H2S removal di upstream processing 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).

Tanya – mnugroho@softhome

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 3 – NoName

Yth Pak Patria dan Pak Harlion,

Bener Pak, sepertinya kandungan H2S 80 ppm pada NG memang belum ada masalah dalam perpipaan. Masalah utama H2S pada downstream (khususnya petrokimia) adalah keracunan pada katalis. Sebelumnya saya juga sudah menduga-duga solusi yang feasible paling-paling masih sekitar solid scavenger seperti sulfatreat dan pura spec. Tapi sepertinya sulfatreat harga/H2S loadingnya lebih mahal ketimbang sponge iron (kata makalahnya GRI). Sedangkan puraspec temperaturnya gak cocok (puraspec temperaturnya tinggi lebih dari 100 oC, sedangkan existing sekitar 38 oC). Sepertinya proses pada puraspec hampir sama dengan proses pada katalis ZnO ya? karena sama-sama temperatur tinggi. Saat ini bed sponge iron sering diganti saat pabrik masih jalan, aliran NG di-bypass langsung menuju CoMo bed lalu ke ZnO bed. Tapi harus yakin dulu kalau ZnO-nya masih kuat menanggung beban H2S lebih ini.

Mungkin kalau ada vendor H2S solid scavenger bisa kasih info tentang produknya ke saya lewat japri saja?

Tanggapan 4 – hatiku_selembardaun@lycos

Dear Alles,

Dulu kami menghadapai permasalahan yang sama, alhamdulillah sekarang sudah kelar dan beres.

Berikut langkah langkahnya:

1. Selidiki dulu kurva kesetimbangan uap-cair, campuran termaksud, lengkap dengan garis dew point nya ===> tidak ada manfaatnya menambah ukuran separator jika dew point = temperatur operasi gas

2.Hitung velocity headnya, apakah melebihi nilai minimumnya

3. Jika velocity headnya > nilai minimum, terpaksa harus mengganti vesselnya

4. Demister hanya efektif untuk particel berukuran 300 micron ke atas, kurang dari ini tidak terlalu memberikan efek positif

Tanggapan 5 – gunawan@re.rekayasa

Rekan-rekan milis Migas,

Mau share pengalaman H2S removal di dua kilang LNG / LPG tempat kami pernah bertugas.

Untuk LNG / LPG di daerah hulu / upstream ( tepatnya di Offshore Platform), ‘ bulk H2S ‘ setahu saya diambil di ‘Contactor’ ; sedangkan untuk di daerah hilir / downstream , sebagian H2S diambil di AGRU (Acid Gas Removal Unit ). Bila setelah AGRU H2S masih tinggi, H2S diambil di Sulfur Recovery Unit ( SRU ) yang memakai process clauss ( Comprimo misalnya ). Mudah-mudahan sedikit info ini bias bermanfaat adanya.

Tanggapan 6 – hatiku_selembardaun@lycos

Dear Alles,

Saya Tidak setuju dengan pernyataan Mas Bandung bahwa : ‘maka yang pertama kita coba adalah untuk ‘tidak’ melakukan perubahan Design terutama untuk Facility yang sudah berdiri gagah lebih dari 10 tahun nan. Ada beberapa alasan di balik itu, diantaranya adalah : nilai ekonomis dan menghindari terjadinya overall Re-design.’

Nilai Ekonomis?

Yang dinamakan redesign terhadap facility yang ‘mature operated/ aging operated’ semacam VICO Indonesia yang lebih 25 tahun beroperasi melakukan redesign tidak selalu lebih mahal kok
dan ini terbukti kala kita melakukan rejuvenate Badak Gas Plant. Hasilnya… Nilai proyek redesign ini kira kira hanya 25% dari membuat proyek serupa (brand new design). Saya kira Mas Bandung musti melihat konteks nya terlebih dahulu.
dari hasil pemeriksaan terjadi minor defect pada peralatan kami yang usianya sudah lebih dari 10 tahun tersebut dan masih robust dan reliable buat digunakan lagi…
Sebenarnya ekonomis atau tidaknya suatu project redesign, itu sangat tergantung pada design awal dari plant tersebut, jika desain awal memang dibikin dengan gaya cowboy dan asala asalan tentunya konteks yang Mas Bandung ungkapkan benar.
Tapi tentu saja ada yang bisa diperbuat untuk plant plant semacam ini… yakni Mnagement of Change yang benar…
yang didalamnya menyangkut pula process Hazard Analysis…
Kasus yang sama pernah diterapkan saat satu KPS membeli equipment dari KPS lain… lebih murah tentu saja…asal SIL nya di tempat yang baru tidak asal asalan saya yakin semuanya bisa memuaskan….

Overall design??

Overall tidak selalu harus dilakukan…. yang benar benar harus dilakukan adalah overall inspection… ngapain melakukan desihgn baru kalau ternyata peralatan yang bersangkutan masih reliable dan robust… buang buang duit ..
dalam kasus VICO sendiri, seperti saya nyatakan di awal, terdapat juga kerusakan2 kecil semisal impeller pompa yang sudah substandar, pembersihan total bagian dalam tangki dan beberapa perubahan kecil lain yang sangat jauh lebih murah di banding membeli barang baru. Pun, untuk kerusakan kerusakan kecil ini tidak perlu meredesign kok…
cukup dengan comply terhadap standard design yang dipakai…

Banyak kasus didunia, PHA terhadap aging facility tidak lantas diikuti dengan redesign total…
demikian pula untuk UNOCAL rasanya terlalu dini untuk mengatakan harus redesign total sebelum PHA dilakukan terlebih dahulu… bahkan setelah PHA dilakukan (masuk dalam step langkah langkah Process Safety Management c.q Management of Change) tidak lantas harus merujuk pada redesign… lha kalau, belum PHA sudah punya tujuan untuk melakukan redesign total (dalam kasus ini electrical system) yah PHA nya saya ragukan…
PHA itu tujuan utamanya adalah untuk memetakan Bhaya bahaya process yang muncul pada fasilitas yang dianalysis… bukan bertujuan untuk merubah faciltas tersebut!!!!!!!

Maaf Mas Bandung, dissenting opinion saya menunjukkan lakukan PHA terlebih dahulu baru beri komentar macam macam, teriak teriak ama manajemen… dst dst…
kasar halusnya argumen saya, saya minta maaf.

Tanggapan 7 – cempaka3

Mas Garongku sayang yang kutangkap pula maaf nya …?@#$!
Aku kok nggak ngeliat adanya Dessenting Opinion tuh ….?!!! Yang kulihat kok malah adanya tambahan info & data dari ‘berisik bangetku’ tercinta yang ternyata lebih membuat opinion synergi yang lebih kentel tuh….he … he .. he … !!!

Saat hazard analaysis workshop, si facilitator harus pandai2 melakukan facilitasi agar work shop benar2 di lakukan untuk menemukan ‘Potential Hazard Event’ dan bukan menemukan faktor2 untuk melakukan re-design. Karena biasanya pada saat Work shop akan selalu ada kecenderungan terjadinya diskusi yang sedikit ‘hot’ gitu, yang sering menjebak kita kedalam opini kuat peserta work shop untuk melakukan re-design. Nah ….. Kalau sudah terjebak di diskusi yang hot gitu, seringkali susah dihindari adanya finding yang mengarah pada re-design dan bukan mengarah pada potential hazard event nya.

Dan sesuai pendapat kita, setelah PHA selesai … barulah dilihat secara menyeluruh hasil PHA itu. Kalau memang re-design itu ternyata lebih ekonomis … ya apa boleh buat. Di kasus nya Akang Ardian Negkono & negkene ….. hasil preliminary PHA nya ternyata ada yang mengarah ke redesign dan ada juga yang mengarah ke improvement saja. Kebetulan utk kasus re-design nya beliau ini …. kok agak menghawatirkan dari segi ekonomisnya. Jadi perlu dicari option utk mitigasi yang lebih baik. Nah hasil evaluasi prelminary PHA nya Mas Ardian ini juga masih panjang jalanya … karena masih perlu analysa mendetail tentang
pilihan mitigasinya .. dan juga masih perlu dilihat lagi ekonimic figurenya.

Tuh khan … lebih kentel synergi nya khan …??!!!!