pengembangan gas bumi natuna co2 tinggi dengan … file1 universitas indonesia pengembangan gas bumi...
Post on 26-May-2019
228 Views
Preview:
TRANSCRIPT
1 Universitas Indonesia
PENGEMBANGAN GAS BUMI NATUNA CO2 TINGGI
DENGAN TEKNOLOGI LNG-EOR-CCS.
PERBANDINGAN MEMBRAN DAN CFZ UNTUK SEPARASI CO2
Kameliya Hani Millati1, Widodo Wahyu Purwanto1
1Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia, Kampus Baru UI,
Depok, 16424, Indonesia
E-mail: Kameliya.hani@gmail.com
Abstrak
Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF.
Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi
membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena
dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. Pada
penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas Natuna dengan teknologi LNG-EOR-CCS. Fokus
utama dari penelitian ini adalah perbandingan membran dan CFZ untuk separasi CO2 dari gas bumi, aspek
teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan
membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus
daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) dari aspek teknis. CFZ dapat
memberikan hasil lebih bagus jika dikombinasikan dengan membran sebagai proses separasi lebih lanjut
terhadap produk bawah CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; konsumsi energi 0,50 MJ/kg CO2). Dari aspek
ekonomi, proses separasi CO2 menggunakan CFZ (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit
lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).
Natuna’s High CO2 Natural Gas Development using LNG-EOR-CCS Technology.
Comparison of Membrane and CFZ for CO2 Separation
Abstract
Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas
utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for
CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In
addition to CO2, Natuna gas also contains 0.6% H2S. In this study, simulation process for Natuna gas
treatment is done using LNG-CCS-EOR technology. The main focus in this study is to compare membrane
and CFZ for CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects. Based on simulation
and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy
consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy
consumption 0,48 MJ/kg CO2) in technical performance. CFZ will give a better result than membrane if
combined with membrane as the further separation process for the bottom product of CFZ (hydrocarbon
losses 1,66%; energy consumption 0,50 MJ/kg CO2). From the economical aspect, the production process
using CFZ (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu).
Keywords: natural gas, Natuna, high CO2, LNG, EOR, CCS, CO2 separation, membrane, CFZ
2 Universitas Indonesia
Pendahuluan
Salah satu lokasi cadangan gas bumi terbesar di Indonesia adalah lapangan gas Natuna,
mencapai 50,27 TSCF. Sampai saat ini, pemanfaatan gas Natuna masih terhambat oleh
tingginya kandungan CO2, mencapai 71% (umumnya hanya 1-2% CO2). Pada pengolahan
gas bumi, CO2 dipisahkan dari gas bumi sampai 4% untuk sales gas dan 50 ppm untuk
LNG. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan
proses separasi CO2 yang lebih kompleks serta penanganan limbah CO2 yang dapat
menyebabkan pemanasan global.
Membran dan distilasi kriogenik merupakan teknologi separasi yang sering digunakan
untuk gas bumi dengan kandungan CO2 tinggi. Teknologi membran sudah digunakan di
industri gas bumi secara komersial, tetapi perlu dikombinasikan dengan teknologi lain
untuk memperoleh gas bumi dengan spesifikasi LNG. Pada tahun 1980, Exxon
mengembangkan teknologi Controlled Freeze Zone (CFZ). Pada tahun 2012, CFZTM
Commercial Demonstration Plant (CDP) dilakukan tahap uji coba dengan hasil 99,5-
100% CO2 sebagai produk bawah dan 0,6% CO2 pada produk atas kolom distilasi CFZ
menggunakan gas umpan dengan komposisi 71% CO2 (Exxon, 2012).
Pada penelitian ini, pengembangan model pemanfaatan gas Natuna dilakukan dengan
pendekatan LNG-EOR-CCS terintegrasi. Proses separasi CO2 menggunakan teknologi
membran dan CFZ menghasilkan gas bumi (sales gas) dan limbah CO2. Gas bumi diolah
menjadi Liquid Natural Gas (LNG) di Pulau Natuna, sedangkan limbah CO2 diolah untuk
Enhancement Oil Recovery (EOR) di Riau dan Carbon Capture and Sequestration (CCS)
di lapisan aquifer. Aspek teknis dan aspek ekonomi dari kedua skema dihitung untuk
dilakukan perbandingan.
Tinjauan Teoritis
Beberapa kendala pengembangan proyek Natuna adalah kandungan CO2 yang sangat
tinggi (Tabel 1), diperlukannya anjungan lepas pantai yang sangat luas, produksi CO2
yang besar, dan tingginya biaya yang diperlukan untuk pelaksanaan seluruh proyek
Natuna (Prasadi, 1997).
3 Universitas Indonesia
Tabel 1 Komposisi Gas Bumi di Natuna
Komponen Komposisi
(%)
Karbon dioksida (CO2) 71
Metana dan hidrokarbon lain (C1 dan C2+) 28
Hidrogen sulfide (H2S) 0.6
Nitrogen (N2) 0.4
Sumber: Sumartono, 2010
Pengolahan Gas Bumi
Proses pengolahan gas bumi terdiri dari separasi, pretreatment (gas sweetening, gas
dehydration, Hg removal), NGL recovery, dan fraksionasi NGL. Beberapa produk gas
bumi dapat berupa gas pipeline, Liquifies Natural Gas (LNG), Compressed Natural Gas
(CNG), dan Natural Gas Liquid (NGL) dengan batas pengotor maksimum sesuai pada
Tabel 2.
Tabel 2 Batas Maksimum Pengotor pada Pengolahan Gas
Parameter Unit Pipeline LNG GTL LPG
H2S ppmv 4 2-4 2-4 1-10
Total Sulfur ppmv 20-50 10-50 10-50 50
CO2 ppmv 2%-8% 50 50-1000 500
Hg 𝜇g/Nm3 0,01 0,01 0,01 NA
H2O ppmv 7 lb/MMSCF 0,1 1 5
Sumber: UOP, 2009
Pada proses produksi LNG, setelah melalui tahapan pretreatment (gas sweetening, gas
dehydration, Hg-Removal) dan NGL Recovery, aliran gas dengan komponen utama
metana dialirkan ke Liquefaction Unit untuk didinginkan sehingga berubah fasa menjadi
cair. Perbandingan beberapa teknologi pencairan gas bumi dapat dilihat pada Tabel 3.
Tabel 3 Perbandingan Teknologi Pencairan Gas
Process Unit C3/MR Cascade DMR SMR N2 Expansion
Specific power kW/TPD LNG 12,2 14,1 12,5 14,5 15,6
Fuel efficiency % 92,9 91,2 92,7 91,6 90,4
Plant availability sd/a 340 336 340 338 335
Annual production MTPA 7,9 6,6 8,7 7,4 4,3
Sumber: Vink dkk., 1998
Membran
Prinsip kerja membran adalah difusi gas ke dalam polimer secara selektif. Model difusi
adalah mekanisme transportasi gas yang paling banyak diterima untuk pemisahan gas
melalui membran polimer. Pemisahan diperoleh sebagai hasil dari selisih antara nilai
4 Universitas Indonesia
komponen gas yang lolos melalui membran dan tingkat difusi gas melalui membran.
Dalam pemisahan gas, aliran berada pada tekanan (𝑝ℎ) di sisi hulu, sedangkan gas
permeate dipisahkan pada tekanan rendah (𝑝𝑙) di sisi hilir membran (Wijmans & Baker,
1995). Pemisahan masing-masing komponen gas melalui membran (Gambar 1) dapat
dihitung berdasarkan dengan gaya dorong berupa perbedaan tekanan parsial saat
melewati membran (Ahmad et al., 2011).
𝑞𝑝,𝑖
𝐴𝑚=
𝑞𝑝𝑦𝑝,𝑖
𝐴𝑚= 𝐽𝑖 =
𝑃𝑖
𝑙(𝑝ℎ𝑥𝑖 − 𝑝𝑙𝑦𝑖) 1
Gambar 1 Skema Diagram Pemisahan Membran
Sumber: Ahmad dkk., 2011
Qi & Henson (2000) menggunakan mixed-integer nonlinear programming (MINLP)
untuk menghitungan pemisahan gas pada membran. Pada teknik perhitungan MINLP,
digunakan model biner untuk sistem multi-stage membrane (Persamaan 2 – 4) shingga
dapat diperoleh optimasi simultan dari sistem membran dan kondisi operasi.
𝑥𝑟,𝑛,𝑖 = 𝛾𝑛𝑦′𝑟,𝑛,𝑖 +
(1 − 𝛾𝑛)𝑦′𝑟,𝑛,𝑖
𝛼𝑖�̅�′𝑟,𝑛 2
𝑛 = 1, … , 𝑁𝑠; 𝑖 = 1, … , 𝑁𝑐
𝜃0,𝑛 = 1 − ∅𝑟,𝑛 3
𝑛 = 1, … , 𝑁𝑠
𝑦0,𝑛,𝑖 =𝑥𝑓,𝑛,𝑖 − 𝑥𝑟,𝑛,𝑖∅𝑟,𝑛
1 − ∅𝑟,𝑛 4
𝑛 = 1, … , 𝑁𝑠; 𝑖 = 2, … , 𝑁𝑐
Proses gas sweetening menggunakan membran hanya dapat menghilangkan CO2 sampai
level persen, sehingga dibutuhkan proses separasi lebih lanjut seperti amine absorption
untuk memenuhi spesifikasi LNG maksimum 50% ppmv.
5 Universitas Indonesia
CFZ
Controlled Freeze Zone (CFZ) adalah salah satu teknologi pemisahan CO2 dari gas bumi
dengan cara fraksionasi kriogenik. Prinsip dasar dari proses CFZ (Gambar 2) adalah
distilasi, pembekuan, dan pencairan untuk memperoleh pemisahan fisik secara langsung
dari CH4 dan CO2 dalam satu kolom distilasi tunggal.
Gambar 2 Skema Sederhana Kolom CFZ
Sumber: ExxonMobil, 2009
Pada teknologi ini, proses pembekuan dan pencairan CO2 dikontrol dalam suatu bagian
khusus pada kolom distilasi. Kolom distilasi CFZ terdiri dari 3 bagian: (1) stripping
section, bagian bawah kolom distilasi yang memisahkan produk CO2 cair dari gas bumi
(CH4), (2) CFZ section, bagian tengah kolom distilasi yang merupakan tempat
pembekuan dan pencairan CO2, dan (3) rectifying section, bagian atas kolom distilasi
yang memisahkan produk gas CH4 dari CO2 (Thomas, 1988).
CCS
Carbon Capture and Sequestration (CCS) terdiri dari proses penangkapan, transportasi,
dan injeksi CO2 ke dalam bumi untuk penyimpanan secara permanen (sequestration).
Formasi geologi untuk penyerapan karbon dapat berupa bekas sumur minyak dan gas
bumi, lapisan batubara, dan formasi garam. Di sekitar lapangan gas Natuna terdapat dua
lokasi injeksi berupa lapisan aquifer (Gambar 3).
6 Universitas Indonesia
Gambar 3 Peta Lokasi Injeksi CO2 di Laut China Selatan
Sumber: IEA, 2009
Lokasi pertama berada di Laut Natuna Timur dengan jarak 187,5 km dari Pulau Natuna
(titik P1) dan lokasi kedua berada di Laut China Selatan dengan jarak 437,5 km dari Pulai
Natuna (titik P2). Lokasi P2 dipilih karena dengan kedalaman 1400 m, CO2 tetap berada
dalam keadaan cair. Kepadatan dan viskositas optimal pada permukaan sedimen-air 0,99
g/cm3 dan 116 μPa.s. Dengan mobilitas 10-13, memberikan laju kenaikan di dekat
permukaan sedimen sekitar 13 m/tahun.
EOR
Salah satu metode Enhancement Oil Recovery (EOR) adalah injeksi CO2. Injeksi CO2
lebih banyak dipilih karena bersifat “dense” atau “supercritical phase” pada kondisi
tekanan dan suhu reservoir pada umumnya. Dengan mempertimbangkan jarak lokasi
depleted oil reservoir, besarnya OOIP, dan kapasitas CO2 yang dapat tersimpan, lokasi
depleted oil reservoir di sekitar lapangan gas Natuna yang dapat dipilih sebagai lokasi
EOR adalah Riau dengan nilai Original Oil in Place (OOIP) sebesar 17.438 MMSTB,
Sumatra Selatan 7.327 MMSTB, dan Kalimantan Timur 6.598 MMSTB.
Transmisi CO2
Berdasarkan laporan IPCC (2005), untuk transmisi 6 MTPA CO2 pada jarak dibawah
1000 km, transportasi dengan menggunakan pipa lebih ekonomis dibandingkan dengan
menggunakan kapal. Dalam proses transmisi, CO2 perlu dikompres terlebih dahulu untuk
dapat memenuhi kriteria tertentu (Gambar 4).
7 Universitas Indonesia
Gambar 4 Diagram Fasa untuk Proses Transportasi dan Injeksi CO2
Sumber : Paul dkk., 2010
Syarat transmisi CO2 menggunakan pipa adalah adalah berfasa dense. Hal ini bertujuan
untuk mencegah terbentuknya dua fasa. Kebutuhan tekanan injeksi CO2 adalah 110 bar
untuk aquifer dan onshore storage (Toftegaard dkk., 2010).
Metode Penelitian
Sintesis Proses
Gambar 5 Skema Pipa Transmisi Pengolahan Gas Natuna
Pada penelitian ini, pertama dilakukan sintesis proses untuk memperoleh skema
pengolahan gas Natuna. Selain itu, dilakukan penentuan lokasi dan jarak (Gambar 5).
Proses separasi CO2 menggunakan membran dan CFZ dilakukan di offshore, sedangkan
pengolahan gas bumi dan produksi LNG dilakukan di onshore (Pulau Natuna)
8 Universitas Indonesia
menggunakan teknologi APCI Propane Precooled Mixed Refrigerant (C3-MR). Limbah
CO2 hasil separasi ditransportasikan ke Riau (EOR) dan selebihnya ke aquifer (CCS).
Simulasi Proses
Laju alir umpan (2360 MMSCFD) ditentukan berdasarkan kapasitas pabrik LNG (3,8
MTPA). Neraca Massa dan Energi (NME) pada membran dan CFZ kemudian dihitung
menggunakan Excel. Setelah itu, dilakukan simulasi pengolahan LNG-CCS-EOR
menggunakan Unisim. Unit pengolahan gas hasil proses separasi CO2 menjadi LNG
terdiri dari Acid Gas Removal Unit (AGRU) dengan amine solvent (MEA-MDEA), unit
adsorpsi dengan molecular sieve dan Sulphur Impregnated Activated Carbon (SIAC),
NGL recovery unit, dan unit pencairan gas bumi. Sedangkan limbah CO2 dikompresi dan
dikondensasi sampai berfasa dense lalu dipompa untuk ditransmisikan menggunakan pipa
ke Riau dan aquifer. Perhitungan diameter pipa berdasarkan batas kecepatan aliran gas
dalam pipa 3 – 15 ft/s.
Aspek Teknis
Pada penelitian ini, analisis aspek teknis adalah sebagai berikut.
1. Unit Separasi CO2 (membran dan CFZ) adalah konsumsi energi (kJ/ton CO2), CO2
recovery (%), dan hydrocarbon losses (%).
2. Unit LNG adalah specific power (kWh/kg LNG diproduksi), kapasitas LNG
(MTPA), kualitas LNG (Btu/kWh), kebutuhan refrijeran (ton refrijeran/ton LNG
diproduksi), efisiensi karbon (%), dan efisiensi termal (%).
3. Unit CCS-EOR adalah jumlah minyak terambil dan CO2 tersimpan (bbl oil/kWh and
kg CO2/kWh).
Aspek Ekonomi
Pada penelitian ini, analisis aspek ekonomi adalah biaya pokok produksi sebagai berikut:
1. Unit Separasi CO2 adalah $/ton CO2 terdiri dari biaya investasi dan operasi.
2. Unit Pencairan Gas Bumi adalah $/MMBtu terdiri dari biaya investasi, operasi, dan
bahan bakar.
3. Unit CCS-EOR adalah $/ton CO2 dan $/bbl minyak terdiri dari biaya investasi dan
operasi.
9 Universitas Indonesia
Hasil dan Pembahasan
Pipa Transmisi
Dari hasil perhitungan, kecepatan aliran gas dalam pipa adalah 10,5 – 12,5 ft/s. Semakin
kecil kebutuhan tekanan di ujung pipa dan laju alir gas dalam pipa, maka semakin kecil
ukuran pipa transmisi yang dibutuhkan. Untuk tekanan dan laju alir sama, semakin kecil
kecil diameter pipa maka semakin tinggi kecepatan aliran gas dalam pipa. Material pipa
harus tahan korosi karena kandungan sulfur dan CO2 tinggi serta di offshore sehingga
digunakan material C-Mn steel dengan lapisan Corrosion Resistant Alloy (CRA).
Tabel 4 Spesifikasi Pipa Transmisi Pengolahan Gas Natuna
Materi Lokasi Jarak
(km)
Laju Alir
(MMSCFD)
Jumlah
Pipeline
Tekanan
(bar)
Diameter
(inchi)
Gas
umpan
Gas
processing
barge
0.5 2360 6 47 16
Sales
Gas Pulau Natuna 225 762,6 1 45 32
CO2 Riau 600 189,5 1 137,9 32
CO2 Aquifer 35 1.407 1 110 32
Aspek Teknis Unit Separasi CO2: Membran dan CFZ
Tabel 5 Aspek Teknis Unit Separasi CO2
Parameter Unit Membran CFZ + Membran CFZ
Konsumsi Energi kJ/ton CO2 0,858 0,504 0,475
CO2 Recovery % 95,82 94,12 99,82
HC Losses % 6,49 1,66 9,59
Pada Tabel 5 dapat dilihat terdapat perbedaan signifikan pada persentase hydrocarbon
losses. Jika produk bawah kolom distilasi CFZ tidak diproes lebih lanjut menggunakan
membran, maka hydrocarbon losses CFZ (9,59%) lebih besar daripada membran
(6,49%). Tetapi, setelah produk bawah kolom distilasi CFZ diproses lebih lanjut
menggunakan membran, hydrocarbon losses membran lebih besar 3,9 kali lipat.
Berdasarkan hasil simulasi, jika produk bawah CFZ tidak diproses lebih lanjut
menggunakan membran, maka kemurnian produk membran (10% CO2) lebih rendah
daripada CFZ (1% CO2). Tetapi setelah aliran retentate membran untuk produk bawah
kolom distilasi CFZ dialirkan bersama dengan produk atas kolom distilasi CFZ, diperoleh
10 Universitas Indonesia
gas umpan untuk AGRU dengan kemurnian lebih rendah (13% CO2) daripada membran.
Selain itu, untuk memperoleh 1 ton CO2, membran membutuhkan energi lebih besar 1,7
kali lipat daripada CFZ + membran. Kebutuhan energi terbesar pada teknologi membran
adalah proses kompresi, sampai 56,56% dari kebutuhan listrik total. Sedangkan
kebutuhan energi terbesar pada teknologi CFZ adalah utilitas refrijeran sampai 37,53%
dari kebutuhan listrik total.
Dari kebutuhan floor area, CFZ + membran (727 m2) membutuhkan floor area lebih luas
2,5 kali lipat daripada membran (272 m2). Konfigurasi sistem membran yang kompak
dapat menghemat 68% kebutuhan area teknologi CFZ.
Aspek Teknis Acid Gas Removal Unit
Dari hasil simulasi, untuk memperoleh sweet gas dengan kemurnian 50 ppm, AGRU
dengan gas umpan hasil separasi CFZ + membran (300 Btu/SCF) membutuhkan energi
lebih besar 1,4 kali lipat daripada membran (228 Btu/SCF). Hal ini disebabkan karena
kandungan CO2 pada gas umpan AGRU tersebut memiliki kandungan CO2 (13%) lebih
tinggi daripada membran (10%). Sehingga jumlah absorben yang dibutuhkan (76 ton
/MMSCF) lebih besar daripada membran (60 ton/MMSCF). Semakin besar laju sirkulasi
amine, maka duty reboiler pada amine stripper semakin besar sehingga meningkatkan
konsumsi energi.
Aspek Teknis NGL Recovery Unit
Dari hasil simulasi, konsumsi energi NGL recovery unit dengan gas umpan hasil separasi
menggunakan CFZ + membran (0,682 kJ/ton HC) hampir sama dengan membran (0,608
kJ/ton HC). Hal ini karena kondisi operasi dan komposisi kedua gas umpan hampir sama.
Aspek Teknis Unit Pencairan Gas Bumi
Kondisi operasi dan komposisi gas umpan unit pencairan gas bumi dari hasil separasi
membran dan CFZ hampir sama seperti pada Tabel 6.
11 Universitas Indonesia
Tabel 6 Kondisi Operasi dan Komposisi Gas Umpan Unit Pencairan Gas Bumi
Parameter Unit Membran CFZ + Membran
Suhu oC 12,50 9,44
Tekanan kPa 3665 3665
Laju alir MMSCFD 579 611
C1 - 0,978 0,987
C2 - 0,001 0,001
N2 - 0,021 0,012
Dengan teknologi pencairan gas bumi yang sama serta kondisi operasi dan komposisi gas
umpan yang sama, maka tidak ada perbedaan signifikan pada kinerja teknis hasil simulasi
unit pencairan gas bumi seperti pada Tabel 7.
Tabel 7 Aspek Teknis Unit Pencairan Gas Bumi
Parameter Unit Membran CFZ + Membran
Specific Power kWh/kg 0,3953 0,3933
Kapasitas Produksi MTPA 3,7 3,9
Kualitas LNG Btu/kWh 131,480 132,914
Kebutuhan Refrijeran 7.59 7.53
Carbon Efficiency % 92.85 92.60
Thermal Efficiency % 98.62 98.07
Pada Tabel 7 dapat dilihat suhu gas umpan hasil separasi membran (12,50 oC) sedikit
lebih tinggi daripada CFZ (9,44 oC). Semakin tinggi suhu gas umpan maka semakin tinggi
dew point sampai gas alam dapat mencair. Sehingga kebutuhan refrijeran dengan gas
umpan hasil separasi membran (7,59 kg refrijeran/kg LNG) sedikit lebih besar daripada
CFZ (7,53 kg refrijeran/kg LNG).
Suhu gas umpan ini mempengaruhi kebutuhan refrijeran. Dapat dilihat pada Tabel 7,
semakin besar laju alir refrijeran maka semakin besar suplai kerja siklus refrijerasi
sehingga nilai specific power unit pencairan gas bumi dengan gas umpan separasi
membran (0,3953 kWh/kg) lebih besar daripada CFZ + membran (0,3933 kWh/kg).
Kapasitas produksi gas umpan hasil separasi membran (3,739 MTPA) lebih kecil
daripada CFZ (3,945 MTPA) karena hydrocarbon losses proses separasi CO2
menggunakan membran (4,69%) lebih besar daripada CFZ (1,66%), sesuai dengan
pembahasan sebelumnya. Selain kapasitas lebih besar, kualitas LNG dengan gas umpan
hasil separasi membran (131.480 Btu/kWh) sedikit lebih kecil daripada CFZ (132.914
Btu/kWh) karena fraksi CH4 sedikit lebih kecil sehingga heating value lebih kecil.
12 Universitas Indonesia
Sedangkan nilai efisiensi karbon (92,85% dan 91,90%) dan efisiensi termal (98,62% dan
98,07%) memiliki nilai hampir sama karena kedua unit pencairan menggunakan
teknologi yang sama yaitu Propane Pre-cooled Mixed Refrigerant dari APCI dengan
kondisi operasi dan komposisi gas umpan yang hampir sama.
Aspek Teknis Unit CCS-EOR
Perbandingan kinerja teknis hasil simulasi dan perhitungan unit CCS-EOR dapat dilihat
pada Tabel 8.
Tabel 8 Aspek Teknis Unit CCS-EOR
No Parameter Unit Membran CFZ + Membran
EOR
1 CO2 untuk EOR ton/d 9.789 9.927
2 Minyak diperoleh bbl/d 222.941 222.952
3 Kinerja EOR bbl oil/kWh 0,20 0,21
CCS
1 CO2 untuk CCS ton/d 75.832 73.716
2 Kinerja CCS kg CO2/kWh 8,31 8,74
Pada Tabel 8 dapat dilihat bahwa unit CCS-EOR dengan umpan CO2 dari separasi CFZ
menghasilkan minyak dan CO2 injeksi (0,21 bbl minyak dan 8.74 kg CO2) lebih besar
daripada membran (0,20 bbl minyak dan 8.31 kg CO2) untuk 1 kWh listrik. Unit CCS-
EOR dengan umpan CO2 hasil separasi CFZ lebih hemat listrik karena suhu umpan CO2
hasil separasi CFZ (5 oC) lebih rendah daripada membran (46 oC) sehingga kebutuhan
listrik untuk memompa air pendingin dan untuk kompresi CO2 per bbl minyak dihasilkan
atau per kg CO2 diinjeksikan lebih kecil.
Aspek Teknis Keseluruhan
Secara keseluruhan, CFZ + membran memberikan hasil aspek teknis paling baik.
Hydrocarbon losses terbesar terjadi pada proses separasi CO2 adalah skema CFZ (9,5%).
Sedangkan losses proses separasi membran lebih besar 4 kali lipat daripada CFZ +
membran. Skema CFZ tidak menghasilkan produk C2+ karena keluar sebagai produk
bawah bersama aliran CO2 sehingga pada skema ini tidak ada unit NGL recovery. Dengan
demikian, skema CFZ + membran menghasilkan efisiensi karbon paling tinggi (Gambar
6).
13 Universitas Indonesia
Gambar 6 Aspek Teknis Keseluruhan: Efisiensi Karbon
Gambar 7 Aspek Teknis Keseluruhan: Kebutuhan Listrik
Kebutuhan listrik total, offshore dan onshore, dari skema membran dan CFZ dapat dilihat
pada Gambar 7. Berdasarkan Gambar 4.13 kebutuhan listrik offshore lebih besar 4 – 6
kali lipat daripada onshore, dengan kebutuhan listrik onshore skema pengolahan dengan
separasi membran, CFZ + membran, dan CFZ hampir sama. Kebutuhan listrik offshore
membran lebih besar 1,5 kali lipat daripada CFZ + membran. Skema CFZ menunjukkan
kebutuhan listrik offshore paling kecil, hal ini disebabkan karena aliran CO2, produk
79.40184.255 83.146
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Membran CFZ +
Membran
CFZ
Efi
sien
si K
arb
on (
%)
3.387
2.338
1.516
0.492
0.491
0.465
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
Membran CFZ +
Membran
CFZ
Sp
ecif
ic P
ow
er (
kW
h/k
g L
NG
)
Onshore
Offshore
14 Universitas Indonesia
bawah CFZ, sudah dalam keadaan cair (dense phase fluid) sehingga tidak membutuhkan
sistem kompresi seperti skema membran dan CFZ.
Aspek Ekonomi Separasi CO2
Gambar 8 Biaya Unit Separasi CO2
Biaya operasi paling besar pada separasi membran adalah membrane replacement sampai
34,88% dari total biaya operasi. Proses penggantian modul membran harus dilakukan 3 –
5 tahun sekali. Dengan umur pabrik 30 tahun, maka dilakukan penggantian 6 – 10 kali.
Sedangkan pada CFZ, biaya operasi paling besar adalah utilitas refrijerasi sampai 28,46%
dari total biaya operasi. Proses refrijerasi dilakukan sampai suhu di bawah -20 oC
sehingga harga refrijeran lebih mahal dua kali lipat daripada refrijeran pada umumnya.
Penambahan proses separasi membran untuk produk bawah CFZ, hanya menambah biaya
0,71% dari biaya total. Dengan harga jual Natural Gas Liquid Composite 4,48 $/MMBtu
(eia.gov, Maret 2016), skema CFZ + membran akan mendapatkan pendapatan kotor
tambahan sebesar 191 juta $/tahun.
Aspek Ekonomi Unit Pencairan Gas Bumi
Perhitungan biaya investasi dan operasi unit pencairan gas bumi menggunakan rule of
thumb sesuai IGU. Perhitungan biaya investasi menggunakan 1.325 $/TPA, sedangkan
5.25
6.81
4.91
3.81
0
2
4
6
8
10
12
Membran CFZ + Membran
Bia
ya
($/t
on C
O2)
Biaya Investasi Biaya Operasi
15 Universitas Indonesia
biaya operasi menggunakan 3% dari biaya investasi annual. Persentase biaya produksi
dari setiap unit proses pengolahan LNG berdasarkan studi energi oleh Oxford Institute.
Gambar 9 Biaya Unit Pencairan LNG
Aspek Ekonomi Unit CCS-EOR
Biaya investasi dan operasi unit CCS ($/ton CO2) dan EOR ($/bbl minyak) dapat dilihat
pada Gambar 10 dan Gambar 11.
Gambar 10 Biaya Unit CCS
Gambar 11 Biaya Unit EOR
2.163 2.151
0.765 0.760
0.541 0.538
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
Membran CFZ + Membran
Lev
eliz
ed C
ost
($
/MM
Btu
)
Biaya Investasi Biaya Operasi Bahan Bakar
16.413 16.771
3.643 3.677
0
5
10
15
20
25
Membran CFZ +
Membran
Lev
eliz
ed C
ost
($
/to
n C
O2)
Biaya Investasi Biaya Operasi
1.995 2.020
1.036 1.043
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
Membran CFZ +
Membran
Lev
eliz
ed C
ost
($
/bb
l m
inyak
)
Biaya Investasi Biaya Operasi
16 Universitas Indonesia
Biaya CCS dan EOR pengolahan gas Natuna lebih mahal daripada biaya proyek EOR dan
CCS pada umumnya karena jarak lokasi injeksi cukup jauh, 35 km ke aquifer untuk CCS
dan 600 km ke Riau untuk EOR. Semakin jauh jarak lokasi injeksi maka semakin besar
kebutuhan listrik untuk kompresi. Selain itu, kebutuhan tekanan injeksi CCS (110 bar)
dan EOR (137,9 bar) mencapai 78 – 99 kali lipat dari tekanan gas CO2 hasil separasi
membran dan CFZ. Berdasarkan hasil simulasi kebutuhan listrik unit EOR mencapai 5,03
$/ bbl minyak untuk membran dan 4,86 $/bbl minyak untuk CFZ + membran. Sedangkan
unit CCS mencapai 0,12 kWh/ton CO2 untuk membran dan 0,11 kWh/ton CO2 untuk CFZ
+ membran.
Persentase biaya investasi unit EOR untuk kompresi dan transmisi pengolahan gas
Natuna lebih mahal 15 – 20% daripada proyek injeksi CO2-EOR pada umumnya.
Sedangkan biaya investasi unit CCS untuk kompresi lebih mahal 5 – 10% daripada proyek
CCS di aquifer pada umumnya. Dari hasil perhitungan, harga jual CO2 minimal hasil
pengolahan gas Natuna untuk CCS adalah 21,31 $/ton CO2 dengan separasi membran dan
21,71 $/ton CO2 dengan separasi CFZ + membran. Padahal harga jual CO2 berdasarkan
Clean of Development Mechanism hanya 2 $/ton CO2. Dari perhitungan unit EOR, harga
jual minyak minimal adalah 2,39 $/bbl untuk membran dan 3,42 $/bbl untuk CFZ.
Aspek Ekonomi Keseluruhan
Gambar 12 Biaya Produksi LNG Hasil Pengolahan Gas Natuna
5.48 5.48
3.97 3.88
3.47 3.45
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
Membran CFZ + Membran
Lev
eliz
ed C
ost
($
/MM
Btu
)
Raw Gas Separasi LNG
17 Universitas Indonesia
Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan (Gambar 4.19), biaya produksi LNG hasil
pengolahan gas Natuna menggunakan teknologi membran dan CFZ + membran adalah
12,92 $/MMBtu dan 12,82 $/MMBtu. Sedangkan harga jual LNG berdasarkan NYMEX
(Mei, 2016) adalah 7,5 $/MMBtu.
Kesimpulan
1. Pada unit separasi CO2 menggunakan CFZ, C2+ keluar bersama aliran CO2 sebagai
produk bawah karena terbentuk azeotrop antara C2+ dan CO2 sehingga dibatasi oleh
titik didih minimum azeotrop. Produk bawah CFZ diproses lebih lanjut
menggunakan membran.
2. Pada unit separasi CO2, kinerja teknis skema CFZ + membran lebih bagus daripada
membran dimana nilai konsumsi energi, CO2 recovery, dan hydrocarbon losses
skema membran lebih besar daripada CFZ + membran.
3. Pada unit pencairan gas bumi, kinerja teknis skema CFZ + membran lebih bagus
daripada membran dimana kebutuhan refrijeran skema membran lebih besar daripada
CFZ + membran sehingga specific power membran lebih besar.
4. Pada unit CCS-EOR, kinerja teknis skema CFZ + membran lebih bagus dimana
minyak dan CO2 injeksi yang dihasilkan per 1 kWh listrik sekma CFZ + membran
lebih besar daripada membran.
5. Secara keseluruhan, hydrocarbon losses skema membran lebih kecil daripada CFZ
tetapi lebih besar daripada CFZ + membran. Sehingga skema CFZ + membran
menunjukkan nilai efisiensi karbon paling besar. Selain itu, total kebutuhan listrik
skema membran menunjukkan nilai paling besar. Skema CFZ + membran
menunjukkan hasil lebih bagus dari aspek teknis.
6. Walaupun memberikan hasil kinerja teknis lebih bagus, skema CFZ + membran
membutuhkan floor area atau footprint 2 sampai 3 kali lipat daripada membran,
dimana dibutuhkan 24 kolom distilasi CFZ.
7. Biaya separasi CO2 skema CFZ + membran per ton CO2 hampir sama dengan
membran. Tetapi biaya unit CCS-EOR skema CFZ + membran lebih murah daripada
membran.
18 Universitas Indonesia
8. Secara keseluruhan, biaya produksi LNG hasil pengolahan gas Natuna dengan
separasi CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) sedikit lebih murah daripada membran
(12,92 $/MMBtu).
9. Dari aspek teknis dan aspek ekonomi, skema pengolahan gas Natuna dengan
teknologi separasi CFZ + membran menunjukkan hasil lebih bagus.
Saran
1. Untuk melihat melihat kelayakan proyek gas Natuna dengan teknologi separasi CO2
membran dan CFZ, dapat dilakukan perhitungan cash flow menggunakan konsep
Product Sharing Contract (PSC).
2. Untuk mengetahui skema CCS-EOR dengan keuntungan paling besar, dapat
dilakukan variasi skema seperti CCS saja, EOR saja, dan sebagainya.
Daftar Notasi
Simbol
𝐽 fluks gas komponen i (m3 (STP)/m2 h)
𝐷 koefisien difusi
𝐶 konsentrasi permeate
𝑙 ketebalan membran
𝑆 koefisien solubilitas untuk gas dalam membran (m3 (STP)/ m3 bar)
𝑃𝑖 permeabilitas gas komponen i (m3 (STP)/m h bar)
∅𝑟 faktor tak berdimensi flow rate feed pada retentate residu
𝐴𝑚 luas area membran yang dibutuhkan (m2)
𝐷𝐴𝐵 difusifitas (m2/s)
𝑝1 tekanan gas masuk (psia)
𝑝2 tekanan gas keluar (psia)
𝑞𝑝 volume gas permeate (i) (m3 (STP)/h)
𝑥𝑓 fraks mol feed
𝑥𝑖 fraksi mol komponen i di sisi feed dalam membran
𝑥𝑟 , 𝑥0 fraksi mol retentate
𝑦𝑖 fraksi mol komponen i di sisi permeate dalam membran
𝑦𝑝, 𝑦0 fraksi mol permeate
𝑙 ketebalan membran (m)
𝑝ℎ tekanan feed (bar)
𝑝𝑙 tekanan permeate (bar)
𝜃0 stage cut, rasio laju alir retentate per laju alir feed
n indeks stage membran
𝛼 rasio permeabilitas gas murni (PA/PB)
𝛾 rasio tekanan permeate per tekanan feed (Pl/Ph)
19 Universitas Indonesia
Subskrip
ℎ high
𝑙 low
𝑖, 𝑗 komponen i, komponen j
𝑚, 𝑛 membrane stage
𝑝 permeate
𝑟 retentate
Singkatan
MMSCFD Milion Standard Cubic Feet
MTPA Million Ton Per Anum
TSCF Trillion Standard Cubic Feet
Daftar Referensi
Ahmad, Faizan. dkk. 2011. Process Simulation and Optimal Design of Membrane
Separation System for CO2 Capture from Natural Gas. Computers and Chemical
Engineering, 36, 119-128.
Forbes, S. M., Verma, P., Curry, T. E., Bradley, M. J., Friedmann, S. J., Wade, S. M.
2008. Guidelines for Carbon Dioxide Capture, Transport, and Storage. World
Resources Institute.
IEA Greenhouse Gas R&D Programme, 2009. Assessment of Sub Sea Ecosystem Impacts.
Cheltenham: IEA Enivronmental Projects Ltd.
Lee, S. & Kam, S.I. 2013. Enhanced Oil Recovery by Using CO2 Foams : Fundamentals
and Field Applications. Louisianan State University.
Mokhatab, S., Mak, J.Y., Valappil, J.V., & Wood, D.A. 2014. Handbook of Liquefied
Natural Gas. GPP: Elsevier.
Mokhatab, S., Poe, W.A, & Speight, J.G. 2006. Handbook of Natural Gas Transmission
and Processing. Oxford: Elsevier.
Qi, Runhong dan Henson, Michael A. 2000. Membrane System Design for
Multicomponent Gas Mixtures via Mixed-Integer Nonlinear Programming.
Computer and Chemical Engineering, 24, 2719-2737.
Setiawan, T. 2015. Model Pengembangan Gas Natuna dengan Pendekatan LNG-EOR-
CCS Terintegrasi.
Sumartono, 2000. Pengolahan Gas Limbah Proyek Gas Natuna. Jurnal Teknologi
Lingkungan : BPPT.
20 Universitas Indonesia
Toftegaard, M. B., Brix, J., Jensen, P.A., Glarborg, P., & Jensen, A.D. 2010. Oxy-fuel
Combustion of Solid Fuels. Progress in Energy and Combustion Science, Issue 36,
581-625.
Wijmans, J. G., dan Baker, R. W. 1995. The Solution Diffusion Model: A Review. Journal
of Membrane Science, 107, 1-21.
top related