Tantangan Dalam Mengelola Lapangan Gas dengan Kadar Gas CO2 yang Tinggi

ABSTRAK

Gas CO2 adalah gas asam dan merupakan kontaminan utama terkandung pada gas alam. Nilai kandungan CO2 yang tinggi pada lapangan gas memberikan tantangan tersendiri dalam mengembangkan gas alam secara komersial. Gas alam dengan kadar CO2 sangat tidak disukai karena kapasitas kalori gas alam akan turun sehingga menjadi bahan pertimbangan dari sisi pengembangan lapangan gas secara komersial jangka panjang, selain itu kandungan gas CO2 yang tinggi menyebabkan tingkat karat yang tinggi pada peralatan migas bawah permukaan dan di permukaan. Sehingga material khusus seperti kromium (Cr) di rekomendasikan untuk digunakan terutama untuk peratan bawah permukaan. Sedangkan utuk peralatan di permukan penggunakan material Cladded Resistance Alloy (CRA) sangat disarankan.  Sebagai konsekuensi, biaya pengembangan lapangan gas akan menjadi tinggi. Pengembangan lapangan dengan konsep cluster dengan lapangan gas yang memiliki kandungan CO2 yang rendah akan memberikan salah satu skenario alternatif pengembangan lapangan yang menarik. Penggunakan teknologi membran untuk memisahkan gas CO2 dari gas alam menjadi salah satu alternatif untuk mengoptimalkan skenario pengembangan lapangan gas secara komersial. Akhir kata semoga artikel ini menjadi salah satu alternatif dalam pengembangan gas dengan kadar CO2 yang tinggi di Indonesia.

Kata kunci: CO2, Kapasitas Panas, Korosi, cluster, membran

1.PENDAHULUAN

Lapangan gas dengan konsentrasi gas  karbon dioksida (CO2) yang tinggi telah tersebar luas dan berlimpah secara umum. Kandungan gas CO2 dalam suatau lapangan memiliki variasi yang cukup signifikan pada kedalaman formasi geologi yang berbeda, tergantung pada parameter tekanan, suhu formasi dan kapasitas penahan lapisan formasi. Hal ini memberikan analogi tentang penyimpanan CO2 secara alami dan karakteristik formasi tempat penyimpanan gas alam yang potensial. Telah banyak lapangan gas yang dikembangkan dengan konsentrasi kadar gas asam yang tinggi yaitu CO2 (40% - 90%). Dibandingkan dengan lapangan gas dengan kadar gas asam yang rendah, tentu lebih banyak tantangan yang dihadapi untuk mengelolanya secara teknis dan komersial. Pada akhirnya, tujuan utama dalam mengembangkan lapangan gas yang memiliki kadar gas CO2 tinggi adalah memasok kebutuhan gas sesuai dengan spesifikasi teknis yang diinginkan oleh pembeli dengan melalui desain teknik yang optimal dan dengan biaya pengeluaran yang efektif.

 

2. PEMBAHASAN

Fokus yang akan dibahas melalui tulisan ini meliputi hal-hal berikut ini:

• Definisi gas asam.
• Asal muasal gas CO2.
• Mengapa gas CO2 tidak dikehendaki
• Tantangan dalam mengelola lapangan gas dengan kadar gas CO2 yang tinggi.

Gas asam adalah jenis gas yang berubah menjadi asam ketika bercampur dengan air. Di dunia migas, salah satu gas asam yang sering dijumpai adalah karbon dioksida (CO2). Reaksi kimia gas karbon dioksida dengan air dapat dijelaskan dengan gambar 1.

Gambar -  1: Reaksi kimia gas karbon dioksida dengan air

Pembentukan gas CO2 di lapisan bumi disebabkan oleh beberapa hal berikut ini [1] [2] [3] [4]:

• Sebagai akibat dari reaksi batuan pada tekanan dan suhu yang tinggi di lapisan mantel bumi. Gas ini di distribusikan melalui patahan yang memotong formasi geologi.
• Hasil dari proses diagenesis batuan dikarenakan adanya perubahan fisika, kimiawi, dan biologi pada saat proses sedimentasi batuan.
• Akibat proses transformasi kimiawi material organic menjadi material kerosen pada suhu yang tinggi.

Dalam suatu produksi gas alam secara komersil, gas CO2 harus dipisahkan dari gas hidrokarbon. Beberapa masalah dibawah ini menjadi penyebab mengapa gas CO2 tidak dinginkan [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12]:

Kehadiran gas CO2 bersamaan dengan air akan memberikan efek korosif terhadap material yang dilaluinya. Material baja karbon biasanya digunakan pada pipa produksi minyak dan gas alam dengan kadar gas CO2 sampai dengan ~ 40% CO2 akan mengalami laju korosi yang sangat tinggi. Gas ini dapat menyebabkan kerusakan berbahaya dan fatal bagi infrastruktur pipa produksi dan pengolahan gas alam. Kebocoran pipa akibat efek korosi pada fasilitas pengolahan gas alam akan menyebakan kerusakan dan bencana yang mahal dari sisi keselamatan kerja dan komersial. Gambar-2 dan Gambar-3 memberikan ilustrasi efek korosi pada bagian dalam pipa dan sebagai akibatnya pipa mengalami kebocoran pada titik tertentu.

Gambar -  2: Korosi pipa bagian dalam akibat gas asam

Gambar -  3: Kebocoran pada pipa produksi akibat efek korosiâ

Pembakaran gas di lokasi pengeboran terkadang perlu dilakukan untuk mencegah penumpukan gas metan yang berbahaya terhadap keselamatan kerja di lokasi pengeboran. Selain itu, ketika terjadi masalah di fasilitas pengolahan maka gas alam harus dibakar sebagai bagian dari standar keselamatan (Gambar-4). Konsentratsi gas CO2 yang tinggi didalam  gas alam akan menurunkan nilai kalori. Dengan demikian proses pembakaran gas akan terhambat dengan kehadiran gas CO2 dengan kadar yang tinggi.

Gambar -  4: Proses pembakaran gas di fasilitas pengolahan gas alam

 

1.1.1.  Kadar kalori yang rendah

Bahan bakar gas biasanya dipasok ke generator turbin gas untuk menghasilkan listrik. Salah satu tantangan utamanya adalah rendahnya nilai kalori gas sebagai akibat dari tingginya kadar gas CO2 sehingga akan berdampak terhadap pemilihan jenis generator turbin gas yang tepat. Beberapa generator turbin gas tidak dapat bekerja secara efisien bila kadar kalorinya rendah. Sebagai akibatnya, pemilihan jenis trubin akan menjadi hal yang sangat penting dan kapasitas listrik yang dinginkan kemungkinan tidak tercapai sesuai dengan rencana. Sebagai konsekwensi, harga gas yang dijual akan semakin rendah dan generator di desain untuk mengadopsi bahan bakar ganda (gas & diesel) sehingga modal investasi yang diperlukan semakin besar.

2.4 Tantangan dalam mengelola lapangan gas dengan kadar gas CO2 yang tinggi.

1.2.1.  Fasilitas bawah permukaan (sub surface) [13]

a. Peralatan bawah permukaan.

Dalam industri minyak dan gas, bawah permukaan didefinisikan sebagai lokasi yang terletak di bawah kepala sumur migas sampai dengan kedalaman formasi geologi tertentu. Pada saat pengeboran sumur migas selesai, pengambilan data bawah permukaan diperlukan untuk mengevaluasi formasi geologi yang mengandung gas hidrokarbon. Evaluasi ini meliputi lokasi kedalaman formasi geologi, jenis fluida yang dikandung (minyak/gas/air), karakteristik formasi, dan tujuan akhirnya adalah untuk menentukan jumlah cadangan migas. Gambar-5 memperlihatkan contoh skematik lapisan geologi yang mengandung gas hidrokarbon dan air.  Setelah evaluasi sumur dilakukan, maka fasilatas bawah permukaan akan dipasang untuk memproduksi gas ke permukaan.

Secara umum, fasilitas bawah permukaan yang dipasang pada setiap sumur migas meliputi hal-hal dibawah ini (Gambar-6):

Gambar -  5: skema lapisan geologi yang mengandung gas dan air

• Kepala sumur.

Salah satu komponen sumuar yang terdiri atas peralatan kontrol yang terletak di permukaan, terbuat dari besi baja untuk mengontrol laju aliran gas atau menyekat semburan gas akibat kebocoran sumur.

• Katup pengaman bawah permukaan.

Merupakan katup yang terbuat dari besi baja dan dipasang pada rangkaian pipa produksi yang berfungsi untuk mengamankan aliran gas kepermukaan. Katup ini  bekerja secara otomatis dengan menggunakan tenaga hidrolik

• Pipa selubung.

Merupakan pipa baja berdiameter tertentu yang dimasukkan ke dalam sumur pemboran kemudian ditempatkan pada kedalaman tertentu dan disertai dengan penyemenan. Fungsi dari pipa selubung adalah untuk menjaga integritas lubang sumur dan mengisolasi fluida dari formasi yang tidak diinginkan.

• Pipe produksi.

Merupakan pipa yang ditempatkan di dalam pipa selubung dan berfungsi untuk mengalirkan fluida hidrokarbon dari formasi geologi ke permukaan. Selain itu pipa ini juga berguna untuk mengisolasi lapisan formasi geologi yang mengandung air.

• Penyekat (packer).

Fungsi pokok dari penyekat adalah memisahkan atau mengisolasi annulus diantara pipa selubung dan pipa produksi dan membantu efisiensi produksi. Biasanya penyekat ini dibuat dengan material  karet dan besi baja.

Berdasarkan keterangan diaatas, sebagian besar fasilitas peralatan bawah permukaan menggunakan besi baja sebagai material utama. Apabila formasi gas dengan kandungan gas CO2 yang tinggi akan dikembangkan secara komersial pada jangka waktu tertentu, maka pmilihan material peralatan produksi harus direncanakan dengan baik dalam hal dimensi, kekuatan, kondisi bawah permukaan (tekanan dan suhu alir fluida),  dan laju korosi akibat interaksi gas CO2 dengan besi baja. 

Gambar -  6: Contoh fasilitas produksi bawah permukaan

Pentingnya mengetahui struktur micro besi baja dan efeknya terhadap korosi yang disebabkan oleh gas alam akan menambah pemahaman dalam pemilihan bahan yang akan digunakan pada fasilitas produksi bawah permukaan. Perbedaan perilaku korosi baja murni dan paduan dengan material lain sering dipakai untuk menganalisis efek korosi gas CO2 pada baja.

Reaksi kimia korosi dari gas asam CO2 terhadap baja dapat dilihat sebagai berikut:

• Asam karbonat kemudian diasosiasi menjadi bikarbonat dan karbonat memlalui dua langkah berikut ini:

• Efek korosi gas asam CO2 adalah reaksi elektrokimia sebagai berikut:

Dengan demikian, korosi yang disebabkan oleh gas asam CO2 akan membentuk produk korosi FeCO3.

Kehadiran material kromiun (Cr) untuk melapisi besi baja menawarkan secara signifikan ketahanan baja terhadap korosi yang disebabkan oleh gas CO2 dengan cara membentuk oksida yang stabil. Beberapa publikasi menyarankan penggunaan campuran 13% Cr pada baja baik di homogen pada baja karbon untuk mitigasi korosi [14] [15]. Tabel-1 memberikan gambaran atas penambahan jumlah material Cr pada baja akan menurunkan laju korosi secara signifikan.

Tabel -  1: Efek penambahan material Cr terhadap penurunan laju korosi pada besi baja [14] [15]

Oleh karena itu, pemakaian material tambahan Cr pada baja sangat disarankan pada fasilitas bawah permukaan untuk mencegah kerusakan yang terkait yang korosi pada masa pengembangam lapangan gas dengan kandungan gas asam yang tinggi. Namun demikian, potensi kenaikan biaya pengeboran sumur akan meningkat seiring dengan penggunakan material Cr pada besi baja. Analisa manfaat biaya harus dilakukan untuk mendapatkan kadar Cr yang optimum sehingga biaya pengembangan lapangan gas menjadi efektif.

a.Strategi produksi

Dalam suatu lapangan migas dengan kadungan gas CO2 yang tinggi, terkadang terdapat juga lapangan – lapangan gas disekitarnya dengan kandungan gas asam yang kecil atau bahkan dalam satu sumur terdapat beberapa lapisan formasi gas dengan kadar gas asam yang berbeda. Hal ini disebabakan oleh kapasitas lapisan penutup di formasi geologi tertentu berbeda-beda. Semakin tinggi kapasitas lapisan batuan penutup maka kandungan gas CO2 diharapkan menjadi lebih kecil karena perpindahan gas CO2 secara vertikal dari sumber batuan dibawah dapat dihambat oleh lapisan penutup.

 

Dengan kehadiran formasi gas dengan kadar gas CO2 yang rendah, maka dimungkinkan untuk mencampur keduanya untuk mendapatkan gas alam dengan kadar gas CO2 yang lebih rendah atau dengan kadar kalori yang lebih tinggi. Contoh ilustrasi pencampuran gas dengan kadar gas asam CO2 yang berbeda didalam satu sumur migas dapat dilihat pada Gambar-7. Sedangkan pencampuran gas pada lapangan dengan kadar gas CO2 berbeda dengan menggunakan sistem kluster diilustrasikan pada Gambar-8.

Gambar -  7: Ilustrasi pencampuran gas didalam satu sumur dengan kadar gas asam CO2 yang berbeda

Gambar -  8: Ilustrasi pencampuran gas alam pada lapangan gas dengan kadar gas asam CO2 yang berbeda dengan sistem kluster

a. Pemisahan gas asam CO2 dengan menggunakan teknologi membran

Gas CO2 adalah salah satu kontaminan utama dalam aliran gas alam. Pemisahan dari aliran gas alam diperlukan sebelum memasuki unit hilir dari sistem pengolahan gas karena menyangkut masalah lingkungan, keselamatan kerja, dan spesifikasi nilai kalori serta masalah korosi yang signifikan pada pipa dan unit pengolahan. Salah satu teknologi pemisahan gas CO2 adalah dengan menggunakan teknik absorpsi pada kolom pengeringan gas dan teknologi membran. Penerapan teknologi ini di lapangan lepas pantai memerlukan biaya modal yang besar, biaya operasional dan perawatan yang besar serta tempat yang cukup luas untuk penempatan unit. Namun demikian dengan seiring peningkatan teknologi di pasar, penurunan biaya modal dan kemungkinan untuk pemakaian pada anjungan produksi lepas pantai yang memiliki tempat terbatas membuat teknologi ini menjadi menjadi solusi alternatif yang menarik untuk memisahkan gas CO2 dari aliran gas alam.

Membran adalah sebuah elemen penting dalam pemisahkan gas CO2. Membran terbuat dari ribuan individual serat membran polimer. Serat ini dibundel untuk memaksimalkan luas permukaan dan dijungnya kemudian ditutup dengan lembaran tabung epoxy. Setiap elemen membran dipasang rumah membran dengan konfigurasi khusus untuk memisahkan gas CO2 dan gas hidrokarbon. Bentuk fisik membran pemisah gas CO2 dapat di lihat pada Gambar-9.

Gambar -  9: Serat membran dan tabung membran untuk memisahkan gas CO2

Cara kerja tabung membran untuk memisahkan gas CO2 dalam suatu aliran gas dijelaskan sebagai berikut:

• Campuran aliran gas hidrokarbon dan gas asam CO2 akan mengalir secara bersamaan dalam satu aliran.
• Lalu aliran gas ini melewati tabung membran untuk memisahkan gas CO2 dari aliran gas. Gas hidrokarbon methan (CH4) memiliki bentuk molekul yang lebih besar dibandingkan gas CO2. Oleh karena itu, ketika aliran gas campuran memasuki membrane, maka gas CO2 akan bergerak lebih lebih cepat dibandingkan dengan gas hidrokarbon karena permeabilitas relatif gas CO2 lebih cepat dibandingkan gas hidrokarbon. Mekanisme ini diilustrasikan pada Gambar 10. 
• Gambar -  10: Mekanisme dasar pemisahan gas CO2 dengan menggunakan teknologi membran.

Gambar -  10: Mekanisme dasar pemisahan gas CO2 dengan menggunakan teknologi membran

• Gas hidrokarbon akan mengalir memlalui membran dan gas CO2 akan mengalir melalui pipa selubung yang terletak ditengah tabung membran. Gas yang kaya akan kandungan CO2 disebut gas permeate dan gas hidroarbon disebut gas non-permeate. Ilustrtasi pemisahan CO2 dalam tabung membran dapat dilihat pada Gambar-11

Gambar -  11: Ilustrasi pemisahan gas CO2 dan hidrokarbon didalam tabung membrane[4]

Serat membran di desain untuk bekerja pada kondisi gas yang kering. Oleh karena itu, sebelum aliran gas campuran memasuki tabung membran,  proses pengeringan gas terhadap kandungan air,  kondensat, atau merkuri perlu dilakukan. Hal berguna untuk memperpanjang umur pemakaian membran.

Gambar -  12: ilustrasi sistem aliran gas sebelum memasuki system pemisah gas CO2 [17]

Sistem pemisahan gas CO2 melalui membran bisa dilakukan dalam beberapa tahap tergantung dari berapa kadar CO2 yang ingin dipisahkan. Gambar-13 memberikan ilustrasi pemisahan gas CO2 dengan melalui 2 tahap pemisahan. Pada ilustrasi ini, unit pemisahan pertama bertujuan untuk menurunkan kadar CO2 dalam aliran gas hidrokarbon dari tingat 60% ke  40%. Sedangkan unit kedua bertujuan untuk menurunkan kadar gas CO2 dari tingkat 40%  ke 20%. Jumlah tabung membran yang digunakan merupakan fungsi dari jumlah aliran gas yang masuk kedalam sistem pemisahan dan kadar CO2 yang ingin diturunkan. Kualitas membran harus di monitor dari waktu ke waktu supaya spesifikasi gas yang diharapkan oleh pembeli tidak terganggu.

Beberapa parameter dibawah ini dapat mempengaruhi kualitas membran:

• Tekanan gas input.
• Jumlah laju alir gas input.
• Suhu gas.
• Kandungan air didalam gas.

 

b. Material pipa permukaan.

Gas alam yang mengandung komponen asam seperti CO2 harus dikurangi ke tingkat yang dapat terima oleh pembeli sebelum gas ini dijual dan digunakan untuk keperluan industri dan pelanggan individual. Ilustrasi sistem pemipaan dari sumur gas sampai dengan konsumen dapat dilihat pada Gambar-13. Dengan sistem pemipaan yang panjang dan dan jaringan yang cukup rumit, perawatan jaringan pipa merupakan tantangan tersendiri dalam mengelola lapangan gas dengan kadar gas asam yang tinggi. Walaupun kadar gas CO2 yang telah dipisahkan sudah rendah, namun untuk pemakaian pipa pada periode waktu yang panjang perlu dipertimbangkan. Jenis pipa CRA (Cladded Resistance Alloy) biasanya digunakan pada lapangan gas dengan kadar gas CO2 yang tinggi. Jenis material ini digunakan karena sifat materialnya yang cukup kuat untuk menahan laju korosi pada jangka waktu tertentu. Sebagai konsekwensi, harga pipa dengan kualitas CRA akan menjadi lebih mahal daripada pipa baja biasa.

Gambar -  13: Contoh fasilitas produksi gas alam di permukaan (dari sumur sampai kepada pelanggan) [18]

c. Perawatan fasilitas produksi

Dalam hal perawatan, tantangan utama yang dihadapi adalah bagaimana membuat umur membran seperti yang diharapakan. Hal ini disebabkan oleh kualitas gas alam yang biasanya berubah ubah apabila gas alam yang diproduksikan dengan sistem kluster dari beberapa lapangan yang berbeda dan formasi yang berbeda beda. Namun demikian, untuk mengatasi ini, pada tahap desain, skenario rencana mitigasi pengembangan beberapa lapangan gas yang berbeda kadar gas CO2 harus dipertimbangkan. Hal ini sangat diperlukan mengoptimalkan biaya kapital dan biaya perawatan yang diperlukan dikemudian hari. Pada akhirnya analisa biaya terhadap keuntungan yang diperoleh harus dilakukan dengan sangat detail untuk menghindari biaya tambahan dalam perawatan fasilitas sumur dan pemrosesan gas alam.  

 

  3. KESIMPULAN

Pengembangan lapangan migas dengan kadar CO2 yang tinggi memerlukan strategi khusus untuk membuat proyek ini menarik dari sisi komersial. Prinsip pengembangan lapangan migas dengan konsep kluster menjadi strategi alternatif untuk mengembangkannya. Selain itu, teknik pemisahan gas CO2 dengan menggunakan teknologi membran telah terbukti bekerja dengan baik sesuai dengan yang diharapakan. Seiring dengan meningkatnya pengembangan teknologi membran, diharapkan biaya yang diperlukan untuk mengaplikasikan teknologi ini bisa semakin terjangkau. Semoga artikel ini bisa menjadi salah satu alternatif pemikiran untuk mengembangkan lapangan gas dengan kadar gas CO2 tinggi.

 

DAFTAR PUSTAKA

 

1. Some applications of isotope geochemistry for determining sources of stray carbon dioxide gas, Christopher D. Laughrey et all, Pennsylvania Department of Conservation and Natural Resources, http://www.dcnr.state.pa.us
2. Petroleum geochemistry and geology, Hunt M. J, 1996.
3. Composition and origins of coalbed gas, Rice D.D. et all, AAPG studies in geology, 1993.
4. Acid gas CO2 separation systems with Cynara Membranes, https://cameron.slb.com
5. High-Capacity  Gas Membrane Elements Reduce Weight, Cost, Oil & gas Journal, Magazine articles, 24 Jul 2006.
6. Membrane technology removes CO2 from liquid ethane, Oil & gas Journal, Magazine articles, 22 Jul 2002.
7. SPE-75505-MS, Membrane Technology for Natural Gas Processing, Klaus Ohlrogge et all, 2002.
8. OTC-24935-MS, CO2 Removal from Natural Gas Using Membrane Contactor, Zhe Phak Chan et all, 2014.
9. SPE-157281-MS, Evaluation of Membrane Processes for Acid Gas Treatment, Judith Jahn et all, 2012.
10. SPE-13281-PA, Bulk CO2 Removal Achieved Through Membrane Separation, M.S. Dinello at all, 1989.
11. IPTC-12481-MS, Removal of Acid Gas Emissions Using Hollow Fiber Gas Absorption Membrane Contactors, Amir Mansourizadeh et all, 2008.
12. Several concerns in High CO2 field development, Chemical  Process Technology (http://webwormcpt.blogspot.my), 2007.
13. Well Completion and Servicing, Dennis Perrinet all, Instut Francais du Petrole, 1999.
14. Lopez D A, Perez T and Simison S N, 2003: 'The influence of microstructure and chemical composition of carbon and low alloy steels in CO2 corrosion- A state-of-the-art appraisal. Materials and Design, Vol 24, pp561-575.
15. Nesic S, 2007: Key issues related to modelling of internal corrosion of oil and gas pipelines- a review. Corrosion Science, Vol 49, pp4308-4338.
16. Membrane Technology, Innovative Gas Systems (IGS), http://www.igs-global.in
17. Recent Developments in CO2 Removal Membrane Technology, David Dortmundt et all (UOP LLC) , 1999.
18. Canadian energy pipeline association, www.cepa.com.