Proses
penghilangan zat-zat yang mengandung asam pada natural gas disebut
sebagai proses gas sweetening. Penghilangan H2S dari natural
gas disertai dengan penghilangan kandungan CO2 dan COS (jika
ada). Hal ini dikarenakan CO2 dan COS memiliki karakter asam yang
sama dengan H2S. Gas sweetening terdiri dari dua jenis, yakni
adsorpsi pada padatan (dry process) dan absorpsi terhadap cairan (wet
process). Kedua proses adsorpsi dan absorpsi tersebut dapat dilakukan
secara physical ataupun chemical. Lebih lanjut lagi,
proses-proses ini dapat dikategorikan menjadi:
1. Proses
non-regeneratif. Pada poses ini, material yang digunakan pada proses treating
gas tidak direcover kembali.
2. Proses
regeneratif dengan recovery H2S. Proses-proses yang
termasuk regeneratif adalah proses absorpsi physical, proses sweetening
dengan amina, molecular sieve, dan lain-lain.
3. Proses
regeneratif dengan recovery sulfur. Proses ini dilaksanakan untuk
mengurangi emisi sulfur.
Pada proses
pemilihan teknologi/metode gas sweetening yang akan digunakan terdapat
berbagai konsiderasi, yang berasal dari internal dan eksternal. Dari internal,
faktor yang dipertimbangkan adalah kandungan dari natural gas, sedangkan
dari eksternal dipertimbangkan lingkungan, cost, dan lain-lain. Sebelum
melakukan seleksi terhadap proses gas sweetening yang akan dipilih,
berikut akan dijelaskan mengenai teknologi gas sweetening.
Teknologi Gas Sweetening
A. Proses Absorpsi dengan Chemical Solvent
Proses
gas sweetening secara chemical absorption dilakukan berdasarkan
adanya kontak antara gas yang akan di-treatment (feed gas) dengan
larutan pengabsorpsi. Gas asam di dalam feed gas merupakan asam lemah
yang akan bereaksi dengan alkanoalamina (produk alkalina) atau garam alkalina.
Proses absorpsi kimia terjadi di dalam kolom fraksionasi (absorber atau
kontaktor) yang dilengkapi dengan trays atau packings. Gas yang
memiliki kandungan asam memasuki kolom dari bagian bottom tray sementara
larutan pengabsorpsi akan masuk dari bagian top tray. Di dalam kolom
tersebut, kemudian terjadi reaksi kimia antara amina dengan feed gas sehingga
larutan amina tersebut dapat mengabsorpsi gas asam. Reaksi kimia tersebut
terjadi secara eksotermis sehingga suhu gas akan naik. Gas yang telah diproses
kini menjadi sweet gas dan akan meninggalkan kolom dari bagian top sedangkan
larutan amina yang kini mengandung asam akan meninggalkan kolom dari bagian bottom.
Terdapat beberapa pelarut chemical (larutan
amina) yang dapat digunakan untuk proses gas sweetening secara absorpsi,
yaitu:
v Monoethanolamine
(MEA)
v Diglycolamine (DGA)
v Diethanolamine
(DEA)
v Diisopropanolamine
(DIPA)
v Methyldiethanolamine
(MDEA)
·
Monoethanolamine (MEA)
MEA dapat digunakan untuk penghilangan secara mendalam
(ketika feed gas bebas dari kandungan H2S ), penghilangan
(ketika feed gas bebas dari kandungan CO2), atau penghilangan H2S dan CO2 ketika feed gas mengandung
kedua komponen tersebut. MEA akan dengan mudah mereduksi hingga menjadi kurang
dari 4 ppm. Namun, larutan ini akan bereaksi dengan produk sulfur derivatif
seperti karbonil sulfida (COS) dan karbon disulfida (CS2) sehingga
akan diperlukan equipment tambahan untuk membersihkan larutan yang
terbentuk dari reaksi tersebut.
Penggunaan MEA akan memberikan selektivitas yang tinggi untuk
absorpsi kandungan asam pada gas. Namun, karena kereaktifannya yang tinggi
penggunaannya dapat menyebabkan korosi serta meningkatnya maintenance cost pada
proses gas sweetening.
·
Diglycolamine (DGA)
DGA digunakan di dalam larutan pengabsorpsi dengan
konsentrasi 50-65 wt %. Semakin tinggi konsentrasi DGA yang digunakan, laju
sirkulasi akan semakin rendah jika dibandingkan dengan proses yang menggunakan
MEA. DGA memiliki sifat yang hampir sama dengan MEA, seperti kereaktifannya
terhadap produk sulfur derivatif. Selain itu, jika terdapat merkaptan pada feed
gas, DGA hanya mampu menghilangkan sebagian kecil dari merkaptan dan
menyisakan bulk dari kontaminan tersebut di dalam treated gas.
·
Diethanolamine (DEA)
DEA adalah amina sekunder. Proses gas sweetening menggunakan
DEA mirip dengan proses yang menggunakan MEA, kecuali pada ketidakbutuhan akan reclaimer
yang digunakan untuk membersihkan hasil reaksi antara MEA dengan produk
sulfur derivatif. DEA digunakan pada larutan dengan konentrasi 25 - 35 wt %. DEA kurang selektif untuk digunakan dalam
penghilangan H2S dan CO2 ketika kedua komponen tersebut
terdapat di dalam feed gas. Untuk mendapatkan hasil yang baik,
dibutuhkan DEA dengan konsentrasi yang cukup tinggi. Namun, untuk menghilangkan
merkaptan, DEA mampu menghilangkan 10 hingga 60%. Salah satu kekurangan lainnya
dari DEA adalah harganya yang relatif mahal.
·
Diisopropanolamine (DIPA)
DIPA juga merupakan amina sekunder. DIPA digunakan pada
larutan pengabsorpsi sebanyak 30 – 40 wt %. DIPA termasuk amina yang selektif
untuk menghilangkan H2S ketika H2S dan CO2
terkandung di dalam feed gas.
·
Methyldiethanolamine (MDEA)
MDEA merupakan amina tersier. MDEA memiliki selektivitas yang
baik untuk menghilangkan H2S ketika H2S dan CO2
terkandung di dalam feed gas. MDEA cukup disarankan untuk digunakan,
karena mampu memisahkan kandungan asam di dalam gas alam dengan baik.
B. Proses
Absorpsi secara Physical
Proses
absorpsi fisikal bergantung pada kontak secara fisik antara gas yang akan di-treatment
dengan zat pelarut. Proses ini sangat bergantung pada tekanan feed gas atau
tekanan parsial dari gas asam di dalam feed gas. Pelarut yang digunakan
untuk proses ini harus memiliki afinitas yang tinggi terhadap air. Adapun
beberapa kondisi yang harus terpenuhi untuk proses ini adalah sebagai berikut.
v
Tekanan uap rendah pada suhu operasi untuk
meminimalisir solvent losses
v
Kelarutan
komponen gas hidrokarbon yang rendah
v
Tidak terjadi degradasi pada kondisi operasi
normal
v
Tidak terjadi reaksi kimia antara pelarut dengan
komponen apapun di dalam feed gas
v
Tidak terjadi korosi
Efisiensi
dari physical absorption akan meningkat ketika tekanan operasi meningkat
dan begitu pula sebaliknya. Proses ini biasanya dilakukan ketika suhu operasi
rendah. Terkadang, mesin cycle refrigeran eksternal diperlukan untuk
proses ini. Berikut ini adalah penjelasan mengenai beberapa proses physical
absorption.
·
Fluor Solvent
Proses ini menggunakan polypropylene carbonate. Proses
ini biasa digunakan untuk menghilangkan kandungan pada tekanan stream gas
yang tinggi.
·
Selexol
Proses ini digunakan untuk menghilangkan kandungan H2S, CO2, COS, dan
merkaptan dari gas alam. Proses ini memiliki potensi yang baik untuk
penghilangan merkaptan dari gas alam karena hasilnya akan lebih efisien
daripada penggunaan alkanoamina yang klasik.
·
Purisol/Rectisol
Proses Rectisol menggunakan pelart terefrigerasi dari
metanol dan proses Purisol menggunakan pelarut N-methyl-2-Pyrrolidone.
Proses Purisol mempunyai potensi yang tinggi dan memiliki potensi untuk
diterapkan pada lapangan gas alam.
C. Absorpsi Physical-Chemical
Prinsip
dari proses ini adalah mengkombinasikan potensi absorpsi yang tinggi dari
alkanolamina (chemical absorption) dengan regenerasi energi yang rendah
dari pelarut physical (physical solvent).
·
Sulfinol Process
Proses sulfinol berdasarkan pada penggunaan larutan campuran alkanolamina
(DIPA atau MDEA) dan sulfolan (tetra hydrothiophene dioxide). Jika
menggunakan DIPA, proses ini akan disebut sebagai SULFINOL-D sedangkan jika
menggunakan MDEA proses ini akan disebut SULFINOL-M. SULFINOL-D adalah proses dengan campuran 45 wt
% DIPA, 40 wt % sulfolane, dan 15 wt % air. Proses ini mengkombinasikan efek
absorpsi kimia dari amina dan efek absorpsi fisik dari sulfolane. Penggunaan
sulfinol untuk gas sweetening sangat efektif untuk memisahkan H2S,
CO2 , COS, CS2 , dan merkaptan.
·
Proses Hybrisol
Konsep dari proses hybrisol adalah mengkombinasikan unit
penghilangan gas asam dengan menggunakan MDEA dalam larutan metanol dengan
proses pendingan untuk recovery LPG. Dalam proses penghilangan gas asam,
gas tersaturasi di dalam metanol sehingga membantu terjadinya penghambatan
hibrida di dalam proses pendinginan dan proses pendingan tersebut mampu me-recover
metanol dengan mengkondensasinya.
Gambar X Proses
Kombinasi Penghilangan Gas Asam dengan Proses Pendinginan LPG
(Sumber: Oil and Gas Processing Plant
Design and Operation Training Course, 2002)
Gambar Y Proses Penghilangan Gas Asam dengan MDEA pada Larutan
Metanol
(Sumber: Oil
and Gas Processing Plant Design and Operation Training Course, 2002)
Proses
ini dapat meminimalisir resirkulasi pelarut pada kandungan gas asam yang tinggi
dengan kombinasi absorpsi kimia dan fisika yang dilakukan. Hasilnya akan sangat
signifikan jika dilakukan pada tekanan parsial yang tinggi. Selain itu, proses
ini juga baik untuk menghilangkan kandungan merkaptan pada gas alam.
D. Adsorpsi
Fisik (Physical Adsorption)
Proses
adsorpsi fisika yang akan dibahas adalah proses molecular sieves. Proses
ini tidak sesuai untuk digunakan ketika gas alam mengandung gas asam dalam
jumlah yang tinggi. Proses ini dapat dipertimbangkan jika jumlah asam yang akan
dihilangkan (baik maupun ) terdapat dalam jumlah kecil (dalam ppm). Proses ini
juga dapat dipertimbangkan untuk digunakan untuk treatment gas di bidang
downstream untuk menghilangkan kandungan sulfur dari feed gas (contohnya
merkaptan yang memiliki unsur sulfur).
E. Fraksinasi
Kriogenik
·
Proses Ryan/Holmes
Proses fraksinasi kriogenik merupakan proses penghilangan
kandungan dari gas alam. Pada proses ini, gas alam disyaratkan mengandung H2S,
dan penghilangan H2S sendiri dilakukan pada bagian upstream fraksinasi
kriogenik. Fraksinasi kriogenik sendiri tidak menghilangkan H2S dari
gas alam.
Proses Ryan/Holmes melibatkan penggunaan zat aditif yang
biasa terdapat di dalam gas alam. Aditif tersebut berguna untuk menurunkan
titik beku dari CO2 . Proses ini menggunakan Natural Gas Liquid (NGL)
yang terekstraksi dari aliran feed-nya sendiri. Terdapat dua prinsip
pemisahan yang digunakan dalam proses ini, yaitu:
a. Pemisahan
metana dari CO2 .
Proses
ini menggunakan aliran NGL untuk mencegah tercapainya titik beku sehingga tidak
membeku dan metana dapat dipisahkann. Proses ini terjadi di dalam Ryan/Holmes demethanizer.
b. Pemisahan
dari etana plus (C2+).
Pemisahan
ini menggunakan aliran NGL untuk memecah azeotrop /etana.
·
Proses Sprex
Proses ini digunakan pada gas alam yang sangat sour dengan
kandungan 40% H2S. Proses ini dapat diterapkan pada kolom distilasi
dengan memastikan reflux terjadi pada suhu -30 C dengan menggunakan unit
refrigeran dan boiler. Campuran H2S/CO2 akan
terproduksi pada bagian bawah kolom dalam fasa cair. Produk ini dapat
dipompakan dengan tekanan tinggi untuk injeksi pada sumur. Gas yang keluar pada
bagian atas kolom akan membawa sisa kandungan 10% H2S dan
selanjutnya dapat dialihkan untuk proses penghilangan asam ‘klasik’ dengan
menggunakan MDEA.
Written by
Ria Kusuma Dewi
Pengolahan Gas Bumi - Semester 7