Pengetahuan mengenai ‘gas-water system’ wajib dimiliki oleh seorang Process Engineer untuk diterapkan baik pada tahap engineering maupun operasional suatu fasilitas produksi. Ada 3 hal yang perlu diperhatikan dalam ‘gas water system’ di pengolahan gas hidrokarbon yaitu:
- Jumlah air yang terkandung dalam gas.
- Jumlah gas terlarut dalam air
- Kondisi Pressure & Temperature terbentuknya hidrat
Pada umumnya kelarutan gas dalam fasa air (water) sangat rendah pada
kebanyakan tekanan dan suhu operasi fasilitas minyak & gas sehingga efeknya
kurang diperhatikan, sedangkan kandungan air (water) dalam gas sangat bervariasi dimana
tingkat kelarutannya meningkat dengan kenaikan temperatur dan penurunan
tekanan. Hampir semua free-water sudah dapat dipisahkan setelah separator atau
wellhead, namun sebagian air masih terkandung dalam fasa gas dalam bentuk uap
air. Jumlah air dalam gas yang dimaksud dalam pembahasan ini adalah air dalam
fasa uap (uap air).
Penentuan kandungan uap air (water vapor) jenuh dalam gas alam merupakan
keahlian kritikal yang harus dikuasai oleh seorang Process Engineer karena
berkaitan dengan pemahaman mengenai spesifikasi produk gas (sales gas) yang disyaratkan
oleh Buyer atau Pipeline Operator, selain beberapa isu yang berhubungan dengan disain fasilitas
gas processing (dehydration) dan isu hydrate formation.
Dengan membandingkan water content pada berbagai kondisi tekanan dan temperature operasi (P-ops & T-ops) memberikan banyak kegunaan, yaitu:
- Menentukan water loading atau jumlah air yang harus dihilangkan di unit Dehydration untuk mencapai spesifikasi sales gas
- Menentukan jumlah air yang telah terkondensasi dalam bentuk cairan (aqueous phase) sebagai akibat perubahan P-ops & T-ops di inlet dan outlet peralatan/pipeline. Adanya free-water akan menyebabkan problem yang serius diantaranya:
- resiko terbentuknya hydrate yang menyebabkan penyumbatan aliran
- kondensasi air sepanjang pipa yang dapat menimbulkan masalah slug dan mengakibatkan naiknya pressure drop
- masalah korosi-erosi terutama apabila ditemukan kandungan acid gas
Penentuan Water Content dengan HYSYS
Komposisi gas dari wellhead yang diberikan oleh reservoir
engineer biasanya disajikan dalam bentuk dry gas. Aktualnya gas dalam reservoir
mengandung sejumlah air karena pada awalnya volume pori batuan reservoir terisi
oleh air, kemudian hidrokarbon yang terbentuk akan bermigrasi ke dalam
reservoir dan mengambil alih ruang yang ditempati air. Dengan demikian gas
hidrokarbon telah berkontak dengan connate water (air tanah yang tersimpan
dalam batuan sedimen) selama jutaan tahun sehingga dapat diasumsikan bahwa gas
di dalam reservoir sudah jenuh dengan uap air.
Untuk itu komposisi dry gas tersebut perlu dijenuhkan dengan
air, estimasi jumlah air jenuh dalam gas pada tekanan (P) & temperature (T)
tertentu dapat disimulasikan dengan HYSYS. Terdapat 2 cara penentuan water
content dengan program simulasi HYSYS yaitu dengan : (1) Iterasi (2) HYSYS
extension (Saturate with Water).
Sebagai contoh kita tinjau komposisi gas (dry gas composition) di bawah ini pada tekanan 350 psig dan temperatur 110oF dengan flow rate 80 MMscfd.
a). Iterasi HYSYS dengan pseudo Mixer & Separator
Step 1: Input komposisi dry gas, set kondisi operasi 350 psig, 110oF, dan 80 MMscfd.
Step 2: Gabung stream dry gas dengan water (100%-mole H2O)
pada P & T yang sama. Temperatur pada mixed stream akan mengalami penurunan
akibat energy balance.
Step 3 : Pasang pseudo heater (E-100) dan adjust temperature di mixed stream menjadi 110oF (sesuai kondisi awal) dengan mengubah heat duty.
Step 4 : Tambahkan separator (Pseudo Sep) untuk memisahkan gas dengan liquid.
Step 5: Mass rate di feed water (stream Water 1) diubah sedemikian rupa sehingga didapatkan fasa
aqueous di liquid outlet separator (stream
Liquid 1). Sebagai alternatif, hal ini bisa dilakukan dengan penambahan adjuster.
Informasi water content dapat ditemukan pada stream wet gas yaitu
mass flow rate untuk komponen water:
Gambar 2. Screenshot Stream Composition (Mass Basis)
b). HYSYS extension (Saturate with Water)
Extensi Saturate with
water harus ditambahkan secara manual dengan cara download extension
kemudian buka program HYSYS – Tools – Preferences – Register an Extension.
Cara ini sangat mudah dilakukan dengan langkah sbb:
Step 1: Input komposisi dry gas, set kondisi operasi 350 psig, 110oF, dan 80 MMscfd
Step 2 : Tambahkan extension dengan cara mengakses Flowsheet
– Add Operation – Extension – Saturate with Water
Step 3 : Tambahkan inlet dan outlet stream
Gambar 3. Screenshot Unit Ops HYSYS extension (Saturate with Water)
Informasi water content ditunjukkan dalam unit ops ‘Saturate
with Water’ yaitu sebesar 181.2 lb/MMscf
Penetuan Water Content dengan Grafik
Selain penentuan dengan menggunakan simulator HYSYS, water
content dapat diperkirakan dengan menggunakan korelasi empiris yang telah
dituangkan dalam bentuk grafik.
Terdapat beberapa korelasi yang tersedia untuk penentuan water content dalam gas diantaranya sebagai berikut:
- Korelasi Mc Ketta & Wehe (1958), Katz et al (1959), Bukacek (1990), Ning et al (2000) untuk sweet gas
- Maddox (1988), Robinson et al (1980), Wichert & Wichert (2003) untuk sour gas yaitu gas yang mengandung CO2 dan H2S.
Water Content pada Sweet Gas
Korelasi yang lazim digunakan untuk penentuan water content dalam sweet gas adalah grafik yang dipublikasikan oleh McKetta & Wehe tahun 1958. Grafik ini kemudian direproduksi pada berbagai publikasi dan tercantum dalam GPSA chapter 20. Berdasarkan grafik di di bawah ini, dengan jelas dapat terlihat bahwa water content atau kelarutan air dalam gas akan meningkat dengan kenaikan temperatur dan penurunan tekanan. Pengaruh kandungan garam dalam air (salt content in water) diplot dalam grafik kecil yang menunjukkan faktor koreksi yang menyebabkan penurunan water content. Pendekatan melalui grafik ini hanya berlaku untuk system gas dengan P < 10,000 psi, 50 < T < 300oF, 0.6 < SG < 1.8 dan salinitas <3%.
Dengan menggunakan
grafik untuk kondisi gas di atas maka akan diperoleh water content,
W = 185
lb/MMscf
Faktor
koreksi untuk gas dengan MW 18,
Cg = 0.99
Sehingga
diperoleh,
Water
content = 0.99 * 185 = 183 lb/MMscf
Pengaruh Salt Content terhadap Kelarutan Air dalam Gas
Semakin tinggi kadar garam dalam air yang berkontak dengan
gas hidrokarbon maka akan semakin rendah water content gas tersebut. Faktor
koreksi yang disebabkan salt content ditunjukkan pada suplemen grafik McKetta
Wehe di atas,
Gambar 6. Koreksi Salt Content McKetta & Wehe
Asumsi gas berada dalam kesetimbangan dengan 2% brine, maka diperoleh
faktor koreksi:
Cs = 0.95
Water content perlu dikoreksi dengan adanya kadar garam
dalam air menjadi,
Water content = 0.95 * 183= 174 lb/MMscf
Water Content dalam Sour Gas
Wichet and Wichet telah mempublikasikan pembaruan grafik
baru sebagai koreksi dari grafik McKetta Wehe untuk penentuan water content
pada sour gas.
Gambar 7. Wichet & Wichet Plot
Tentukan water content pada gas diatas jika natural gas
mengandung 5% H2S dan 20% CO2.
Step 1: Tentukan mole% H2S equivalent = mole% H2S + 0.7 x mole% CO2 = 5 + (0.7 * 20) = 19%
Step 2: Tentukan rasio water dalam sour gas terhadap sweet
gas pada 350 psig dan
Rasio = 1.05
Step 3: Water content dalam sour gas = 1.05 * 174 = 182.7 lb/MMscf
No comments:
Post a Comment