Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKKandungan hidrokarbon dan pengotor yang berada dalam gas alam memiliki kontribusi dalam sifat termodinamikanya sendiri sehingga dibutuhkan perkiraan perhitungan yang akurat untuk mengoptimalkan eksploitasi sumur gas. Dalam hal ini, peranan faktor kompresibilitas sangat penting dalam perhitungan teknik reservoir seperti gas metering, gas compression, desain pipa gas, dan surface facility. Selain itu, faktor kompresibilitas diperlukan untuk perhitungan laju alir gas dalam batu reservoir, perhitungan neraca energi, dan simulasi reservoir. Pada penelitian ini, dievaluasi keakuratan perhitungan faktor kompresibilitas menggunakan metode Equation of State Peng Robinson PR Benedict-Webb-Rubin BWR dengan komposisi gas yang mengandung CO2 H2S berbasis dari Sumur P. Dalam penelitian ini, divariasikan pengaruh tekanan dan temperatur serta variasi mol CO2 H2S kemudian dihitung rata-rata deviasinya. Nilai referensi yang digunakan didapatkan dari hasil perhitungan menggunakan software NIST-REFPROP. Nilai deviasi yang didapatkan pada pengaruh tekanan dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 5,35 dan 7,37 . Nilai deviasi yang didapatkan dari pengaruh temperatur dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 5,14 dan 1,08 . Nilai deviasi yang didapatkan dari variasi komposisi CO2 H2S dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 4,76 dan 5,61 .

---

ABSTRACT The content of hydrocarbons and impurities existing in the natural gas has contributed to its thermodynamic properties so that it takes the accurate prediction to optimize the exploitation of gas wells. In this case, the role of the compressibility factor is very important in reservoir engineering calculations such as gas metering, gas compression, gas pipeline design, and surface facility. In addition, the compressibility factor is necessary for calculating of the flow rate of gas in the reservoir rock, energy balance calculation, and reservoir simulation. In this study, the compressibility factor calculations will be evaluated using Equation of State Peng Robinson PR Benedict Webb Rubin BWR with gas composition containing CO2 and H2S based on well P. The calculations are varied with pressure and temperature and also used CO2 and H2S mol variations then calculated deviation average . Reference value used is obtained from the calculation using NIST REFPROP software. deviation values obtained by the influence of pressure with PR BWR method are respectively 5.35 and 7.37 . deviation values obtained from the influence of temperature with the PR BWR method are respectively 5.14 and 1.08 . deviation values obtained from the variation of CO2 H2S composition by PR BWR method were respectively 4.76 and 5.61 . "

"Faktor Kompresibilitas Z diperlukan dalam sistem gas yang mengandung CO2 dan H2S agar dapat digunakan oleh praktisi untuk simulasi dan perhitungan desain proses gas. Gas alam dengan kandungan CO2 dan H2S merupakan gas campuran yang sangat tidak ideal. Untuk itu pada penelitian ini dilakukan perhitungan untuk memperoleh faktor kompresibilitas pada gas campuran dengan menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson yang terbukti mempunyai akurasi baik untuk menghitung properties dari hidrokarbon. Perhitungan faktor kompresibilitas Z campuran gas alam dilakukan pada variasi kondisi gas alam yaitu kompisisi kandungan CO2 dan H2S 0 sampai dengan 15 fraksi mol, pada tekanan 6.89 MPa sampai dengan 20.68 MPa dan pada temperatur 305.56 K sampai dengan 444.44 K. Faktor kompresibilitas gas alam yang mengandung CO2 dan H2S dapat diprediksi dengan menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson tanpa parameter interaksi biner BIP dengan deviasi sebesar 3.23 terhadap perhitungan menggunakan REFPROP. Sedangkan faktor kompresibilitas yang diprediksi menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson dengan BIP memperbaiki nilai deviasi menjadi 0.71 . Pemakaian nilai BIP untuk memprediksi faktor kompresibilitas campuran gas alam untuk berbagai kondisi lain juga menunjukkan bahwa nilai BIP tersebut cukup valid dengan REFPROP yang memiliki deviasi rata - rata sebesar 1.12

---

Compressibility factor Z is required in gas systems containing CO2 and H2S to be used by practitioners for simulation and gas process design calculations. Natural gas with CO2 and H2S content is a mixed gas that is not ideal. Therefore, in this study calculations were performed to obtain the compressibility factor in gas mixture by using the Peng Robinson equation which proved to have good accuracy to calculate the properties of hydrocarbons. The calculation of compressibility factor Z of natural gas mixture was carried out on variation of natural gas condition ie CO2 and H2S content composition 0 to 15 mole fraction, at pressure of 6.89 MPa up to 20.68 MPa and at temperature 305.56 K up to 444.44 K. Natural gas compressibility factor containing CO2 and H2S can be predicted by using Peng Robinson equation without binary interaction parameter BIP with deviation of 3.23 against calculation using REFPROP. While the predicted compressibility factor using the Peng Robinson equation with BIP fixes the deviation value to 0.71 The use of BIP values to predict the compressibility factor of natural gas mixtures for various other conditions also indicates that the BIP value is quite valid with REFPROP which has an average deviation of 1.12."

"Titik embun hidrokarbon gas alam dapat didefinisikan sebagai titik di mana kondensat hidrokarbon mulai terbentuk. Sangat penting untuk mengetahui kondensasi hidrokarbon cair saat mengangkut gas alam dengan pipa di industri karena keberadaan cairan menyebabkan masalah operasional. Dengan demikian, keakuratan estimasi titik embun hidrokarbon gas alam sangat penting. Estimasi tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan model termodinamika. Model termodinamika yang paling umum digunakan adalah CEOS dan terutama yang dikeluarkan dari SRK dan PR karena kesederhanaan dan akurasinya. Namun, meski sangat populer, kemampuan SRK dan PR CEOS masih dapat ditingkatkan terutama dalam memprediksi VLE. Pada 2016, Le Guennec et al. mengusulkan versi CEOS mereka dengan mempekerjakan SRK dan PR CEOS tetapi dengan pendekatan α yang berbeda dalam fungsi atraktif dari kedua CEOS. Selanjutnya, pada tahun 2018, Piña‐Martinez et al. meningkatkan kemampuan Le Guennec et al. CEOS yang diusulkan dengan memperbarui parameter dalam persamaan aslinya. Oleh karena itu, dalam penelitian ini kinerja, Le Guennec et al. modifikasi SRK dan modifikasi PR CEOS dalam mengestimasi titik embun gas alam menggunakan sampel dari Mu & Cui yang mewakili komponen gas alam di Indonesia dievaluasi terhadap SRK, PR CEOS, dan referensi titik embun eksperimental Mu & Cui.

---

The hydrocarbon dew point of natural gas can be defined as the point where hydrocarbons condensate first begins to form. It is very important to know the condensation of liquid hydrocarbons when transporting natural gas with pipelines in industry as the presence of liquids cause operational problems. Thus, the accuracy of the hydrocarbon dew points of natural gas estimation is of high importance. Such estimation can be done using a thermodynamic model. The most commonly used thermodynamic model is CEOS and especially the ones issued from the SRK and PR due to their simplicity and accuracy. However, although they are very popular, SRK and PR CEOS still has room of improvement especially in predicting VLE. In 2016, Le Guennec et al. proposed their version of CEOS by employing SRK and PR CEOS but with different α approach in the attractive term of both CEOS. Furthermore, in 2018, Piña‐Martinez et al. improves capability of the proposed Le Guennec et al. CEOS by updating the parameters in the original equations. Therefore, in this research, the performance of Le Guennec et al. modified SRK and modified PR CEOS in estimating natural gas dew points using sample from Mu & Cui which represents the component of real natural gas in Indonesia is evaluated against SRK, PR CEOS, and Mu & Cui experimental reference dew points."

"Gas alam asam, yang mengandung H2S dan CO2, pada komposisi, tekanan dan suhu tertentu akan mempengaruhi propertu volumetrik. Estimasi volume dengan persamaan keadaan Peng-Robinson (PR) dapat memberikan kemudahan dan hasil lebih baik dibandingkan persamaan keadaan lain, namun memiliki kekurangan dalam menghitung volume di daerah dekat titik kritis secara akurat. Perhitungan volume pada kondisi suhu dan tekanan tinggi juga memiliki penyimpangan volume gas (3-5%) dan volume cair (6-12%). Selain itu, PR umumnya diperuntukkan untuk senyawa non-polar, sedangkan H2S bersifat sedikit polar. Oleh karena itu, dilakukan modifikasi PR dengan cara melakukan pergeseran volume menggunakan persamaan pergeseran. Persamaan pergeseran membutukan beberapa parameter tambahan yang didapatkan dari data eksperimen untuk setiap senyawa. Hal ini tentunya membutuhkan biaya tinggi dan waktu yang lama. Untuk mengatasi kesulitan tersebut maka diperlukan persamaan umum dimana parameter persamaan pergeseran dikorelasikan dengan karakteristik khusus senyawa. Penelitian terdahulu telah merumuskan persamaan pergeseran dimana parameter merupakan fungsi dari berat molekul, faktor asentrik dan keduanya untuk berbagai senyawa murni. Namun, saat ini belum ada yang mengaplikasikan Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) untuk estimasi volume campuran gas alam asam menggunakan persamaan pergeseran baik sebagai fungsi berat molekul, faktor asentrik maupun keduanya dimana data referensinya melibatkan H2S dan CO2. Pada penelitian ini akan dirumuskan persamaan pergeseran VTPR dimana parameternya sebagai fungsi berat molekul, fungsi faktor asentrik dan fungsi keduanya untuk dapat mengestimasi volume gas alam asam secara akurat pada kondisi mendekati sumur P. Hasil yang didapat dari penelitian ini adalah persamaan VTPR yang memiliki persen Average Absolute Deviation (%AAD) perkiraan volume sangat kecil terhadap data referensi yang didapatkan dari NIST REFPROP jika diterapkan pada senyawa murni dalam gas alam asam yaitu 2.07%, 1.05%, dan 1.47% masing-masing untuk tiga metode VTPR yang diterapkan. Ketiga metode VTPR tersebut memiliki %AAD lebih kecil dibandingkan persamaan PR. Selain itu jika diterapkan pada campuran gas alam asam menggunakan VTPR dan mixing rule, %AAD yang didapatkan masing-masing adalah 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%. Dari penelitian ini direkomendasikan menggunakan persamaan eksponensial VTPR yang bergantung dengan suhu dan sebagai fungsi faktor asentrik yang melibatkan Zc dari masing-masing senyawa agar didapatkan %AAD yang lebih kecil.

---

Sour natural gas, which contains H2S and CO2, at a certain composition, pressure, and temperature will affect the volumetric properties. Volume estimation using the Peng-Robinson (PR) equation of state can provide convenience and better results than other equations of state but has drawbacks in calculating the volume near the critical point accurately. Volume calculations in high temperature and high pressure also have deviations of gas volume (3-5%) and liquid volume (6-12%). In addition, PR is generally reserved for non-polar compounds, while H2S is slightly polar. Therefore, the PR modification was carried out by performing a volume translation using the translation equation. The translation equation requires some additional parameters obtained from the experimental data for each compound. This requires high costs and a long period of time. To overcome these difficulties, a general equation is needed where the translation equation parameters are correlated with the specific characteristics of the compound. Previous studies have formulated translation equations in which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both for various pure compounds. However, currently, no one has applied the Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) to estimate the volume of a sour natural gas mixture using the translation equation as a function of molecular weight, acentric factor and both which the reference data involve H2S and CO2. In this study, the VTPR’s translation equation will be formulated, which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both, to estimate the volume of sour natural gas accurately at conditions close to the P well. The results obtained from this study are the VTPR equations which have small percentage of Average Absolute Deviation (%AAD) estimated volumes compared with the reference data which is obtained from NIST REFPROP when applied to pure compounds in sour natural gas which are 2.07%, 1.05%, and 1.47% respectively for the three VTPR methods applied. The three VTPR methods have the smaller %AAD than the PR equation. In addition, if applied to a mixture of sour natural gas using VTPR and the mixing rule, the %AAD obtained are 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%, respectively. From this research, it is recommended to use the VTPR exponential equation that depends on temperature and as a function of the acentric factor involving Zc of each compound in order to obtain a smaller %AAD."

"Gas alam asam, yang mengandung H2S dan CO2, pada komposisi, tekanan dan suhu tertentu akan mempengaruhi propertu volumetrik. Estimasi volume dengan persamaan keadaan Peng-Robinson (PR) dapat memberikan kemudahan dan hasil lebih baik dibandingkan persamaan keadaan lain, namun memiliki kekurangan dalam menghitung volume di daerah dekat titik kritis secara akurat. Perhitungan volume pada kondisi suhu dan tekanan tinggi juga memiliki penyimpangan volume gas (3-5%) dan volume cair (6-12%). Selain itu, PR umumnya diperuntukkan untuk senyawa non-polar, sedangkan H2S bersifat sedikit polar. Oleh karena itu, dilakukan modifikasi PR dengan cara melakukan pergeseran volume menggunakan persamaan pergeseran. Persamaan pergeseran membutukan beberapa parameter tambahan yang didapatkan dari data eksperimen untuk setiap senyawa. Hal ini tentunya membutuhkan biaya tinggi dan waktu yang lama. Untuk mengatasi kesulitan tersebut maka diperlukan persamaan umum dimana parameter persamaan pergeseran dikorelasikan dengan karakteristik khusus senyawa. Penelitian terdahulu telah merumuskan persamaan pergeseran dimana parameter merupakan fungsi dari berat molekul, faktor asentrik dan keduanya untuk berbagai senyawa murni. Namun, saat ini belum ada yang mengaplikasikan Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) untuk estimasi volume campuran gas alam asam menggunakan persamaan pergeseran baik sebagai fungsi berat molekul, faktor asentrik maupun keduanya dimana data referensinya melibatkan H2S dan CO2. Pada penelitian ini akan dirumuskan persamaan pergeseran VTPR dimana parameternya sebagai fungsi berat molekul, fungsi faktor asentrik dan fungsi keduanya untuk dapat mengestimasi volume gas alam asam secara akurat pada kondisi mendekati sumur P. Hasil yang didapat dari penelitian ini adalah persamaan VTPR yang memiliki persen Average Absolute Deviation (%AAD) perkiraan volume sangat kecil terhadap data referensi yang didapatkan dari NIST REFPROP jika diterapkan pada senyawa murni dalam gas alam asam yaitu 2.07%, 1.05%, dan 1.47% masing-masing untuk tiga metode VTPR yang diterapkan. Ketiga metode VTPR tersebut memiliki %AAD lebih kecil dibandingkan persamaan PR. Selain itu jika diterapkan pada campuran gas alam asam menggunakan VTPR dan mixing rule, %AAD yang didapatkan masing-masing adalah 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%. Dari penelitian ini direkomendasikan menggunakan persamaan eksponensial VTPR yang bergantung dengan suhu dan sebagai fungsi faktor asentrik yang melibatkan Zc dari masing-masing senyawa agar didapatkan %AAD yang lebih kecil.

---

Sour natural gas, which contains H2S and CO2, at a certain composition, pressure, and temperature will affect the volumetric properties. Volume estimation using the Peng-Robinson (PR) equation of state can provide convenience and better results than other equations of state but has drawbacks in calculating the volume near the critical point accurately. Volume calculations in high temperature and high pressure also have deviations of gas volume (3-5%) and liquid volume (6-12%). In addition, PR is generally reserved for non-polar compounds, while H2S is slightly polar. Therefore, the PR modification was carried out by performing a volume translation using the translation equation. The translation equation requires some additional parameters obtained from the experimental data for each compound. This requires high costs and a long period of time. To overcome these difficulties, a general equation is needed where the translation equation parameters are correlated with the specific characteristics of the compound. Previous studies have formulated translation equations in which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both for various pure compounds. However, currently, no one has applied the Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) to estimate the volume of a sour natural gas mixture using the translation equation as a function of molecular weight, acentric factor and both which the reference data involve H2S and CO2. In this study, the VTPR’s translation equation will be formulated, which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both, to estimate the volume of sour natural gas accurately at conditions close to the P well. The results obtained from this study are the VTPR equations which have small percentage of Average Absolute Deviation (%AAD) estimated volumes compared with the reference data which is obtained from NIST REFPROP when applied to pure compounds in sour natural gas which are 2.07%, 1.05%, and 1.47% respectively for the three VTPR methods applied. The three VTPR methods have the smaller %AAD than the PR equation. In addition, if applied to a mixture of sour natural gas using VTPR and the mixing rule, the %AAD obtained are 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%, respectively. From this research, it is recommended to use the VTPR exponential equation that depends on temperature and as a function of the acentric factor involving Zc of each compound in order to obtain a smaller %AAD. "

"ABSTRAKKualitas LNG didalam tanker yang dinyatakan dalam nilai kalor, densitas,Wobbe Index mengalami perubahan akibat terbentuknya Boil-off Gas (BOG).Pendekatan termodinamik kesetimbangan uap-cair dapat diaplikasikan denganmembuat model tanki non adiabatis. Laju transfer panas yang masuk ke dalam tankidihitung untuk menentukan temperatur dan tekanan tanki serta laju evaporasi LNG.Multiparameter Equation of State GERG:2008 digunakan untuk meningkatkanakurasi perhitungan sifat termodinamik. Model yang dibuat bersifat dinamik dandiselesaikan dengan menggunakan bahasa pemrograman Visual Basic. Penggunaanpersamaan keadaan GERG, untuk perhitungan nilai densitas menunjukkanperbedaan perhitungan model dengan pengukuran maksimal sebesar 0.22%,Perkiraan nilai kalor maksimal deviasi sebesar 0.3%. dan perhitungan Wobbe Indexmaksimal deviasi 0.18%. Untuk model yang dikembangkan perkiraan kualitas LNGpada terminal penerimaan deviasi perhitungan untuk volume LNG maksimalsebesar 0.6%, densitas LNG sebesar 0.35%, nilai kalor LNG sebesar 0,45% danWobbe Index sebesar 0.31%. Temperatur lingkungan luar mempengaruhi lajupembentukan boil off gas dimana perubahan sebesar 1 derajat celciusmengakibatkan boil off rate meningkat sebesar 0.6%.

---

ABSTRACTLNG quality in tankers expressed in heating value, density, Wobbe indexchanges due to the formation Boil-off gas (BOG). Thermodynamic approach vaporliquidequilibrium can be applied to create a model of non-adiabatic tank. The rateof heat ingress into the tank is calculated to determine the temperature and pressureof the tank as well as the rate of evaporation of LNG. Multiparameter Equation ofState GERG: 2008 is used to improve the accuracy of the calculation of thethermodynamic properties. Models created is dynamic and solved by using theVisual Basic programming language. The use of equation of state GERG, for thecalculation of density values show the difference measurement and modelcalculations is 0.22%, heating value deviation is 0.3% and Wobbe Index deviationis 0.18 %. Models developed to estimate the quality of the LNG receiving terminaldeviation calculation for maximum LNG volume is 0.6%, the density of LNG is0.35%, calorific value of LNG is 0.45% and the Wobbe Index is 0.31%. Outsidetemperature affects the rate of formation of the boil off gas which changes by 1degree Celsius results in boil off rate increased by 0.6%."

"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."

"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. "

"Coalbed methane (CBM) adalah gas alam dengan kandungan utama gas metana (CH4) yang terkandung di dalam pori-pori permukaan pada matriks lapisan batubara. Indonesia saat ini memiliki cadangan CBM sebesar 453 Tcf (6% cadangan CBM dunia) yang tersebar pada 11 coal basin dan merupakan sumber energi alternatif yang besar. Sumber energi ini dapat dimanfaatkan bagi Indonesia sebagai salah satu solusi untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional. Maka dari itu informasi mengenai kapasitas adsorpsi batubara Indonesia, terutama adsorpsi gas metana sangat diperlukan untuk memprediksi kandungan gas pada reservoir tersebut. Prediksi adsorpsi metana pada batubara Indonesia ini dilakukan menggunakan metode Simplified Local Density-Peng Robinson yang mana memiliki kapabilitas untuk memprediksi adsorpsi metana tekanan tinggi pada fasa superkritis yang ditemukan pada Coalbed methane. Pengembangan model yang dilakukan meliputi dua parameter yang di optimasi yakni, densitas adsorben dan volume pori adsorben (V). Penelitian ini, jenis batubara Indonesia yang akan digunakan adalah Barito dan Ombilin dengan tekanan tinggi diatas suhu kritis yakni pada rentang 30oC-60oC dan pada tekanan 0,79-6,27 Mpa. Berdasarkan hasil simulasi, didapat rentang volume pori adsorben Barito dan Ombilin diantara 0,0126 – 0,0205 ml/g dan batubara Barito pada suhu 30oC tekanan 5,9 MPa memiliki kapasitas adsorpsi metana tertinggi pada batubara Indonesia yang diuji dengan kapasitas 4,8601 mg/g. Pemodelan Simplified Local Density-Peng Robinson dapat merepresentasikan adsorpsi metana pada batubara Indonesia dan batubara yang bukan berasal dari Indonesia dengan akurat dengan nilai %AAPD sebesar 1,2386%.

---

Coalbed methane (CBM) is a natural gas with the main content of methane gas (CH4) contained in the surface pores of the coal seam matrix. Indonesia currently has CBM reserves of 453 Tcf (6% of world CBM reserves) spread over 11 coal basins and is a large alternative energy source. This energy source can be utilized for Indonesia as a solution to fulfill national energy needs. Therefore, information about the adsorption capacity of Indonesian coal, especially methane gas adsorption is needed to predict the gas content in the reservoir. Prediction of methane adsorption in Indonesian coal was carried out using the Simplified Local Density-Peng Robinson method which has the capability to predict high pressure methane adsorption in the supercritical phase found in Coalbed methane. The model development carried out includes two optimization parameters, namely, adsorbent density and adsorbent pore volume (V). In this study, the types of Indonesian coal that will be used are Barito and Ombilin with high pressure above the critical temperature in the range of 30oC-60oC and at a pressure of 0.79-6.27 MPa. Based on the simulation results, the range of the pore volume of the Barito and Ombilin adsorbents is between 0.0126 - 0.0205 ml/g and Barito coal at a temperature of 30oC and pressure of 5.9 MPa had the highest methane adsorption capacity in the tested Indonesian coal with the capacity of 4.8601 mg/g. Simplified Local Density-Peng Robinson modeling can accurately represent methane adsorption on Indonesian coal and coal that is not from Indonesia with the percentage of error (%AAPD) of 1.2386%."

"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."