Gas Alam dan Sumberdayanya

Komposisi

Gas alam seperti juga minyak bumi adalah bahan bakar fosil yang merupakan senyawa hidrokarbon (C_nH_2n+2) dan terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N₂, CO₂ dan H₂S. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan (CH₄₎, dan dapat juga etan (C₂H₆₎ dan propan (C₃H₈₎.

Gas alam yang didapat dari dalam sumur bumi, biasanya bersama dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas non associated. Setelah dikeluarkan kepermukaan bumi, gas diproses untuk menghilangkan impurities seperti air, gas-gas lain, pasir dan senyawa lain. Beberapa gas hidrokarbon seperti propan (C₃H₈) dan butan (C₄H₁₀) dipisahkan dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa yang jauhnya dapat mencapai ribuan kilometer. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk murni dan gas alam yang dikirim tersebut merupakan ‘dry gas’.

Nama Gas	Senyawa	komposisi
Metana	CH₄	70-90%
Etana	C₂H₆	0-20%
Propana	C₃H₈
iso-Butana	IC₄H₁₀
normal-Butana	nC₄H₁₀
iso-Pentana	IC₅H₁₂
normal-Pentana	nC₅H₁₂
Karbondioksida	CO₂	0-8%
Oksigen	O₂	0-0.2%
Nitrogen	N₂	0-5%
Hidrogen Sulfida	H₂S	0-5%

Tabel 1 Komponen Gas Alam

Reaksi Pembakaran

Sebagai contoh pembakaran, gas yang digunakan adalah metan. Metan adalah molekul yang dibentuk oleh satu atom karbon dan empat atom hidrogen sebagai CH₄. Pembakaran gas metan terjadi secara kimiawi yaitu dengan terjadinya reaksi antara metan dan oksigen yang hasilnya berupa karbon di-oksida (CO₂), air (H₂O) ditambah sejumlah besar energi (energi sebagai pemicu terjadinya pembakaran), sebagaimana persamaan berikut :

CH₄[g] + 2 O₂[g] --------> CO₂[g] + 2 H₂O[50] + 891 kJ

Untuk analisa lanjut jumlah energi yang terkandung dalam tiap jumlah tertentu dari gas alam ini dapat di analisa secara teoritis dengan memberikan asumsi dasar bahwa gas tersebut adalah gas ideal.

PV = nRT

U = c_v nRT

Dimana:

P : tekanan R : konstanta gas 8.314 J K^-1mol^-1

V : volume T : temperature absolut

n : jumlah gas dalam mol c_v : konctanta volumetrik

Proses Pemisahan Gas Alam

Untuk mendapatkan gas alam yang dapat digunakan dan didistribusikan maka gas alam tersebut melalui beberapa proses secara umum yaitu:

Purifikasi (pemurnian)
Separasi (pemisahan)
Liquefaction (pencairan) untuk gas yang didistribusikan dalam bentuk cair

Komposisi gas alam bervariasi antara lokasi yang satu dengan lokasi yang lain. Karena itu spesifikasi produk gas alam biasanya dinyatakan dalam komposisi dan kriteria performansi-nya. Kriteria-kriteria tersebut antara lain : Wobbe Number, Heating Value, inert total, kandungan air, oksigen, dan sulfur. Wobbe Number dan Heating Value merupakan kriteria dalam pembakaran, sedangkan kriteria lain terkait dengan perlindungan perpipaan dari korosi dan plugging.

Istilah purifikasi dan separasi sendiri mengacu pada proses yang terjadi. Jika removal H₂S dalam jumlah kecil, maka proses bisa disebut dengan purifikasi. Akan tetapi jika jika H₂S yang hendak dihilangkan ada dalam jumlah besar dan akan dikonversi menjadi elemental sulfur yang mempunyai nilai jual, maka proses yang terjadi dikategorikan sebagai separasi. Overview dari material yang ada dalam natural gas bisa dilihat pada gambar berikut :

Gambar 1. Material dalam Pemrosesan Gas Alam

PROCESS OVERVIEW

Blok diagram pemrosesan gas alam secara umum ditunjukkan pada gambar berikut :

Gambar 2. Skema pemrosesan gas alam

1. Compression

Tekanan memainkan peranan yang sangat penting dalam industri gas, khususnya dalam transportasi perpipaan, baik dari field menuju gas plant ataupun dalam transport sales gas. Stream yang melibatkan proses kompresi antara lain :

1.Gas dari Inlet Receiving. Untuk memaksimalkan recovery liquid maka gas harus bertekanan antara 850 – 1.000 psi (60 – 70 bar) ketika memasuki bagian hydrocarbon recovery. Tetapi gas cukup bertekanan 600 – 650 psi jika hanya propane dan komponen lebih berat yang akan direcovery

2.Gas dari Vapor Recovery. Pada umumnya merupakan gas bertekanan rendah yang akan dikompresi untuk proses hydrocarbon recovery

3.Gas keluar dari bagian Hydrocarbon Recovery dan menuju pipeline. Untuk gas plant yang memproses gas dengan flow yang lebih besar dari 5 MMscfd, biasanya digunakan turboexpander untuk pendinginan gas. Outlet kompresi tambahan biasanya juga diperlukan agar gas memenuhi spesifikasi tekanan pada perpipaan

Pengeluaran terbesar dalam pendirian gas plant baru adalah unit kompresi ini. Setidaknya 50-60 % Total Installed Cost dihabiskan untuk unit ini. Selain itu, ongkos maintenance terbesar juga dihabiskan untuk kompresor.

Secara umum, kompresor dikategorikan menjadi dua jenis yaitu positive displacement dan dynamic compressor. Perbedaan mendasar dari dua jenis kompresor ini adalah positive displacement copressor merupakan volume displacement device yang meningkatkan tekanan dengan jalan menurunkan volume. Sedangkan dynamic compressor merupakan pressure/pum head device yang performansinya tergantung pada aliran dan kebutuhan tekanan pada sisi outlet. Dynamic compressor merubah kecepatan gas (energi kinetik) menjadi tekanan.

Pembagian kompresor secara detail bisa dilihat pada skema berikut :

Gambar 3. Pembagian Kompresor

Sedangkan termodinamika kompresor bisa dilihat secara detail pada buku-buku Thermodinamika.

2. Gas Treating

Unit gas treating merupakan unit reduksi ‘acid gas‘ karbon dioksida (CO₂) dan hidrogen silfida (H₂S) agar memenuhi spesifikasi proses dan menghindari permasalahan korosi dan plugging.

Hidrogen sulfida sangat beracun, dengan adanya air maka akan membetuk asam lemah dan korosif. Nilai Threshold Limit Value (TLV) gas ini adalah 10 ppmv. Pada konsentrasi yang lebih besar dari 1.000 ppmv akan menyebabkan kematian dalam hitungan menit. Ketika konsentrasi H₂S di atas level ppmv, maka senyawa sulfur yang lain akan muncul seperi karbon disulfida (CS₂), mercaptan (RSH), dan sulfida (RSR).

Karbon dioksida bersifat non-flammable dan dalam jumlah yang besar sangat tidak diharapkan dalam fuel. Seperti halnya H₂S, dengan adanya air maka karbon dioksida akan membentuk asam lemah dan bersifat korosif.

Proses reduksi gas asam yang biasa digunakan pada umumnya diklasifikasikan menjadi :

Solvent absorption (Chemical, Physical, dan Hybric)

Pemilihan proses yang digunakan harus memperhatikan hal-hal sebagai berikut :

Jenis dan konsentrasi impuritis dan komposisi hidrokarbon pada sour gas. Misalnya COS, CS₂, dan mercaptan dapat mempengaruhi desain fasilitas gas dan liquid treating. Pemilihan penggunaan physical solvent cenderung menyebabkan larutnya hirdrokarbon berat, dan dengan adanya senyawa berat dalam jumlah yang cukup besar ini menyebabkan kecenderungan pemilihan chemical solvent.
Temperatur dan tekanan sour gas. Gas asam dengan tekanan parsial tinggi (50 psi/3,4 bar) disarankan untuk menggunakan psysical solvent, sedangkan untuk tekanan parsial yang rendah disarankan penggunaan amina.
Spesifikasi outlet gas
Volume gas yang akan diproses
Spesifikasi gas residue, acid gas, dan liquid product
Selectivity acid gas removal
Faktor biaya kapital dan operasi
Kebijakan/standar lingkungan, yang meliputi peraturan mengenai polusi udara dan bahan kimia berbahaya

3. Gas Dehydration
Dehydration sangat penting dalam tiga aspek :

Gas Gathering. Air harus dihilangkan untuk mengurangi korosi perpipaan dan mengurangi penyumbatan pipa (line blockage) karena pembentukan hidrat. Dew point air haruslah lebih rendah daripada temperatur perpipaan terendah untuk mencegah terbentuknya air.
Product dehydration. Baik produk gas dan liquid memiliki spesifikasi kandungan air (water content) tersendiri. Sales gas dari plant biasanya dalam kondisi kering jika digunakan cryogenic hydrocarbon liquid recovery. Kebanyakan dari spesifikasi produk mensyaratkan free water content (Engineering Data Book, 2004a). Dengan demikian, kandungan air maksimum dalam sales gas adalah 4 – 7 lb/MMscf (60 – 110 mg/Sm³). Untuk liquid, kandungan air adalah 10 – 20 ppmv
Hydrocarbon recovery. Kebanyakan plant gas alam menggunakan proses cryogenic untuk recovery fraksi C₂+ dari inlet gas. Jika gas asam dihilangkan dengan menggunakan proses penggunaan amina, maka gas yang keluar akan meninggalkan air dalam kondisi saturated (jenuh). Untuk mencegah terbentuknya hidrat dalam unit cryogenic ini, maka konsentrasi air hendaknya kurang dari 0,1 ppmv.

Kandungan air pada umumnya dinyatakan dalam beberapa cara :

Massa air per volume gas, lb/MMscf (mg/Sm³)
Temperatur dew point, ^oF (^oC)
Konsentrasi, parts per million by volume (ppmv)
Konsentrasi, parts per million by mass (ppmv)

Proses gas dehydration yang umum dipakai dalam industri gas adalah absorpsi, adsorpsi, dessicant, dan membran

Dalam proses absorpsi, pada umumnya digunakan absorbent ethylene glycol (EG), diethylene glycol (DEG), triethylene glycol (TEG), tetraethylene glycol (TREG), dan propylene glycol.

Sedangkan tiga tipe komersial adsorbent yang biasa digunakan adalah silica gel yang dibuat dari SiO₂, activated alumina (dari Al₂O₃), dan molecular sieve terbuat dari aluminosilicate.

4. Hydrocarbon Recovery

Salah satu stnadar dalam pipeline specification gas alam adalah kandungan siulfur dan air serta higher heating value yang harus berkisar antara 950 – 1.150 Btu/scf (35.400 – 42.800 kJ/Sm³).

Gas yang telah di-treating biasanya masih mengandung konsentrasi inert (N₂, CO₂) yang tinggi, selain itu heating value juga tinggi karena adanya fraksi C₂+. Hyrocarbon recovery section ini diperlukan untuk menurunkan kandungan fraksi C₂+ dan mengontrol dew point. Kontrol dew point juga diperlukan karena dikhawatirkan terjadi kondensasi proses karena temperatur atau pressure drop. Hal ini karena campuran gas alam mengandung hidrokarbon berat yang menunjukkan karakteristik yang disebut retrogade condensation yang ditunjukkan oleh diagram P-T berikut :

Gambar 4. Diagram P-T Retrogade Condensation

Envelope merupakan garis buble point-dew point campuran. Pada berbagai kondisi temperatur dan tekanan di luar envelope, campuran dalam kondisi 1 fase. Pada berbagai temperatur dan tekanan di dalam envelope maka campuran terdapat dalam 2 fase. Tiga point penting pada envelope adalah :

Cricondentherm, yaitu temperatur maksimum dimana dua fase terbentuk
Cricondenbar, tekanan maksimum dimana dua fase terbentuk
Critical point, temperatur dan tekanan dimana fase vapor dan liquid memiliki konsentrasi yang sama.

Proses dalam hydrocarbon recovery sangat bervariasi tergantung spesifikasi produk yang diinginkan, volume gas, komposisi inlet dan tekanan proses. Proses yang umum dijumpai dalam hydrocarbon recovery ini antara lain :

1. External Refrigeration : Propane refrigeration

External refrigeration memainkan peranan yang sangat penting dalam proses recovery hydrocarbon, digunakan untuk mendinginkan stream gas untuk recovery C₃+ dan untuk menurunkan temperatur gas pada stage berikutnya.

Siklus refrigerasi terdiri dari 4 tahapan sebagai berikut :

Gambar 5. Siklus refrigerasi

Gambar 6. Contoh propane refrigeration loop

Kompresi uap jenuh refrigerant (A) ke tekanan di atas tekanan uap pada temperatut ambient (B)Kondensasi ke C dengan pertukaran panas fluida pendingin
Ekspansi (biasanya menggunakan J-T valve) untuk mendinginkan dan refrigerasi ke D
Pertukaran panas dengan fluida yang akan didinginkan dengan evaporasi refrigerant ke A

2.Turboexpansion

3.Heat Exchanger

4.Fraksinasi

5. Nitrogen Rejection

Tiga metode yang sering dijumpai untuk removal nitrogen yaitu :

Cryogenic distillation
Adsorption
Membrabe separation

Perbandingan ketiga metode tersebut ditunjukkan dalam Tabel berikut :

Gambar 7 Perbandingan 3 Metode

6. Trace Component Removal

Sejumlah trace komponent dalam konsentrasi yang cukup tinggi bisa menurunkan kualitas produk dan menimbulkan permasalahan lingkungan. Komponen –komponen tersebut antara lain :

Hidrogen

Meski jarang sekali ada dalam konsentrasi yang besar, hidrogen tetap harus dihilangkan sehingga konsentrasinya menjadi serendah mungkin

Oksigen

Konsentrasi maksimum oksigen yang diperbolehkan adalah 1.0 % volume pada sales gas. Jika konsentrasi oksigen mencapai level 50 ppmv maka akan menimbulkan beberapa permasalahan sebagai berikut : menyebabkan korosi perpipaan dengan adanya air, bila bereaksi dengan amina pada proses gas treating akan membentuk garam yang stabil, bila bereaksi dengan glikol akan membentuk senyawa asam yang korosif, berekasi dengan hirokarbon selama proses high temperature regeneration akan membentuk air, yang akan mengurangi efektivitas dari proses ini, pada konsentrasi yang rendah, oksigen bisa dihilangkan dengan nonregenerative scavengers. Untuk konsentrasi yang lebih tinggi bisa digunakan metode katalitik.

Radon (NORM)
Arsenik
Helium
Merkuri
BTEX (benzene, toluene, ethylbenzene, dsan xylene)

7. Liquids Processing

8. Sulfur Recovery

9. Trasportation and Storage

Pada dasarnya sistem transportasi gas alam meliputi :

Transportasi melalui pipa salur.
Transportasi dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapal tanker LNG untuk pengangkutan jarak jauh.
Transportasi dalam bentuk Compressed Natural Gas (CNG), baik didaratan dengan road tanker maupun dengan kapal tanker CNG di laut, untuk jarak dekat dan menengah (antar pulau).

Emisi dan Efisiensi Gas Alam

Efisiensi pembakaran gas alam lebih tinggi daripada bahan bakar fosil lainnya, hal ini dikarenakan setiap bahan bakar yang terbakar berupa fase gas, jadi jika kita membakar minyak maka memerlukan energi untuk merubah menjadi gas baru terjadi proses pembakaran. Tidak seperti bahan bakar minyak dan batubara, emisi gas dari pembakaran gas alam jauh lebih rendah daripada bahan bakar fosil lain karena emisi Nitrogen Oksida (NOx), Sulfur Dioksida (SO₂), dan karbon yang dihasilkan jauh lebih rendah daripada standar emisi. Bahan bakar minyak dan batubara juga menghasilkan partikel debu ke udara. Tabel 2 adalah tabel tingkat emisi bahan bakar fosil dalam pon/miliar Btu dari input energi.

Polutan	Gas Alam	Minyak	Batubara
Karbondioksida (CO₂)	117.000	164.000	208.000
Karbonmonoksida (CO)	40	33	208
Nitrogen Oksida (NOx)	92	448	457
Sulfur Dioksida (SOx)	1	1.112	2.591
Partikel	7	84	2.744
Merkuri	0	0.007	0.016

Tabel 2 Tingkat Emisi Bahan Bakar Fosil (Pound/ Miliar BTU)

Ahmad subhan's_Blog

Sabtu, 03 November 2012