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