Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gas asam berupa CO2 dan H2S dalam gas alam merupakan zat pengotor yang harus dipisahkan hingga spesifikasi tertentu sebelum masuk ke pipa transmisi. Teknologi Amine Guard FS mampu memisahkan gas alam pada laju alir 165 MMSCFD dengan kandungan CO2 33% mol dan H2S 12000 ppm hingga kandungan pada produk 0.67%mol CO2 dan 3.6 ppm H2S. Produk sweet gas yang dihasilkan sebanyak 93.12 MMSCFD dengan kandungan air 5.3lbmole/MMscf. Estimasi total Capital Expenditure (CAPEX) hampir mencapai Rp562 milyar dan total Operating Expenditure (OPEX) sebesar Rp351 milyar per tahun.

---

Acid gas contains significant amounts of CO2 and H2S in natural gas is usually considered as a contaminant that must be separated to a certain specification before entering into transmission pipeline. Amine Guard FS technology is able to separate natural gas at the flow rate of 165 MMSCFD with a content of 33% mole CO2 and 12000 ppm H2S up to 0.67%mole CO2 and 3.6 ppm H2S at the product. Sweet gas product reached at 93.12 MMSCFD with 5.3lbmole/MMscf water content. The total estimation of Capital Expenditure (CAPEX) amounted to Rp562 billion and Operating Expenditure (OPEX) around Rp351 billion per year."

"Fasilitas Produksi Oil X akan memanfaatkan hasil samping gas alam yang mengandung 1,8 vol H2S dan 45 vol CO2sebagai fuel. AGRU perlu dibangun untuk mendapatkan spesifikasi 100 ppmv H2S dengan kandungan CO2 berkisar 30 - 35 vol. Gas umpan capacity adalah 39 MMScfd. MDEA dipilih karena selectivitas terhadap H2S. Studi simulasi dengan menggunakan Proses Simulator ini diharapkan dapat memperoleh kondisi operasi AGRU yang optimum, yaitu konsentrasi MDEA, suhu kolom absorber,dan tekanan stripper; yang dapat memberikan biaya paling rendah untuk pemisahan H2S dan CO2secara simultan pada konsentrasi gas asam yang tinggi dan tekanan gas yang rendah. Kondisi optimum operasi AGRU yang diperoleh adalah 40 berat konsentrasi MDEA, suhu lean amine masuk kolom absorber 52°C dan tekanan stripper 200 kPa; yang menghasilkan kandungan CO2 33,4 vol dan kandungan H2S 37 ppmv dalam fuel gas. Laju Alir Sirkulasi MDEA adalah 597 m3/hr. Biaya separasi untuk kondisi optimum adalah 1,0 /MMBtu fuel gas yang dihasilkan.

---

Oil Production Facility X plant to utilize its side product of natural gas which content 1,8 vol H2S and45 vol CO2 as internal usage fuel gas. AGRU is installed to get fuel gas spesification of 100 ppmv H2S with 30 ndash 35 vol CO2. Feed Gas capacity is 39 MMScfd. MDEA is selected due to its H2S selectivity solvent. This simulation study using Process Simulator focuses to get optimum AGRU operation parameters, such as MDEA concentration, Absorber temperature, and Stripper pressure which will result the lowest cost for simultanoeus H2S and CO2 removal at high acid gas concentration and low pressure. Optimum AGRU operation parameters results are 40 weight MDEA concentration 52oC Lean Amine temperature to Absorber and Stripper Pressure of 200 kPa which results CO2 content of 33,4 vol and H2S content of 37 ppmv in fuel gas product. MDEA circulation rate is 597 m3 hr. Separation cost for this optimum condition is 1,0 MMBtu fuel gas product. "

"PT. XYZ akan membangun Gas Processing Facility (GPF) lapangan X untuk memenuhi kebutuhan pasokan gas nasional untuk kebutuhan industri dan non-industri di wilayah Jawa Timur dan Jawa Tengah. Gas Processing Facility lapangan X dirancang dengan total kapasitas laju aliran produksi gas 330 MMscfd dengan impurities content 0,6-1% H2S, 34% CO2, RSH dan COS. Spesifikasi produk sales gas yang dihasilkan yaitu maks 5% mol CO2 dan maks 4 ppmv H2S. Pemilihan teknologi pemurnian gas alam yang dilakukan mendapatkan teknologi sufinol sebagai teknologi pemurnian gas alam yang akan dibangun oleh perusahaan. Tahap analisis hasil simulasi, optimasi proses dan kajian ekonomi diperoleh bahwa solvent sulfinol x memiliki unjuk kerja yang lebih baik dibandingkan dengan solvent sulfinol m, dalam penggunaan laju sirkulasi yang lebih optimum, solvent dan water loses yang lebih rendah dan konsumsi energi pada pompa dan reboiler yang lebih optimum dalam absorpsi CO2, H2S, RSH dan COS. Evaluasi ekonomi yang didapatkan dari penggunaan sulfinol x dibandingkan penggunaan sulfinol m, yaitu penghematan untuk biaya modal awal hingga USD 276.780 dan biaya operasional hingga USD 334.231.538 per tahun.

---

PT XYZ will build the Gas Processing Facility (GPF) field X to meet the needs of the national gas supply for industrial and non-industrial needs in the East and Central Java regions. The X field gas processing facility is designed with a total capacity of 330 MMscfd gas production flow rate with 0.6-1% H2S, 34% CO2, RSH and COS impurities content. The product sales gas specifications produced are max 5% mol of CO2 and max 4 ppmv of H2S. The selection of natural gas sweetening technology is done by getting sufinol technology as a natural gas sweetening technology that will be built by the company. The analysis phase of the simulation results, process optimization and economic study showed that sulfinol x has a better performance compared to sulfinol m, in the use of a more optimum circulation rate, lower solvent and water loses and energy consumption at pump and reboiler more optimum in absorption of CO2, H2S, RSH and COS. Economic evaluation obtained from the use of sulfinol x compared to the use of sulfinol m, namely savings for initial capital costs up to USD 276,780 and operational costs up to USD 334,231,538 per year."

"Gas alam yang memiliki kandungan H2S tinggi dapat menyebabkan masalah lingkungan karena gas H2S merupakan gas berbahaya. Oleh karena itu, penghilangan gas H2S sangat dibutuhkan. Oleh karena itu, dibuatlah rancangan beserta estimasi biaya dari Sulfur Recovery Unit. Rancangan SRU disimulasikan menggunakan software PROMAX serta estimasi biaya mencakup Capital Expenditure dan Operating Expenditure. Produksi sulfur dengan membakar H2S didalam tungku dan juga secara katalitik. Sulfur kemudian dikondensasi untuk mendapatkan sulfur cair. SRU ini memproduksi sulfur sebesar 54,55 ton/hari dan listrik netto sebesar 320 kW dengan nilai Capital Expenditure sebesar USD 11,92 juta serta Operating Expenditure sebesar USD 2,05 juta.

---

Natural gas which has large H2S amount can cause many environmental issue because H2S is a harmful toxic gas. Therefore, it is required to reduce H2S amount and it is important to design the Sulfur Recovery Unit and calculate its cost estimation. The SRU design simulated with PROMAX software and the cost estimations are included Capital Expenditure and Operating Expenditure. Sulfur produced by burning H2S in furnace and by catalytic process. Furthermore, sulfur condensed to produce liquid sulfur. This SRU produce sulfur and sellable electricity about 54.55 ton/day and 320 kW respectively. The estimation of Capital Expenditure and Operating Expenditure were about USD 11.92 millions and USD 2.05 millions."

"Proses pemisahan gas dengan membran menawarkan teknologi alternatif yang relatif baru dalam proses pemisahan gas C02 dari gas alam, terutama untuk gas alam dengan kandungan CO, tinggi. Selulosa asetat adalah salah satu bahan rnembran yang sering digunakan. Pada penelitian ini dilakukan penambahan selulosa triasetat pada selulosa asetat untuk mendapatkan membran dengan fluks yang lebih besar. Parameter yang digunakan untuk mengetahui kinerja membran adalah permeabilitas dan selektifitas. Untuk meningkatkan selektifitas dari membran yang dibuat, dilakukan perlakuan tambahan dengan pengaringan bertahap. Membran yang dibuat dalam penelitian ini adalah membran asimetrik. Membran ini dibuat di Laboratorium Proses Lemigas. Membran yang telah dibuat diuji dengan menggunakan gas C02 murni dan gas CH4, murni untuk mengetahui permeabilitas dan selektifitas membran. Dari hasil penelitian, diperoleh bahwa kondisi operasi dalam hal ini tekanan operasi mempunyai pengaruh terhadap permeabilitas dan selektifitas membran. Dengan adanya kenaikkan tekanan operasi, harga permeabilitas meningkat, tetapi hal sebaliknya terjadi pada selektifitas. Dari hasil pemodelan yang dilakukan diketahui bahwa…"