PROSES GAS SWEETENING

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