Artikel penelitian
Vol 14 No 2 (2020): Volume 14, Number 2, 2020
Studi penambahan etilena glikol dalam menghambat pembentukan metana hidrat pada proses pemurnian gas alam
Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada
Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada
Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada
Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada
Abstrak
Unit pengolahan gas dirancang untuk mengurangi sebagian besar senyawa pengotor seperti uap air, hidrokarbon berat, karbon dioksida, karbonil sulfida (COS), benzena-toluena-xilena (BTX), merkaptan, dan senyawa sulfur lainnya. Keberadaan senyawa tersebut dalam gas alam berbahaya karena mengganggu proses selanjutnya walaupun dalam jumlah sedikit. Untuk membersihkan gas alam dari senyawa pengotor, maka suhu operasi gas diturunkan menjadi -20 °F. Penurunan suhu operasi gas dapat menyebabkan pembentukan hidrat pada tekanan tinggi dan suhu rendah, pembekuan larutan etilena glikol (EG), dan pembentukan lapisan es pada permukaan chiller. Aspen Hysys 8.8 digunakan untuk memperkirakan berapa kecepatan alir dan konsentrasi larutan EG yang diinjeksikan ke gas alam. Model Peng-Robinson adalah model termodinamika yang diterapkan untuk penelitian ini. Hasil simulasi menunjukkan bahwa injeksi larutan EG dapat mengurangi pembentukan hidrat karena larutan EG menyerap uap air dalam gas alam. Kecepatan alir dan konsentrasi larutan EG divariasikan dari 20.000-2.000.000 lb/jam dan 80-90 % (%b/b). Saat pemisahan dilakukan pada suhu operasi -20 °F, konsentrasi larutan EG yang memenuhi syarat adalah 80-84 % (%b/b) dengan kecepatan alir larutan EG 900.000 lb/jam atau lebih. Jumlah ini sangat banyak dan kurang layak untuk dioperasikan. Penelitian difokuskan pada variasi suhu operasi. Peningkatan suhu operasi diikuti dengan pengurangan kecepatan aliran larutan EG secara signifikan yaitu menjadi sekitar 200.000 lb/jam. Alternatif proses diusulkan dengan berfokus pada penggunaan kecepatan alir larutan EG yang rendah dengan konsentrasi larutan EG sebesar 80 dan 85 % (%b/b). Simulasi dapat memprediksi konsentrasi pengotor yang keluar dari Dew Point Control Unit (DPCU). Konsentrasi BTX, hidrokarbon berat, merkaptan, dan COS yang mengalir keluar dari DPCU berturut-turut adalah 428,1 ppm, 378,4 ppm, 104 ppm, dan 13,3 ppm. Konsentrasi BTX dan hidrokarbon berat tersebut lebih besar dari standar minimum yang disyaratkan. Oleh karena itu, diperlukan pemasangan absorber untuk menyerap BTX dan hidrokarbon berat. Namun, kapasitas absorber akan jauh lebih kecil apabila dibandingkan dengan kondisi tanpa menurunkan suhu dan menginjeksikan oleh larutan EG.
Referensi
Alvarez, V. H., and Saldaña, M. D. A., 2012., Thermodynamic prediction of vapor–liquid equilibrium of supercritical CO2 or CHF3+ ionic liquids, J. of Supercritical Fluids, 66, 29-35.
Aspen Hysys Documentations, 2006, Aspen HYSYS property packages: overview and best practices for optimum simulation.
Bhattacharjeea, G., Choudarya, N., Barmechab, V., Kuswahaa, O. S., Panded, N. K., Chugd, P., Royc, S., and Kumara, R., 2019, Methane recovery from marine gas hydrates: a bench scale study in presence of low dosage benign additives, Applied Energy, 253, 113566.
Costa, G. M. N., Cardoso, S. G., Soares, R. O., Santana, G. L., and de Melo, S. A. B. V., 2014, Modeling high pressure vapor–liquid equilibrium of ternary systems containing supercritical CO2 and mixed organic solvents using Peng–Robinson equation of state, J. of Supercritical Fluids, 93, 82-90.
Farhadian, A., Varfolomeev, M. A., Kudbanov, A., and Gallyamova, S. R., 2019, A new class of promising biodegradable kinetic/anti-agglomerant methane hydrate inhibitors based on castor oil, Chem. Eng. Sci., 206, 507-517.
Filarsky, F., Schmuck, C., and Schultz, H. J., 2019, Development of a gas hydrate absorption for energy storage and gas separation – proof of concept based on natural gas, Energy Procedia, 158, 5367-5373.
Guo, P., Shen, X., Du, J., and Wang, Z., 2013, Hydrate formation conditions of natural gas with different content of carbon dioxide and inhibitors screening studies, Advance Materials Research, 781-784, 141-146
Hartanto, D., dan Triwibowo, B., 2014, Review model dan parameter interaksi pada korelasi kesetimbangan uap-cair dan cair-cair sistem etanol (1) + air (2) + ionic liquids (3) dalam pemurnian bioetanol, Jurnal Rekayasa Proses, 8 (1), 1-11.
Hemmingsen, P., V., Burgass, R., Pedersen, K., S., Kinnari, K., and Sørensen, H., 2011, Hydrate temperature depression of MEG solutions at concentrations up to 60 wt%, Experimental data and simulation results, Fluid Phase Equilib., 307, 175-179
Kelland, M., A., 2006, History of the development of low dosage hydrate inhibitors, Energy Fuels 20, 825-847.
Kim, H., Kim, J., and Seo, Y., 2020, Economic benefit of methane hydrate reformation management in transport pipeline by reducing thermodynamic hydrate inhibitor injection, J. Pet. Sci. Eng., 184, 106498.
Koh, C., A., 2002, Towards a fundamental understanding of natural gas hydrates, Chem. Soc. Rev., 31, 157-167
Lee, H., Lee, J., W., Kim, D., Y., Park, J., Seo, Y., T., Zeng, H., Moudrakovski, I., L., Ratcliffe, C., I., and Ripmeester, J., A., 2005, Tuning clathrate hydrates for hydrogen storage, Nature, 434, 743-746.
Long, S., Zhou, X., He, Y., Li, D., dan Liang, D., 2018, Performance of mixture of ethylene glycol and glycine in inhibiting methane hydrate formation, J. Nat. Gas Sci. Eng., 56, 1934-140.
Menezes, D. E. S., Filho, P. A. P., and Fuentes, M. D. R., 2020, Use of 1-butyl-3-methylimidazolium-based ionic liquids as methane hydrate inhibitors at high pressure conditions, Chem. Eng. Sci., 212, 115323.
Moshfeghian, M., 2012, Sour Gas Hydrate Formation Phase Behavior, on http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2012/12/sour-gas-hydrate-formation-phase-behavior/ (retrieved on Nov 26th, 2016).
Mutiara, T., Budhijanto, Bendiyasa, I M., dan Prasetya, I., 2016, A thermodynamic study of methane hydrates formation in glass beads, ASEAN Journal of Chemical Engineering, 16 (1), 15-20.
Nandari, Wibiana W., Praseto, I., dan Fahrurrozi, M., 2016, Thermodynamic analysis on methane hydrate formation in porous carbon, ASEAN Journal of Chemical Engineering, 16 (2), 08-20.
Nasir, Q., Suleman H., dan Elsheikh, Y. A., 2020, A review on the role and impact of various additives as promoters/ inhibitors for gas hydrate formation, J. Nat. Gas Sci. Eng., 76, 103211.
Sloan, E., D., 2003, Fundamental principles and applications of natural gas hydrates, Nature, 426, 353-363.
Sloan, E., D., and Koh, C., A., 2008, Clathrate hydrates of natural gases, 3rd edition, GRC Press, New York,
Sun, C., Li, W., Yang, X., Li, F., Yuan, Q., Mu, L., Chen, J., Liu, B., and Chen, G., 2011, Progress in research of gas hydrate, Chin. J. Chem. Eng., 19, 151-162.
Sun, T., Zhong, J., Chen, G., dan Sun, C., 2019, Enhanced depressurization for methane recovery from hydrate-bearing sediments by ethylene glycol pre-injection, Energy Procedia, 158, 5207-5212.
Tian, L., dan Wu, G., 2020, Cyclodextrins as promoter or inhibitor for methane hydrate formation, Fuel, 264, 116828.
Zenga, Y., Chena, J., Yua, X., Wanga, T., Denga, B., Zenga, F., dan Lia, J., 2020, Suppression of methane hydrate dissociation from sds-dry solution hydrate formation system by a covering liquid method, Fuel, 277, 118222.
