Impurities/Contaminant dalam Gas Alam



Impurities/Contaminant dalam Gas Alam

 

Gas Asam (Acid Gas) ~ CO2 and H2S

·       Gas Alam  dapat dikategorikan sebagai gas asam yang juga disebut subquality gas bila mengandung CO2 dan H2S pada tingkat tertentu. Beberapa pakar menyebutkan bahwa apabila kandungan H2S dalam gas alam lebih dari 5.7 mg per meter kubik, sudah dikategorikan "gas asam”. Subquality gas selain beracun juga sangat korosif serta mempunyai kontribusi terhadap emisi SO2 yang berbahaya bagi lingkungan.

·      Untuk dapat dijual, maka gas alam yang mengandung gas asam tersebut harus ditreatment/dimurnikan sampai pada tingkat yang sesuai dengan yang diperlukan bagi costumer pada umumnya.

·       Biasanya kandungan H2S harus diturunkan sampai pada tingkat maksimum sebesar  4 ppmv sedangkan CO2  yang juga sebagai bahan penyebab korosi harus diturunkan sampai pada tingkat maksimum sebesar 5% mole, bahkan untuk kepentingan tertentu seperti sebagai feed gas ke LNG Plant harus diturunkan sampai maksimum 50 ppmv.

 

Senyawa Sulphur (Sulphur Compound)

·      Senyawa sulphur walaupun dalam jumlah yang relative kecil (biasanya dalam hitungan ppmv), sangat susah dipisahkan dan untuk menurunkan kandungan setiap senyawa sulphur memerlukan technologi yang berbeda.

·       Senyawa sulphur selain sangat beracun juga mempunyai kontribusi terhadap emisi SO2.

·      Apabila konsentrasi H2S dalam gas alam  tinggi, maka dapat dipastikan akan terdapat kandungan senyawa sulphur dalam gas tersebut sangat significant, maka senyawa tersebut juga harus dipisahkan dari gas alam bersama sama dengan H2S sampai kandungan total sulphur sesuai dengan spesifikasi yang dikehendaki.

 Yang termasuk senyawa Sulphur adalah sebagai berikut:

·         Mercaptan (RSH), yang terdiri dari methyl, ethyl, propyl, iso propyl, butyl mercaptan

·         Carbonil Sulfide (COS)

·         Carbon Disulfide (CS2)

·         Alkyl Sulfides (RSR), yang terdiri dari di-methyl, methyl, ethyl, diethyl, dll

·         Disulfides (RS2), yang terdiri dari di-methyl, methyl, ethyl, di-ethyl, dll

  

Carbonil Sulfida dan Carbon disulfida (COS/CS2)

Carbonil Sulfida dan Carbon disulfida (COS/CS2) merupakan kontributor terhadap kandungan total S dalam sweet gas yang juga relatve sulit untuk dipisahkan dalam feed gas.  Beberapa solven dapat menyerap sebagian COS dan CS2, tetapi beberapa jenis solven sama sekali tidak dapat menyerap unsur tersebut. Untuk itu diperlukan tambahan peralatan lainnya seperti molecular sieve dan juga Reclaimer.

Kandungan Carbonil Sulfida dan Carbon disulfida (COS/CS2), FeSO2, Free O2 dan kontaminann lainnya akan merusak larutan Amine, selain itu endapan terlarut, partikel solid, garam2 terlarut dan produk2 terdegradasi akan menyebabkan foaming dan korosi. Untuk itu dapat diatasi dengan memasang reclaimer yang merupakan bagian integral dari sistim AGRU yang dipasang pada aliran lean amine yang keluar setelah botom kolom stripper/regenerator, sebagian lean amine (3 – 5 %) setelah dari Rebioler dialirkan ke Reclaimer pada temperatur antara 300 – 350 derajat Celsius, dimana sebagian besar lean amine akan ke reclaimer over head kecuali Amine yang terdegradasi akan dikeluarkan melalui reclaimer dump.

 

Mercaptants (RSH)

·       RSH dapat diadsorbsi pada De-H2O mole sieve beds. RSH yang diadsobssi tersebut kemudian di recycle ke AGRU dan diasumsikan akan mengalir seluruhnya kedalam Sales Gas or  LNG product.

·       Sales Gas or LNG product  mengandung total sulfur maksimum 21 ppmv , atau sama dengan 15 ppmv didalam feed gas.

·       Apabila data sampel feed gas  dari berbagai sumber gas mengandung campuran RSH, COS and CS2  lebih besar dari 20 ppmv, maka perlu di lakukan treatment / pemurnian dengan menggunakan salah satu metode sbb:

·       Memasang molecular sieve sulfur guard bed. (Bed disposal atau bed regeneration akan  menjadi masalah ikutan  dan memerlukan tambahan sistim treatmen lebih lanjut)

·       Menggunakan  metode  proses  AGRU alternative (mis., Physical Solvent Proces)  yang dapat menjamin eliminasi RSH, COS dan CS2. , dimana Chemical  digantikan dengan Physical solvent  jika gas alam mengandung  RSH , COS and CS2 lebih dari 20 ppmv.

Seperti kandungan H2S yang mempunyai kontribusi terhadap emisi SO2, maka senyawa sulphur harus diturunkan sampai pada tingkat maksimum Total Sulphur sebesar 30 ppmv, bahkan untuk kepentingan tertentu seperti sebagai feed gas ke LNG Plant harus diturunkan sampai maksimum 17.5 ppmv.

Air (H2O)

Keberadaan natural gas (gas alam) di dalam perut bumi tidak dapat terpisahkan dari air. Pada umumnya gas alam yang baru keluar dari perut bumi kandungan uap airnya tinggi atau dalam kondisi saturated (jenuh). Dengan kandungan air yang tinggi akan menyebabkan timbulnya hidrat maupun korosi pada perpipaan sehingga gas tersebut akan membuat permasalahan dalam pengoperasian maupun akan menurunkan nilai jual maupun nilai ekonomis.

Dehydration sangat penting dalam tiga aspek :

·     Gas Gathering. Air harus dihilangkan untuk mengurangi korosi perpipaan dan mengurangi penyumbatan pipa (line blockage) karena pembentukan hidrat. Dew point air haruslah lebih rendah daripada temperatur perpipaan terendah untuk mencegah terbentuknya air bebas (free water).

·       Product dehydration. Baik produk gas dan liquid memiliki spesifikasi kandungan air (water content) tersendiri. Sales gas dari plant biasanya dalam kondisi kering apalagi jika digunakan untuk cryogenic hydrocarbon liquid recovery. Kebanyakan dari spesifikasi produk gas pipa mensyaratkan free water content < 10 lb/MMscf. Untuk liquid, kandungan air adalah 10 – 20 ppmv

·      Proses Cryogenic. Untuk gas plant yang menggunakan proses cryogenic untuk pencairan gas (LNG) dan jika gas asam dihilangkan dengan menggunakan proses penggunaan amine, maka gas yang keluar akan mengandung air dalam kondisi saturated (jenuh). Untuk mencegah terbentuknya hidrat dalam unit cryogenic ini, maka konsentrasi air hendaknya kurang dari 0,1 ppmv.

Kandungan air pada umumnya dinyatakan dalam beberapa cara :

·         Massa air per volume gas, lb/MMscf (mg/Sm3)

·         Temperatur dew point, oF (oC)

·         Konsentrasi, parts per million by volume (ppmv)

·         Konsentrasi, parts per million by mass (ppmw)

 

Proses gas dehydration yang umum dipakai dalam industri gas adalah absorpsi, adsorpsi, dessicant, dan membrane. Dalam proses absorpsi, pada umumnya digunakan absorbent ethylene glycol (EG), diethylene glycol (DEG), triethylene glycol (TEG), tetraethylene glycol (TREG), dan propylene glycol. Sedangkan tiga tipe komersial adsorbent yang biasa digunakan adalah silica gel yang dibuat dari SiO2, activated alumina (dari Al2O3), dan molecular sieve terbuat dari aluminosilicate

Nitrogen (N2)

Nitrogen (N2) juga secara alamiah merupakan impurities yang terkandung dalam gas alam.  Impurities jenis ini akan menaikan volume transportasi juga akan mengurangi calorific atau heating value dari gas alam tersebut, karena harga jual gas alam terutama untuk bahan bakar dihitung berdasarkan nilai kalornya yang disebut US$/mmBtu. Adanya Nitrogen dalam gas alam apabila akan digunakan sebagai feed gas ke LNG Plant harus diturunkan sampai maksimum 1.0 % mole.

Mercury (Hg)

Mercury  (Hg) dalam gas alam pada umumnya berbentuk elemental dan karena merupakan logam berat yang berbahaya bagi kesehatan manusia  dan juga berbahaya bagi peralatan proses maupun pipa transmisa gas , maka harus dibatasi. Adanya Mercury dalam gas alam apabila akan digunakan sebagai feed gas ke LNG Plant harus dibatasi sampai dengan maksimum 0.001 ppbv.

Oxygen (O2)

Sesungguhnya tidak lazim adanya gas Oxygen (O2) dalam natural gas. Oxygen dalam natural gas pada awalnya diketemukan oleh salah satu Process Lisensor Pemurnian Gas di USA pada beberapa reservoir di Amerika Serikat dan oleh karena itu tidak didapatkan tipikal konsentrasi oxygen yang terkait dengan komponen lainnya dalam natural gas. Kebanyakan konsentrasi oxygen tidak lebih dari 100 ppmv, tetapi ada juga yang sampai 3500 ppmv baik pada gathering system tekanan vacuum, tekanan rendah maupun tekanan tinggi.

Pada tingkat kandungan oxygen diatas 10 ppmv saja, akan menyebabkan masalah pada peralatan sbb:

·         Molesieves Dehydration

·         Mempertinggi kerusakan pada peralatan proses, korosi dan HC losses di AGRU

·         Akan membentuk elemental Sulphur (bila terdapat H2S dalam gas alam).

 

Oleh karena itu adanya kandungan oxygen (O2) dalam gas alam, merupakan salah satu komponen yang harus juga dihilangkan sama sekali sampai 0 ppmv atau diturunkan sampai level tertentu. 

Benzene, Toluene dan Xylene (BTX)

Komponen Benzene, Toluene dan Xylene (BTX) merupakan masalah penting yang berkaitan dengan penurunan CO2 maupun H2S dalam Acid Gas Renoval Unit yang menggunakan solven jenis Amine apa saja, karena BTX akan berkompetisi dengan CO2 dan H2S dalam proses absorbsi, sehingga akan memerlukan lebih banyak solven yang digunakan dibandingkan dengan apabila tidak mengandung BTX dalam gas alam, hal tersebut  akan berakibat menaikkan kapasitas AGRU untuk menurunkan CO2 dan H2O dengan jumlah yang sama.

Demikian juga pada unit penurunan mercaptan (RSH) bila menggunakan molesieve, karena akan berkompetisi dengan mercaptan untuk mempercepat kejenuhan unit molesieve, sehingga memerlukan kapasitas yang lebih besar untuk mereduksi mercaptan dengan jumlah yang sama apabila tidak mengandung BTX dalam gas alam.

Adanya BTX dalam gas alam apabila akan diproses melalui Acid Gas Removal Unit dengan solvent  Amine, Mercaptan Removal dengan molsieve type 13x, Dehydration Unit dengan Glycol dan turunannya (TEG) ataupun untuk feed gas ke Unit Sulphur Recovery seperti Thyopaq, maka BTX harus dibatasi sampai dengan maksimum 0.034 % mol.

Semoga Bermanfaat

 

Salam Ina