Mercury is a natural trace component of many natural gas streams. It enters the gas from the reservoir rock, travels mainly as elemental mercury vapour, and — although the concentrations are minute — it is aggressive enough to destroy cryogenic equipment, poison catalysts and create a genuine health hazard during maintenance. For that reason, removing mercury is not an optional polishing step: in gas processing and LNG it is a core part of the plant design. This article explains how mercury is taken out of natural gas, the adsorbents that do the work, where the equipment sits, and why removal only counts when it is paired with measurement.
The short version
Mercury is removed in a fixed-bed mercury removal unit (MRU) placed upstream in the process. The bed holds an adsorbent — sulfur-impregnated carbon or a metal-sulfide media — that chemically locks elemental mercury into stable, insoluble mercuric sulfide (HgS). The reaction is essentially irreversible, so mercury stays trapped rather than passing downstream. Beds are placed as early as practical to protect the whole plant, and inlet/outlet monitoring confirms they are working.
Why mercury has to be removed from natural gas
Mercury content in raw gas is highly variable. Depending on the basin it can range from levels too low to detect up to a few hundred micrograms per normal cubic metre — around 300 µg/Nm³ at the high end — and it can drift over the producing life of a well. Three problems make even small amounts unacceptable:
- Cryogenic corrosion. In LNG, gas is chilled in brazed aluminium plate-fin heat exchangers. Elemental mercury amalgamates with aluminium and drives liquid-metal embrittlement, cracking the thin fins and welds that operate cold and under pressure. The failure mode is sudden and expensive, and the exchanger cannot be protected once mercury reaches it.
- Catalyst and adsorbent poisoning. Mercury deactivates precious-metal catalysts and accumulates on molecular sieves and other treating media, shortening their life and turning spent media into mercury-bearing waste.
- Health and safety (HSE). Mercury is a neurotoxin. Workplace exposure limits are strict — the OSHA permissible exposure limit for mercury vapour is 0.1 mg/m³ (8-hour reference) — and crews can be exposed during turnarounds when mercury has concentrated on internals, filters and adsorbents.
Because the cryogenic section is the most vulnerable point, LNG mercury specifications are set extraordinarily low — commonly near the analytical detection limit of about 10 ng/Nm³. The wider picture of these risks is covered in our article on mercury in natural gas and LNG.
How a mercury removal unit (MRU) works
A mercury removal unit is, in essence, a fixed-bed reactor. Gas flows through a vessel packed with a solid adsorbent, and mercury is captured by chemisorption — a chemical reaction with an active phase on the adsorbent, not simple physical adhesion. The active phase is usually sulfur or a metal sulfide, because sulfur has a very strong affinity for mercury.
When elemental mercury (Hg⁰) meets that active sulfur, it is converted to mercuric sulfide (HgS) — the same stable, insoluble compound that occurs in nature as the mineral cinnabar. In simplified form the chemistry is:
- Hg⁰ + S → HgS (fixation on elemental or impregnated sulfur)
- Hg⁰ + 2MeS → HgS + Me₂S (fixation on a metal sulfide, MeS)
The key point is that this reaction is effectively irreversible: once mercury is fixed as HgS it does not release back into the gas, so the treated stream stays clean and the captured mercury is held in a stable, insoluble form. The process specialist Axens describes this fixation of mercury as mercuric sulfide as the basis of its removal technology; their technical overview is useful further reading.
Mercury adsorbent types
Not all adsorbents behave the same, and the right choice depends heavily on whether the gas is dry or carries liquids. Three families are common in mercury removal service:
| Adsorbent type | Best use | Wet / upstream resistance |
|---|---|---|
| Sulfur-impregnated activated carbon | Dry, treated (downstream) gas | Limited — sulfur can leach if liquids are present |
| Bulk metal sulfides | Dry to moderately wet gas | Moderate — mercury fixed in the sulfide itself |
| Alumina-supported metal sulfides | Wet gas, wellhead / upstream duty | High — formulated for liquids and saturated gas |
Sulfur-impregnated carbons are effective and economical for clean, dry gas, but where hydrocarbon liquids or free water are present the impregnated sulfur can be washed out, reducing capacity and risking downstream contamination. Metal-sulfide adsorbents fix mercury in the sulfide crystal itself, so there is nothing to leach; alumina-supported metal sulfides in particular are engineered to keep working in wet, upstream conditions. We compare these media in more detail in our guide to mercury removal adsorbents.
Where to place the mercury removal unit
Placement is a strategic decision. Putting the MRU near the wellhead or as far upstream as practical protects the entire downstream chain — dehydration, treating, fractionation and the cryogenic section — and stops mercury from spreading into condensate and natural gas liquids. The trade-off is that upstream gas is often wet, which is exactly why liquid-tolerant metal-sulfide adsorbents matter for that duty. Some plants add a downstream "guard" bed closer to the cold box for final assurance.
Beds also differ in how they are managed. Non-regenerable beds are the norm for these sulfur-based media: the mercury is permanently fixed as HgS, and when the bed is saturated it is changed out and disposed of as mercury-bearing waste. Some upstream configurations use regenerable beds — for example water- or hydrocarbon-removal beds that also pick up mercury — but the dedicated mercury-fixing bed is typically a single-use, replace-when-spent design.
Removal only counts if you can measure it
A mercury removal bed is only as trustworthy as the data proving it works, so removal and monitoring always go together. Good practice is to measure mercury on both sides of the bed:
- Inlet — to know the incoming load and how it changes over time.
- Outlet — to confirm mercury is being removed to specification and to catch breakthrough before it reaches vulnerable equipment.
Measuring at these ng/Nm³ levels needs a dedicated ultra-trace instrument, not general gas analysis. Online and portable mercury analyzers for gas do this continuously or on demand, and the recognised reference test method for mercury in natural gas is ASTM D6350. Monitoring the outlet also lets media be changed on evidence of breakthrough rather than on a fixed calendar — avoiding both premature change-outs and the far worse risk of a saturated bed quietly passing mercury downstream.
Mercury removal and monitoring with Bayanaka
PT Bayanaka Mercury Services helps operators across Indonesia and South East Asia protect gas processing and LNG assets from mercury. While the removal beds do the fixing, our focus is making sure they are verifiably working: we consult on measurement strategy and supply, install, commission, calibrate and maintain ultra-trace mercury analyzers and continuous monitoring systems for inlet, outlet and guard-point duty.
To plan mercury removal verification and monitoring for your gas plant, get in touch with our engineers. You can also read more on mercury in natural gas and LNG, mercury removal adsorbents, or the ASTM D6350 mercury test method.
Merkuri merupakan komponen jejak alami dalam banyak aliran gas alam. Merkuri masuk ke dalam gas dari batuan reservoir, bergerak terutama sebagai uap merkuri elemental, dan — meskipun konsentrasinya sangat kecil — cukup agresif untuk merusak peralatan kriogenik, meracuni katalis, serta menimbulkan bahaya kesehatan yang nyata saat pemeliharaan. Karena itu, penghilangan merkuri bukanlah langkah pemolesan yang opsional: dalam pengolahan gas dan LNG, hal ini merupakan bagian inti dari desain pabrik. Artikel ini menjelaskan bagaimana merkuri dihilangkan dari gas alam, adsorben yang mengerjakannya, di mana peralatannya ditempatkan, dan mengapa penghilangan baru berarti bila dipadukan dengan pengukuran.
Ringkasan singkat
Merkuri dihilangkan di dalam unit penghilang merkuri (MRU) jenis fixed-bed (unggun tetap) yang ditempatkan di bagian hulu proses. Unggun tersebut berisi adsorben — karbon terimpregnasi sulfur atau media metal-sulfida — yang secara kimia mengunci merkuri elemental menjadi merkuri sulfida (HgS) yang stabil dan tidak larut. Reaksi ini pada dasarnya tidak dapat balik (irreversibel), sehingga merkuri tetap terperangkap dan tidak lolos ke hilir. Unggun ditempatkan sedini mungkin untuk melindungi seluruh pabrik, dan pemantauan inlet/outlet memastikan unggun tersebut bekerja.
Mengapa merkuri harus dihilangkan dari gas alam
Kandungan merkuri dalam gas mentah sangat bervariasi. Bergantung pada cekungannya, kandungan tersebut dapat berkisar dari kadar yang terlalu rendah untuk dideteksi hingga beberapa ratus mikrogram per meter kubik normal — sekitar 300 µg/Nm³ pada ujung tertinggi — dan dapat berubah sepanjang umur produksi sumur. Tiga masalah membuat kadar sekecil apa pun tidak dapat diterima:
- Korosi kriogenik. Pada LNG, gas didinginkan di dalam penukar panas plate-fin aluminium yang dibrazing. Merkuri elemental beramalgamasi dengan aluminium dan memicu penggetasan logam cair (liquid-metal embrittlement), meretakkan sirip tipis dan sambungan las yang beroperasi dingin dan bertekanan. Mode kegagalannya mendadak dan mahal, serta penukar panas tidak dapat dilindungi lagi begitu merkuri mencapainya.
- Peracunan katalis dan adsorben. Merkuri menonaktifkan katalis logam mulia dan terakumulasi pada saringan molekuler (molecular sieve) serta media pengolahan lain, memperpendek umurnya dan mengubah media bekas menjadi limbah yang mengandung merkuri.
- Kesehatan dan keselamatan (K3L). Merkuri adalah neurotoksin. Batas paparan di tempat kerja sangat ketat — batas paparan yang diizinkan (PEL) OSHA untuk uap merkuri adalah 0,1 mg/m³ (acuan 8 jam) — dan pekerja dapat terpapar saat turnaround ketika merkuri telah terkonsentrasi pada bagian internal, filter, dan adsorben.
Karena bagian kriogenik adalah titik yang paling rentan, spesifikasi merkuri LNG ditetapkan sangat rendah — umumnya mendekati batas deteksi analitis sekitar 10 ng/Nm³. Gambaran lebih luas mengenai risiko-risiko ini dibahas dalam artikel kami tentang merkuri dalam gas alam dan LNG.
Cara kerja unit penghilang merkuri (MRU)
Unit penghilang merkuri pada dasarnya adalah reaktor fixed-bed (unggun tetap). Gas mengalir melalui bejana yang dipadati adsorben padat, dan merkuri ditangkap melalui kemisorpsi — reaksi kimia dengan fase aktif pada adsorben, bukan sekadar perekatan fisik. Fase aktifnya biasanya sulfur atau metal sulfida, karena sulfur memiliki afinitas yang sangat kuat terhadap merkuri.
Ketika merkuri elemental (Hg⁰) bertemu dengan sulfur aktif tersebut, ia diubah menjadi merkuri sulfida (HgS) — senyawa stabil dan tidak larut yang sama seperti yang terdapat di alam sebagai mineral cinnabar. Dalam bentuk sederhana, reaksi kimianya adalah:
- Hg⁰ + S → HgS (fiksasi pada sulfur elemental atau terimpregnasi)
- Hg⁰ + 2MeS → HgS + Me₂S (fiksasi pada metal sulfida, MeS)
Poin utamanya adalah reaksi ini secara efektif tidak dapat balik (irreversibel): begitu merkuri terfiksasi sebagai HgS, ia tidak lepas kembali ke dalam gas, sehingga aliran yang telah diolah tetap bersih dan merkuri yang tertangkap tersimpan dalam bentuk yang stabil dan tidak larut. Spesialis proses Axens menggambarkan fiksasi merkuri menjadi merkuri sulfida ini sebagai dasar teknologi penghilangannya; tinjauan teknis mereka bermanfaat sebagai bacaan lanjutan.
Jenis-jenis adsorben merkuri
Tidak semua adsorben berperilaku sama, dan pilihan yang tepat sangat bergantung pada apakah gas dalam keadaan kering atau membawa cairan. Tiga kelompok umum digunakan dalam layanan penghilangan merkuri:
| Jenis adsorben | Penggunaan terbaik | Ketahanan basah / hulu |
|---|---|---|
| Karbon aktif terimpregnasi sulfur | Gas kering yang telah diolah (hilir) | Terbatas — sulfur dapat tercuci bila ada cairan |
| Metal sulfida curah (bulk) | Gas kering hingga agak basah | Sedang — merkuri terfiksasi di dalam sulfidanya sendiri |
| Metal sulfida bersangga alumina | Gas basah, tugas wellhead / hulu | Tinggi — diformulasikan untuk cairan dan gas jenuh |
Karbon terimpregnasi sulfur efektif dan ekonomis untuk gas yang bersih dan kering, tetapi bila terdapat cairan hidrokarbon atau air bebas, sulfur yang terimpregnasi dapat tercuci keluar, mengurangi kapasitas dan berisiko mengontaminasi hilir. Adsorben metal-sulfida memfiksasi merkuri di dalam kristal sulfidanya sendiri, sehingga tidak ada yang tercuci; khususnya metal sulfida bersangga alumina dirancang agar tetap bekerja dalam kondisi hulu yang basah. Kami membandingkan media ini secara lebih rinci dalam panduan kami tentang adsorben penghilang merkuri.
Di mana menempatkan unit penghilang merkuri
Penempatan merupakan keputusan strategis. Menempatkan MRU dekat wellhead atau sejauh mungkin di hulu melindungi seluruh rantai hilir — dehidrasi, pengolahan, fraksinasi, dan bagian kriogenik — serta mencegah merkuri menyebar ke kondensat dan cairan gas alam (NGL). Konsekuensinya, gas di hulu sering kali basah, dan justru itulah sebabnya adsorben metal-sulfida yang toleran cairan penting untuk tugas tersebut. Sebagian pabrik menambahkan unggun "guard" (pengaman) di hilir, lebih dekat ke cold box, sebagai jaminan akhir.
Unggun juga berbeda dalam cara pengelolaannya. Unggun non-regenerable (tidak dapat diregenerasi) merupakan hal yang lazim untuk media berbasis sulfur ini: merkuri terfiksasi permanen sebagai HgS, dan ketika unggun jenuh, unggun tersebut diganti dan dibuang sebagai limbah yang mengandung merkuri. Beberapa konfigurasi hulu menggunakan unggun regenerable (dapat diregenerasi) — misalnya unggun penghilang air atau hidrokarbon yang juga menyerap merkuri — tetapi unggun khusus pemfiksasi merkuri biasanya berdesain sekali pakai, diganti saat sudah jenuh.
Penghilangan hanya berarti bila Anda dapat mengukurnya
Unggun penghilang merkuri hanya sedapat dipercaya seperti data yang membuktikannya bekerja, sehingga penghilangan dan pemantauan selalu berjalan beriringan. Praktik yang baik adalah mengukur merkuri di kedua sisi unggun:
- Inlet (masukan) — untuk mengetahui beban yang masuk dan bagaimana perubahannya dari waktu ke waktu.
- Outlet (keluaran) — untuk memastikan merkuri dihilangkan sesuai spesifikasi dan menangkap breakthrough (tembus) sebelum mencapai peralatan yang rentan.
Pengukuran pada level ng/Nm³ seperti ini membutuhkan instrumen ultra-trace (jejak sangat halus) khusus, bukan analisis gas umum. Analiser merkuri untuk gas tipe online dan portabel melakukan hal ini secara kontinu atau sesuai kebutuhan, dan metode uji acuan yang diakui untuk merkuri dalam gas alam adalah ASTM D6350. Pemantauan outlet juga memungkinkan media diganti berdasarkan bukti breakthrough alih-alih jadwal kalender tetap — menghindari penggantian yang terlalu dini sekaligus risiko yang jauh lebih buruk, yaitu unggun jenuh yang diam-diam meloloskan merkuri ke hilir.
Penghilangan dan pemantauan merkuri bersama Bayanaka
PT Bayanaka Mercury Services membantu operator di seluruh Indonesia dan Asia Tenggara melindungi aset pengolahan gas dan LNG dari merkuri. Sementara unggun penghilang melakukan fiksasi, fokus kami adalah memastikan unggun tersebut terbukti bekerja: kami memberikan konsultasi strategi pengukuran serta memasok, memasang, meng-commissioning, mengalibrasi, dan memelihara analiser merkuri ultra-trace dan sistem pemantauan kontinu untuk tugas inlet, outlet, dan titik guard.
Untuk merencanakan verifikasi dan pemantauan penghilangan merkuri bagi pabrik gas Anda, hubungi para insinyur kami. Anda juga dapat membaca lebih lanjut tentang merkuri dalam gas alam dan LNG, adsorben penghilang merkuri, atau metode uji merkuri ASTM D6350.