Proses Pembersihan Gas (H2S, CO2) dan

Dehydration Process

Role of Pertamina

Gas Processing

Sweetening Process

Dehydration Process

Role of PertaminaKesimpulan & Kata Penutup

2

3

1. Pada saat keluar dari sumur, Natural Gas biasanya mengandung kontaminan yaituhidrokarbon cair (NGL), air, H2S, dan gas inert

2. Sebagai langkah pemisahan awal Natural Gas dengan liquid yang menyertai,digunakan separator sebelum proses lain dilakukan.

3. Kontaminan selain hidrokarbon (gas), terutama yang berupa impurities dalamNatural Gas perlu dipisahkan / dihilangkan.

4. Untuk memisahkan kanndungan H2S dan CO2, diperlukan proses khusus yang seringdisebut dengan Sweetening Process.

5. Setelah memisahkan cairan, air pada separator Hulu, perlu dilakukan DehiydrationProcess untuk memastikan water content dalam gas telah dihilangkan.

6. Gas inert harus dipisahkan karena tidak memiliki nilai kalor dan akan mengurangivolume moda transportasi.

• Debu/ Pasir/ Lumpur

• Air Formasi (Air Bebas)

• Air Terikat

• Oksigen

• Karbondioksida

• H2S

• Merkuri

• Nitrogen

• Kondensat/ Hidrokarbon berat

5

Debu/ Pasir/ Lumpur:• Penyebab: Packer di sumur bocor atau

jepitan valve di kepala sumur di bukaterlalu besar.

• Pressure drop• Abrasif• Menyebabkan pipa buntu• Jika lumpur terikut, maka pipa di

pigging dengan air baru kemudian dikeringkan

• filter cepat jenuh/ buntu

6

Gambar 2. Debu & Pasir, Petani #GS

Gambar 19. Lumpur, SE Bekasap #08

Gambar 17. Gas Filter,

Petani #GS

Air Formasi (Air Bebas):

Korosi internal pipa (dengan CO2 dan

H2S)

Pressure drop

Biasanya bercampur dengan kondensat

Dipisahkan dari gas, pertama kali

sebelum gas di kirim/ proses lebih

lanjut

Terpisah di separator 2 fase

7

Gambar 15. Horizontal Separator, Bunyu #KMB

Air Terikat:• Korosi internal pipa (dengan CO2 dan

H2S)• Pressure drop• Tidak dapat terpisah di separator karena

terikat ke dalam gas (Jenuh)• Kadar air dalam gas yg di kirim maks. 10

lb/ MMSCF• Hidrat Gas• Untuk mengurangi Air terikat, di gunakan

molsieve dehidrator atau di serapmenggunakan glikol

8

Gambar 17. Molsieve Dehidrator & Mercury Removal

Gambar 9. Glikol Dehidrator

Oksigen:• Jarang terdapat di dalam komponen gas• Umum nya fluida dari reservoir tidak

mengandung O2• Terdapat di beberapa sumur SBS #Area• Dapat juga berasal dari flare, jika bypass valve

tidak di tutup. O2 masuk melalui flare ke inlet kompresor

• O2 mempercepat korosi CO2 dan H2S• Ada nya O2 mengurangi nilai bakar gas

9

Karbondioksida:

Korosi. CO2 menyebabkan korosi jika ada air dan atau O2

Icing

Lingkungan

Terdapat hampir di semua formasi batuan

Ada nya CO2 mengurangi nilai bakar gas

Kandungan CO2 dalam gas yang dikirim berkisar 2 – 10%

CO2 di pisahkan menggunakan proses absorbsi

Untuk membantu menurunkan CO2 dalam gas pipa, diinjeksikan gas lain yang

kadar CO2 nya rendah

Untuk LNG Plant, kadar CO2 yang diijinkan maks 50 ppm (LINDE, B&V, kryopak,

APCI)

Untuk LPG plant kadar CO2 yang diijinkan maks 10% (McKenzie, UOP, PROMAX)

CO2 + H2O H2CO3 asam karbonat

H2CO3 + Fe FeCO3 + H2 karat besi

Membrane system

Lihat presentasi lain

1

0

H2S:• Beberapa sumur alami melepaskan H2S• Korosi• Racun katalis• Lingkungan• H2S menyebabkan pitting corrosion• Gas berbahaya dapat menyebabkan kematian pada dosis rendah (100 ppm)• Batas maksimum dalam gas: 25 ppm. Di beberapa PJBG hanya maksimum 2 ppm• H2S + Fe FeS + H2 Karat besi

• Sangat berbahaya untuk alat proses selanjut nya (katalis/ separator/ scrubber/ filter/ meter)

1

1

Merkuri:• Terdapat alami dalam jumlah yang sangat kecil (0.1 – 10 ppb)• Berbahaya jika masih terikut ke alat – alat proses dengan material

alumunium (Heat exchanger) dengan membentuk amalgam (material larutke dalam merkuri)

• Proses pemisahan merkuri biasa nya terdapat di LNG plant. Prosespemisahan merkuri melindungi alat penukar bahang utama (Main Heat Exchanger) yang terbuat dari aluminium

• LNG Plant Arun memisahkan merkuri ±1000 kg per tahun

1

2

Nitrogen:Gas inertMengurangi nilai bakar gas

1

3

• Kondensat/ Hidrokarbon berat• Pressure drop• Dew Point• Nilai bakar menjadi tinggi• Kualitas gas turun• Dipisahkan menggunakan separator• Beberapa kompresor tidak cocok dengan gas

dengan kondensat/ hidrokarbon berat yang banyak(wet gas)

• Jika gas sangat basah, pada sistem dapat dipasangcondensate trap

1

4

Gambar 196. Separator vertikaluntuk memisahkan Kondensat/Hidrokarbon berat dari alirangas, KMB #RF, Bunyu

1

5

Untuk menghilangkan kandungan H2S dan CO2 dapat dilakukan dengan beberapa cara, yaitu:

• Reaksi Kimia

• Pemisahan Membran

• Batch proses

1

6

• Proses Reaksi Kimia Proses pencampuran zat kimia dalamaliran Gas untuk menetralkan H2S dan CO2.

• Proses yang paling umum dilakukan adalah “AmineSweetening”.

1

7

• Proses Pemisahan Membran Proses pemisahan acid gasmenggunakan membran berupa film-film polimer berpolamelingkar.

1

8

• Batch Process Proses pemisahan acid gas menggunakanreaksi kimia dan/atau adsorpsi.

• Batch Process yang umum digunakan adalah:1. Iron sponge

i. Menggunakan chip – chip kayu yang direndam dalamFe2O3 untuk mengikat H2S menjadi Fe2S3

ii. Fe2O3 akan terbakar jika kontak langsung denganudara (masalah pembuangan)

1

9

2. FE2O3

i. Natural Gas dialirkan melalui larutan berupa kombinasiseng oksida, seng asetat, air dan dispersant

ii. Hasil akhir seng sulfida dan air.

3. Molecular sievei. Penggunaan sieve bed untuk dehydration dan

sweetening.ii. Dapat digunakan untuk menghilangkan CO2.

4. Caustic wash.i. Penggunaan KOH (basa kuat) dicampur dengan H2S untuk

penetralanii. Proses bisa dilakukan dengan menggunakan cairan atau

padatan caustic

2

0

Water content harus dihilangkan dari aliran gas untuk menurunkantingkat korosi dan mencegah pembentukan Hidrat.

Proses Dehydration yang sering digunakan:1. Solid Bed dessicant

a. Desiccant cair yang paling sering digunakan adalah glikolb. Sistem glikol yang paling banyak digunakan adalah TEG dan

sistem injeksi etilen glikol.

2

1

2. Solid Bed Dessicant Menggunakan padatan untuk menghilangkan air. Molecular sieve penggunaan pellet keramik yang bersifat polar terhadap

air

2

2

1. Injeksi Methanol1. Methanol diinjeksikan kemudian akan menyerap air , kemudian

campuran methanol dan air dibuang ke lingkungan dengan cara yangaman.

2. Dengan harga methanol yang mahal, saat ini jarang dilakukan untukdehydration.

2

3

1. Analisis gas yang dilakukan Upstream pada saat ini harus memerhatikancontentwise

2. Pemisahan kontaminan perlu dilakukan agar pembeli dapat mendapatkangas dengan kandungan yang baik dan saleable

3. Pemilihan alternatif sweetening ataupun dehydration dilakukanberdasarkan kandungan kontaminan yang mau dihilangkan dan juga biayacapex yang lebih efisien.

Thank You