Proses removal CO2 dan H2S pada umumnya menggunakan
metoda adsorpsi, absorbsi, reaksi kimia atau pun
penggabungan dari ketiga metoda tersebut dan juga
metoda membrane. Solvent yang digunakan dapat dibagi
dalam chemical solvent atau pun physical solvent.
Prinsip methoda chemical solvent adalah mengandalkan
reaksi kimia antara CO2 dengan reagent chemicalnya
(Contoh : DEA, MEA,Iron Sponge, ZnO, DGA, Hot
Pottasium Carbonate, dst). Sementara yang physical
solvent mengandalkan kelarutan CO2 atau H2S dalam
media adsorpsi. Untuk membrane, sekarang masih cukup
ekonomis untuk proses yang mentreat gas sampai sekitar
10 MMscfd.

Tanya – Agus Pratomo

Bapak2 dan prens sadayana,

Jika ada yg sudi berbaik hati,
saya membutuhkan tambahan data, info,pengalaman dan pengetahuan
mengenai CO2 removal equipment utk menangani gas
sekelas 20 – 40 MMscfd dgn 25 % CO2 + 45 ppm H2S

Apakah mumpuni menggunakan jenis membran, atau lari ke Ethanol
Amine, Sulfolane atau Carbonate system atau system lain,
mengingat suhu gasnya sekitar 350 an Farenheit & 750 an psig.
Kemudian material dibhg tsb, spt perpipaan apakah hrs duplex SS
atau apakah cukup dgn Inconnel atau cukup Cr (Ferritic SS seri 4 sekian).

Dan apalagi yg perlu diperhatikan utk menghandel gas yg sak-uwah2 panasnya.

Jika bisa disupport oleh budget price utk CO2 removalnya…walah..

akan sangat terima kasih banget2.

Tanggapan 1 – Ary Retmono

Pak Agus,

Saya copy-paste-kan jawaban rekan saya, Robert
Komensen, yg kebetulan belum gabung di milis Migas.

Mdh2an menjawab. Kalau mau berjapri silahkan ke :

rkomensen@unocal.com

—————–

Proses removal CO2 dan H2S pada umumnya menggunakan
metoda adsorpsi, absorbsi, reaksi kimia atau pun
penggabungan dari ketiga metoda tersebut dan juga
metoda membrane. Solvent yang digunakan dapat dibagi
dalam chemical solvent atau pun physical solvent.
Prinsip methoda chemical solvent adalah mengandalkan
reaksi kimia antara CO2 dengan reagent chemicalnya
(Contoh : DEA, MEA,Iron Sponge, ZnO, DGA, Hot
Pottasium Carbonate, dst). Sementara yang physical
solvent mengandalkan kelarutan CO2 atau H2S dalam
media adsorpsi. Untuk membrane, sekarang masih cukup
ekonomis untuk proses yang mentreat gas sampai sekitar
10 MMscfd.

Proses operasi dari CO2 atau H2S removal membutuhkan
pressure yang tinggi dan suhu yang rendah untuk
mempertinggi kemampuan penyerapan CO2 dan H2S ke dalam
larutan chemical solvent atau physical solvent. Pada
pressure yang tinggi dan suhu yang rendah, gas akan
cenderung berada dalam kondisi setimbang fase cair,
dengan demikian CO2 atau H2S akan berpindah dari gas
ke solvent.

Dalam pemilihan proses acid gas sweetening, beberapa
parameter harus dilihat. Yang paling penting antara
lain:

Berapa konsentrasi awal Co2 atau H2S dalam feed gas

Berapa derajat pemisahan yang diinginkan (konsentrasi akhir) Flow rate, temperature dan pressure.

Pemisahan hanya CO2 atau H2S atau kedua-duanya.

Kehadiran heavy hydrocarbon dan aromatic dalam gas.

Data di bawah masih sangat kurang untuk bisa
menentukan proses mana yang harus kita pilih. Tapi
untuk quick review berdasarkan tekanan parsial CO2
awal maka proses seperti amine, carbonates, sulfinol
akan tidak terlalu cocok untuk proses removal CO2 dan
H2S mengingat tekanan parsial CO2 awal berkisar di
atas 180 psi. Oleh karena itu, proses yang paling
cocok mungkin sekitar physical solvents process.
Beberapa physical solvent process yang ada merupakan
patent, a.l. Fluor Solvent Process, Selexol Process,
Rectisol Process, dll. Mungkin harus dikonsultasikan
ke engineering company.

Material yang tahan korosi diperlukan juga karena
tekanan parsial CO2 yang lumayan tinggi dan juga suhu
gas yang panas.

Demikian info.

Tanggapan 2 – Sutrisno@Kvaerner

Saya jadi ingat dengan Project sejenis milik Pertamina Daerah Operasi Hulu Cirebon.

Dimana lokasi plant yang akan dibangun di Subang.

Kalau tidak salah ingat, kondisi feed dibawah hampir sama dengan yang di Subang.

Kondisi di Subang 23% CO2, (mungkin) 50 ppm H2S dan temperature hampir sama hanya pressure mungkin lebih rendah.

Saat ini, project masih jadi rebutan antara IKPT dan Rekayasa.

Dari segi initial investment untuk teknologi, system membrant akan relative jauh lebih tinggi, karena proses ini diperlukan kompressor & (mungkin) heater.

Mungkin perbandingannya 50 – 60 % lebih tinggi dari system Amine.

Tanggapan 3 – Cahyo Hardo

Sudahkah dilakukan preliminary process simulation?

Mungkin bisa menolong. Kalau data terlalu kasar, alat
yang satu ini lumayan membantu looh…

Tanggapan 4 – Ganapati Sjastri Satyani

Pak Agus,

Ini ada masukan juga dari teman sejawat saya yang baru melihat microcell LNG di Perth. Mengenai CO2 removal dia menulis:

Gas alam dari kepala sumur bisa langsung dimasukkan dalam unit mini LNG Plan.

Unitnya sendiri terdiri dari 2 kolom, kolom pertama terbuat dari safir buatan menggunakan teknologi controlled freeze zone, disini CO2, H2S, atau fraksi gas lain yang lebih berat seperti C3 dan C4 akan membentuk padatan dan dikeluarkan dari kolom, untuk CO2 yang cukup banyak, dry ice yang terbentuk dapat langsung dimanfaatkan.

Di kolom kedua gas metana yang sudah mencair tapi belum sempurna (-112 oC) dicairkan lagi sampai suhu -160 oC membentuk LNG menggunakan refrigeran campuran.

Tanggapan 5 – Hemi RH Midjaya

Tahun 1995-1998 saya pernah mengerjakan Design
Engineering untuk CO2 Removal dan Glycol Dehyderation
Package, namun saya tidak memahami keseluruhan proses
kimianya karena di handle oleh Consultant Engineering
dari Kanada (Mc Donnald Engineering), saya hanya
menangani Instrument Design saja. Namun mungkin akan
saya coba menjelaskan garisan besar dari apa yang saya
ingat.

Design Flowrate Feed Gas 44 mmscfd, Design Pressure
300 Psig. Feed Gas diambil dari Gas Scrubber yang di
alirkan ke CO2 Removal System (Absorber).

Berikut filosofi sederhananya:

Cairan Amine yang bersih (Light Amine) di salurkan ke
Absorber (V01)untuk menangkap CO2 dengan system
destilasi (trays) Gas yang dialirkan melalui bagian
bawah (V01) harus merayap ke atas melalui Trays yang
didalamnya dialirkan amine dengan titik jenuh minimum
yang mengalir dari atas ke bawah, setelah melalui
trays ini Light Amine menjadi terkontaminasi dengan
CO2 menjadi Heavy Amine, selanjutnya Heavy Amine dari
Amine Outlet V01 ini dialirkan ke SISTEM PEMANAS (Bisa
menggunakan Electric Heater atau Hot Oil System) namun
sebelum mencapai pemanas, Heavy amine ini akan
dipanaskan dahulu dengan Heat Exchanger (E02), Setelah
itu baru masuk ke Sistem pemanas, dari sistem pemanas
Heavy Amine ini akan mencapai titik Jenuh, sehingga
begitu sampai di Amine Feed/Separator (V03, Maaf
Description dari Equipment ini saya lupa, namun
Equipment ini berfungsi untuk menambah feed Amine
sekaligus pemisah Co2 dari Amine), dikarenakan Heavy
Amine dalam kondisi limmit titik Jenuh (Maaf saya lupa
value dari kondisi ini). maka CO2 akan berubah kembali
menjadi Gas dan terpisah dari Cairan Amine sehingga
Outlet Amine dari Equipment tersebut menjadi Light
Amine, Light Amine ini di salurkan ke Heat Exchanger
(E02), Singkatnya di dalam Heat Exchanger ini Heavy
Amine di panaskan dan Light Amine didinginkan sebelum
betul-betul didinginkan oleh Amine Cooler (E04), Light
Amine yang telah melalui Amine Cooler(E04) dialirkan
ke Absorber (V01) dari atas
untuk menangkap CO2 dari aliran Gas yang merayap dari
bawah V01 keatas melalui Trays (Sistem Destilasi).

Untuk Dehyderation Package prosesnya hampir mirip
hanya berbeda media dan value, medium yang digunakan
adalah Glycol.

Adapun Seleksi Material mulai dari perpipaan sampai ke
Steel Support menggunakan Stailess Steel.

Mohon maaf sebesar-besarnya untuk para senior saya dan
juga spesialist CO2 Removal, tiada maksud untuk
menggurui, ini merupakan media berbagi pengalaman,
mohon maaf apabila saya salah menganalisa kejadian,
mudah-mudahan tidak menyesatkan. Karena selain
pekerjaan itu sudah sekian lama berlalu, ditambah lagi
sekarang pekerjaan saya sudah berada di luar MIGAS
(Pabrik Kertas) jadi banyak lupanya, harap maklum.