PENGEMBANGAN GAS BUMI NATUNA CO2 TINGGI DENGAN … file1 universitas indonesia pengembangan gas bumi natuna co2 tinggi dengan teknologi lng-eor-ccs. perbandingan membran dan cfz untuk

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: [email protected]

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


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).


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


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.


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).


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).


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)


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.


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


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.


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.


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).


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


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


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


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)


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 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


Lev

eliz

ed C

ost

($

/MM

Btu

)

Raw Gas Separasi LNG


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.


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)


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.


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.

PENGEMBANGAN GAS BUMI NATUNA CO2 TINGGI DENGAN … file1 universitas indonesia pengembangan gas bumi natuna co2 tinggi dengan teknologi lng-eor-ccs. perbandingan membran dan cfz untuk

Documents