TUGAS PENGOLAHAN GAS BUMIGAS SWEETENING

Dian Indriani (1006807623)

Maheswara Prihat Ayodyo (1006808595)

Nissa Utami (1006808872)

Pipin Arifpin (1006808941)

Tubagus Aryandi Gunawan (1006809635)

Departemen Teknik KimiaFakultas Teknik Universitas Indonesia

Depok 2012

1. DEA + MDEA

DEA MDEA CO2 loading H2S loadingQ reb

(heat flow)

W pump

(power)

CO2 in Sweet

Gas

(lbmole/hr)

0 0.35 0.0194 0.022 1.356e+007 148.7 107.2817

0.01 0.35 0.0492 0.0361 1.356e+007 148.6 49.2045

0.02 0.35 0.0319 0.0203 1.356e+007 148.6 39.6489

0.03 0.35 0.0243 0.0142 1.356e+007 148.5 32.4596

0.04 0.35 0.0200 0.0108 1.356e+007 148.5 26.6611

0.05 0.35 0.0171 0.0088 1.356e+007 142.8 21.8297

0.06 0.35 0.0150 0.0074 1.356e+007 148.5 17.7739

0.07 0.35 0.0134 0.0064 1.356e+007 148.5 14.3967

0.08 0.35 0.0121 0.0056 1.356e+007 148.5 11.6305

0.09 0.35 0.0110 0.0050 1.356e+007 148.5 9.3759

0.10 0.35 0.0101 0.0045 1.356e+007 148.5 7.5835

PADA SAAT DEA = 0

PADA SAAT DEA 0.01

PADA DEA 0.02

PADA DEA 0.03

PADA DEA 0.04

PADA DEA 0.05

PADA DEA 0.06

PADA DEA 0.07

PADA DEA 0.08

PADA DEA 0.09

PADA DEA 0.1

Grafik:

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

1.000E-02

2.000E-02

3.000E-02

4.000E-02

5.000E-02

6.000E-02

CO2 & H2S loading vs %DEA

CO2H2S

%DEA

CO2&

H2S

load

ing

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1201.484E+02

1.485E+02

1.486E+02

1.487E+02

1.488E+02

W pump Vs %DEA

%DEA

Wpu

mp

(pow

er)

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

2.000E+01

4.000E+01

6.000E+01

8.000E+01

1.000E+02

1.200E+02

CO2 in sweet gas Vs %DEA

%DEA

CO2

in sw

eetg

as (l

bmol

e/hr

)

2. MEA + MDEA

MEA MDEA CO2 loading H2S loadingQ reb (heat

flow)

Wpump

(power)

CO2 in Sweet

Gas

(lbmole/hr)

0 0.35 1.939e-002 2.202e-002 1.356e+007 148.7 107.2755

0.01 0.35  0.2972  0.1508 1.356e+007 148.6 20.6597

0.02 0.35  0.3239 0.1433 1.356e+007 148.5 7.1008

0.03 0.35 0.3224 0.1365 1.356e+007 148.3 2.3597

0.04 0.35  0.3119 0.1304 1.356e+007 148.1 0.9698

0.05 0.35 0.3000 0.1249 1.356e+007 147.9 0.4894

0.06 0.35  0.2886 0.1200 1.356e+007 147.5 0.2866

0.07 0.35  0.2779  0.1154 1.356e+007 147.1 0.1851

0.08 0.35  0.2683 0.1114 1.356e+007 146.6 0.1293

0.09 0.35 0.2593 0.1076 1.356e+007 146 0.0946

0.10 0.35  0.2513  0.1043 1.356e+007 145.3 0.0723

PADA SAAT MEA 0

PADA MEA 0.01

PADA MEA 0.02

PADA MEA 0.03

PADA MEA 0.04

PADA MEA 0.05

PADA MEA 0.06

PADA MEA 0.07

PADA MEA 0.08

PADA MEA 0.09

PADA MEA 0.1

Grafik:

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

5.000E-02

1.000E-01

1.500E-01

2.000E-01

2.500E-01

3.000E-01

3.500E-01

CO2&H2S loading Vs %MEA

CO2 LoadingH2S loading

%MEA

CO2&

H2S

load

ing

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1201.430E+02

1.440E+02

1.450E+02

1.460E+02

1.470E+02

1.480E+02

1.490E+02

W pump Vs %MEA

%MEA

Wpm

p (p

ower

)

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

2.000E+01

4.000E+01

6.000E+01

8.000E+01

1.000E+02

1.200E+02

CO2 in sweet gas Vs %MEA

%MEA

CO2

in sw

eetg

as (l

bmol

e/hr

)

Analisa:

AMINE GAS TREATING, juga dikenal sebagai gas sweetening dan acid gas removal,

mengacu pada suatu proses yang menggunakan larutan dari berbagai alkilamina (sering disebut

hanya sebagai amina) untuk menghilangkan hidrogen sulfida (H2S) dan karbon dioksida (CO2)

dari gas alam. Ini adalah suatu unit proses yang umum digunakan pada kilang, dan juga

digunakan dalam pabrik petrokimia, pabrik pengolahan gas alam dan industri lainnya.

Proses dalam kilang minyak atau pabrik pengolahan bahan kimia yang menghilangkan

hidrogen sulfida dan / atau merkaptan biasanya disebut sebagai sweetening process karena

mereka menghasilkan produk yang tidak lagi memiliki bau asam dan kandungan hidrogen

sulfida.

Manfaat Plant Amin , diantaranya :

Modular, skid-mount sistem

Mengurangi tingkat CO2 dan H2S dengan spesifikasi yang diperlukan

Mengurangi manufaktur dan commissioning kali

Kinerja yang terjamin

Menurunkan biaya instalasi dan penghapusan

Dibangun pada penahanan cairan untuk mengurangi bahaya lingkungan

Berikut adalah beberapa jenis amina yang biasa digunakan:

• MEA (Monoetanolamina)

amine primer yang memiliki 2 atom hidrogen dan satu kelompok hidrokarbon

yang terikat pada atom nitrogen

Digunakan dalam aplikasi pengolahan rendah tekanan gas alam yang

membutuhkan spesifikasi outlet gas ketat

• MDEA (Methyldiethanolamine)

amine tersier yang memiliki tiga kelompok hidrokarbon dan tidak mengandung

atom hydrogen yang terikat pada atom nitrogen.

Memiliki afinitas yang lebih tinggi untuk H2S dari CO2 yang memungkinkan

beberapa "terpeleset" CO2 sementara tetap mempertahankan kemampuan

penghapusan H2S.

• DEA (Dietanolamina)

amine sekunder yang memiliki satu atom hidrogen dan 2 kelompok hidrokarbon

yang terikat pada atom nitrogen.

Digunakan dalam medium untuk mengobati tekanan tinggi

tidak memerlukan reklamasi, seperti yang dilakukan MEA dan DGA sistem.

Diformulasikan (SPESIALISASI) PELARUT Berbagai pelarut dicampur atau

khusus yang tersedia di pasar.

Amina yang paling umum digunakan di pabrik-pabrik industri adalah

alkanolamines MEA, DEA, dan MDEA. Amina juga digunakan dalam kilang minyak untuk

menghilangkan gas asam dari hidrokarbon cair seperti gas petroleum cair (LPG).

Proses Gambaran Amine Gas Treating

Secara umum proses gas treating adalah sebagai berikut: sour gas memasuki sistem

melalui inlet separator untuk menghilangkan kandungan air yang ada di dalam gas atau

hidrokarbon yang berada pada fasa cair. Kemudian gas masuk dari bagian bawah amine

contactor dan mengalir secara counter-current dengan larutan amine. Larutan amine yang masuk

ke dalam contactor berasal dari amine storage tank. Contactor yang digunakan dapat berbentuk

tray atau packed tower. Outlet separator opsional dapat ditambahkan untuk memperoleh amine

yang masih ada pada sweet gas.

Larutan amine yang keluar dari bagian bawah absorber membawa banyak acid gas

sehingga disebut rich amine. Dari absorber, rich amine kemudian di-flash di dalam flash tank

untuk menghilangkan sejumlah besar gas-gas hidrokarbon yang tidak dapat larut dan kemudian

menjadi kondensat. Dalam vessel ini juga, sejumlah kecil dari acid gas akan di-flash menjadi

fasa uap. Dari flash tank ini, rich amine di proses ke dalam rich/lean amine exchanger.

Exchanger ini mengembalikan panas sensible dari aliran lean amine untuk menurunkan heat duty

pada amine reboiler. Rich amine yang sudah dipanaskan kemudian memasuki amine stripping

tower / amine still dimana panas dari reboiler akan memutuskan ikatan-ikatan antara amine

dengan acid gas. Acid gas kemudian dihilangkan pada bagian atas dan lean amine kemudian

dipindahkan dari melalui bagian bawah stripper.

Lean amine yang berada pada keadaan yang panas diproses ke dalam rich/lean amine

exchanger dan kemudian ke cooler tambahan untuk menurunkan suhunya sampai tidak lebih dari

10oF di atas suhu gas inlet. Hal ini akan mencegah pencairan hidrokarbon dalam larutan amine

ketika amine kontak dengan sour gas. Lean amine yang didinginkan kemudian dipompakan

sampai tekanan absorber dan masuk dari bagian atas absorber. Seiring dengan larutan amine

bergerak dari bagian atas sampai bawah, larutan amine mengabsorpsi acid gas. Rich amine

kemudian keluar dari bagian bawah tower dan siklus seperti ini berulang terus.

Amine contactor biasanya menggunakan aliran counter-current melalui tray atau packed

tower untuk menyediakan pencampuran yang baik antara larutan amine dan sour gas. Biasanya,

tower yang berdiameter kecil menggunakan packing stainless steel, sementara tower yang lebih

besar menggunakan tray dari stainless steel. Variasi dari konsentrasi larutan dan loading

memerlukan pemeriksaan lebih lanjut untuk menentukan jumlah tray yang akan digunakan.

Larutan amine mengalir melewati sebuah tray dan berakhir di sebuah “bendungan” sebelum

mengalir ke tray selanjutnya. Gas menggelembung (bubbles up) melalui larutan amine dan

membentuk buih atau busa yang harus dipisahkan dari gas sebelum mencapai bagian bawah tray

selanjutnya.

Umumnya, amine contactor dilengkapi oleh bagian gas scrubber di bagian bawah tower.

Gas yang masuk ke dalam tower harus melewati mist eliminator dan chimney tray. Tujuan dari

scrubber ini adalah untuk menghilangkan air dan hidrokarbon liquid dari gas untuk melindungi

kontaminasi larutan amine.

Gas yang telah didinginkan akan memasuki amine contactor yang bekerja pada 365 psig

dan 122oF. Temperatur tersebut dipertahankan agar amine yang hilang dapat seminimal

mungkin. Perbedaan temperature gas masuk dan amine harus di bawah 10oF untuk mencegah

kondensasi gas. Amine yang digunakan berbentuk cairan sehingga terkadang diperlukan wash

water untuk menjaga kandungan amine dalam cairan. Wash water ini dialirkan oleh wash water

pump yang berfungsi memompakan air ke dalam amine contactor. Pada bagian atas amine

contactor terdapat demister, yang berfungsi untuk menjaga agar tidak ada amine yang terbawa ke

atas. Reaksi penyerapan CO2 oleh amine adalah:

CO2 + H2O ↔ H2CO3

H2CO3 + R3N ↔ R3NH2CO

Dengan menerapkan prinsip absorpsi, CO2 diserap oleh amine dalam random packing.

Kelebihan dari random packing adalah luas kontak yang lebih luas sehingga efektivitas absorpsi

dapat meningkat. Karakteristik yang dikontrol pada amine contactor adalah level dan flow. Hal

ini diterapkan agar bila terjadi masalah pada salah satu kontrol, kontrol yang lain dapat

mengatasinya (override system). Untuk wash water, bila digunakan reciprocating pump maka

diperlukan adanya PSV karena jenis pompa ini memiliki daya yang kuat dan tekanan yang kuat.

Kemudian, gas yang telah dimurnikan akan dialirkan ke booster compressor.

Dalam kasus sekarang dengan menggunakan MDEA, MEAdan DEA dengan konsentrasi

yang berbeda pada proses swetening amine. Dapat terjadi hal – hal sbb :

1. Perbedaan MDEA + DEA dengan MDEA + MEA terhadap CO2 dan H2S Loading

Dengan menggunakan DEA dan MEA dengan konsentrasi yang berbeda diperoleh bahwa

semakin tinggi konsentrasi DEA/ MEA ( % DEA ) terhadap CO2 dan H2S loading

bernilai berlawanan. Dengan kata lain semakin tinggi konsentrasi DEA/MEA maka nilai

absobrsi pada H2S dan CO2 semakin rendah, sehingga sweet gas tidak mengandung atau

relatif kecil mengandung H2S dan CO2 seperti yang dapat dilihat pada grafik dibawah ini:

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

1.000E-02

2.000E-02

3.000E-02

4.000E-02

5.000E-02

6.000E-02

CO2 & H2S loading vs %DEA

CO2H2S

%DEA

CO2&

H2S

load

ing

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

5.000E-02

1.000E-01

1.500E-01

2.000E-01

2.500E-01

3.000E-01

3.500E-01

CO2&H2S loading Vs %MEA

CO2 LoadingH2S loading

%MEA

CO2&

H2S

load

ing

Dari kedua grafik diatas penggunaan antara DEA dan MEA sama dengan nilai absorpsi

untuk H2S dan CO2. Semakin tinggi konsentari DEA maka semakin rendah nilai absorpsi untuk

CO2 dan H2S semakin rendah .Untuk nilai konsentrasi DEA yang paling efektif dalam absorpsi

H2S dan CO2 adalah 0,01 – 0,02. Tetapi, CO2 dan H2S Loading yang dihasilkan relatif kecil

sehingga proses penghilangan CO2 dan H2S kurang sempurna.

Begitu juga untuk penggunaan MEA nilai absorbsi dari H2S dan CO2 0.3 untuk CO2 loading

dan 0.15 untuk H2S loading dengan konsentrasi MEA 0,01 – 0,02. Nilai ini jauh berbeda dengan

penggunaan DEA ( CO2 loading nya hanya 0.05 dan relatif menurun dengan konsentrasi DEA yg

diperbesar). Dalam pengalaman MEA lebih disukai dibandingkan dengan DEA (bila degradasi

tidak diperhitungkan), diantaranya :

a) MEA memiliki kapasitas absorbsi yang lebih tinggi dibandingkan DEA

b) MEA lebih murah

c) Kandungan H2S dari treated gas < 0,6 g/100 std m3 gas.

Tetapi MDEA juga mempunyai beberapa keunggulan, yaitu:

1. Konsentrasi larutan yang tinggi (di atas 50-55% berat)

2. Loading gas asam yang tinggi

3. Tingkat korosi yang rendah

4. Tingkat degradasi yang rendah

5. Panas reaksi lebih rendah

6. Tekanan uap dan losses yang rendah

2. Kerja Pompa terhadap Konsentrasi MEA dan DEA

Kerja pompa dengan penggunaan MEA dan DEA menunjukan kerja pompa yang berbeda

juga, dapat dilihat dalam grafik dibawah ini :

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1201.484E+02

1.485E+02

1.486E+02

1.487E+02

1.488E+02

W pump Vs %DEA

%DEA

Wpu

mp

(pow

er)

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1201.430E+02

1.440E+02

1.450E+02

1.460E+02

1.470E+02

1.480E+02

1.490E+02

W pump Vs %MEA

%MEA

Wpm

p (p

ower

)

Dari kedua grafik diatas terlihat perbedaan yang tidak signifikan dimana konsentrasi

DEA dan MEA ( % DEA dan MEA). Dimana didalam grafik MDEA menunjukan nilai

semakin tinggi nya konsetrasi MDEA maka kerja pompa akan terus menurun dan pada

nilai %MDEA sebesar 0.03 mengalami kondisi stabil. Sedangkan pada grafik MEA

kinerja pompa mengalami penurunan terhadap kenaikan %MEA. Jadi dari grafik MDEA

dan MEA terjadi perubahan yang tidak signifikan. Ini dikarenakan, bila suatu kerja

pompa adanya perubahan SG ataupun viskositas hanya mempengaruhi discharge pressure

sehingga akan menaikan atau menurunkan konsumsi daya (Power). Jadi jika konsentrasi

MEA dan DEA dinaikan maka power pompa akan mengalami penurunan. Karena

konsentrasi kenaikan % MEA dan DEA tidak begitu signifikan makan penurunan

terhadap kerja pompa tidak begitu signifikan.

3. CO2 in Sweet gas terhadap konsentrasi MEA dan DEA

Dari hasil yang diperoleh pada CO2 di dalam sweet gas terhadap % MEA dan DEA

adalah sebagai berikut :

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

2.000E+01

4.000E+01

6.000E+01

8.000E+01

1.000E+02

1.200E+02

CO2 in sweet gas Vs %DEA

%DEA

CO2

in sw

eetg

as (l

bmol

e/hr

)

0.000 0.020 0.040 0.060 0.080 0.100 0.1200.000E+00

2.000E+01

4.000E+01

6.000E+01

8.000E+01

1.000E+02

1.200E+02

CO2 in sweet gas Vs %MEA

%MEA

CO2

in sw

eetg

as (l

bmol

e/hr

)

Dari kedua grafik diatas dapat melihat kerja absorbsi dari penggunaan MEA dan DEA

dengan pemakaian 0,01 – 0,02 ( % MEA) dapat menghasilkan kandungan CO2 di Sweet

gas menjadi 0 berbeda dengan penggunaan DEA sampai dengan konsentrasi DEA 0.1,

kandungan CO2 di sweet gas tidak nol (0). Hal ini dapat terjadi karena MEA lebih

mempunyai kapasitas absorbsi yang baik dibandingkan dengan DEA.