volume: CO2
%
87.75
91.56
H2S
ppm
41444
43
RSH(M-Merkaptan)
ppm
183.82
0.192
produk sulfur Sulfur
ton/day
15.84
RSH(M-Merkaptan)
ton/day
0.099
Total
ton/day
15.94
Effisiensi
%
99.99
VI. Kesimpulan a.
Hubungan antara konsentrasi MDEA dan konsentrasi H2S berbanding terbalik, dimana semakin besar konsentrasi MDEA semakin kecil konsentrasi H2S yang dapat ditanggulangi. Hal ini dikarenakan semakin besar konsentrasi MDEA akan memperbesar proses desorpsi H2S atau mengurangi kemampuan MDEA dalam penyerapan H2S. Akan tetapi, pengurangan konsentrasi MDEA akan mengurangi kemampuan penyerapan terhadap CO2. Penurunan konsentrasi MDEA tetap harus berada dalam kisaran kerja optimal MDEA untuk lapangan gas X yaitu 0.41 sampai 0.5 fraksi massa.
b.
Kondisi optimal konsentrasi MDEA adalah 0.447 fraksi massa. Dimana dengan konsentrasi sebesar itu dapat menanggulangi konsentrasi H2S hingga 25000 ppm dan apabila diaplikasikan ke dalam lapangan ini akan mengurangi konsentrasi H2S dari 13000 ppm menjadi 3 ppm dengan kombinasi penyerapan menggunakan larutan MDEA dan teknologi membran.
c.
Untuk sistem pengolahan limbah sulfur direkomendasikan sistem LOCAT. Sistem LOCAT memiliki efisiensi yang paling tinggi dan mampu memenuhi standar peraturan yang berlaku.
13
d.
Semakin besar konsentrasi gas H2S dalam gas alam maka semakin besar pula konsentrasi sulfur yang harus ditanggulangi. Sistem LOCAT dapat menanggulangi konsentrasi H2S dalam gas alam hingga 25000 ppm (30 ton/day) dengan tetap memenuhi standar standar peraturan tentang gas buangan yang berlaku yaitu nilai emisi pembakaran gas < 150 mg/m3 dan efisiensi SRU > 95%.
Daftar Simbol P V Z n R T
: : : : : : : : : : : : : : : : :
tekanan volume faktor kompresibilitas gas jumlah mol gas konstanta gas ( ) temperatur fraksi mol dari komponen i jumlah mol dari komponen i total mol dari seluruh komponen campuran harga berat molekul total untuk suatu campuran harga berat molekul untuk setiap komposisi fraksi volume volume dari komponen i pada kondisi standar volume total dari campuran pada kondisi standar fraksi berat dari komponen i berat dari komponen i berat total dari campuran
TERIMAKASIH Penulis mengucapkan puji syukur kepada ALLAH Yang Maha Esa, orang tua, Bpk. Rahman Sidik dan Ibu Harmini Sudjiman, serta keluarga atas doa, dan dukungan selama ini. Penulis juga mengucapkan terimakasih kepada Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D. selaku pembimbing tugas akhir untuk bimbingan dan kesediaan waktunya sehingga tugas akhir ini selesai dengan baik. Penulis mengucapkan terimakasih kepada Ir. Nenny M.Saptadji, Ph.D, selaku wali penulis atas bimbingan dan perhatiannya selama di perkuliahan. Tidak lupa saya ucapkan terima kasih pada Mbak Sarah Astelina dan Mas Donal Marta yang telah membantu dalam proses analisis tugas akhir ini. Seluruh teman-teman Teknik Perminyakan angkatan 2006, teman-teman HMTM PATRA ITB, dan semua orang yang tidak bisa disebutkan satu persatu, terimakasih atas bantuannya. Semoga ALLAH SWT membalas kebaikan kalian. Amin.
Fikar Cita (12206042)
Daftar Pustaka 1.
Sudarwoto, Rinaldi. 2009. Kajian Terpadu Kinerja Reservoir, Perancangan Fasilitas Permukaan, dan Keekonomian Lapangan Gas X yang Memproduksikan Gas Ikutan CO2 dan H2S. Master. Tesis, Institut Teknologi Bandung. 2. Abdassah, Doddy.1998. Teknik Gas Bumi. Bandung : Penerbit ITB. 3. B.I.Lee & M.G.Kesler., 1975. A Generalized Thermodynamic Correlation based on ThreeParameter Corresponding States. AIChE Journal,21(3), pp. 510-527. 4. Scott Simonton,Ph.D., PE, Morgan Spears. 2007. Human Health Effects from Exposure to Low-Level Concentrations of Hydrogen Sulfide [online]. Available from : http://ohsonline.com/articles/2007/10/humanhealth-effects-from-exposure-to-lowlevelconcentrations-of-hydrogen-sulfide.aspx. [Diakses 2 Oktober 2010). 5. Gupta, M., Coyle, I., Thambimuthu, K., 2003. CO2 capture technologies and opportunities in Canada. Canadian CC&S Technology Roadmap Workshop. Canada. 6. Astarita, Gianni.,David W. Savage, Attilio Bisio. Gas Treating with Chemical Solvent. New York: John Wiley & Sons 7. Zare, Aliabad and Mirzaei, S. 2009. Removal of CO2 and H2S using Aqueous Alkanolamine Solusions. World Academy of Science Engineering and Technology. 8. Studi Penanganan Impurities Gas CO2 dan H2S pada Lapangan Gas X, Pertamina. 9. Baker, W. Richard and Kaaeid Lokhandwala., 2008. Natural Gas Processing with Membranes: An Overview. California : Membran Technology and Research, inc. 10. Kunal, Meht. 2010. Impact of Changing MDEA Parameters on Absorption of H2S and CO2 and its Implication. SPE 129101, SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition., 2022 Jan. 2010. India : Mumbai. 11. Mansourizadeh, A. 2008. Removal of Acid Gas Emissions Using Hollow Fiber Gas Absorption Membrane Contactors. IPTC 12481,International Petroleum Technology. 35 Dec.2008. Malaysia: Kuala Lumpur.
14
12. Peraturan Menteri Negara Lingkungan Hidup Nomor 13 Tahun 2009 Tentang Baku Mutu Emisi SUmber Tidak Bergerak Bagi Usaha dan/ atau Kegiatan Minyak dan Gas Bumi. 13. Gas Process Handbook. 2004. Hydrocarbon Processing. 14. Kirk-Othmer.Encyclopedia of chemical technology.Vol. 23, 4th edition. New York : John Wiley & Sons, Inc.
Fikar Cita (12206042)
15
Lampiran
Gambar 3. Process Flow Diagram Acid Gas Removal Unit
Gambar 8. Process Flow Diagram SRU LOCAT
Fikar Cita (12206042)
16
