Teknologi gas sweetening

Teknologi gas sweetening dengan menggunakan alkanolamine atau amine untuk menghilangkan hidrogen sulfida (H₂S) dan karbon dioksida (CO₂) dari gas alam (natural gas)/gas hasil kilang (off gas) sudah lama diaplikasikan. Pertama kali larutan amine yang digunakan adalah Triethanolamine (TEA) yang ditemukan (dipatentkan) oleh R.R. Bottoms pada tahun 1930 dan menjadi larutan alkanolamine yang pertama kali dikomersialkan. Sejak tahun 1960 dan 1970 beberapa larutan amine telah digunakan, tetapi informasi yang dilaporkan masih terbatas dalam literatur yang menyangkut jenis amine yang mana yang paling cocok dan bagus diaplikasikan ke service tertentu. Banyak unit amine treating yang dioperasikan sangat tidak efisien dimana hal ini dapat dioptimasi dengan sedikit perubahan.

Larutan amine yang digunakan di kilang minyak secara garis besar meliputi 3 jenis : primer, sekunder dan tersier amine. Amine Primer yang langsung bereaksi dengan H₂S, CO₂ dan COS (carbonyl sulfide) yaitu Monoethanolamine (MEA) dan Diglycolamine (DGA) , amine sekunder yang langsung bereaksi dengan H₂S, CO₂ dan beberapa COS yaitu : Diethanolamine (DEA) dan Diisopropanolamine (DIPA) dan tersier amine yang bereaksi langsung dengan H₂S, bereaksi tidak langsung dengan CO₂ dan sedikit COS yaitu Triethanolamine (TEA) dan Methyldiethanolamine (MDEA). Konsep mixed/blended (gabungan) amine secara garis besar adalah gabungan dari MDEA dengan MEA/DEA, dideskripsikan oleh Polasek, Bullin dan Iglesias-Silva (1992). MDEA dipilih sebagai komponen mixed amine karena mempunyai beberapa keuntungan yaitu : vapor pressure rendah, total acid gas pick up tinggi, tidak mudah degradasi, sedikit korosif, memerlukan heat of reaction lebih rendah, selectivity terhadap H₂S tinggi ( dilaporkan oleh Blanc dkk 1982).

Pemilihan jenis absorbent dalam hal ini amine tergantung dari tujuan proses dan karakteristik dari tipe absorbent, antara lain selektivity untuk H2S, CO2, COS, pengendalian kandungan air di umpan gas, pengontrolan kandungan air di sirkulasi absorbent, cost, suplai absorbent, thermal stability, dll. Pemilihan absorbent juga ditentukan oleh kondisi operasi seperti tekanan dan temperature dari umpan gas, komposisinya, dan purity dari produk gas yang diinginkan serta penghilangan secara simultan gas H2S dan CO2 atau hanya selektif H2S dihilangkan. Secara garis besar proses gas treating dapat berdampak ke semua fasilitas pemrosesan gas termasuk pembuangan gas asam, sulfur recovery dehydration, absorbent recovery dll. Untuk proses tertentu, beberapa faktor dibawah ini perlu diperhatikan :

• § Peraturan mengenai polusi udara sehubungan dengan pembuangan H2S
• § Jenis dan konsentrasi dari impuritas dalam umpan gas
• § Spesifikasi dari produk gas (treated gas)
• § Temperature dan tekanan umpan gas / treated gas
• § Volume umpan gas yang akan ditreating (kapasitas unit)
• § Komposisi hidrokarbon dalam umpan gas
• § Selektivity gas yang akan dibuang
• § Sirkulasi larutan amine bisa diturunkan dengan pemilihan tipe amine yang tepat
• § Konsumsi energi
• § Permasalahan degradasi dan korosi

Kapasitas biasanya hal pertama yang menjadi bahan evaluasi untuk unit baru atau konversi/penggantian absorbent. Kapasitas sirkulasi larutan amine sebagai salah satu prinsip dasar dan kritikal dalam unit amine treating. Operator harus mengukur kekuatan (strength) dari larutan amine yang disirkulasi sehingga larutan tersebut mempunyai kapasitas yang cukup untuk menghasilkan produk gas yang diinginkan. Kekuatan larutan dicerminkan dari persen berat (%wt) larutan amine, sebagai contoh setiap mol H2S bereaksi dengan satu mol amine. Molaritas ( mol/liter ) merupakan ukuran aktual dari kekuatan amine. Pemilihan tipe amine secara garis besar berubah setelah beberapa tahun. Sampai dengan tahun 1970-an, MEA merupakan pilihan utama untuk gas treating. Pada tahun 1975, pemilihan tipe amine berubah dari MEA ke DEA , dan 10 tahun terakhir ini MDEA, DGA dan mixed amine banyak diaplikasikan dan lebih populer.