masalah_dehidrasi_glikol

5/14/2018 Masalah_Dehidrasi_Glikol - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/masalahdehidrasiglikol 1/4

Masalah Dehidrasi Glikol

Kautsar Amru Dear all.

Salam kepada bapak2 dan ibu2 sekalian yg professional dan memiliki banyak pengalaman di dunia oil and gas dalam mailist ini.

Saya adalah engineer yg masih hijau, muda, dan belum begitu banyak pengalaman di dunia oil and gas ini.

Ketika saya berdiskusi dengan teman saya mengenai gas treatment hasil dari pengeboran oil lebih lanjut, muncul ide untuk mengg

dehidrasi glykol untuk menyerap kandungan air dalam gas (proses absorbsi) dengan menggunakan silica gel (proses adsor

[company kami masih pake proses glycol dehisration sbgmana pada umumnya]

Bagaimanakah kiranya tanggapan, komentar ataupun masukan dari bapak-ibu sekalian?? (Ohya major produksi company kami mberkonsentrasi pada oil, sehingga gas terkadang lbih digunakan sbagai gas Lift, LPG, dan PLTG. belum menjual gas. Namun saya iberinovasi dalam masalah gas treatment ini).

Balasan dari bapak-ibu semua di mailist ini saya harap selalu.

ronggo ahmad Dear Om Amru,Salam jumpa kembali..Om Amru, pada tiap pemilihan strategi sistem pemroses, pasti sudah memiliki landasan filosofi (design philosophy) mengapa sudesain proses itu dipilih.

Proses absorbsi dipilih sebagai sistem pemrosesan penghilangan air pada aliran gas alam karena kandungan air dalam aliran gas aterebut cukup banyak (sekian lb/MMSCFD misalnya). Sehingga sistem proses absorbsi cocok untuk menghandle persyaratan prountuk hal ini, karena dengan menggunakan proses absorbsi antara glikol-air, maka glikol yang dibutuhkan sangat memadai un

setiap satuan massa air yang tersingkirkan dari aliran gas alam.

Penggunaan glikol akan lebih menghemat biaya investasi alat (dan serta biaya operasional) rather than using proses adsorbsi, ka

dengan menggunakan proses adsorbsi, tentu saja anda harus menghilangkan kembali (meregenerasi) kandungan air yang terserap dalam pori-pori silica gel menggunakan aliran gas kering yang telah dipanasi sebelumnya diatas dew point air pada kondisi pradsorbsi tsb. Kemudian jumlah silica gel/adsorben yang dibutuhkan pada tiap satuan laju alir volumetrik gas alam pasti juga bekarena bisa saja kandungan air dalam gas alam tersebut berjumlah cukup besar.

Selain itu, proses adsorbsi dengan melibatkan regenerasi adalah suatu jenis proses partaian (batch) yang lebih tidak disukai diband

proses kontinyu pada proses absorbsi menggunakan glikol yang telah berjalan sejauh ini pada Gas Processing Facility di tempat abekerja.

Mungkin saudara Amru bisa memverifikasi filosofi desain di plant anda dengan kondisi aktual yang ada di lapangan saat ini, apa jumlah air dalam aliran gas alam saat ini sudah menurun dibanding kondisi saat unit absorbsi glikol tersebut masih didesain ?Coba dilihat kembali berapa jumlah kandungan air pada aliran gas alam semula pada saat unit absorbsi itu dibangun, apakah sucocok dengan aplikasi glikol dehydrator tersebut ? jangan2 kandungan airnya cuma 1 lb/MMSCFD, airnya dihilangkan denmenggunakan

glikol dehydrator...bisa2 unit processnya tidak match dengan kebutuhan processnya, bisa boros energi dan inefisien.

Salam dari desa Bontang,

Nurfathoni Sekedar menambahkan sedikit....Juga harus dipertimbangkan siapa konsumen dari sales gas kita, apakah itu untuk fuel, untuk Ammonia Plant or untuk LNG plant...

Biasanya untuk di proses hulu, TEG lebih jamak digunakan, mengingat secara cost lebih murah, juga target dehidrasi x lb/MMH2O- nya "relatif" agak "tinggi" let say 10 lb/MMSCF.. Cuman karena process absorpsi, maka kondisi operasi untuk kondisi optimperpindahan massa air dari Gas ke glikol lebih berpengaruh.. Dibanding dengan menggunakan process adsorpsi, let say mol sdryer, dia lebih bisa ,mencapai target penghilangan air yang lebih tinggi (bone dry), makanya teknologi ini lebih sering digunakaLNG Plant yang bener2 tidak mentolerir adanya moisture, karena adanya operasi kriogenik.. Tentunya seperti dibahas sebelumn

dia juga ada proses regenerasi desicant padatnya dengan regeneration gas (HC gas yang dipanaskan), tentunya konsumsi en"bisa" lebih tinggi dari penggunaan TEG.. Di samping itu tentu diperlukan unit yang lebih dari satu, saat ada unit yang online, m

unit yang lain dalam kondisi regenerasi.. Juga secara sistem kontrol, akan lebih rumit, karena tiap unit mempunyai mode in servdepressuring/heating-regeneration-cooling/repressuring- untuk kembali in service...

Pemilihan2 tersebut di atas tentunya memperhatikan kondisi raw gas kita, dan spesifikai (requirement) dari sales gas tersebut...

Di samping menggunakan TEG kontaktor kolom untuk glycol de-h2O, (biasanya MEG+methanol)juga dapat diinjeksikan langsung p

wet gas, dankemudian di downstreamnya dipasang separator untuk menangkap glikol+air dari gas tersebut...

ronggo ahmad Terima kasih atas tanggapan dari mas Fafank,

Secara umum saya sependapat dengan analisis pemilihan proses yang diajukan anda. Namun ada paragraf yang mau saya koreksi :

" Di samping menggunakan TEG kontaktor kolom untuk glycol de-h2O,(biasanya MEG+methanol) juga dapat diinjeksikan langsung pada wet gas, dan kemudian di downstreamnya dipasang separator umenangkap glikol+air dari gas tersebut..."



Untuk "menangkap" glikol+ air tidak menggunakan separator, namun glikol yang telah mengikat air tsb di regenerasi kembali di koregenerator. Kolom regenerator ini berprinsip kerja seperti kolom distilasi untuk memisahkan glikol dengan air dan air dilepasatmosfer sebagai uap air.

Sekian dulu sedikit koreksi dari saya.Selamat mempelajari process lebih dalam kembali,

Nurfathoni Mas Ronggo,Betul adanya untuk menregenerasi kembali TEG adalah menggunakan regenerator yang prinsipnya menguapkan air da

regenaretaor yang biasanya dilucuti juga dengan gas..

Yang saya maksud di sini untuk injeksi langsung glikol (biasanya MEG) plus metanol, digunakan separator untuk memsiahkandengan rich glikol tersebut...Dan kemudian rich glikol tersebut dapat diregenerasi kembali, prinsipnya sama seperti regeneration TEG...Ini sedikit beda antara metode menginjeksikan langsung ke gas, dengan menkontakkan melalui sebuah glikol dehydration kolom...Kalau kolom dehidrasi wet gas dan glikol langsung dikontakkan dalam sebuah kolom, dengan gas dari bawah dan glikol dari atas

berdasar perbedaan densitas, gas dan glikol langsung terpisah...Sedangkan untuk injeksi langsung, dibutuhkan lagi satu separator untuk memisahkan gas dan glikol+air untuk memisahkannya...Demikian penjelesan saya...

Kautsar Amru Assalaamu'laikumMaaf baru bisa balas sekarang. Mencoba memberi sedikit masukan untuk pak Ronggo dan pak Nur Fathoni.... Moga-moga bisa sememberi tambahan info. (hehe tapi senyum dulu yukkk . Sersan "Serius tapi santai")Pak Ronggo berkata : "Untuk "menangkap" glikol+ air tidak menggunakan separator, namun glikol yang telah mengikat air ts

regenerasi kembali di kolom regenerator. Kolom regenerator ini berprinsip kerja seperti kolom distilasi untuk memisahkan gdengan air dan air dilepas ke atmosfer sebagai uap air."Filosofi pemisahannya sebenarnya berbeda dengan konsep filosofi pemisahan dari MD (Menara Destilasi). MD itu berprinsip p

perbedaan volatilitas dari beberapa campuran komponen (bisa biner atau multi komponen) yg bercampur menjadi 1 fase . Berdasardari filosofi perbedaan volatilitas dan equilibrium/kesetimbangan gas-liquid dari masing2 komponen, maka pemisahan secara destdilakukan. [cat: sebagian orang berkata bahwa destilasi adalah pemisahan "berdasarkan perbedaan titik didih" , namun dulu s

diajarkan bahwa yg benar adalah filosofi term "pemisahan karena perbedaan volatilitas". Yah sebenarnya hampir serupa sih tapi atidak sama hehe ].Adapun kolom regenerator itu pemisahannya adalah filosofi pemisahan dengan berdasarkan kepada diffusivitas atau tranfer ma(dalam kasus kolom regerator ini adalah transfer massa 2 fase dari liquid ke gas).Solut-nya (dalam kasus ini solutnya ada di liquid atau rich glycol) akan terbawa oleh solven (solvennya dalam kasus ini adalah uap karena adanya difusivitas transfer massa plus karena pengaruh solubility juga. (Ada juga sebenarnya pngaruh driving force

"kenapa mau berdifusi" secara lebih terperinci. Namun karena ini tinjauannya lebih ke mikroskopis, sedang bahasan kita lmakroskopis, maka nanti ndak terlalu rumit. -well sebenarnya saya juga lupa juga untuk pembahasannya secara lebih terpehehehe . Nanti ndak terlalu kuliahan banget-).Nah adapun alat dehydrasi glicol itu kalau dalam bahasa teoritisnya biasa disebut dengan absorber, sedangkan untuk kolom regeneglycolnya itu disebut stripper. Kedua-duanya memakai filosofi pemisahan yg sama, yakni dengan menggunakan diffusivitas tranmassa. Hanya saja karena kondisi lokasi solut dan solven yg berbeda antara Absorber dan stripper, maka kondisi operasinya jmenjadi berbeda. [Absorber dioprasikan pada Pressure yg tinggi dan Temperatur yg rendah. Sedangkan Stripper dioperasikan payg rendah dan T yg tinggi].

Biasanya di mana ada absorber, di situ ada stripper, karena di dunia industri memang lazimnya seperti itu walau memang tidak semShingga ketika solven yg digunakan untuk mengambil solut dari gas dalam alat absorber, maka solven pun menjadi kaya oleh solut.{Untuk Absorber Gas mengalir dari bawah ke atas, Solven [bentuk cairan] mengalir dari atas ke bawah dan bertemu di conta[contactor-nya hampir sama seperti MD, bisa bentuk packed dan bisa juga bentuk tray. Tergantung pemilihan design alat yg sesuai proses]},Proses Selanjutnya solven yg kaya oleh solut pun dicoba diregenerasi/dilucuti solutnya dengan menggunakan Stripper. (Dalam k

stripper ini agen solvennya adalah fase gasnya, sdangkan fase liquidnya yg mau dilucuti adalah solven absorber yg kaya oleh solutsolutnya mau diambil/dilucuti agar solven-absorber (liquid) bisa digunakan (diregenerasi) untuk mengabsorsi lagi).Secara mudahnya adalah seperti itu. Untuk pembahasan yg lebih terperinci bisa dilihat di buku "Diffusion" Cussler dan "Mass TranOperation"-nya Treyball.Jadi prinsip kerjanya beda pak Ronggo.Mungkin ini juga bisa sedikit meluruskan tulisan dari bapak NurFathoni :

" Ini sedikit beda antara metode menginjeksikan langsung ke gas, dengan menkontakkan melalui sebuah glikol dehydration koloKalau kolom dehidrasi wet gas dan glikol langsung dikontakkan dalam sebuah kolom, dengan gas dari bawah dan glikol dari atas

berdasar perbedaan densitas, gas dan glikol langsung terpisah..."

Penjelasannya hampir sama seperti di atas. Perbedaan densitas bukanlah filosofi pemisahan yg digunakan dalam proses separasi ini

Kurang-lebih seperti itulah pnjelasannya. Jikalau ada koreksi dan kritik, maka monggo ditunggu masukannya....

Jikalau ada kata-kata yg tidak berkenan maka mohon untuk dimaafkan.

NB : Definisi "Separator" dalam pembahasan ini sebenarnya perlu untuk dijelaskan lebih lanjut lagi. Karena kalau dari backgrokuliahan saya dulu istilah separator ini digunakan untuk alat dengan teknik separasi berdasarkan perbedaan volatilitas dan equilibrgas-liquid.

Sedang ketika saya sudah bekerja di industri upstream oil and gas, istilah separator ini adalah alat untuk pemisahan gas-Liquid hadengan berdasarkan filosofi perbedaaan densitas dan pengesetan settling time. Ketika saya "protes" untuk masalah penamaan ini, mengatakan bahwa kalau untuk alat dengan teknik pemisahan berdasarkan filosofi perbedaan densitas dan settling time, maka alat



dinamakan decanter dengan menggunakan filosofi pemisahan decantation, bukannya separator. Maka ketika diconfirmasi dengan reyg mempunyai background Teknik Perminyakan, maka dijawab bahwa dari dulu memang namanya itu, yakni separator....

Yah karena adanya istilah "Di mana bumi dipijak, di situ langit dijunjung" maka saya pun manut saja, karena toh itu hanya masistilah saja. Yang penting saya mudeng masalah konsepnya, tinggal konversi masalah istilah/nama saja hehe.

Huyon Shef Pak Ronggo benar tiap pemilihan strategi sistem pemroses, pasti sudah memiliki design philosophy, dimana kaitannya dengan investment cost, operating cost dan safety tentunya.Dibawah ini adalah artikel untuk process Water Removal yang saya ambil dari buletin NaturalGas. Semoga bermanfaat.WATER REMOVAL

In addition to separating oil and some condensate from the wet gas stream, it is necessary to remove most of the associated wa

Most of the liquid, free water associated with extracted natural gas is removed by simple separation methods at or near the wellheHowever, the removal of the water vapor that exists in solution in natural gas requires a more complex treatment. This treatmconsists of 'dehydrating' the natural gas, which usually involves one of two processes: either absorption, or adsorption.Absorption occurs when the water vapor is taken out by a dehydrating agent. Adsorption occurs when the water vapor is condenand collected on the surface.

Glycol DehydrationAn example of absorption dehydration is known as Glycol Dehydration. In this process, a liquid desiccant dehydrator serves to abwater vapor from the gas stream. Glycol, the principal agent in this process, has a chemical affinity for water. This means that, whecontact with a stream of natural gas that contains water, glycol will serve to 'steal' the water out of the gas stream. Essentially, gldehydration involves using a glycol solution, usually either diethylene glycol (DEG) or triethylene glycol (TEG), which is brought contact with the wet gas stream in what is called the 'contactor'. The glycol solution will absorb water from the wet gas. Once absorthe glycol particles become heavier and sink to the bottom of the contactor where they are removed. The natural gas, having b

stripped of most of its water content, is then transported out of the dehydrator. The glycol solution, bearing all of the water stripfrom the natural gas, is put through a specialized boiler designed to vaporize only the water out of the solution. While water haboiling point of 212 degrees Fahrenheit (100oC), glycol does not boil until 400 degrees Fahrenheit (204.4oC). This boiling p

differential makes it relatively easy to remove water from the glycol solution, allowing it be reused in the dehydration process.A new innovation in this process has been the addition of flash tank separator-condensers. As well as absorbing water from the wet stream, the glycol solution occasionally carries with it small amounts of methane and other compounds found in the wet gas. In

past, this methane was simply vented out of the boiler. In addition to losing a portion of the natural gas that was extracted, venting contributes to air pollution and the greenhouse effect. In order to decrease the amount of methane and other compounds tare lost, flash tank separator-condensers work to remove these compounds before the glycol solution reaches the boiler. Essentiallflash tank separator consists of a device that reduces the pressure of the glycol solution stream, allowing the methane and ohydrocarbons to vaporize ('flash'). The glycol solution then travels to the boiler, which may also be fitted with air or water cocondensers, which serve to capture any remaining organic compounds that may remain in the glycol solution. In practice, accordin

the Department of Energy's Office of Fossil Energy, these systems have been shown to recover 90 to 99 percent of methane that wootherwise be flared into the atmosphere.

Solid-Desiccant DehydrationSolid-desiccant dehydration is the primary form of dehydrating natural gas using adsorption, and usually consists of two or madsorption towers, which are filled with a solid desiccant. Typical desiccants include activated alumina or a granular silica gel mateWet natural gas is passed through these towers, from top to bottom. As the wet gas passes around the particles of desiccant matewater is retained on the surface of these desiccant particles. Passing through the entire desiccant bed, almost all of the wate

adsorbed onto the desiccant material, leaving the dry gas to exit the bottom of the tower.

Solid-desiccant dehydrators are typically more effective than glycol dehydrators, and are usually installed as a type of straddle sysalong natural gas pipelines. These types of dehydration systems are best suited for large volumes of gas under very high pressure, are thus usually located on a pipeline downstream of a compressor station. Two or more towers are required due to the fact that aftcertain period of use, the desiccant in a particular tower becomes saturated with water. To 'regenerate' the desiccant, a h

temperature heater is used to heat gas to a very high temperature. Passing this heated gas through a saturated desiccant vaporizes the water in the desiccant tower, leaving it dry and allowing for further natural gas dehydration.

ronggo ahmad Saya sependapat dengan pak Huyon,Proses adsorbsi pada gas alam biasa dilakukan untuk menghilangkan pengotor hingga kemurnian yang sangat tinggi (say pengototinggal bersatuan ppm) dan juga jumlah pengotor sebelum masuk unit adsorbsi ini juga tidak bersifat pengotor yang bulk, tapi su

direduksi dulu jumlah pengotornya.Untuk proses penghilangan pengotor bulk (water dalam gas alam misalnya), digunakanlah proses absorbsi.

Coba dilihat lagi aplikasi mana yang cocok buat om Amru.

Andy Mungkin bisa "nyontek" di proses degasing & dewatering pada pelumas dengan penggunaan vacuum dehydration, pada cleansystem seperti central lubrikasi - paper mill, dan yang rada mirip pada aplikasi transformer oil systems. Kalo pakai teknologi sepaala centrifugal force .. kayak-nya

gak akan sukses deh (salah aplikasi teknologi-nya) .Perlu di ingat proses filtrasi/separasi ini tidak untuk polutan jenis solid.Solid polutan bisa di "gurah"pakai metode depth filtration dengan banyak pilihan kerapatan (micron).

Kautsar Amru Maaf baru bisa balas sekarang.Terima kasih sekali atas semua masukannya mengenai masalah glikol dehidration ini.Halo Mr. Ronggo, sobat lama. Senang bisa ketemu lagi.



Terimakasih juga untuk bapak Huyon atas info dan masukannya dari buletin Natural Gas itu. Dalam pencarian saya di bukunya mau(Surface Production hal 47-48) juga dikatakan :

Gas DehydratorsRemoving most of the water vapor from the gas is required by most gas sales contracts, because it prevents hydrates from formwhen the gas is cooled in the transmission and distribution systems and prevents water vapor from condensing and creating a corroproblem. Dehydration also increases line capacity marginally. Most sales contracts in the southern United States call for reducingwater content in the gas to less than 7 Ib/MMscf. In colder climates, sales requirements of 3 to 5 Ib/MMscf are common. The followmethods can be used for drying the gas:1. Cool to the hydrate formation level and separate the water that forms. This can only be done where high water contents (

Ib/MMscfd) are acceptable.

2. Use a Low-temperature Exchange (LTX) unit designed to melt the hydrates as they are formed. Figure 2-15 shows the process. Choosing a Process 47 units require inlet pressures greater than 2,500 psi to work effectively. Although they were common in the pthey are not normally used because of their tendency to freeze and their inability to operate at lower inlet pressure as the well declines.3. Contact the gas with a solid bed of CaCl2. The CaCl2 will reduce the moisture to low levels, but it cannot be regenerated and is v

corrosive.4. Use a solid desiccant, such as activated alumina, silica gel or molecular sieve, which can be regenerated. These are relatiexpensive units, but they can get the moisture content to very low levels. Therefore, they tend to be used on the inlets to temperature gas processing plants, but are not common in production facilities.5. Use a liquid desiccant, such as methanol or ethylene glycol, which cannot be regenerated. These are relatively inexpenExtensive use is made of methanol to lower the hydrate temperature of gas well flowlines to keep hydrates from freezing the choke.6. Use a glycol liquid desiccant, which can be regenerated. This is the most common type of gas dehydration system and is the shown on the example process flowsheet.

Wah berarti harus otak-atik dan re-thinking lagi nih.....

Untuk Pak Ibnu, yg pelumas itu berarti teknologi untuk down stream kan?? Untuk refinery mungkin?? Wah saya belum begitu pupengalaman banget-benget untuk masalah teknik2 separasi di downstream ini. Tapi apakah proses filtrasi itu bisa/applicable unupstream pak?? (masalahnya yg saya tanyakan itu lebih ke upstream pak....Mohon penjelasan lebih lanjut pak..).

Pertanyaan ke dua :

Btw, apakah mungkin rekan-rekan yg terhormat di malist ini punya referensi atau bisa mereferensikan web/situs (or else, syuksoftfile hehe...) yg bisa digunakan untuk mempelajari heater-treater lebih lanjut dalam menangani emulsi air dalam minyak.

Baik itu dari basic-basic-nya ataupun pengembangan teknologinya yg terkini (terutama yg ini) dalam menangani emulsi air dalam o

Saya cuman punya yg dari maurice. Saya cari2 di wikipedia kok sulit juga ya...

Ohya kalo bisa juga referensi atau masukan dari bapak2 sekalian untuk masalah penanganan BS & W yg saya kira ada sedikit bankaitannya dengan Heater-Trater. [Maksudnya bisa gak Heater-Treater langsung menurunkan kadar BS &W untuk teknik pemisahantanpa pake wash tank ataupun inject chemical. Jadinya kan hemat tempat dan biaya].

Adhia "James" Utama Pak Amru,

Menarik sekali dengan pertanyaan heater treater ini. Di banyak tempat proses oil, penggunaan heater treater biasanya dikombinasdengan gross separator dan atau wash tank.Kebetulan di tempat saya tidak ada heater treater, karena temp proses di gross sudah mencapai > 170 degF, upstream gross ini dua crude exchanger (pre-heat dan primary heater). Sementara untuk down stream gross separator, kita gunakan electrostatic treaBS&W inlet gross separator adalah 60%, outlet separator (inlet electrostatic) 0.3% (sediment only). BS&W export kita 0.05%.

Untuk memperbaiki BS&W oil export kita, ada beberapa pilihan dan bisa dikombinasikan dari semua pilihan ini.1. Mechanical2. Heat3. Chemical

Di tempat saya, kita kombinasikan ketiga pilihan ini, ini yang menghasilkan produk oil dengan kualitas BS&W yang baik. Saya yaki

semua oil plant, kombinasi dari ketiga pilihan tadi jadi pilihan utama.

Saya punya alternative lain:Untuk membuat heater treater, capital cost anda akan membesar, so...dengan mechanical (equipment) yang ada, anda tambahkan chemical (demulsifier) yang mempunyai kemampuan dehydrasi yang luar biasa bagus (chemical mahal) ke dalam sisanda... ini hanya akan mengakibatkan OPEX anda yang meningkat (sedikit).Pertimbangkan fakta berikut... chemical cost untuk beberapa oil company varies from US$ 0.4 - 0.6 / barrel oil produced. Tinggal ahitung saja sekarang, chemical cost yang ada...lalu tambahkan dengan alokasi baru (demulsifier yang oke punya) ... nah, saya y

angka yang akan muncul tidak akan membuat sakit kepala managment...(dibanding klo anda pasang baru heater treater).

Mudah2an membantu sedikit...

masalah_dehidrasi_glikol

Documents