Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKKandungan CO2 pada gas alam merupakan komponen yang harus diminimalisir keberadaanya agar gas alam lebih bernilai teknis dan ekonomis. Studi kasus pada penelitian ini adalah keterbatasan kemampuan unit absorbsi MDEA yang ada, hanya mampu mengolah gas alam dengan kadar CO2 dibawah 24 . Sehingga gas alam hasil produksi sumur baru berkadar CO2 > 33 tidak dapat diolah oleh unit tersebut untuk memenuhi spesifikasi produk gas yang ditentukan konsumen, yaitu berkadar CO2 maksimum 5 . Oleh karena itu, perlu dilakukan penelitian dengan metode kuantitatif dan kualitatif sebagai studi kelayakan teknis dan ekonomis untuk memastikan penerapan teknologi membran, sebagai salah satu pilihan teknologi, untuk menurunkan kadar CO2 tinggi pada gas alam untuk meningkatkan laju produksi gas alam dan produk gas yang akan dikirim ke konsumen.Penelitian dimulai dengan perancangan peralatan membran pretreatment yang sesuai dengan kondisi gas umpan untuk mendukung operasi membran. Kemudian dibuat pemodelan menggunakan sistem membran satu langkah, elemen membran spiral-wound berbahan selulosa asetat serta menghitung luas permukaan membran yang dibutuhkan. Menurut hasil perhitungan teknis, penerapan teknologi ini terbukti dapat menurunkan 33 kadar CO2 pada gas umpan menjadi 13 sampai 20 serta berdampak pada kenaikan produksi gas alam dengan jumlah dan spesifikasi produk gas yang sesuai kebutuhan konsumen. Secara ekonomis, investasi pengadaan fasilitas membran juga dinilai menguntungkan, dengan nilai IRR sebesar 134,29 , nilai NPV sebesar USD 51.951.000, dan masa pengembalian investasi 3,33 tahun.

---

ABSTRACTCO2 contents in natural gas is a component that should be minimized to increase the natural gas technical and economical values. The case study of this research is the limitation capability of existing MDEA absorption unit which could only processed natural gas with maximum 24 CO2 contents. Therefore, the natural gas produced from new wells with CO2 contents 33 could not be processed to meet customer rsquo s gas sales specification in maximum 5 CO2. A research should be carried out by using quantitative and qualitative methods as technical and economic feasibility to ensure the application of membrane technology, one of CO2 separation from natural gas technology choices, to reduce high CO2 contents from it natural gas to increase natural gas production and sales gas that will deliver to customer.The research started with designing the membrane pretreatment equipment which suitable with feed gas condition to support the membrane operation. Then it followed by modelling the single step membrane system with spiral wound of cellulose acetate membrane then calculated the required surface area. The technical calculation result shown this technology application could reduce the 33 of CO2 contents to 13 until 20 and gave natural gas production increase which could fulfill the customer demands, both quantity and it specification. From the economical review, the membrane facility investment would be had profitable values after shown 134,29 of IRR value, USD 51,951,000 of NPV value, within payback period 3.33 years."

"Lapangan XYZ yang berlokasi di daerah Jatibarang Jawa Barat mengolah gas sebesar 19 MMSCFD dengan kandungan CO2 > 60 %. Lapangan XYZ tidak dapat langsung menyalurkan produksi gas kepada pembeli karena tidak memenuhi syarat perjanjian jual beli gas (PJBG) yang telah disepakati dimana kandungan CO2 yang diperbolehkan adalah < 8 %. Penggunaan teknologi absorpsi telah diterapkan di banyak proses pemurnian gas (gas sweetening) terutama menggunakan pelarut sebagai bahan dasarnya sehingga tingkat kesiapan teknologi ini sangat berkembang dibandingkan teknologi lainnya. Teknologi kriogenik juga memiliki kelemahan utama pada sistem absorpsi berbasis pelarut yaitu kebutuhan daya yang tinggi. Hal tersebut dapat diatasi dengan penggunaan teknologi membran maupun adsorpsi yang secara prinsip memiliki kebutuhan energi yang lebih rendah. Teknologi adsorpsi maupun kriogenik memiliki biaya investasi dan operasional yang tinggi sehingga teknologi membran memiliki prospek yang lebih baik apabila digabungkan dengan absorpsi berbahan dasar pelarut pada proses pemurnian gas. Pada penelitian ini dilakukan simulasi menggunakan gabungan antara teknologi membran serta teknologi absorpsi berbasis pelarut aMDEA untuk menurunkan kadar CO2 dengan menggunakan software Aspen Hysys. aMDEA (activated methyldiethanolamine) dipilih karena menggabungkan keuntungan yang dimiliki oleh pelarut methyldiethanolamine (MDEA) yaitu korosifitas yg rendah dan piperazine (PZ) memiliki laju penyerapan CO2 yang lebih baik. Membran menurukan kadar CO2 ditahap awal sedangkan pelarut aMDEA menurunkan kadar CO2 menjadi < 8%. Tujuan dari penelitian ini untuk mendapatkan kinerja optimal penggunaan gabungan teknologi membran dan absorpsi berbasis pelarut aMDEA serta kelayakan ekonomi terhadap Gas Sweetening Unit untuk penurunan CO2 yang memiliki kadar > 60%. Simulasi dilakukan dengan hasil Gas Sweetening Unit gabungan antara teknologi membran dan absorpsi aMDEA menurukan kadar CO2 menjadi 5,947 % dengan flow rate menjadi 6,95 MMSCFD. Selain itu dibutuhkan luas membran total sebesar 4.611 m2 dan kebutuhan pelarut sebesar 180.218 lb/hr. Nilai IRR yang dihasilkan adalah sebesar -12,67 % dan NPV sebesar USD -35.248.813. Kenaikan harga jual gas menjadi USD 7 / MMBTU meningkatkan kelayakan dengan NPV 4.009.601 dan IRR menjadi 8,8%.

---

XYZ field located in Jatibarang area, West Java, processes 19 MMSCFD of gas with CO2 content > 60%. The XYZ field cannot directly distribute gas production to buyers because it does not meet the terms of the agreed gas sales and purchase agreement (PJBG) where the allowable CO2 content is <8%. The use of absorption technology has been applied in many gas sweetening processes, especially using solvents as the base material, so the readiness level of this technology is very developed compared to other technologies. Cryogenic technology also has a major weakness in solvent-based absorption systems, i.e. high power requirements. This can be overcome by the use of membrane and adsorption technologies which in principle have lower energy requirements. Adsorption and cryogenic technologies have high investment and operational costs so that membrane technology has better prospects when combined with solvent-based absorption in the gas purification process. In this study, simulations were carried out using a combination of membrane technology and aMDEA solvent-based absorption technology to reduce CO2 levels using Aspen Hysys software. aMDEA (activated methyldiethanolamine) was chosen because it combines the advantages possessed by the solvent methyldiethanolamine (MDEA), i.e. low corrosivity and piperazine (PZ) has a better CO2 absorption rate. The membrane reduces CO2 levels in the early stages while the aMDEA solvent reduces CO2 levels to <8%. The purpose of this study is to obtain the optimal performance of the combined use of membrane technology and aMDEA solvent-based absorption and economic feasibility of the Gas Sweetening Unit for reducing CO2 levels > 60%. Simulations were carried out with the results of the Gas Sweetening Unit combined between membrane technology and aMDEA absorption reducing CO2 levels to 5.947% with a flow rate of 6.95 MMSCFD. In addition, it takes a total membrane area of 4,611 m2 and solvent requirements of 180,218 lb/hr. The resulting IRR value is -12.67% and NPV is USD -35,248,813. The increase in gas selling price to USD 7/MMBTU increases the feasibility with NPV 4,009,601 and IRR to 8.8%."

"Electrical submersible pump (ESP) yang digunakan mengangkat minyak dari formasi, tidak bisa bekerja dengan baik karena sering mengalami gas lock sebagai akibat banyaknya gas associated yang terproduksi didalam well bore. Untuk mengatasinya, Gas associated ini dialirkan lewat casing dan di-venting ke atmosfir. Venting system ini  berpontesi menimbukan polusi udara. Karean itu, 5 MMSCFD associated  gas yang terproduksi di Anjungan Y ini, perlu dimanfaatan secara close system dengan mengalirkanya ke Anjungan Process melalui scrubber  55” OD x 8’0”S/S, gas pipeline 8” sepanjang 5700 ft serta dikompessi dengan kompesor sampai tekanan discharge 400 psig sehingga dapat dimafaatkan sebagai umpan gas plant atau fuel gas turbine. Nilai keekonomisan  proyek ini sangat layak dengan NPV positip 141,5 Juta US$, nilai IRR positip 408%, Payback time 3 bulan dan  Revenue sebesar 11,1 Juta US$/tahun.

---

The electrical submersible pump that used to lift oil from the formation, can not work properly because it often experiences gas lock as a result of the amount of associated gas produced in the well bore. To overcome this, Associated gas has to be flowed through the casing and vented to the atmosphere. This venting system has the potential to cause air pollution. Therefore, 5 MMSCFD of associated gas produced at Platform Y, needs to be utilized in a close system by flowing it to the Process Platform through a scrubber 55 "OD x 8'0" S/S, 8" gas pipeline 5700 ft length and compressed by the compressor until 400 psig discharge pressure, so that it can be used as a feed gas plant or fuel gas turbine. The economic value of this project is very feasible since positive NPV 141.5 Million US $, positive IRR value of 408%, Payback time of 3 months and Revenue of 11.1 Million US $ / year."

"Lapangan Subang terletak di Desa Pelawad, Karawang, Jawa Barat termasuk wilayah kerja PT. Pertamina EP Asset 3. Berdasarkan data analisa kadar CO2 pada fase gas sangat tinggi yaitu, 50,66% mol. Pada kondisi saat ini associated gas tidak memilik nilai ekonomis karena langsung dialirkan ke flare untuk dibakar. Oleh karena itu diperlukan penangan khusus untuk memisahkan CO2 dari aliran associated gas agar kadar nilai CO2 maksimal sebesar 5% mol dan kadar air di bawah 7 lb/MMSCF sehingga dapat dikirim ke sales point. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan dengan teknologi solid adsorption yang menggunakan peranti lunak Simulator Adsorption V.10 dan dibandingkan dengan simulasi proses pengolahan dengan teknologi solvent absorption yang menggunakan piranti lunak Unisim. Keluaran dari simulasi ini akan menghasilkan beberapa aspek yaitu jumlah pelarut, konsentrasi penggunaan pelarut dan dimensi dari bed adsorbent pada laju alir gas umpan. Selain itu dilakukan perbandingan secara kualitatif dari kedua teknologi pengolahan gas yang mengandung CO2 tersebut. Berdasarkan hasil simulasi AGRU diperoleh laju alir gas produk yang mengandung kadar CO2 4,49% mol dengan menggunakan larutan amine yang memiliki konsentrasi 35%wt MDEA, 9%wt MEA dan 56%wt Air. Dan hasil simulasi PSA diperoleh laju alir gas produk yang mengandung kadar CO2 4,98% mol dengan menggunakan dimensi bed adsorbent (D:H) adalah 1m:3,5m. Dan dari hasil analisis keekonomian diperoleh 9,32% IRR, NPV USD -396.119 dan payback period 11 tahun untuk teknologi AGRU. Dan 31,82% IRR, NPV USD 5.927.106 dan payback period 3,35 tahun untuk teknologi PSA. Sehingga teknologi PSA lebih ekonomis untuk diterapkan di Lapangan Subang.

---

Subang Field is located in Pelawad Village, Karawang, West Java, including the working area of PT. Pertamina EP Asset 3. Based on the analysis data, the CO2 content in the gas phase is very high, 50.66% mol. In the current condition, the associated gas has no economic value because it is directly release to the flame to be burned. Therefore a special handler is needed to separate CO2 from the gas stream so that the maximum CO2 content is 5% mol and the water content is below 7 lb/MMSCF so that it can be sent to sales gas point. In this study, a simulation process devide on two (2) solid adsorption technology that will simulated by Simulator Adsorption V.10 software and compared with the separation process solvent absorption technology that will simulated by Unisim software. The output of this simulation will result several aspects such as quantity of solvent, concentration of solvent and bed adsorbent dimensinon at feed gas flow rates. In addition, a qualitative comparison was made of the two gas processing technologies containing CO2. Based on the AGRU simulation, the gas product have a content of 4.49% mol CO2 by using an amine solution that has a concentration of 35%wt MDEA, 9%wt MEA and 56%wt water. Meanwhile PSA simulation, gas product have a content of 4.98% mol CO2 by using bed dimensions of the adsorbent (D:H) is 1m:3.5m. And then, from economic analysis obtained 9.32% IRR, NPV USD -396,119 and a payback period of 11 years for AGRU technology. And 31.82% IRR, NPV USD 5,927,106 and payback period of 3.35 years for PSA technology. So that PSA technology is more economical to be applied in the Subang Field."

"Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF. Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. 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 CO2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) 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 CO2). Dari aspek ekonomi, biaya proses produksi LNG menggunakan CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).

---

Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO2, 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 CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects.

Based on simulation and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO2) 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 CO2). From the economical aspect, the cost of LNG production process using CFZ + membrane (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu)."

"Pengolahan gas alam dimaksudkan untuk memenuhi spesifikasi gas jual yang sudah ditetapkan sebelum gas alam dijual ke pengguna. Salah satu pengolahan gas alam adalah pemisahan CO2 dari gas alam untuk memenuhi spesifikasi gas jual CO2 <5% mol. Pada umumnya sumur gas mempunyai kadar CO2 dibawah 20% mol tetapi terdapat juga sumur gas yang mempunyai kadar CO2 tinggi 70-80% mol. Beberapa proses pemisahan CO2 dengan kadar tinggi dari gas alam telah dipatentkan seperti Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, dan Carbon Dioxide Recovery tetapi setelah dilakukan simulasi ulang menggunakan HYSYS belum memenuhi spesifikasi gas jual. Oleh karena itu perlu dilakukan modifikasi terhadap proses patent pemisahan CO2 kadar tinggi dari gas alam.Pemilihan proses yang akan dimodifikasi dilakukan dengan memilih proses yang menghasilkan kadar CO2 terendah setelah dilakukan simulasi dengan HYSYS. Modifikasi proses patent dilakukan dengan penambahan equipment setelah, sebelum atau di antara equipment proses utama dengan mengadopsi prinsip proses pemisahan CO2 dari gas alam yang telah ada. Penambahan jumlah equipment dihentikan setelah proses modifikasi menghasilkan gas jual dengan kadar CO2 <5% mol. Setelah itu dihitung nilai laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi.Dari hasil modifikasi dan optimasi, kondisi proses optimum pada tekanan discharge kompressor 48,59 bar (690 psig), suhu masukan kolom distilasi -28 OC (-18,4 OF) pada kondisi saturated liquid, refrigerant menggunakan amonia, jumlah tray 11 dan umpan pada tray nomor ke-4 dan % MDEA sebesar 49%. Laju alir gas produk yang dihasilkan 15,34 MMSCFD apabila umpan gas alam 100 MMSCFD dengan konsumsi energi 4.559 MMbtu/day. Laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi adalah 0,00336 MMSCFD per MMbtu/day atau energi yang dikonsumsi per laju alir produk gas 291,27 MMbtu/MMSCF.

---

Processing of natural gas is intended to meet sales gas specifications before the natural gas sold to users. One of the natural gas processing are the separation of CO2 from natural gas to meet sales gas specifications CO2 <5% mole. In general, gas wells have CO2 content below 20% mole, but there are also gas wells have a high CO2 content of 70-80% mole. Some of the CO2 separation process with high CO2 content of natural gas has been patented as Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, and Carbon Dioxide Recovery but after re-simulation using HYSYS, the gas couldn?t meet with sales gas specifications. Therefore it is need to modify the process patent of high content of CO2 separation process from natural gas.The modified process will be selected with having lowest CO2 content after the process is simulated and optimized with HYSYS. The process patent will be modified by adding equipment after, before or between the main process equipment with adopting existing principle of the separation of CO2 from natural gas. The addition of equipments are stopped after the modified process produce sales gas with CO2 <5% mole. After that the value of the product flow rate of gas per energy consumed is calculated.From the modification and optimization result, the optimum process conditions compressor discharge pressure is 48.59 bar (690 psig), inlet temperature of distillation column is -28 OC (-18.4 OF) on the condition of saturated liquid, using ammonia as refrigerant, number of tray 11 with feed tray number 4 and percent MDEA is 49%. Gas flow rate of product is 15.34 MMSCFD of 100 MMSCFD inlet flowrate of gas with energy consumption 4.559 MMBtu/day. Product flow rate of gas per energy consumed is 0,00336 MMSCFD per MMBtu/day or energy consumed per product gas flow rate of 291,27 MMBtu / MMSCF."

"In this study, the effectiveness of the absorption of CO2 using hollow fiber membrane contactors is evaluated based on variations in the gas flow rate, and the number of membrane. This study used membrane composed of 1000, 3000, 5000 fiber PVC and solvent PEG 300. The gas flow rate variation is 197, 300 and 380 mL min, while the rate of solvent used is 300 mL min. Variation in this research is gas flow rate, and membrane fibers. Based on the research mass transfer coefficient is 5,4 13,88 x 10 7 m s, flux is 1,99 ndash 9,11 x 10 5 mol m2.s, the amount of absorbed CO2 is 9,43 18,34 x 10 3 mmol s, dan absorption efficieny is 17,90 22,22.

---

Dalam studi ini, efektivitas penyerapan CO2 menggunakan kontaktor membran serat berongga dievaluasi berdasarkan variasi laju alir gas, dan dan jumlah membrane. Pada studi ini digunakan kontaktor membran yang terdiri dari 1000, 3000, dan 5000 serat PVC dan pelarut PEG-300. Laju alir gas yang digunakan adalah 197, 300, dan 380 mL/min, sedangkan laju pelarut yang digunakan adalah 300 mL/min. Gas yang digunakan pada penelitian ini adalah campuran CO2-CH4. Bedasarkan penelitian yang dilakukan nilai koefisien perpindahan massa sebesar 5,4-13,88 x 10-7 m/s, fluks 1,99 ndash;9,11 x 10-5 mol/m2.s, CO2 terabsorpsi 9,43-18,34 x 10-3 mmol/s, , dan efisieni penyerapan sebesar 17,90-22,22."

"Tingginya permintaan gas di Jawa Barat tidak dapat diimbangi dengan produksi lapangan gas yang terus turun. Tujuan dari penelitian ini adalah memperoleh analisis keekonomian dari komersialisasi stranded gas field dengan kandungan CO2 tinggi dalam upaya menambah pasokan gas bumi. Metode pemisahan CO2 dari gas bumi menggunakan teknologi pemisahan membran jenis polimer berbahan selulosa asetat. Pemisahan membran memiliki faktor perolehan hidrokarbon tinggi, tidak membutuhkan regenerasi, dan desain yang kompak. Strategi komersialisasi gas bumi dikelompokkan dalam tiga skenario yaitu pembangunan pipa gas, transportasi compressed natural gas (CNG), dan penjualan gas ditempat. Skenario pipa gas melakukan pembangunan pipa sepanjang 26 km dan investasi 3-unit separasi membran. Skenario CNG melakukan pembangunan pipa sepanjang 35,5 km, 1 CNG plant, dan 1-unit separasi membran. Sementara, skenario penjualan gas ditempat melakukan pembangunan pipa sepanjang 8 km dan 3-unit separasi membran. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan skema Production Sharing Contract - Cost Recovery. Hasil separasi CO2 dari gas bumi pada skenario pipeline, CNG, dan gas sales onsite secara berturut-turut memberikan hydrocarbon recovery sebesar 83%, 90%, dan 83%. Skenario CNG memberikan kelayakan keekonomian yang paling tinggi dengan NPV sebesar 10,02 juta dollar, IRR 16,2%, dan pay out time selama 5,1 tahun. Komersialisasi gas area JT memiliki tantangan finansial terkait tingginya kandungan CO2 dan skenario monetisasi lapangan gas stranded.

---

The high demand of natural gas in West Java creates a shortage between supply and demand. The aim of this study is to obtain economic analysis of commercialization strategies for stranded gas field with high CO2 content in order to increase gas supply. The method of separating CO2 from natural gas uses a polymer membrane made of cellulose acetate material. Membrane separation is chosen due to its high hydrocarbon recovery, absence of regeneration, and simple module as membrane skid. Natural Gas commercialization strategies is grouped into three scenarios including pipeline construction, compressed natural gas (CNG) transportation, and gas sales onsite. Pipeline scenario builds 26-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. CNG scenario builds 35-km section of pipeline, invests 1 CNG plant, and 1 membrane separation unit. Furthermore, gas sales onsite scenario builds 8-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. Economic analysis is done by using production sharing contract scheme – cost recovery. Membrane separation results for pipeline, CNG, and sales onsite scenario gives 83%, 90%, and 83% of hydrocarbon recovery respectively. CNG scenario gives the highest economic viability with 10.02 million USD of NPV, 16.2% IRR, and 5.1 years pay-out time, which is better than other scenarios. Therefore, gas monetization of stranded gas development in the JT area presents a financial barrier due to the CO2 separation and commercialization scenario."

"Penelitian yang dilakukan bertujuan untuk mengkaji besaran laju korosi baja karbon yang digunakan sebagai pipa penyalur bagian hulu mapun hilir pada produksi gas alam yang mengandung CO2. Beberapa parameter yang mewakili kondisi aktual di dalam praktek seperti tekanan parsial CO2 beserta komposisi larutan, khususnya kadar NaCl ditunjukkan pengaruhnya. Pengujian dilakukan dengan metoda polarisasi dan simulasi dengan menggunakan perangkat lunak PREDICTTM. Hasil penelitian menggambarkan laju korosi baja karbon yang biasa digunakan sebagai pipa penyalur gas alam yaitu jenis API 5L X-52 sebagai pengaruh dari gas CO2 yang terlarut. Berdasarkan hasil pengujian, diperoleh besaran laju korosi baja di dalam lingkungan yang mengandung CO2 tersebut berkisar antara 15-28 mils per tahun (mpy). Laju korosi baja yang diperoleh ini merupakan nilai yang relatif tinggi sehingga dapat menimbulkan kerusakan yang signifikan terhadap pipa penyalur gas pada bagian hulu maupun hilir. Hasil penelitian merupakan langkah awal terhadap upaya pencegahan terjadinya kebocoran pada pipa penyalur akibat korosi oleh gas CO2 agar umur pakai yang telah dirancang dapat dicapai.

---

The purpose of this research is to investigate the corrosion rate of carbon steel as flowline and pipeline in natural gas production with CO2 content. The influence of variety of conditions that represent the actual conditions in practice such as CO2 partial pressure and solution composition, particularly NaCl percentage were performed. Research conducted by polarization test and simulation methods using PREDICT TMsoftware. The result of this research is used to illustrate the level of corrosion rate of typical carbon steel i.e. API 5L X-52 occurred in natural gas pipelines due to the effect of dissolved CO2 . From the experiments obtained that corrosion rate of steel in environments containing CO2 ranged between 15-28 mpy. This high corrosion rate observed could severely damage natural gas transmission flowline and pipeline. The result of this research is the first step, as an input for prevention efforts, to prevent leakage of flowline and pipeline due to corrosion of CO2 which appropriate with the lifetime that has been designed."

"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."