Role of Pertamina
Gas Processing
Sweetening Process
Dehydration Process
Role of PertaminaKesimpulan & Kata Penutup
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
• 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.