Post on 25-Jul-2015
UJIAN AKHIR SEMESTER
PENGOLAHAN GAS BUMI
2012
-Ardelia Ramadani (0906489385)-
-Yuke Vinnesca (0906489385)-
Diketahui gas alam dari reservoir sebanyak 180 MMSCFD pada tekanan 650 psia dan suhu
120 oF mempunyai komposisi sebagai berikut:
Kompone
nFraksi mol GHV (BTU/SCF)
N2
CO2
C1
C2
C3
iC4
nC4
iC5
nC5
nC6
nC7
H2O
0.0006
0.0981
0.7941
0.0445
0.0280
0.0059
0.0068
0.0026
0.0017
0.0017
0.0032
0.0128
0
0
1010
1769
2518
3256
3264
4001
4009
4756
5503
0
1. Jika dari gas alam ini hanya ingin diproduksi kondensat dengan RVP 12 Psia dan
Sales Gas (CO2 maksimum 4% dan kandungan air maksimum 4 lb/MMSCF)
a. Buatlah blok diagram prosesnya
b. Dari setiap blok diagram buatlah program simulasinya dengan variabel yang
harus anda input diberi penjelasannya.
c. Berapa banyak kondensat (bbl/day) dan sales gas (MMBTU/day) yang dapat
dihasilkan dari program simulasi yang diusulkan
d. Berapa revenue yang dapat diperoleh jika harga kondensat US$120/bbl dan
sales gas US$6/MMBTU.
2. Jika dari gas alam ini akan diproduksi kondensat dengan RVP 12, LPG dan LNG
a. Buatlah blok diagram prosesnya
b. Dari setiap blok diagram buatlah program simulasinya dengan variabel yang
harus anda input diberi penjelasannya (perhitungannya).
c. Berapa banyak kondensat (bbl/day), LPG (tonne/day) dan LNG
(MMBTU/day) yang dapat dihasilkan dari program simulasi yang diusulkan
d. Berapa revenue yang dapat diperoleh jika harga kondensat US$120/bbl, LPG
US$600/ton dan LNG US$12/MMBTU.
Tabel 1. Spesifikasi LPG Campuran (Ref. Dirjen Migas No. 25 K/36/DDJM/1990, tanggal 14 Mei 1990)
NO. ANALISA METODA MIN MAX1. Specific Gravity at 60/60 °F ASTM D - 1657 To Be Reported2. Komposisi : ASTM D - 2163
C2 % vol - 0.2C4 + (C4 and havier) % vol - -
C3 + C4 % vol 97.5 -C5 % vol - 2.0
C5 + (C5 and heavier) % vol - -C6 + (C6 and heavier) % vol - Nil
3. R. V. P at 100 °F psi ASTM D - 1267 - 1204. Weathering Test at 36 °F % vol ASTM D - 1837 95 -
5. Total Sulphurgrain/100
cuftASTM D - 2784 - 15 +)
6. Copper Corrosion 1 hour/100 °F ASTM D - 1838 - No. 1
7.Ethyl or Buthyl Mercaptan
Addedml/1000 AG 50
8. Free Water Content VISUAL - -
Tabel 1. Spesifikasi LNG
Komposisi JumlahN2 Max 1%molC1 Min 85%molC4 Max 2 %molC5 Max 0.10 0%mol
HHV, Btu/scf 1050-1170H2S Max 4.8 mg/Nm3
Total sulfur Max 28.0 mg/Nm3
3. Jika anda diberi wewenang untuk memilih proyek yang akan dilaksanakan (antara
Proyek 1 dan Proyek 2), maka proyek yang mana yang akan dipilih dan berikan
penjelasannya. (Jika yang anda pilih proyek 1 jelaskan kelebihan proyek 1 dan
kelemahan proyek 2 atau sebaliknya).
Jawaban
1. a. Blok Diagram Proses untuk menghasilkan Kondensat dan Sales Gas adalah sebagai
berikut.
b. Gas alam dari reservoir dengan kondisi suhu, tekanan, molar flow, dan komposisi seperti
yang tertera pada problem di atas, diinput ke dalam unit dew point control untuk
mencegah terbentuknya hidrat pada proses pengolahan gas. Hidrat ini akan menghambat
aliran gas dalam pipa. Hidrat ini terbentuk dari senyawa-senyawa dalam gas alam dari
reservoir yang memiliki dew point yang lebih tinggi dari komposisi gas alam yang
hendak diproduksi, sehingga akan membeku terlebih dahulu dan membentuk padatan
hidrat. Padatan hidrat inilah yang akan menghambat aliran gas dalam pipa pada proses
pengolahan gas, sehingga dew point control perlu dilakukan. Keluaran dari unit dew
point control ini adalah Sour Gas (Stream 13 Ref) dan Kondensat (Stream Condensate).
Sour Gas ini akan menjadi input pada Acid Gas Removal Unit, sedangkan Kondensat ini
akan menjadi produk dengan nilai ekonomi tertentu.
Gas Alam dari reservoir Sour Gas
Acid Gas
Sweet Gas
Kondensat
Dew Point Control
AGRUSales Gas
Gas Dehydration Unit
Gambar 1. Dew Point Control Unit
Gambar 2. Produk Sour Gas dari Stream 13 Ref dan Kondensat dari Stream Condensate
Sour gas dari stream 13 Ref pada Dew Point Control Unit akan dijadikan input pada Acid
Gas Removal Unit. Pada AGRU digunakan pelarut Amine, berupa campuran MDEA dan
MEA untuk menghilangkan CO2 dalam gas hingga maksimal 4%. Komposisi campuran
MDEA dan MEA diperoleh dari tugas sebelumnya, yakni komposisi yang mampu
menghasilkan CO2 pada sweet gas kurang dari 4%. Kami memilih untuk menggunakan
komposisi MDEA, MEA, dan Air berturut-turut sebesar 0,357502; 0,091785; dan 0,550713
(Mass Fraction). Untuk mengetahui molar flow pelarut Amine yang digunakan, dilakukanlah
perhitungan pada spreadsheet-1 dengan menganggap CO2 loading yang terjadi adalah
sebesar 0,3. Unit ini dilengkapi dengan regenerator untuk meregenrasi Amine yang telah
digunakan untuk mengabsorb CO2 sehingga dapat digunakan kembali. Berikut adalah AGRU
yang digunakan.
Gambar 3. AGRU
Gambar 4. Kondisi input Pelarut Amine
yang digunakan
Produk keluaran dari AGRU adalah Sweet Gas dan Acid Gas. Sweet Gas ini adalah Gas
Alam yang telah bersih dari CO2 (maks. 4%), yang akan digunakan sebagai input pada proses
Gas Dehydration. Pada simulasi ini, CO2 pada sweet gas diperoleh sebesar 0,0019%.
Gambar 5. Spesifikasi Sweet Gas pada AGRU
Sweet Gas dari AGRU digunakan sebagai input dalam Gas Dehydration Unit. Water Content
input gas ini masih cukup besar, yaitu sebesar 0,001554 (mole fraction) yang setara dengan
73,734192 lbm/MMSCF. Padahal kita membutuhkan Sales Gas dengan water content
maksimal 4 lbm/MMSCF, sehingga proses dehidrasi perlu dilakukan. Proses Dehidrasi ini
menggunakan TEG (Tri Ethylene Glycol) sebagai pelarutnya. Untuk mencapai spesifikasi
Sales Gas yang diinginkan, perlu dilakukan perhitungan untuk mengetahui konsentrasi dan
mass flow TEG yang dibutuhkan.
Konsentrasi Lean TEG Aktual
Dari simulasi Dew Point Control, didapatkan hasil optimasi dengan optimizer suhu Dew
Point sebesar 22,60F untuk memaksimalkan produksi kondensat dan meminimalisir kerja
kompresor yang digunakan.
Gambar 6. Dew Point Temperature
Dengan Dew Point Temperature sebesar 22,60F dan Inlet Gas Temperature sebesar 1200F,
diperolehlah konsentrasi Lean TEG Aktual sebesar 98,6% melalui grafik berikut ini.
Jumlah Tray Teoritis
yang digunakan
Dalam menyelesaikan problem ini, kami menggunakan jumlah tray teoritis sebanyak 10 trays
(N = 2,5), alasannya adalah untuk mendapatkan laju sirkulasi TEG yang ekonomis yaitu 15-
40 liters TEG/kg H2O pada kondisi lean TEG 98,6%, jika digunakan tray berjumlah 6 atau 8
trays ( N=1,5 atau N=2), maka tidak akan pernah berpotongan dengan jumlah fraksi air yang
dihilangkan yaitu sebesar 0,946. Dengan demikian kita membutuhkan jumlah tray yang lebih
besar, yaitu 10 trays (N=2,5). Jumlah tray ini dirasa cukup besar dan diprediksi akan tetap
ekonomis untuk digunakan dalam proses dehidrasi sistem ini.
Fraction of Water Removed : W ¿−W out
W ¿=73,734192−4
73,734192=0,9 46
Laju Sirkulasi Lean TEG
Dari Persamaan 18.5 di gambar di bawah ini :
xo=(100−Xgl )/18
[ (100−Xgl ) /18 ]+[ Xgl /150 ]=
(100−98 , 6 )/18[(100−98 , 6)/18 ]+[ 98 ,6 /150 ]
=0 .106
dari grafik di atas diperoleh γ (koefisien aktivitas) = 0.68
W adalah water content saturated gas pada 1200F dan 650 psia sebesar 73,734192
lbm/MMSCF
Dari persamaan 18.4
W o=W × γ × xo=73,734192lbm
mmscf×0,68 × 0,106=5,3
lbmmmscf
Ea=73,734192−4
73,734192−5,3=0 , 98
Dari Gambar 18.6
N = 2,5 A = 4,3
L0 = (A)(K)(VN+1)
K = (W).(γ)/(47400) = 73,734192. 0,68/47400 = 1,06 x 10-3
VN+1 = 156,4 x 110 = 17204 lbmol/hr
L0 = (A)(K)(VN+1)
= (2,5 x 1,06 x 10-3x 17204)
= 45,59 mol TEG/hr
MW lean glycol = (0,106)(18) + (1-0,106)(150) = 136,008
lbm TEG/h = (45,59)(136,008) = 6200,6 lbmTEG/hr
Densitas TEG = 66,31 lbm/ft3
Gambar 7. Properties of TEG
Laju Sirkulasi = 6200,6 lbmTEG /hr
66,31lbm / f t3 = 93,51 ft3/hr
Dalam 1 jam = (73,734192-4)/24= 2,91 lbm H2O terabsorbsi
Laju Sirkulasi = 93,51 ft3/2,91 lbm H2O terabsorbsi
= 32,134 ft3/ lbm H2O terabsorbsi
Berikut ini adalah hasil simulasi Gas Dehydration Unit dengan memasukkan berbagai
parameter yang telah dilakukan perhitungan sebelumnya.
Gambar 8. Gas Dehydration Unit
Gambar 9. Spesifikasi yang diinput ke dalam Simulasi Gas Dehydration dari hasil perhitungan
Berikut ini adalah Spesifikasi Sales Gas yang dihasilkan sebagai produk dari serangkaian
proses simulasi ini.
Gambar 10. Water Content Sales Gas
Dari hasil perhitungan water content pada sales gas dengan menggunakan Hysis didapatkan
nilai sebesar 3,988 lb/MMSCF. Hasil ini sesuai dari target water content yang maksimal
sebesar 4 lb/MMSCF, sehingga dapat disimpulkan bahwa hasil simulasi yang dilakukan telah
berhasil dan sesuai dengan kondisi yang diharapkan. Kondisi yang diharapkan dalam hal ini
adalah temperatur inlet gas to separator stream diperoleh dari hasil case study guna
mendapatkan water content pada sales gas < 4 lb/MMSCF atau dalam hal ini adalah 3,988
lb/MMSCF, yaitu sebagai berikut.
Dari case study ini didapatkan bahwa temperatur inlet gas to separator stream untuk
mendapatkan water content pada sales gas < 4 lb/MMSCF atau dalam hal ini adalah 3,988
lb/MMSCF adalah 78,50F.
Dengan metode simulasi yang diajukan, Sales Gas sebagai produk ternyata telah memenuhi
spesifikasi yang diinginkan, dalam hal ini diperoleh water content sebesar 3,988 lb/MMSCF
dan CO2 sebesar 0,0019%
c. Dari hasil simulasi tersebut, Jumlah Kondensat dan Sales Gas yang dihasilkan, berturut-
turut adalah 1146 bbl/day dan 176300 MMBTU/day.
d. Revenue yang dihasilkan dari hasil simulasi tersebut adalah sebesar
Total Revenue=Condensate Revenue+Sales Gas Revenue
¿(1146bblday
×120US $bbl )+(1763 000
MMBTUday
× 6US $
MMBTU )=US $ 1196 000
Gambar 11. Jumlah dan Revenue Kondensat
Gambar 12. Jumlah dan Revenue Sales Gas serta Total Revenue per hari
2. a. Blok Diagram Proses untuk menghasilkan Kondensat, LPG, dan LNG adalah sebagai
berikut.
Gas to LNG
Gas 1LPGLight Gas
LNG System
BOG
Stabilizer
Debuthanizer
Deethanizer
Dem
ethanizer
b. Gas alam dari reservoir dengan kondisi suhu, tekanan, molar flow, dan komposisi seperti
yang tertera pada problem di atas, diinput ke dalam unit dew point control untuk
mencegah terbentuknya hidrat pada proses pengolahan gas. Hidrat ini akan menghambat
aliran gas dalam pipa. Hidrat ini terbentuk dari senyawa-senyawa dalam gas alam dari
reservoir yang memiliki dew point yang lebih tinggi dari komposisi gas alam yang
hendak diproduksi, sehingga akan membeku terlebih dahulu dan membentuk padatan
hidrat. Padatan hidrat inilah yang akan menghambat aliran gas dalam pipa pada proses
pengolahan gas, sehingga dew point control perlu dilakukan. Keluaran dari unit dew
point control ini adalah Sour Gas (Stream 13 Ref) dan Kondensat (Stream Condensate).
Sour Gas ini akan menjadi input pada Acid Gas Removal Unit, sedangkan Kondensat ini
akan menjadi produk dengan nilai ekonomi tertentu. Untuk memaksimalkan jumlah
kondensat yang dihasilkan dan meminimalisir kerja kompresor yang digunakan,
dilakukanlah optimasi suhu dengan menggunakan optimizer pada Dew Point Control
System. Stream penghasil kondensat pada Dew Point Control System ini mulai dari
Stream F to C nantinya akan bergabung dengan Stream cond 3 dari LPG system untuk
masuk ke dalam Condensate Stabilizer, sehingga pada proses ini kondensat yang
dihasilkan akan lebih banyak.
Gas Alam dari reservoir Sour Gas
Acid Gas
Sweet Gas
Kondensat dari Dew Point
Control
Dew Point Control
AGRU Splitter
Liquid
Dry Gas
C2+C3+C5+
Kondensat dari LPG System
Total Kondensat
LNG
LP
G S
ystem
Gambar 13. Dew Point Control System 2
Gambar 14. Dew Point Control System Optimizer
Gambar 15. Spesifikasi Stream 13 Ref dari Dew Point Control System
Gambar 16. Spesifikasi Stream Condensate dari Dew Point Control System
Sour gas dari stream 13 Ref pada Dew Point Control Unit akan dijadikan input pada Acid
Gas Removal Unit. Pada AGRU digunakan pelarut Amine, berupa campuran MDEA dan
MEA untuk menghilangkan CO2 dalam gas hingga 0%. Komposisi campuran MDEA dan
MEA diperoleh dari tugas sebelumnya, yakni komposisi yang mampu menghasilkan CO2
pada sweet gas sebesar 0%. Kami memilih untuk menggunakan komposisi MDEA, MEA,
dan Air berturut-turut sebesar 0,35; 0,2; dan 0,45 (Mass Fraction). Untuk mengetahui molar
flow pelarut Amine yang digunakan, dilakukanlah perhitungan pada spreadsheet-1 dengan
menganggap CO2 loading yang terjadi adalah sebesar 0,22. Unit ini dilengkapi dengan
regenerator untuk meregenrasi Amine yang telah digunakan untuk mengabsorb CO2 sehingga
dapat digunakan kembali. Berikut adalah AGRU yang digunakan.
Gambar 17. AGRU Sistem 2
Gambar 18. Kondisi Input Pelarut Amine yang digunakan
Produk keluaran dari AGRU adalah Sweet Gas dan Acid Gas. Sweet Gas ini adalah Gas
Alam yang telah bersih dari CO2, yang akan digunakan sebagai input pada proses Gas
Dehydration. Pada simulasi ini, CO2 pada sweet gas diperoleh sebesar 0%.
Gambar 19. Spesifikasi Sweet Gas pada AGRU
Proses dehidrasi sweet gas yang masih mengandung 0,001262 (mole
fraction) air, dilakukan dengan menggunakan Splitter untuk
memisahkan semua komponen sweet gas dari air, MEA, dan MDEA.
Kondisi operasi pada splitter menghasilkan produk Liquid dan Gas
dengan temperatur yang sama dengan Sweet Gas sebagai input Splitter dan tekanan yang
lebih rendah. Proses dehidrasi dengan Splitter ini menghasilkan produk gas yang free water,
yang digunakan sebagai input dalam LPG System.
Gambar 20. Spesifikasi Gas hasil Splitter Sweet Gas