Kandungan Air (Water Content) dalam Gas Hidrokarbon

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 P & T terbentuknya hidrat

Pada umumnya kelarutan gas dalam fasa air sangat rendah pada kebanyakan tekanan dan suhu operasi fasilitas minyak & gas sehingga efeknya kurang diperhatikan, sedangkan kandungan air 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 jenuh dalam gas alam merupakan keahlian kritikal yang harus dikuasai oleh seorang Process Engineer karena berkaitan dengan pemahaman mengenai spesifikasi produk gas yang disyaratkan oleh pembeli, selain beberapa isu yang berhubungan dengan disain fasilitas pemrosesan gas (dehydration) dan hydrate formation.

Dengan membandingkan water content pada berbagai kondisi tekanan dan temperature operasi (P-ops & T-ops) memberikan banyak kegunaan, yaitu:

  1. Menentukan water loading atau air yang harus dihilangkan di unit Dehidrasi untuk mencapai spesifikasi gas jual
  2. Menentukan jumlah air yang telah terkondensasi sebagai cairan (aqueous phase) sebagai akibat perubahan P-ops & T-ops di inlet dan outlet peralatan/pipeline. Adanya freewater 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 dop
  • 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 350 psig dan 110 degF dengan flow rate 80 MMscfd.

a). Iterasi HYSYS dengan pseudo Mixer & Separator

Step 1: Input komposisi dry gas, set kondisi operasi 350 psig, 110 degF, 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 110 degF (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:

Sehingga water content = (604.9 lb/hr * 24 hr/day) / 80.3 MMscfd = 181 lb/MMscf

 

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, 110 degF, dan 80 MMscfd

Step 2 : Tambahkan extension dengan cara mengakses Flowsheet – Add Operation – Extension – Saturate with Water

Step 3 : Tambahkan inlet dan outlet stream

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 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 < 300 degF, 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,

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.

Tentukan kandungan water content gas diatas jika natural gas mengandung 5% H2S dan 20% CO2.

Step 1: Tentukan mole% H2S equivalent = 5 + (0.7 * 20) = 19%

Step 2: Tentukan rasio water dalam sour gas terhadap sweet gas pada 350 psig dan 110 degF

Rasio = 1.05

Step 3: Water content sour = 1.05 * 174 =  182.7 lb/MMscf

Add a Comment

Your email address will not be published. Required fields are marked *

error: Content is protected !!