Hidrat gas alam - inhibitor kinetika

Hidrat gas alam - inhibitor kinetikaCahyo Hardo

Rekan,

Saya sedang study banding dari segala sisi, termasuk biaya terhadap inhibitor hidrat - jenis kinetika reaksi.

Selama ini, kami menggunakan methanol (sebagai inhibitor hidrat jenis termodinamika) untuk mencegahpembentukan hidrat untuk sumur2 bawah laut kami.

Setelah dicekik di choke valve, kebanyakan sumur2 tersebut menjadi dingin dan jika apes, tiba2 terjadi

hilang tekan yang besar di inlet slug cather kami. Akibat yang ditimbulkan terkadang bisa membuat plant shutdown karena station recycle dari kompressor terkadang delay untuk membuka. Bukan karena kurang di-tuning, tapi karena adanya dead time dari pipa yang cukup besar.

Saya mendengar Shell sudah berhasil mengembangkan inhibitor kinetika kelas anti-agglomerant, yang Cuma butuh kadar 1% dari air yang mengalir bersama gas alam tersebut. Terus terang, saya mencium bau penghematan di sini. Anyway, katanya Shell telah mendekati dua perusahaan chemical utama, akzo nobel dan baker petrolite.

Adakah di antara rekan yang tahu informasi tentang hal ini, termasuk perbandingan biaya dibandingkan dgn cara yang konvensional (dgn methanol) untuk mengusir hidrat.Lalu apakah dia juga inherently safer dari methanol, atau minimal dia itu environmental friendly dan tidak mengganggu proses di downstreamnya.

Apakah dia juga bisa di-recoveri seperti sistem glycol pada umumnya.

Terima kasih sebelumnya

patria indrayanaSaya bukan expert hidrat, info dibawah saya comot dari kanan-kiri, semoga membawa sedikit pencerahan tentang inhibitor kinetik dan inhibitor tipe anti agglomerant.

Hidrat Gas Alam

Seiring dengan populernya skema wet gas development dan pengembangan lapangan laut dalam, problem hidrat menjadi makin sering ditemui.

Hidrat bisa ditemui bukan hanya dalam kondisi abnormal: shut down, start-up, well test (pressure drop yang besar sementara temperature mendekati ambient). tapi bisa juga dalam normal operating condition seperti yang terjadi dalam sistem transport lapangan laut dalam.

Sekali si hidrat membuntu dan membatu, resikonya bukan saja kehilangan produksi, tapi bisa bahkan kehilangan sumur (kondisi subsea atau deep sea well yang tidak memungkinkan hydrate remediation).

Prediksi

Secara termodinamik pembentukan hidrat sudah bisa diprediksi berdasarkan komposisi dan kondisi operasi (tekanan dan temperature). Dosis metanol atau glycol yang diperlukan untuk menggeser domain pembentukan hidrat keluar domain pembentukan hidrat juga sudah diketahui. Simulator termodinamik sudah sudah memberikan hasil lumayan akurat, kecuali bila salinitas air-nya tidak biasa.

Kinetika kristalisasi

Kinetika kristalisasi dan pengaruh perilaku hidrodinamik aliran fluida multifasa dalam mekanisme pembentukan hidrat masih menjadi obyek riset: pemodelan dan eksperimental.

Pencegahan

Metoda mana yang digunakan tergantung range application-nya. Tekanan, temperature, berapa banyak air, faktor-faktor ini menentukan dosis, baru kemudian dosis menentukan harga

Metode klasik adalah dengan mengeringkan gas. Misalnya dengan bantuan glycol dehydration unit (TEG) sebelum mengekspor gas ke pipeline.

Cara lain adalah dengan menjaga temperature sistem selalu lebih tinggi dari temperature maksimum pembentukan hidrat, misalnya dengan isolasi atau pemanasan. Metode isolasi biasanya tidak murah, sementara pemanasan tidak selalu bisa dilakukan.

Injeksi bahan kimia:

Inhibitor termodinamik

Prinsip kerja: menggeser domain pembentukan hidrat keluar kondisi operasi (P,T)

Metanol. Paling sering digunakan karena sederhana dan reliable, namun kalau airnya terlalu banyak atau hydrate suppresion temperature nya besar, jadi tidak menarik lagi karena mahal.

Glycol (MEG, DEG), dosisnya lebih besar daripada methanol, namun bisa diregenerasi. Di dalam unit pemroses, glycol bisa dipisahkan dari air dengan menggunakan reboiler + kolom pemisah, jadi glycol dipakai ulang. CAPEX agak lebih mahal karena selain pipa produksi, harus disediakan juga glycol regeneration package dan pipa untuk mengirim glycol ke sumur. Namun di sisi lain OPEX lebih rendah karena glycol bisa diregenerasi.

Inhibitor kinetik

Prinsip kerja: inhibitor larut dalam air memperlambat kristalisasi (pembentukan hidrat). Dosis ~ 0.5 % berat dalam total air. Pembentukan hidrat bisa dicegah selama transport dari sumur migas ke unit pemroses. Inhibitor tipe ini kelihatan cukup menjanjikan. Inhibitor kinetik dilaporkan sangat efektif dalam range application yang ditentukan (normal operating condition), namun pada saat system ada diluar normal operating condition (misalnya start-up, long shut-down, etc.. ) performance-nya kadang-kadang sulit ditebak, bisa-bisa justru mempercepat pembentukan hidrat. Sebelum mencoba di lapangan, perlu juga dilakukan test untuk mengetahui efek samping pembentukan emulsi dan foam.

Penggunaan dalam skala industri sampai saat ini belum menyaingi metanol, meskipun sudah banyak perusahaan yang melakukan field test. Aplikasi kontinu untuk normal operating condition cukup menjanjikan, tapi tampaknya metanol tetap harus disediakan untuk kondisi abnormal.

Inhibitor Anti Agglomerant atau Dispersant

Prinsip kerja: polymer liposoluble, dosis injeksi ~ 1% berat dalam total air.

Pembentukan hidrat tidak dihambat, injeksi inhibitor anti agglomerant berfungsi untuk membatasi ukuran hidrat dan mempertahan hidrat tersuspensi, sedemikian hingga slurry yang terbentuk masih bisa mengalir sampai ke stasiun pemroses. Jangan lupa menyiapkan perangkat dissosiasi hidrat di stasiun penerima, pemanas elektrik misalnya). Efek samping yang bisa muncul: akumulasi hidrat di manifold atau pipa pipa bypass, sambungan las pipa, atau titik-titik lain dimana aliran slurry terganggu.

Penggunaan dalam skala industri sampai saat ini belum meluas, meskipun sudah banyak perusahaan yang melakukan field test. Aplikasi untuk start-up mungkin saja dilakukan, sementara aplikasi kontinu masih dipertanyakan karena problem akumulasi hidrat dalam gathering network

Kuratif

Memang benar lebih baik mencegah daripada mengobati. Sekali hidrat terbentuk, anti agglomerant, inhibitor kinetik, dan glycol tidak lagi bisa diharapkan membantu, karena mereka baru mampu untuk mencegah.

Sejauh ini tidak ada obat yang seratus persen manjur. Obat yang ada adalah yang berprinsip termodinamik: menggeser sistem keluar domain pembentukan hidrat, sehingga hidrat yang sudah meng-kristal bisa ter-dissosiasi.

Pemanasan: naikkan temperature sampai sistem keluar dari domain hidrat. Lokasi hidrat harus diidentifikasi pasti sebelumnya apalagi apabila ada lebih dari satu titik yang buntu karena hidrat. Memanaskan terlalu cepat, pipanya malah pecah

Menurunkan tekanan: turunkan tekanan sampai sistem keluar dari domain hidrat.

Kalau pipa buntu ditengah karena hidrat, penurunan tekanan harus dilakukan dari dua sisi pipa. Blok hidrat yang terlontar karena beda tekan yang besar bisa beresiko merusak pipeline atau bahkan mengakibatkan kecelakaan.

Injeksi metanol: metanol menggeser domain termodinamik pembentukan hidrat.

Injeksi methanol dilakukan apabila lokasi hidrat sudah diketahui pasti (misalnya tepat di kepala sumur - welhead choke..)

Yah begitulah teorinya,.. semoga membawa sedikit pencerahan.stephanus sulaemanDear sir,

Pak Indra, ada dua sistim lagi untuk penghilangan hidrat ( terutama untuk skala besar ) yaitu gas dehydration system ( berupa hydrat contactor dan absorber ) dan hydrat separation ( umumnya pendinginan sampai temperatur sekitar dibawah 12 oC ). Tapi informasi yang bapak berikan sangat berguna pula bagi saya.

Cahyo HardoPatria, Pak Sulaeman, terima kasih.

Membaca tulisan ini mengingatkan apa yang pernah saya tulis di milis ini beberapa bulan yang lalu tentang hidrat. Jejaknya saya kira masih ada di migas-online.

Isinya banyak yang overlap dengan anda berdua, Cuma saya tambahkan sedikit dari sisi operasi di lapangan.

Mungkin saya termasuk orang yang beruntung bisa melihat hidrat dengan mata kepala sendiri (tentu saja cuma di laboratorium ketika penelitian dulu di kampus) dan juga sempat kaget ketika platform kami bergetar cukup hebat karena sumur bawah laut kami terbentuk di hidrat, terutama di mulut keluaran choke valve.

Anyway, saya setuju dengan pendapat Patria untuk berpegang pada prinsip mencegah daripada mengobati. Hanya saja, saya merasa tidak puas dengan kinerja methanol ataupun inhibitor model termodinamika. (Maklum mas, manusia itu memang biasanya susah untuk puasnya).

Seperti metanol yang punya harga loss di fasa uap yang sangat besar, untuk menginjeksikannya saja, laju alirnya kira2 bisa sampai dua kalinya. Dan kedua, susah diregenerasi via operasi proses yang konvensional, jadi, dia langsung dibuang bersama process fluid. Jika sumurnya cuma satu sih oke2 aja, tapi kalau sumurnya berjumlah puluhan atau ratusan?

Berapa banyak saya harus menginjek metanol?

Di sisi lain, keluarga alkohol terkenal, yaitu glycol (baik MEG, DEG, TEG, ataupun TREG) proses aplikasinya sangat jarang dijumpai di upstream proses seperti di choke (mahal kali yach). Biasanya mereka ditempatkan setelah operasi separasi di separator sebelum masuk ke unit pendinginan untuk mendapatkan specs hydrocarbon dew point yang diinginkan. Kalau prosesnya pakai yang seperti ini, sangat susah memakai TEG atau TREG karena keduanya cenderung menjadi viscous jika temperatur menurun (kecuali anda mau pasang heater atau heat exchanger untuk memanaskannya kembali.)

So, pilihan adalah sisanya. Meskipun pilihan sudah tersedia, problem lain yang muncul adalah foam, karena temperatur yang rendah di unit pendinginan, adalah ladang subur untuk foam. Belum lagi masalah klasik seperti glycol loss, korosi, salt, liquid carry over, bahkan sampai dengan menghasilkan BTEX yang karsinogenik itu. (Lebih detail ttg ini bisa dibaca di posting beberapa hari yang lalu, yaitu tulisan john campbell plus komentar saya ttg desain sistem gylcol dehydration, ketika berusaha menjelaskannya kepada rekan kita dari Malaysia, Pak Hisam bin Jabar).

Kalau dulu saya melihat situs glycol atas petunjuk Pak Tri Partono (dosen saya dan Patria), terlihat bahwa derajat pelepasan BTEX ke udara semakin besar jika rantai alkoholnya semakin kompleks. Artinya, semakin ke arah tetra-etilen-glycol (TREG), BTEX semakin banyak wui.Memang sih, BTEX bisa diminimasi dengan membuat kondensasi di keluaran kolom distilasi di unit reboiler, but, problem lain akan menunggu.

Mungkin karena sebab ini, perusahaan minyak kedua terbesar di dunia, Shell, mengembangkan inhibitor hidrat jenis kinetika, tentunya dengan memikirkan segala resikonya.

Shell belajar dari alam, dengan memperhatikan ikan di kutub yang tidak membeku meskipun suhunya turun sampai 1.8 C. Ternyata , Allah SWT memang Maha Besar, ikan itu punya protein khusus yang bis a menghambat pertumbuhan inti es. Dari sini Shell mengembangkan pikirannya untuk memakainya sebagai inhibitor hidrat, yang dinamai anti-nucleator. Selidik punya selidik, hasilnya tidak memuaskan karena kinerja pembungkusan inti hidrat tidaklah bagus.

Lalu, dia mulai melirik anti-agglomerant yang membiarkan inti kritis hidrat terjadi tapi tidak membiarkannya membesar. Celakanya memang, di dalam aliran gas banyak terdapat inti2 kristal hidrat yang siap menjadi hidrat. Ini bisa menimbulkan masalah yang mungkin lebih memusingkan ketimbang pasir dari sumur. Rupanya, hukum dialektika teknologi berlaku kembali, bahwa jika kita bisa menyelesaikan masalah dengan teknologi, biasanya ada efek samping yang harus diselesaikan via teknologi mendatang..(maaf kalau salah ngartiinnya, habis ini sudah lama sekali, sewaktu saya ngambil matakuliah konsep teknologi dulu).

Keliatannya, Shell memutuskan untuk mentreatnya di on-shore dengan membiarkannya mengalir di dalam badan pipa. Selanjutnya, seperti yang diceritakan Patriabisa terjadi penyumbatan di pipa2 kecil, jika ada strainer, di manifold tempat fluida berputar sebentar, dst.Anyway, Shell juga meng-claim bahwa telah terjadi penghematan yang significant di bisnisnya karena ini Maklum, cuma butuh 1% dari jumlah air yang terkandung di badan gas. Coba bandingkan dengan methanol dan glycol hi...

Mencermati hal ini, tentu saja kita mesti cermat memilih. Dan sejauh ini the idea is still keep going to explore further, anti-agglomerant inhibitor.

Oh yach, saya mau memperluas artian dari glycol dehydrator skala besar seperti yang dikatakan Pak Sulaeman. Sebenarnya, glycol dehydrator juga bukan melulu untuk hidrat. Terkadang, untuk operasi yang cuma punya specs water content-nya saja karena menghindari korosi di perpipaan, seperti operasi pemasokan gas di kalimantan timur, maka praktis operasi dehidrasi gas via glycol cuma untuk

pengurangan kadar uap air saja, dan tidak bermaksud untuk mencegah terjadinya hidrat.kecuali gas anda masuk rentang kerja pembentukan glycol(mudah2an jangan yach)

Kalau di tempat kami, mungkin lebih sedikit ruwet ketimbang yang di kaltim, karena syaratnya selain harus free liquid hydrocarbon, dew point waternya juga cukup rendah karena perpipaan WNTS (West Natuna Transportation System ) memang tidak didesain untuk ada liquid (repot yach).

Akibat lebih jauh, maka proses di pabrik pemasok, pasti melibatkan yang dingin2 untuk mendapatkan dew point yang on-specs. Bisa via J-T valve, refrijerasi, ataupun ke yang paling mahal, yaitu turboexpander.

Sebenarnya ada juga sih proses lain, yaitu dengan memanfaatkan proses adsorpsi seperti drier via molecular sieve. Tapi pemasangannya di platform biasanya tidak begitu dilirik orang karena.berat sekali bo Itu struktur jacket platform bisa pegel2 nahannya kali.Mungkin tantangan di dunia adsorpsi ini adalah semakin memperluas muka kontak si drier ini sehingga bebannya tidak membebani platform.Apalagi masalah safetynya. Katanya Shells safety alert (bisa dilihat di migas online), salah satu jenis jagoan drier, yaitu molecular sieve, adalah penyerap sejati gas H2S..dan tiga orang telah tewas di plant milik Shell baru2 ini ketika lagi mengganti drier dengan yang masih fresh, kasihan

Maaf yach terlalu ngelantur, tapi tetap saya tulis karena saya melihat tetap saja ada hubungannya.patria indrayanaOm Cahyo, Pak Sulaeman, dan para pemerhati hidrat lainnya ...

Riset Kinetic Hydrate Inhibitor (KHI) dan Anti Aggomerant (AA) memang sedang berpacu dengan waktu untuk mengimbangi kebutuhan project-project migas baru... Saya mencoba mencari beberapa info lain untuk melengkapi yang kemarin. Sebelumnya, kita perlu membatasi dulu topik: problem hidrat dalam sistem transport dari sumur sampai unit pemroses. Jadi kita berurusan dengan gas, minyak/kondensat, air, pasir, dan berbagai macam 'sampah/chemical' lainnya yang baru keluar dari sumur. Sementara 'gas conditioning' untuk memenuhi spesifikasi gas ekspor ke pipeline kita singkirkan dulu dari topik.

Ada tiga artikel menarik yang sempat saya lihat-lihat hari ini. (kelihatannya masih ada ratusan lagi artikel lainnya di web .... ) F.Fournie cs., The Nuggets Development - Flow Assurance Issues for a long Subsea Tie-back in the North Sea, GPA Europe, September 2001 Drake cs., Choosing a Hydrate Inhibitor for Offshore Gas Lines Recent Avancements Favor Ethylene Glycol Over Methanol, GPA Europe, London November 2001 Frostman L.M. (Baker Petrolite), Examining the Application and Effectiveness of Low Dose Hydrate Inhibitors, Flow Assurance a Holistic Approach, Oktober 2002.

In brief, jika air-nya banyak, injeksi metanol menjadi tidak lagi ekonomis.

Alternatif methanol yang sudah industrial ada saat ini adalah MEG (dua-duanya inhibitor termodinamik). Pengembangan beberapa lapangan baru sekarang sudah menggunakan MEG untuk injeksi kontinu di kepala sumur demi mencegah pembentukan hidrat di sealine yang membawa well effluent ke stasiun pemroses. Misalnya Nuggets (lapangan gas subsea, North Sea, start-up 2001) atau South Pars (lapangan gas offshore Iran, start-up 2002).

Kalau BSW lebih tinggi lagi (misalnya lapangan minyak - prediksi BSW tinggi pada saat end of life) pilihan glycol juga tidak lagi menarik. Solusi termal (isolasi) dipilih misalnya untuk project Girassol (lapangan minyak offshore Angola).

Nuggets Case (artikel 1)

Flow assurance study (design stage) untuk lapangan Nuggets (gas/kondensat) menarik untuk disimak. Isolasi tidak mungkin dilakukan karena walaupun diisolasi temperature tetap drop karena JT effect di pipa, bahkan lebih rendah dari temperature air laut. Kemungkinan pemanas listrik juga dikesampingkan karena mahal.

Solusi yang menjanjikan adalah dengan menggunakan KHI. Test dengan salah satu produk KHI sempat dilakukan (Aberdeen,UK). Inhibisi aktif selama periode tertentu, tapi kemudian effektifitasnya mulai menurun. Artinya setelah periode tertentu tidak ada lagi proteksi. Untuk kondisi operasi normal tidak ada masalah, tapi kalau unplanned shut down .... ....

Problem dengan Inhibitor Termodinamik: Metanol dan MEG adalah injection ratenya yang besar, makin banyak air dalam sistem, makin besar injection rate yang diperlukan. Dua-duanya sebenarnya bisa diregenerasi, i.e. bisa dipisahkan dari air dengan prinsip distilasi. Dalam sistem metanol-air, metanol yang menjadi top product. Air yang mengandung salinity dan sampah lainnya tinggal dibuang. Dalam sistem MEG-air, air adalah top product. sehingga salinity akan terakumulasi di MEG..... Methanol loss ke gas stream cukup besar, sementara MEG loss sangat kecil. Dilematis.

Inhibitor AA ? AA men-dispersi kristal hidrat dalam fasa hidrokarbon cair. Problemnya di Nuggets hanya ada gas dan air, sedikit sekali kondensat sebagai fasa hidrokarbon cair. Jadi tidak mungkin menggunakan AA, kecuali kalau kurang kerjaan mau me-recycle kondensate kembali ke kepala sumur. MEG Regenerator (artikel 2)

Sementara di Canada, orang menawarkan MEG regeneration package yang mampu sekaligus mengatasi problem akumulasi salts. Beberapa unit test juga disebutkan sudah terpasang di Gulf of Mexico. Hasilnya cukup menggembirakan untuk subsea development yang berikutnya.

Artikel ini juga membeberkan pembandingan antara methanol dan MEG: sama-sama toxic kalau tumpah ke laut, higher risk in storage untuk methanol, lower viscosity of methanol, solubility loss, etc...

Baker Petrolite presentation (artikel 3) Seharusnya info inilah yang paling update (Oktober 2002).

Produk KHI generasi terbaru disebutkan mampu memberikan 11 oC hydrate suppression temperature selama 48 jam, atau 17 oC jika dikombinasi dengan methanol.

Produk AA seharusnya bisa digunakan sebagai proteksi untuk long shut down. Tetapi harus ada hidrokarbon cair dalam system, BSW maksimum 50 - 75%. suppresion temperature 14 oC. Dengan syarat: cukup hidrokarbon dalam fasa cair.

Kesimpulan: tidak ada solusi yang bisa mencakup semua kasus. KHI, AA, Methanol, atau kombinasinya harus disesuaikan dengan water cut dan subcooling. Namun demikian prospek ke depan cukup cerah.

Beberapa contoh applikasi / field test berikut operating data dan economical savings juga ditampilkan di presentasi ini.

Kita lihat saja, .... bagaimana kelanjutan ceritanya. siapa menjagokan siapa ?