Lapangan-X merupakan salah satu penyumbang gas terbesar di Jawa Barat, dimanapelanggan gasnya merupakan perusahaan-perusahaan yang memberikan konstribusiterhadap keberlangsungan perekonomian di pulau Jawa. Gas alam lapangan-X memilikikandungan CO2 dengan konsentrasi tinggi sebesar 23%, pengoperasian pemisahan CO2removal dimaksudkan untuk mengurangi kandungan CO2 sehingga memiliki heatingvalue yang tinggi. Hal ini karena CO2 dengan kadar > 5% dapat mempengaruhi heatingvalue gas, toxicity dan sangat korosif khususnya pada pelanggan untuk memproses lebihlanjut produknya. Pada proses pemurnian gas di lapangan-X, bejana tekan Absorber, LPFlash Column dan Rich Solution heater memiliki peranan utama dalam proses absorbsiCO2. Hasil analisa menunjukkan mekanisme kerusakan aktual bejana tekan denganstandard amine treating pada API RP 571 memiliki perbedaan, khususnya mekanismekerusakan amine corrosion pada ketiga bejana tekan dan chloride stress corrsion crackingpada LP Flash Column. Nilai corrosion rate tertinggi sebesar 0,604 mm/year pada tahun2020 karena adanya peningkatan jumlah HCO3- dalam bentuk kondensasi asam (HSAS)yang dapat bereaksi dengan Fe akibat perubahan temperatur proses melalui modelcorrosion rate Y = -0,0556x + 4,6359 (head) dan Y = -0,0161x + 1,3682 (shell) padabejana tekan. Dari matriks kekritisan didapatkan 2 bejana tekan pada peringkat resikomedium dan 1 bejana tekan medium high, sehingga respon inpeksi/maintenance yangperlu dilakukan adalah bersifat corrective maintenance dengan interval setiap 6 tahunsekali dan ruang lingkup inspeksi pada kategori medium. Model polynomial Y =0,0007X2 – 0,0099X + 3,7452 (head) dan Y = 0,0005X2 – 0,0842X + 3,3876 (shell)sebagai model prediksi amine corrosion rate pada temperatur rentang 40 s/d 1300Cmenunjukkan perbedaan grafik antara aktual dan standard API RP 581, hal ini disebabkankarena pada standard prediksi corrosion rate digunakan untuk amine treating pada sistemH2S dan CO2 sedangkan pada grafik polynomial aktual digunakan untuk prediksicorrosion rate untuk amine treating pada sistem CO2 tanpa adanya H2S.
Field-X is one of the largest gas contributors in West Java, where gas customers arecompanies that contribute to the sustainability of the economy in Java. X-field naturalgas has a high CO2 content of 23%, the CO2 removal operation is intended to reduce theCO2 content so that it has a high heating value. This is because CO2 with levels> 5% canaffect the heating value gas, toxicity and is very corrosive, especially for customers tofurther process the product. In the gas purification process in field-X, the Absorberpressure vessel, LP Flash Column and Rich Solution heater have a major role in the CO2absorption process. The analysis results show that the actual damage mechanism of thepressure vessel with the standard amine treating on API RP 571 has a difference,especially the damage mechanism of amine corrosion in the three pressure vessels andchloride stress corrosion cracking on the LP Flash Column. The highest corrosion rate valueis 0.604 mm / year in 2020 due to an increase in the amount of HCO3- in the form of acidcondensation (HSAS) which can react with Fe due to changes in process temperaturethrough the corrosion rate model Y = -0.0556x + 4,6359 (head) andY = -0.0161x + 1.3682 (shell) in the pressure vessel. From the criticality matrix, thereare 2 pressure vessels at the risk rating for medium and 1 pressure vessel for high medium,so that the inspection / maintenance response that needs to be done is correctivemaintenance at intervals every 6 years and the scope of the inspection is in the mediumcategory. Polynomial model Y = 0.0007X2 - 0.0099X + 3,7452 (head) andY = 0.0005X2 - 0.0842X + 3,3876 (shell) as a prediction model for amine corrosion rateat temperatures ranging from 40 to 1300C shows the difference in the graph between theactual and the API RP 581 standard is because the prediction standard of corrosion rateis used for amine treating in H2S and CO2 systems while the actual polynomial graph isused for prediction of corrosion rate for amine treating in CO2 system without H2S. |
T-Laksmana Putra Leuvinadrie.pdf :: Unduh