PENGEMBANGAN GAS BUMI NATUNA CO2 TINGGI DENGAN TEKNOLOGI LNG-EOR-CCS. PERBANDINGAN MEMBRAN DAN CFZ UNTUK SEPARASI CO2

Transkripsi

1 PENGEMBANGAN GAS BUMI NATUNA CO2 TINGGI DENGAN TEKNOLOGI LNG-EOR-CCS. PERBANDINGAN MEMBRAN DAN CFZ UNTUK SEPARASI CO2 Kameliya Hani Millati 1, Widodo Wahyu Purwanto 1 1 Departemen Teknik Kimia, Fakultas Teknik,, Kampus Baru UI, Depok, 16424, Indonesia 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 CO 2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO 2 tinggi membutuhkan proses separasi CO 2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO 2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H 2S. 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 CO 2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO 2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO 2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO 2) 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 CO 2). Dari aspek ekonomi, proses separasi CO 2 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 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO 2 content, reaching 71%. High CO 2 content requires special method for CO 2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO 2, 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 CO 2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects. Based on simulation and calculation, CO 2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO 2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO 2) 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 CO 2). 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 CO 2, LNG, EOR, CCS, CO2 separation, membrane, CFZ 1

2 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, CFZ TM 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). 2

3 Tabel 1 Komposisi Gas Bumi di Natuna Komponen Komposisi (%) Karbon dioksida (CO 2) 71 Metana dan hidrokarbon lain (C 1 dan C 2+) 28 Hidrogen sulfide (H 2S) 0.6 Nitrogen (N 2) 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 H 2S ppmv Total Sulfur ppmv CO 2 ppmv 2%-8% Hg μg/nm 3 0,01 0,01 0,01 NA H 2O 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 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 3

4 komponen gas yang lolos melalui membran dan tingkat difusi gas melalui membran. Dalam pemisahan gas, aliran berada pada tekanan (p h ) di sisi hulu, sedangkan gas permeate dipisahkan pada tekanan rendah (p l ) 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). q p,i = q py p,i = J A m A i = P i m l (p hx i p l y i ) 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. x r,n,i = γ n y r,n,i + (1 γ n)y r,n,i α i y r,n 2 n = 1,, N s ; i = 1,, N c θ 0,n = 1 r,n 3 n = 1,, N s y 0,n,i = x f,n,i x r,n,i r,n 1 r,n 4 n = 1,, N s ; i = 2,, N c 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. 4

5 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). 5

6 Gambar 3 Peta Lokasi Injeksi CO 2 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/cm 3 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 MMSTB, Sumatra Selatan MMSTB, dan Kalimantan Timur 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). 6

7 Gambar 4 Diagram Fasa untuk Proses Transportasi dan Injeksi CO 2 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) 7

8 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. 8

9 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). Materi Gas umpan Tabel 4 Spesifikasi Pipa Transmisi Pengolahan Gas Natuna Jarak Laju Alir Jumlah Tekanan Lokasi (km) (MMSCFD) Pipeline (bar) Gas processing barge Diameter (inchi) Sales Gas Pulau Natuna , CO 2 Riau , ,9 32 CO 2 Aquifer Aspek Teknis Unit Separasi CO2: Membran dan CFZ Tabel 5 Aspek Teknis Unit Separasi CO 2 Parameter Unit Membran CFZ + Membran CFZ Konsumsi Energi kj/ton CO 2 0,858 0,504 0,475 CO 2 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 9

10 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 m 2 ) membutuhkan floor area lebih luas 2,5 kali lipat daripada membran (272 m 2 ). 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. 10

11 Tabel 6 Kondisi Operasi dan Komposisi Gas Umpan Unit Pencairan Gas Bumi Parameter Unit Membran CFZ + Membran Suhu o C 12,50 9,44 Tekanan kpa Laju alir MMSCFD C 1-0,978 0,987 C 2-0,001 0,001 N 2-0,021 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, ,914 Kebutuhan Refrijeran Carbon Efficiency % Thermal Efficiency % Pada Tabel 7 dapat dilihat suhu gas umpan hasil separasi membran (12,50 o C) sedikit lebih tinggi daripada CFZ (9,44 o C). 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 ( Btu/kWh) sedikit lebih kecil daripada CFZ ( Btu/kWh) karena fraksi CH4 sedikit lebih kecil sehingga heating value lebih kecil. 11

12 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 Minyak diperoleh bbl/d Kinerja EOR bbl oil/kwh 0,20 0,21 CCS 1 CO 2 untuk CCS ton/d Kinerja CCS kg CO 2/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 o C) lebih rendah daripada membran (46 o C) 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). 12

13 Specific Power (kwh/kg LNG) Efisiensi Karbon (%) Membran CFZ + Membran CFZ Gambar 6 Aspek Teknis Keseluruhan: Efisiensi Karbon Onshore Offshore Membran CFZ + Membran CFZ 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 13

14 Biaya ($/ton CO 2 ) bawah CFZ, sudah dalam keadaan cair (dense phase fluid) sehingga tidak membutuhkan sistem kompresi seperti skema membran dan CFZ. Aspek Ekonomi Separasi CO2 Biaya Investasi Biaya Operasi Membran CFZ + Membran Gambar 8 Biaya Unit Separasi CO 2 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 o C 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 $/TPA, sedangkan 14

15 Levelized Cost ($/ton CO 2 ) Levelized Cost ($/bbl minyak) Levelized Cost ($/MMBtu) biaya operasi menggunakan 3% dari biaya investasi annual. Persentase biaya produksi dari setiap unit proses pengolahan LNG berdasarkan studi energi oleh Oxford Institute. Biaya Investasi Biaya Operasi Bahan Bakar Membran CFZ + Membran Gambar 9 Biaya Unit Pencairan LNG Aspek Ekonomi Unit CCS-EOR Biaya investasi dan operasi unit CCS ($/ton CO2) dan EOR ($/bbl minyak) dapat dilihat pada Gambar 10 dan Gambar 11. Biaya Investasi Biaya Operasi Biaya Investasi Biaya Operasi Membran CFZ + Membran 0.0 Membran CFZ + Membran Gambar 10 Biaya Unit CCS Gambar 11 Biaya Unit EOR 15

16 Levelized Cost ($/MMBtu) 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 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 Raw Gas Separasi LNG Membran CFZ + Membran Gambar 12 Biaya Produksi LNG Hasil Pengolahan Gas Natuna 16

17 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. 17

18 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 (m 3 (STP)/m 2 h) D koefisien difusi C konsentrasi permeate l ketebalan membran S koefisien solubilitas untuk gas dalam membran (m 3 (STP)/ m 3 bar) P i permeabilitas gas komponen i (m 3 (STP)/m h bar) r faktor tak berdimensi flow rate feed pada retentate residu A m luas area membran yang dibutuhkan (m 2 ) D AB difusifitas (m 2 /s) p 1 tekanan gas masuk (psia) p 2 tekanan gas keluar (psia) q p volume gas permeate (i) (m 3 (STP)/h) x f fraks mol feed x i fraksi mol komponen i di sisi feed dalam membran x r, x 0 fraksi mol retentate y i fraksi mol komponen i di sisi permeate dalam membran y p, y 0 fraksi mol permeate l ketebalan membran (m) p h tekanan feed (bar) p l tekanan permeate (bar) θ 0 stage cut, rasio laju alir retentate per laju alir feed n indeks stage membran α rasio permeabilitas gas murni (P A /P B ) γ rasio tekanan permeate per tekanan feed (P l /P h ) 18

19 Subskrip h high l low i, j komponen i, komponen j m, n membrane stage p permeate r retentate Singkatan MMSCFD MTPA TSCF Milion Standard Cubic Feet Million Ton Per Anum Trillion Standard Cubic Feet Daftar Referensi Ahmad, Faizan. dkk Process Simulation and Optimal Design of Membrane Separation System for CO2 Capture from Natural Gas. Computers and Chemical Engineering, 36, Forbes, S. M., Verma, P., Curry, T. E., Bradley, M. J., Friedmann, S. J., Wade, S. M Guidelines for Carbon Dioxide Capture, Transport, and Storage. World Resources Institute. IEA Greenhouse Gas R&D Programme, Assessment of Sub Sea Ecosystem Impacts. Cheltenham: IEA Enivronmental Projects Ltd. Lee, S. & Kam, S.I 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 Handbook of Liquefied Natural Gas. GPP: Elsevier. Mokhatab, S., Poe, W.A, & Speight, J.G Handbook of Natural Gas Transmission and Processing. Oxford: Elsevier. Qi, Runhong dan Henson, Michael A Membrane System Design for Multicomponent Gas Mixtures via Mixed-Integer Nonlinear Programming. Computer and Chemical Engineering, 24, Setiawan, T Model Pengembangan Gas Natuna dengan Pendekatan LNG-EOR- CCS Terintegrasi. Sumartono, Pengolahan Gas Limbah Proyek Gas Natuna. Jurnal Teknologi Lingkungan : BPPT. 19

20 Toftegaard, M. B., Brix, J., Jensen, P.A., Glarborg, P., & Jensen, A.D Oxy-fuel Combustion of Solid Fuels. Progress in Energy and Combustion Science, Issue 36, Wijmans, J. G., dan Baker, R. W The Solution Diffusion Model: A Review. Journal of Membrane Science, 107,