Gas Sweetening

TEKNIK PRODUKSI NO : TP 07.06.1

JUDUL : GAS TREATMENT SUB JUDUL : Gas Sweetening

Halaman : 1 / 24 Revisi/Thn : 2/ Juli 2003

Manajemen Produksi Hulu

GAS SWEETENING

1. TUJUAN

Menghilangkan gas H2S dan gas CO2 dari aliran gas yang mau dijual.

2. METODE DAN PERSYARATAN

2. 1. METODE

2. 2. PERSYARATAN

3. LANGKAH KERJA (IRON SPONGE UNIT)

1. Siapkan data untuk perencanaan:

a. Laju aliran gas, MMSCFD

b. Tekanan operasi, P, psig

c. Temperatur operasi, T, F

d. Konsentrasi H2S inlet dalam grains H2S/100 SCF dan kalikan dengan 15.9 untuk menjadi

ppmv.

e. Compresssibility factor Z, atau anggap SG gas 0.7 jika tidak diketahui.

f. Faktor ekspansi, gunakan f =1.10 sampai 1.20.

Jika gelembung naik pada kecepatan 48 ft/men, harga f akan tergantung pada superfacial velocity

Vs dalam ft/men

ff

Vs)1( 48 =

2. Hitung laju sebenarnya gas, Qa pada T dan P

7.14))(460)((63.19

++=

PZTQQa

3. Hitung luas irisan dalam tabung, A, dan diameter dalam tabung, ID

Process Superficial Velocity,ft/mnt Luas irisan ft2 Iron sponge 10.0 0.10 Qa Chemsweet 6.5 0.16 Qa Sulfa-Check 8.0 0.11 Qa Caustic Soda 8.0 0.13 Qa





Pilih OD tabung untuk tower dengan ID nya minimum sebesar hasil perhitungan diatas. Tentukan ID

yang ada dan gunakan data ID tersebut, bukan dari hasil persamaan (3).

4. Hitung keperluan zat kimiawi per harinya.

Iron sponge IS = 0.0133 (q)(ppmv H2S) ft3/hari

Chemsweet CS = 0.248 (q)(ppmv H2S) lb/hari

Sulfa Check SC = 0.0474 (q)(ppmv H2S) gal/hari

Caustic Soda Tergantung berapa kadar CO2

NaSH NS= 0.109(q)(ppmv H2S) gal 20% NaOH/hari

5. Pilih harga tinggi bed statik, L, biasanya 10 sampai 20 ft. Volume RV dari reaktan adalah:

RV = 0.7854 (ID)2(L) ft3

Perhatikan bahwa masuknya gas melalui cairan akan menaikkan volume (dan tinggi dalam

towernya) dengan terbentuknya volume gelembung gas dalam cairan pada setiap waktu. Kenaikan

ini setinggi 20% harus diperhitungkan untuk memilih tinggi tower.

6. Umur bed (bed life), BL, adalah:

Iron sponge BL = RV/IS hari

Chemsweet BL = RV/CS hari

Sulfa-Check BL = RV/SC hari

7. Keperluan bahan

Iron sponge RV bushels

Chemsweet 11.7 RV lb padatan

7.0 RV gallon air

Sulfa-Check 7.5 RV gallon

Harga diatas tergantung pada diameter tabung minimum, volume reaktan dan bed life. Untuk

menaikkan bed life, dapat dilakukan dengan meningkatkan diameter tower dan tinggi tower. Tetapi

dengan mengurangi kecepatan superficial gas dibawah 2 ft/menit, dapat menyebabkan channeling di

iron sponge tower. Untuk slurry, dengan kecepatan superficial dibawah 1 ft/menit tidak dianjurkan

karena proses pencampuran tidak dapat terjadi.

8. Tabel 2 dapat digunakan untuk iron sponge, walaupun sering tidak sesuai untuk perencanaan. Perlu

diusahakan agar kecepatan massa kurang dari 78 (g)0.5 lb/men-ft2. Hal ini hanya berlaku untuk

cairan hidrokarbon dengan densitas diatas 30 lb/ft3.





9. Cek waktu kontak dengan menentukan ruang untuk kecepatan acfh/ft3 di bagian bednya. Minimum

sebesar 180 acfh/ft3 untuk kadar H2S rendah dan 90 acfh/ft3 untuk kadar H2S diatas 50 gr/100 SCF

gas.

10. Perlu dilakukan pemeriksaan tentang pengaruh panas terhadap proses pemisahan. Pengendapan

atau adsorbsi sulfur harus lebih rendah dari 15 gr/menit-ft terhadap luas bednya.

4. DAFTAR PUSTAKA

1.Field Handling of Natural Gas, Petroleum Extension Service, University of Texas at Austin, Austin

Texas (1972)

2. Engineering Data Book, Natural Gas Processors Asociation, 9 th Edition, Tulsa, Oklahoma, (1972)

3. Campbell,J.M.: Gas Conditioning and Processing, Campbell Petroleum Series,Norman,Oklahoma

(1976)





5. DAFTAR SIMBOL

q = Laju aliran gas, MMSCFD

P = Tekanan operasi, psig

T = Temperatur operasi, , F

Z = Compresssibility factor.Atau ambil untuk SG gas 0.7 kalau tak diketahui.

f = Faktor ekspansi 1.10 sampai 1.20

Vs = Superfacial velocity

Qa = Laju sebenarnya gas

A = Luas irisan dalam tabung

RV = Volume dari reaktan

BL = Umur bed (bed life).





6. LAMPIRAN

Gas sweetening adalah proses yang dilakukan untuk menghilangkan terutama gas H2S dan gas CO2

dari aliran gas yang akan dijual. Penjualan gas selalu dibatasi tambahan bahan kimiawi yang tak

dikehendaki, misalnya H2S akan dibatasi sampai 0.25 gr/100 SCF (4 ppmv) dan di beberapa negara

seperti di North Sea dibatasi sampai 1 ppmv. Kadar sulfur termasuk mecaptans (RSH), carbonyl

sulfide (COS), disulfides (RSSR) dll. Yang biasanya dibatasi 10 -20 gr/100 SCF tetapi banyak pipeline

yang mensyaratkan 0.25 gr/100 SCF sebagai standardnya.

Karbondioksida, CO2, serta nitrogen sebagai gas inert dibatasi 2-3%. Dengan demikian dapat ditemuai

suatu keadaan dimana hanya H2S yang dibuang, atau harus semuanya. Sebagian lagi, seperti yang

pernah terjadi pada waktu Exxon mau membuka lapangan Natuna akan digunakan cryogenic untuk

memisahkan CO2 sampai 71% volume. Di BZZ-area daerah ARCO di Laut Jawa, telah digunakan

membran.

Ada 30 cara lebih untuk proses gas sweetening. Seperti dinyatakan oleh Goar, GPSA, Kohl dan

Riesenfeld, Love, Byrnes-Tenison(ARCO), Love, Maddox, Wall dll. Proses ini antara lain bisa

diklasifikasikan sebagai:

1. Batch process : dengan sponge besi, chemsweet, sulfacheck, dan caustic soda. Karena bahan kimia

ini merupakan reaktan, maka harus dibuang, oleh karena itu hanya untuk proses yang kecil kadar

sulfurnya, atau dapat digunakan untuk laju gas yang rendah atau jika konsentrasi H2S nya relatif

kecil.

2. Larutan aqueous amine, misalnya monoethalonamine, diethanolamine, diglycolamine, methyl-

diethanolamine dan patent seperti amine guard, ucarsol, flexsorb dan Gas/Spec.

3. Campuran larutan (campuran amine, larutan fisika dan air), misalnya sulfinol, ucarsol, flexsorb dan

optisol. Larutan ini juga akan menarik organic sulfur dan bisa mengatasi beban gas acid yang cukup

banyak.

4. Pelarut Fisika (Physical Solvent) misalnya selexol, rectisol, purisol, fluor solvent. Bahan kimia ini

dapat diregenerasikan tanpa panas dan juga dapat digunakan untuk dehidrasi gas. Sering digunakan

untuk menghilangkan CO2 bulk di offshore.





5. Larutan potassium carbonat, sedangkan biaya zat kimiawi untuk es panas, misalnya hot pot,

catacarb, benfield dan giammarco-vetrocoke. Zat kimiawi ini analog dengan physical solvents.

6. Oksidasi langsung ke sulfur, misalnya stretford, sulferox lo cat, dll. Proses ini mengeliminir H2S

emissions.

7. Adsorption, misalnya, linde, zeochem dan davison chemical molecular sieves. Hanya untuk kadar

acid gas kecil, dan gas secara simultant dikeringkan.

8. Membranes, misalnya AVIR, Envirogenics System Co., Cynara (Dow), du Pont, Grace,

International Permeation, dan Monsanto yang cocok untuk menghilangkan banyak gas CO2 dari

gas.

9. Cryogenic process, untuk plant dengan CO2 dalam jumlah besar, teknik ini sangat mahal.

Gambar 1 memperlihatkan cara cepat untuk memilih gas sweetening process ini (berdasarkan

Tennyson dan Schaaf, OGJ, Jan.10, 1977). Ini hanya untuk pegangan pertama, banyak hal lain yang

harus diperhatikan seperti analisa gas, tekanan dan temperatur operasi, lokasi sumur, peraturan

pemerintah, kontrak penjualan dll.





GAMBAR 1. PETUNJUK CEPAT UNTUK MEMILIH PROSES SWEETENING.

Pada saat ini batch dan amine process digunakan pada kebanyakan aplikasi onshore. Biaya untuk

amine rendah, biaya untuk batch tinggi, karena mahalnya peralatan. Yang perlu diperhatikan adalah

kadar sulfur di aliran gas, dimana untuk kadar sulfur kurang dari 20 lb/hari batch process lebih

ekonomis, sedangkan diatas 100 lb/hari, amine solutions lebih ekonomis.

Kadar Sulfur , lb/hari= 1.34 (MMSCFD)(gr H2S/100 SCF)

BATCH PROCESS

Banyak zat kimia yang diperlukan untuk proses sweetening acid gas. Acid gas adalah gas yang akan

membentuk asam bila bercampur dengan air. Biasanya CO2 dan H2S sering diketemukan di dalam gas

alam, dan jika bercampur dengan air akan terbentuk asam lemah, tetapi sangat korosif.

Bahan kimia yang dibutuhkan mempunyai kriteria murah, tidak merupakan bahan kimia yang

berbahaya, dan mempunyai kemampuan untuk mengikat H2S, dan hasil reaksinya tidak merusak

lingkungan. Di pasar pada saat ini tersedia, antara lain iron sponge, chemsweet dan sulfacheck. Caustic

soda digunakan bila mercaptants harus dihilangkan atau bila hasil produknya dapat dijual ke pabrik

kertas.

Keuntungan batch process

1. Menghilangkan seluruh H2S yang berkadar rendah sampai medium, jika sebagian tidak dipakai

untuk mengikat CO2 (kecuali caustic soda).

2. Investasi untuk batch process relatif rendah, dibandingkan dengan cara lain yang memerlukan

regenerasi. Namun jika batch process menggunakan tanki besar dan bertekanan tinggi, maka

memerlukan investasi yang tinggi.

3. Affinitas gas yang mengandung sulfur biasanya tidak tergantung dari tekanan operasinya.

4. Hasil pembuangan batch proses mengandung kontaminant sulfur organik yang berat molekulnya

rendah seperti mercaptans.





Kerugian batch process

1. Untuk menghindari terhambatnya operasi maka dapat digunakan dua contact tower, sehingga yang

satu beroperasi dan yang lainnya direcharged. Hal ini memerlukan tambahan investasi.

2. Batch process dapat menghasilkan cairan, atau proses pemisahan yang kurang baik, atau terjadi

kondensasi di tower sebagai akibat perubahan temperatur, dan dapat merusak kepingan iron sponge

dan menyebabkan terjadi foam dari liquid sweeteners.

3. Pembentukan hydrate dapat terjadi jika tekanan lebih tinggi dan temperatur rendah.

TABEL 1 PERBANDINGAN IRON SPONGE, CHEMSWEET, SULFACHECK DAN PROSES

CAUSTIC SODA.

Tinjauan Proses





Iron Sponge. Bahan ini paling tua dan paling sering digunakan untuk batch process, karena murah.

(Duckworth & Geddes,OGJ, Sept.13,1965; Anerousis & Whitman, 1985, SPE 13280, 1985 dan Zapffe,

OGJ, Aug.19, 1963). Karena bed mengandung partikel padat, maka diperlukan kecepatan superfacial

gas yang tinggi dan diameter tower lebih kecil dari pada untuk slurries (bubur). Oleh karena itu, biaya

bahan kimia yang digunakan akan lebih murah. Kekurangannya adalah diperlukan kerja tambahan

untuk mengganti bahan tsb dan membuang pyrophoriuc spent sponge.

Carnell (OGJ,Aug. 18, 1986) menyatakan bahwa penggunaan butiran zinc oksida, bahan kimia ini

dapat bereaksi dengan H2S dan membentuk zinc sulfide. Pada temperatur biasa Effisiensi dapat

mencapai 50%.

Iron sponge dibuat dari potongan serutan kayu yang dimasak dengan hydrated ferric oxyde, Fe2O3 dan

sodium carbonate untuk mengontrol pH. Pabrik pembuatnya adalah Connelly GPM dan Physichem

Technologies. Serutan ini dimasukkan kedalam vertical contact tower (Gambar 2) melalui lubang

masuk orang (manway) diatas tabung. Serpihan akan disangga oleh perforated support plate. Gas yang

diproses masuk melalui bagian atas tower dan didistribusikan oleh inlet gas diverter. Kemudian gas

tersebut mengalir melalui iron sponge dan H2S bereaksi dengan besi sehingga gas yang keluar dibagian

bawah tower akan bebas dari H2S. Hasil reaksi sweetening adalah ferric sulfide, Fe2S3 dan ferric

mercaptide, berdasarkan reaksi kimia berikut ini:

Fe2O3 + 3 H2S Fe2S3 + H2O Fe2O3 + 6 RSH 2Fe(RS)3 + 3 H2O





GAMBAR 2 UNIT IRON SPONGE





Aliran gas kebawah di dalam tower lebih baik dibandingkan dengan aliran keatas, karena dapat

mengurangi kemungkinan terjadinya channeling (by pass). Selain itu, aliran gas keatas akan

mengganggu aliran dari butir-butir air atau kondensat yang jatuh ke dasar tower, dan dapat

menyebabkan kurang sempurnanya pembersihan Fe2S3 dari besi Fe2O3 yang belum bereaksi.

Banyak tabung iron sponge yang mempunyai water spray nozzle yang ditempatkan diatas bed.

Penyangga bed adalah beberapa lapisan wire mesh screen yang ditempatkan diatas struktur penguat.

Mesh screen ini berlaku sebagai filter untuk mencegah serutan iron sponge terbawa oleh gas. Untuk

tower yang besar, di bagian bawah tower harus ditambahkan packing butiran kasar, dan pipa melintang

untuk memperkuat penyangganya.

Tower mempunyai tempat untuk memasukkan atau mengeluarkan serutan tersebut, baik dari bagian

atas maupun dari bagian bawah. Platform dan tangga diperlukan untuk membersihkan dan mengisi

bed. Pembersihan bed akan lebih mudah dilakukan bila tersedia hose serta suplai air bertekanan tinggi.

Rantai besi ditempatkan diatas atau disisi dinding tabung atau melingkar di bawah digunakan untuk

melepaskan sponge yang sisa terpakai.

Regenerasi atau menghidupkan kembali iron sponge akan menghasilkan reaksi:

Fe2S3 + 3O Fe203 + 3S 2Fe(RS)3 + 3OFe203 + 3RS:SR

Untuk regenerasi yang kontinu maka sejumlah udara atau oksigen dalam jumlah sedikit ditambahkan

kedalam inlet aliran sour gas dengan tujuan mengoksidasi Fe2S3 menjadi Fe2O3 segera setelah H2S

diserap. Dengan melakukan regenerasi secara periodik memerlukan penghentian operasi tower untuk

sementara, untuk melakukan depressurisasi dan sirkulasi gas sisa dengan menggunakan oksigen.

Regenerasi secara periodik berbahaya karena menimbulkan panas oksidasi (sebesar 85.000 Btu/lb mol

sulfur), selain itu sulit untuk memperkirakan penambahan udara secara tepat dan peralatan injeksinya

mahal. Penggunaan oksigen dalam jumlah banyak dalam waktu singkat akan menimbulkan karat

terutama kalau gas mengandung CO2. Sebagai akibat sulfur yang mencair yang kemudian memadat di





permukaan bed, akan menyulitkan pembersihan bed. Oleh karena itu, diperlukan egenerasi secara

kontinu untuk membersihkan tower.

Oksidan seperti hydrogen peroxide, H2O2 juga dapat digunakan untuk meregenerasi sisa-sisa sponge

(Frech and Tazuma, US Patent, 1982). Pengalaman lapangan menunjukkan bahwa umur bed bisa

diperpanjang tiga sampai lima kali lipat dan sponge yang terpakai lebih mudah diregenerasi, jika tidak

terjadi penggumpalan sulfur. Tetapi penanggulangan dengan menggunakan H2O2 lebih sulit dilakukan,

dan memerlukan kebersihan yang tak biasa dilakukan lapangan. Selain itu, biaya H2O2 juga mahal dan

harus dipertimbangkan dengan pengurangan downtime , misalnya operasi satu tower lebih lama.

Proses iron sponge juga dilakukan pada gas liquids (Davis et al ,OGJ, Sept.23,1985). Arah aliran

cairan biasanya keatas dengan kecepatan kurang dari 3 gal/men/ft2.

Proses Dengan Cairan Dan Slurry.

Untuk sweetening =, yang tidak menggunakan iron sponge yang padat, digunakan cairan atau bubur

(slurry). Inhibit, Scavinox, dan Di-Chem adalah campuran dari formaldehyde, methanol serta air.

Campuran ini bereaksi dengan gas H2S untuk membentuk senyawa cyclic carbon-sulfur yang dikenal

dengan nama formthionals. Penggunaannya tak diijinkan di USA karena formaldehyde

diklasifikasikan oleh EPA sebagai carcinogen. Tetapi di Canada hasil material tsb boleh diinjeksikan

ke sumur disposal.

Slurry dari iron oxide telah digunakan untuk mengisap H2S (Fox, US Patent dan Kattner et al.,JPT,

Sept.,1988). Hasilnya belum dapat dikatakan baik, karena menimbulkan premature breakthrough,

foaming, meningkatkan terbentuknya karat, dll. Untuk keperluan ini, tanki harus dilapisi (coated)

dengan phenolic atau epoxy resins. Harga bahan kimianya lebih mahal dibandingkan dengan iron

sponge. Tetapi mudah untuk memompakan cairan atau bubur tsb atau membersihkannya kembali.

Chemsweet adalah produk NATCO10. Bahan kimi yang berbentuk bubuk putih ini adalah campuran

zinc oxide, zinc ecetate dan dispersant untuk menjaga zinc oxide partikel dalam larutannya. Bila satu

bagian dicampur dengan lime bagian air maka acetate akan terlarut dan merupakan sumber pengontrol

ion zinc yang akan bereaksi dengan H2S. Zinc oxide menggantikan Zinc acetate. Reaksinya adalah:

Sweetening : ZnAc2 + H2S ZnS +2HAc





Regenerasi : ZnO + 2H Ac ZnAc2 + H2O Total : ZnO + H2S ZnS + H2O Adanya gas CO2 dalam gas alam tidak menjadi soal, Chemsweet slurry mempunyai pH yang sangat

rendah untuk mencegah absorpsi CO2, walaupun kadar CO2 relatif tinggi dibandingkan dengan H2S.

Sulfacheck adalah NL Treating Chemicals, yang merupakan larutan sodium nitrite buffered untuk

mengatur pH diatas 8. Selain itu mempunyai sifat basa yang kuat, yang cukup untuk menaikkan pH

sampai 12.5. Reaksinya akan membentuk elemen sulfur, ammonia dan caustic soda.

NaNO3 + 3 H2S NaOH + NH3 + 3 S + H2O

Ternyata terjadi proses kimia yang lain, yang membentuk oksida dari nitrogen terbentuk (Burnes and

Bhatia,US Patent 4,515,759). Dalam proses ini CO2 dalam gas akan bereaksi dengan NaOH untuk

membentuk carbonate dan bicarbonate. Hasilnya adalah slurry dari partikel sulfur yang halus didalam

larutan garam sodium dan ammonium.

Caustic Soda, NaOH sering digunakan untuk bereaksi dengan acid gas yang terbentuk dalam dua

langkah sebagai berikut :

NaOH + H2S NaHS + H2O NaOH + NaHS Na2S + H2O

Secara sama terjadi reaksi antara CO2 dan RSH, meskipun reaksinya berjalan lebih lambat. Walaupun

demikian mencuci dengan menggunakan NaOH sering dilakukan, khususnya untuk menghilangkan

RSH dari gas alam setelah H2S dan CO2 berhasil dihilangkan.

Laju reaksi dengan RSH dapat dinaikkan dengan suatu katalist misalnya Merox. Caustic yang kaya

dengan RSH diregenerasikan menggunakan udara.

NaOH + CO2 NaHCO3 NaOH + NaHCO3 Na2CO3 + H2O NaOH + RSH 2NaSR + H2O NaSR + H2O 2NaOH + RSSR





Usaha membatasi waktu reaksi sehingga hanya bisulfide yang terbentuk merupakan suatu hal yang

penting pada proses NaSH. Waktu reaksi antara NaOH dan sour gas dikontrol dengan static mixer dan

pH larutan. Selain itu, konsentrasi serta temperaturnya dikontrol kembali oleh resirkulasi larutan

produk untuk mengencerkan sumber NaOH.

Dengan menjaga pH antara 9 dan 11 dan dengan waktu kontak yang pendek, maka lebih dari 90% H2S

dapat dihilangkan dengan menggunakan proses satu tingkat tunggal (single stage), sedangkan CO2

dapat diserap antara 1 sampai 5% (Hohlfeld, SPE 7972). Dua atau tiga tingkat pemrosesan akan dapat

memenuhi kriteria pengiriman gas ke pipeline.

Hasil produk tak dapat dibuang di sembarang tempat, dan injeksi ke sumur disposal juga tidak

diijinkan. Maka salah satu solusinya adalah dijual ke pabrik kertas untuk membuat kertas (bleaching

wood pulp).

NaSH plant lebih rumit dari pada satu atau dua contact tower untuk batch process, terutama kalau gas

yang mau disweetened tercuci dengan air. Hal ini dilakukan untuk mencegah masuknya caustic soda.

Biasanya unit ini termasuk storage tank dengan 50% NaOH dan air, metering, pencampur, dan storage

tank untuk 20% bahan NaOH, kontrol sour gas flow, pencampur (mixing tee) atau contactor, gas liquid

separator,NaSH recirculation dan storage tank, serta system control.

Gambar 3 menunjukkan suatu contact tower yang umum digunakan untuk cairan atau slurry. Tabung

berbentuk silinder dengan puncak yang elliptic. Dilengkapi dengan nozzle gas masuk dan keluar,

slurry feed dan overflow nozzle, tempat pembuangan (drain) manway (lubang masuk orang, yang

sesuai dengan peraturan) dan mist eliminator untuk menjebak cairan yang mengalir keatas bersama

dengan gas, dan gas distributor.





GAMBAR 3 CONTACT TOWER UNTUK PROSES DENGAN CAIRAN





Sour gas masuk dari dasar tabung dan naik ke distributor plates dimana gas terpecah menjadi

gelembung-gelembung kecil. Gelembung ini akan naik melalui slurry dan diberikan agitasi agar slurry

tetap tercampur. Gas yang sudah disweetkan dilairkan melalui mist eliminator dan mengalir keluar

tabung dari bagian atas. Mengalirnya gelembung gas melalui slurry akan menyebabkan pengembangan

dari slurry yang besarnya sesuai dengan volume gelembung gas yang mengalir keatas pada suatu

waktu tertentu. Dengan demikian permukaan slurry akan bergerak naik an turun secara dinamis.

Tinggi tabung harus cukup untuk terlepasnya gelembung gas, yang merupakan jarak antara permukaan

slurry yang mengembang dan mist eliminatornya. Diameter tabung adalah fungsi dari laju gas

sebenarnya pada kondisi operasi.

Harga minimum kecepatan superfacial gas (yaitu kecepatan gas sebenarnya dibagi dengan luas aliran

di diameter tabung) diperlukan untuk memberikan agitasi sehingga tetap terjadi pencampuran slurry.

Jika kecepatan gas terlalu tinggi, maka slurry akan mengembang sangat besar dan gas akan lewat tanpa

bereaksi. Tinggi tabung tergantung keperluan kimiawinya, dan keperluan ini tergantung pada umur bed

antara penggantian isinya. Umunya sekitar 30 atau 90 hari.

AMINE DAN LARUTAN LAINNYA

Amine adalah senyawa nitrogen-hydrocarbon (N-HC) yang secara kimiawi bereaksi dengan acid gas

untuk membentuk kompleks senyawa yang bisa diregenerasikan. Kebanyakan proses kontinu pada gas

sweetening menggunakan larutan aqueous alkanolamines. Pelarut fisika perlu ditambahkan untuk

meningkatkan kinerja amine pada suatu keadaan khusus, misalnya pada kontrak gas dengan syarat

kadar sulfur yang rendah ataupun jika gasnya mempunyai kadar asam dan RSH tinggi sekali dimana

alkanolamide saja tidak dapat digunakan atau kurang ekonomis.

Manfaat proses dimana larutan penanggulangan bisa disirkulasikan dan diregenerasikan adalah:

1. Menghilangkan seluruh medium atau konsentrasi tinggi dari acid gas walaupun pada aliran gas yang

besar hanya memerlukan sedikit reaktan.

2. Relatif biayanya paling rendah per pound sulfur yang diserap dibandingkan batch process.

3. Komposisi larutan bisa dihubungkan dengan komposisi gasnya.





4. Sejumlah besar senyawa organic sulfur juga bisa diserap bila pelarut fisika ditambahkan ke larutan

amine.

Kerugian proses amine adalah:

1. Biaya pembangunan plantnya besar dibandingkan batch process.

2. Biaya operasi dan pemeliharaan juga tinggi.

3. Beberapa proses masih membutuhkan lisensi seperti sulfinol dan flexsorb harus membayar royalty.

MEA- Monoethanol Amine

a. Info Umum

1. Biasanya digunakan 15-20% berat larutan MEA - makin tinggi akan makin korosive.

2. Kapasitas: 0.25 - 0.40 mole/mole amine

3. Alkanolamine pertama dan masih dipakai selama lebih dari 60 tahun.

4. Mulai ditinggalkan setelah adanya jenis lainnya

5. Paling volatile, reactive dan korosive.

b. Manfaat MEA

1. Paling murah harganya dari jenis amine

2. Cocok dengan kadar acid gas rendah sampai medium untuk range tekanan seluruhnya, cocok

untuk tekanan parsial acid gas rendah atau memang tekanan sistim rendah.

3. Berat molekul rendah (61.09) berarti relatif konsentrasi molar tinggi untuk suatu berat acid gas

tertentu dari pada molar amine yang lain.

4. Reaksi dengan anion acid gas lebih kuat ikatannya dari pada amine lainnya.

c. Kerugian MEA

1. Jika ada, sekitar 20% COS yang masuk akan mendegradasi MEA secara irreversible, sehingga

tak cocok untuk menghadapi COS agak banyak.

2. Reclaiming (pemulihan kondisi) harus dilakukan karena akan menghadapi reverse degradasi

karena MEA-CO2, MEA-COS, dan MEA-CS2 serta membuang produk degradasi yang

irrreversible.

3. Perlu peralatan lain untuk reclaiming dengan temperatur lebih tinggi dari reboiler biasa.





4. Membutuhkan lebih banyak panas untuk regenerasinya

5. Kehilangan karena penguapan lebih tinggi dari DEA

6. Tidak bisa selektif memilih H2S atau CO2.

7. Freezing point tinggi (40F).

DGA - Diglycol Amine

a. Info Umum

1. 50-60% DGA normal pemakaiannya. Econamine adalah lisensi Fluor dan 50 - 70%

penggunaannya untuk 0.4 mol acid gas/ mol DGA.

2. Kapasitas: 0.25 -0.40 mole/mole amine

3. ARCO dulu menggunakannya di Block 31 dengan mengganti dari MEA untuk menaikkan

kapasitas treatmentnya.

b. Manfaat DGA

1 Biaya bahan lebih mahal dari MEA atau DEA, tetapi sedikit lebih murah dibandingkan MDEA.

2 Bisa digunakan kalaupun ada COS- Degradasi bisa reversible thermal selama reclaiming.

3 Cocok untuk konsentrasi acid gas rendah sampai medium pada range temperatur operasi biasa.

4 Freezing point rendah (sampai - 40F) sehingga bisa digunakan untuk temperatur udara rendah di

Amerika.

c. Kerugian DGA

1. Reclaiming perlu dilakukan untuk reverse degradasi dari reaksi dengan DGA-CO2, DGA-COS,

dan DGA-CS2 dan untuk menghilangkan produk degradasi.

2. Dibutuhkan unit tambahan untuk reclaiming tetapi total biaya lebih rendah dari MEA karena

kekuatan larutan lebih tinggi.

3. Kehilangan karena penguapan lebih tinggi dari DEA tetapi sedikit lebih rendah dari MEA.

4. Tidak bisa selektive memilih CO2 atau H2S.

DEA - Diethanol Amine

a. Info Umum

1. Bahan yang paling umum digunakan di lapangan





2. Umumnya dipakai 25-35%

3. Kapasitas bereaksi dengan 0.35- 0.65 mole acid gas/mole amine

4. SNPA (Elf-Aquitaine mendapatkan lisensi proses 0.7 mol gas acid.mel DEA dengan tekanan

parsial gas acid 4 atm keatas.

b. Manfaat DEA

1. Sesuai untuk konsentrasi gas acid rendah sampai medium dengan tekanan operasi diatas 200

psia

2. Larutan murah tetapi lebih mahal dari MEA.

3. DEA tahan terhadap degradasi dari CO2, COS dan CS2 sehingga tak butuh reclaimer.

4. Produk degradasi minimal dan bisa dihilangkan dengan activated carbon filter.

5. Kehilangan karena penguapan hanya 50% dari MEA

6. Biaya peralatan lebih rendah dari MEA karena:

a. tanpa perlu reclaimer

b. kekuatan kelarutan lebih tinggi

c. beban acid gas lebih banyak

d. Panas rekasi dengan CO2 dan H2S lebih rendah

c. Kerugian DEA

1. Tidak bisa selektive memilih CO2 atau H2S.

2. Pada tekanan operasi dibawah 200 psia, DEA akan sulit untuk memenuhi spesifikasi H2S

dibawah 0.25 grain/100 SCF gas.

DIPA -Diisopropanol Amine

a. Info Umum

1. Umumnya digunakan 25-40% DPA di lapangan

2. Kapasitas reaksi dengan acid gas - 0.35 - 0.65 mole/mole amine

3. Cukup bersaing dengan DEA dan DGA

4. Merupakan lisensi Shell untuk proses ADIP yang mana digunakan campuran DIPA dan amine

lainnya seperti MDEA

b. Manfaat DIPA





1. Biaya larutan sedikit lebih tinggi dari MEA atau DEA

2. Sesuai untuk konsentrasi gas rendah sampai medium pada tekanan operasi diatas 200 psia.

3. Peralatan lebih rendah biayanya dibandingkan MEA karena kekuatan larutannya dan kapasitas

reaksinya dengan acid gas tetapi lebih tinggi dari DEA karena reclaimer

4. Agak bisa selektif memilih CO2 atau H2S.

5. Corosivity rendah

6. Bisa menghilangkan COS dan H2S dari LPG

7. Regenerasi membutuhkan lebih sedikit steam

c. Kerugian DIPA

1. Reclaiming diperlukan untuk reaksi reverse degradasi DIPA-CO2, DPA-COS, dan DIPA-CS2 dan

menghilangkan produk degradasi irreversible.

2. Jika ada, maka sebagian besar COS akan menyebabkan degradasi irreversible, sehingga DIPA

tidak cocok untuk gas mengandung COS.

3. Kehilangan karena penguapan seperti MEA

4. Pada tekanan operasi dibawah 200 psia, DIPA mempunyai kesulitan untuk memenuhi spesiflkasi

batas H2S 0.25 grain/100 SCF gas.

MDEA (Methyldiethanol Amine)

a. Info Umum

1. Mulai banyak digunakan akhir-akhir ini.

2. Biasanya 40 - 50% berat MDEA yang digunakan

3. Kapasitas reaksi 0.10 -0.90 mol acid gas /mole amine

4. ARCO di Jerman (Claus Plant) menggunakan MDEA untuk menghilangkan H2S dari gas yang

mengandung CO2 9 %.

b. Manfaat MDEA

1. Tidak mengalami degradasi karena CO2, COS atau CS2, jadi tak perlu reclaimer.

2. Sangat cocok untuk H2S, sehingga cocok untuk menghilangkan H2S dari gas yang juga

mengandung CO2.





3. Dengan bereaksi aktif dengan H2S ini menguntungkan karena Claus Plant lebih baik dari amine

lainnya, perbandingan H2S/CO2 boleh lebih tinggi.

4. Sangat rendah hilangnya karena penguapan.

5. Biaya peralatan lebih sedikit dari MEA karena:

a. Tanpa reclaimer

b. Lebih reaktif dan lebih banyak mengisap acid gas

c. Panas reaksi dengan H2S dan CO2 rendah

d. Kebanyakan gas CO2 akan tertinggal di gasnya, jadi akan meringankan beban reboiler untuk

regenerasi amine.

6. Dalam beberapa keadaan, regenerasi MDEA dapat dilakukan dengan flashing, dan tanpa perlu

reboiling.

7. Panas regenerasi lebih kecil karena specific heat kecil

8. Lisensi BASF menggunakan MDEA dengan additive (piperazine) untuk

menggalakkan reaksi dengan COH, sehingga bisa mengurangi CO2 sampai level tertentu.

9. Freezing point -25F.

c. Kerugian MDEA

1. Biaya larutan sangat tinggi dibandingkan MEA atau DEA.

2. Kebanyakan masih lisensi.

TROUBLESHOOTING

Cek catatan harian. Perubahan mendadak pada kondisi operasi adalah petunjuk baik untuk adanya

kerusakan. Suatu tinjauan yang singkat untuk persoalan yang sering timbul dan prosedur untuk

mengoreksinya diberikan dibawah ini.

1. Gas keluar tidak cukup sweet

Cek konsentrasi larutan amine, kalau terlampau kecil, cek jumlah air makeup.

Cek laju amine, terlalu rendah, buka bypass valve

Cek regenerasi amine: naikkan laju pengapian

Cek laju reflux dan temperatur, mungkin terlalu rendah, naikkan pengapiannya.





Cek tekanan strippping column, mungkin terlalu rendah

Cek foaming, carryover ke outlet separator dan fluktuasi tekanan sepanjang absorber.

2. Larutan Amine Tidak Diregenerasikan

Cek temperatur, tekanan reboiler serta laju reflux

Cek kebocoran di L/R amine heat exchanger

Cek reclaimer untuk primary amine

Cek adanya foaming di stripper: Tekanan berfluktuasi

3. Amine kotor, Degradasi

Gas mengandung oksigen

Valve blanket gas di storage tank tak bekerja, perbaiki

Air make-up mengandung oksigen, tambahkan oxygen scavanger

Masukkan amine dengan sweet gas untuk menghilangkan oksigen

(oksigen bisa masuk bila gas ada yang berasal dari storage dengan ada uapnya,dan ini bisa juga

mengoksidasikan H2S ke sulfur dasar).

4. Karat Berlebihan

Konsentrasi amine terlampau tinggi, tambahkan air makeup.

Amine mengalami degradasi berat, ganti

Air makeup mengandung kadar tinggi padatan terlarut: proses atau ganti ke air deionized

Regenerasi amine tak sempurna

Filtrasi amine tak sempurna: naikkan laju filtrasi atau ganti element saringannya lebih sering.

Oksigen memasuki sistim: Hindarkan

Kecepatan terlampau tinggi: Kurangi temperatur di stripper

5. Foaming pada Larutan Amine

Foaming sukar diramalkan, penyebabnya banyak seperti:

Amine kotor (ada padatan)- cek elemen filternya Amine mengalami degradasi Cairan hidrokarbon di gas atau amine Temperatur masuk gas terlampau kecil-kondensasi hidrokarbon Temperatur masuk amine terlampau kecil, paling tidak 10oF diatas temperatur inlet gas





Zat kimiawi salah atau di luar spesifikasi Terkontaminasi zat kimiawi untuk sumurnya Surfactant Corrosion inhibitors Partikel kecil sekali, sulfida besi, di sour gas Pembersihan amine plant tidak sempurna sebelum start-up. Salah penggunaan kimia antifoam di amine units, terlalu banyak atau terlalu sedikit

defoamernya.

Gas masuk tidak cukup dipisahkan airnya dan masih mengandung air garam atau air produksi. Air makeup mengandung besi, sulfides, chlorida dll (gunakan air deionized atau

demineralized)

Zat kimiawi bhan filter dari kain ikut ke aliran

Tray downcomer tersumbat, menyebabkan amine tersusun keatas di traynya (bukan problem foaming

tetapi sering terjadi di plant tua). Menambahkan antifoam harus di hilir carbon filter. Antifoamants

yang dianjurkan adalah: Larutkan ke 50 % isopropyl alcohol dan gunakan konsentrasi 5 sampai 50

ppmw. Rundingkan dengan dealer kimiawi dibawah ini:

Dow-Corning DB-100 Antifoam Compound Dow-Corning DB-31 Antifoam Emulsion Tretolite VEZ D-83 Tretolite D-95 Natco DF-971 Exxon Croorects-It for chlorides Union carbide SAG Antifoamants

6.2 CONTOH SOAL

Pilih ukuran suatu proses sweetening untuk aliran gas 100 MMSCFD, 100 ppm H2S, 1 % CO2, 200

psig, 80F, SG = 0.7, elevasi 1000 ft.

Pertama hitung kadar sulfur:





)SmolH

S lb)(

Gas molSH mol

)(SCF

gas mol lb)(

hariSCF

(harilbS

2

2=

85.0)132

)(000.000.1

100)(

5.3791

)(1000.100

(harilbS ==

Gunakan batch process-pilih iron sponge.

Langkah disain adalah:

1. Pada keadaan aliran gas (acfm)

Z = 0.955

Patm = 14.2 pada elevasi 1000 ft

acfm 72.47.14200

)955.0)(7.45980)(1.0(63.19 =++=aQ

2. Anggap kecepatan superficial =2.5 ft/men

Luas bed = 0.4 Qa = 0.4 x 4.72= 1.89 ft2

Diameter bed = (1.89/0.7854)0.5 = 1.5 ft ID.

3. Keperluan harian zat kimiawi

IS = (0.0133)(0.1100) = 0.133 ft3/hari 4. Pilih tinggi bed 5 ft, D =1.5 ft RV= (0.7854)(1.5)2(5)=8.84ft3

5. Umur Bed = RV/IS=8.84/0.133 =66 hari.

6. Cek waktu kontak

Kecepatan ruang = acfh/RV = (4.72)(60)/(8.84)=32 acfh/ft2 OK karena di bawah 180.

7. Cek effek panas: 100 ppmv= 100/15.9 =6.3 gr H2S /100 SCF (15.9 dari point 4)

Gas Sweetening

Documents

Transcript of Gas Sweetening