Select Page

Memasuki dowstream processing seperti misalnya natural gas liquefaction, H2S harus dihilangkan sama sekali untuk memenuhi LNG specification (dan juga LPG specification). Di inlet LNG plant, kita menemukan polishing process (H2S removal yang sudah di level ppm) dengan menggunakan teknologi fixed bed adsorption. (Selain H2S, yang tidak diinginkan di LNG plant adalah CO2 dan mercury, karena yang satu bisa mem-plug unit cryogenic dengan solid CO2, sementara yang satunya korosif di alumunium heat exchanger).

Tanya – mnugroho@softhome.net

Dear ladies and gentlement,

Saya ingin menanyakan jika ada yang tahu bisakah digambarkan proses pengolahan gas mulai dari wellhead hingga siap dijual/ dikirim ke gas meter ke pembeli (misalnya pabrik ammonia), khususnya mengenai sulphur treatment.
Di pabrik Ammonia biasanya ada pretreatment feed natural gas untuk menghilangkan sulphur dengan serial bed Cobalt-Moly dan Zinc-oxide guard chamber melalui serangkaian reaksi. Namun katanya yang jual gas, ada peningkatan konsentrasi sulfur dari wellhead sehingga berdampak pada gas yang dijual. Akibatnya guard chamber yang kita punya jadi nggak awet dan beresiko kebablasan sulfur.
Apakah ada sulfur removal treatment di daerah hulu? (kasus wellhead di sumatera selatan) Kalau untuk pengolahan di LPG plant atau di LNG plant biasanya sulfur removalnya bagaimana?
Demikian sajah pertanyaan saya, terimakasih buaaanyak kalau ada yang sudi ikut nimbrung.

Tanggapan 1 – ‘patria indrayana’

Bp Muchlis,

Saya coba menanggapi di jalur umum supaya ada masukan dari teman-teman yang lain.
Kenaikan ppm H2S di inlet gas memang bisa membuat pusing. Biasanya batasan ppm H2S di pipeline adalah sekitar 4ppm, dan kelihatannya demikian di inlet plant bapak sebelum terjadi kenaikan. Masalah yang dihadapi sekarang adalah kenaikan H2S content dua kali lipat ? mendekati 10ppm sehingga mengurang life time si iron sponge bed. Saran pertama saya adalah mengecek ke operator pipeline-nya .. (mungkin si penjual gas) apakah kenaikan H2S meningkatkan resiko H2S corrosion di dalam pipeline. Kelihatannya kalau masih dibawah 30-50ppm belum kritis, tapi ada baiknya dikonfirmasi ke operator pipeline. Kalau ternyata ada resiko korosi, maka H2S treatment harus dilakukan di upstream. (Teman-teman dari KBK pipeline/corrosion/kimia terapan mungkin bisa memberi masukan).
H2S removal di upstream processing tentu saja banyak pilihannya. Pilihan teknologi yang dipakai tergantung dari konsentrasi H2S (apakah cukup besar dalam %mol, atau masih level ppm) dan juga dari ada tidaknya CO2. Teknologi klasik dengan contactor amine biasanya digunakan untuk ‘bulk removal’ (konsentrasi H2S dalam ukuran %mol), pilihan amine yang digunakan (MEA, DEA, DIPA, aMDEA, dsb ..) tergantung pada ada tidaknya CO2 atau perlu tidaknya selective removal H2S / CO2. Berkaitan dengan H2S content, target upstream processing mungkin saja terbatas hanya untuk memenuhi spesifikasi transport pipeline ( < 4ppm). Memasuki dowstream processing seperti misalnya natural gas liquefaction, H2S harus dihilangkan sama sekali untuk memenuhi LNG specification (dan juga LPG specification). Di inlet LNG plant, kita menemukan polishing process (H2S removal yang sudah di level ppm) dengan menggunakan teknologi fixed bed adsorption. (Selain H2S, yang tidak diinginkan di LNG plant adalah CO2 dan mercury, karena yang satu bisa mem-plug unit cryogenic dengan solid CO2, sementara yang satunya korosif di alumunium heat exchanger). Polishing process juga dipasang di inlet petrochemical atau fertilizer plant untuk menghilangkan H2S, karena bisa meracuni katalis. (seperti yang terpasang di plantnya pak Muchlis: iron sponge bed, CoMo catalisyt bed dan ZnO catalyst bed) Anggap saja sekarang kenaikan H2S masih dibawah 30-50 ppm dan dari segi pipeline (H2S corrosion) dikonfirmasi tidak ada masalah. Solusi yang tersisa akan tetap seputar polishing process di inlet plant. Yang 'well adapted' masih teknologi fixed bed adsorption, process lain dengan kontaktor liquid (non regenerable) atau amine wash (regenerable) kecil peluangnya untuk bias ekonomis. Saya sendiri tidak punya experience langsung dengan H2S polishing process dan vendor yang ada di Indonesia. Saran berikut hanyalah hasil dari mengaduk-aduk literatur. Teman-teman lain mungkin bisa menambahkan atau mengoreksi jika ada yang salah.

Yang bisa dilakukan :

(1) improve existing iron sponge bed Iron sponge adalah teknik H2S polishing yang penggunaannya lebih dulu meluas. Iron sponge adalah hydrated ferric oxide dengan ‘wood chips’ sebagai support material. Walaupun iron sponge technology sudah kelihatan tua dan banyak saingannya,ada baiknya untuk melirik kemungkinan untuk improvement:
ganti iron sponge dengan grade yang lebih tinggi (lebih banyak bahan aktif per satuan volume bed material) dan cek juga kondisi operasi seperti gas velocity dan gas distribution path di dalam bed.

(2) melirik alternatif lain :

SULFATREAT (produk NATCO), mirip iron spoge, menggunakan oxida besi juga (ferric oxide dan triferric oxide) tapi substratenya berbeda sehingga konsentrasi bahan aktif per satuan volume bed material lebih tinggi.
Ukuran partikelnya yang lebih kecil dan lebih seragam membuat kontak dengan gas lebih efektif. (mungkin cukup dengan ganti bed, sementara vesselnya pakai yang existing)
PURASPEC (produk ICI-KATALCO) menggunakan adsorbent yang berbasis zinc oxide. Proses ini lebih sering digunakan apabila spesifikasi H2S yang diperlukan sangat ketat, konsentrasi H2S di keluaran unit bisa sangat rendah 1ppm.
Untuk tahu mana yang terbaik, tentu saja harus dicek masing-masing investment dan operating costnya. Untuk lebih detailnya, beberapa sumber berikut mungkin bisa membantu :
Iron sponge bed improvement :
JP Anerousis, SK Whitman, An updated examination of gas sweetening by the iron sponge process, article SPE13280, 1984 www.spe.org
SULFATREAT www.natcogroup.com
PURASPEC
www.synetix.com/gasprocessing/productliterature-technicalpapers.htm
Evaluation of H2S Scavenger Technology,Gas ResearchInstitute :

www.cce.cornell.edu/wyoming/Anaerobic%20Digestion/Foral,%20Evaluation%20of%2 0H2S%20Scavenger%20Technologies,%201994.pdf

Tanggapan 2 – Harlion N. Bahar

Menanggapi kemungkinan serangan korosi akibat H2S dalam gas pipeline, faktor-faktor yg sangat menentukan menurut saya antara lain 1) water content 2) % CO2 & H2S serta gas-gas korosif lainnya 3) specs. Pipelinenya sendiri apakah sour service pipeline atau non sour service pipeline.
Pengalaman kami selama 20 tahun, transportasi dry gas dengan 80 ppm H2S dan 16% CO2, trace Hg, tekanan pipeline +/- 70 kg/cm2g tidak masalah.
Yang jadi masalah adalah, juga pernah kami alami, pipeline pecah akibat residual stress yg. tinggi waktu bending pada saat fabrikasi pipeline pada satu lokasi, service pipeline adalah sweet kondensate. Pada insiden tsb. untung tidak ada korban jiwa, namun memadamkan api setinggi 8 meter memerlukan 24 jam. Analisa kerusakan pada pipeline tsb kelihatannya adalah SSSC (Sulfide Sress Corrosion Cracking)

Tanggapan selengkapnya :

Share This