Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu sumber gas alam Indonesia yang terletak di area Natuna Barat memiliki potensi besar untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi. Flow assurance diperlukan untuk menjamin gas alam dapat terus mengalir pada sistem transportasi perpipaan gas alam dalam berbagai kondisi. Hal yang mampu menghambat mengalirnya pasokan gas alam adalah terbentuknya slugging karena penurunan laju alir gas alam serta beberapa faktor lainnya. Studi ini bertujuan untuk memperoleh profil aliran multifasa yang terbentuk di sepanjang pipa transportasi gas alam jika laju alir gas alam mengalami penurunan, mendapatkan pengaruh profil aliran multifasa terhadap terjadinya slugging di dalam sistem perpipaan gas alam, dan memperoleh metode penanganan cairan yang dilakukan di fasilitas penerima. Studi dianalisis menggunakan simulator aliran multifasa minyak dan gas. Simulasi dilakukan pada 3 skenario kondisi sumur, yaitu initial life, mid life, dan late life yang berturut-turut memiliki laju alir gas sebesar 57, 31, dan 5 MMSCFD. Berdasarkan hasil simulasi diperoleh bahwa semakin rendah laju alir gas alam, maka kemungkinan terjadi slugging akan meningkat. Pada studi ini, slugging terjadi pada kondisi late life. Penanganan cairan yang diajukan oleh penulis untuk memitigasi slugging adalah dengan penambahan control valve yang diletakkan pada aliran masukan separator dan memiliki bukaan 60%.

---

Indonesia's natural gas sources located in the West Natuna area has great potential to meet increasing energy needs. Flow assurance is needed to ensure that natural gas can continue to flow in the natural gas pipeline transportation system under various conditions. One of the things that can hinder the supply of natural gas is the formation of slugging due to a decrease in the flow rate of natural gas and several other factors. This study aims to simulate the multiphase flow that forms along the natural gas transportation pipeline if the flow rate of natural gas decreases, to obtain the effect of the multiphase flow profile on the occurrence of slugging in the natural gas piping system, and to obtain the method of handling liquids carried out at the receiving facility. The study was analyzed using a multiphase oil and gas flow simulator. Simulations were carried out on 3 scenarios of well conditions, namely initial life, mid life, and late life which had gas flow rates of 57, 31, and 5 MMSCFD, respectively. Based on the simulation results, it is found that the lower the natural gas flow rate, the higher the probability of slugging. In this study, slugging occurs in late life conditions. The liquid handling and process improvement proposed by the author to mitigate slugging is by adding a control valve which is placed at the inlet flow of the separator and has an opening of 60%."

"Salah satu sumber gas alam Indonesia yang terletak di area Natuna Barat memiliki potensi besar untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi. Flow assurance diperlukan untuk menjamin gas alam dapat terus mengalir pada sistem transportasi perpipaan gas alam dalam berbagai kondisi. Hal yang mampu menghambat mengalirnya pasokan gas alam adalah terbentuknya slugging karena penurunan laju alir gas alam serta beberapa faktor lainnya. Studi ini bertujuan untuk memperoleh profil aliran multifasa yang terbentuk di sepanjang pipa transportasi gas alam jika laju alir gas alam mengalami penurunan, mendapatkan pengaruh profil aliran multifasa terhadap terjadinya slugging di dalam sistem perpipaan gas alam, dan memperoleh metode penanganan cairan yang dilakukan di fasilitas penerima. Studi dianalisis menggunakan simulator aliran multifasa minyak dan gas. Simulasi dilakukan pada 3 skenario kondisi sumur, yaitu initial life, mid life, dan late life yang berturut-turut memiliki laju alir gas sebesar 57, 31, dan 5 MMSCFD. Berdasarkan hasil simulasi diperoleh bahwa semakin rendah laju alir gas alam, maka kemungkinan terjadi slugging akan meningkat. Pada studi ini, slugging terjadi pada kondisi late life. Penanganan cairan yang diajukan oleh penulis untuk memitigasi slugging adalah dengan penambahan control valve yang diletakkan pada aliran masukan separator dan memiliki bukaan 60%

---

Indonesia's natural gas sources located in the West Natuna area has great potential to meet increasing energy needs. Flow assurance is needed to ensure that natural gas can continue to flow in the natural gas pipeline transportation system under various conditions. One of the things that can hinder the supply of natural gas is the formation of slugging due to a decrease in the flow rate of natural gas and several other factors. This study aims to simulate the multiphase flow that forms along the natural gas transportation pipeline if the flow rate of natural gas decreases, to obtain the effect of the multiphase flow profile on the occurrence of slugging in the natural gas piping system, and to obtain the method of handling liquids carried out at the receiving facility. The study was analyzed using a multiphase oil and gas flow simulator. Simulations were carried out on 3 scenarios of well conditions, namely initial life, mid life, and late life which had gas flow rates of 57, 31, and 5 MMSCFD, respectively. Based on the simulation results, it is found that the lower the natural gas flow rate, the higher the probability of slugging. In this study, slugging occurs in late life conditions. The liquid handling and process improvement proposed by the author to mitigate slugging is by adding a control valve which is placed at the inlet flow of the separator and has an opening of 60%.

"

"Slugging as a water hammer initiator is a fascinating topic because it has a strategic impact on equipment safety in industrial systems, i.e. pressurized water reactors (PWR), heat exchangers, etc. The present research’s objective was to investigate slugging as initiating the water hammer phenomenon through indirect contact steam condensing in a horizontal pipe heat exchanger. The experiment apparatus used in the present experimental study consisted of an inner annulus pipe made of copper (din = 17.2 mm, do = 19 mm) with a length of 1.8 m and an outer annulus pipe of galvanized iron (din = 108.3 mm, do = 114. 3 mm) with a length of 1.6 m. The tested liquid was water. The experiments were conducted at a static pressure of Ps = 108.825 kPa and the temperature of T = 119.7°C. The obtained experimental data of temperature and differential pressure fluctuations were analyzed using statistical analysis. The results were as follows: 1) the flow pattern area of non-slugging (stratified and wavy flow), transition (wavy-slug flow), and slugging (slug and large-slug) were determined, with the transition flow pattern of slug and large-slug defined as initiating water hammer; 2) transition area ranges for the wavy-slug flow pattern are from ?co=1´10-1 kg/s to ?co=6´10-1 kg/s for ?st=6´10-3 kg/s to ?st=7.5´10-3 kg/s, and ?co< 3´10-1 kg/s for ?st=8´10-3 kg/s to ?st=9´10-3 kg/s. These obtained data are very important in order to develop a database for the input of an early warning system design in a safe, two-phase flow installation piping system during steam condensation."

"Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran). 

---

East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane)."

"Lapangan gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara yang belum berproduksi dan memiliki cadangan total mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan kandungan CO2 yang tinggi mencapai 71% sehingga jumlah hidrokarbon yang dapat dimanfaatkan mencapai 46 TCF. Tingginya kandungan CO2 pada lapangan gas Natuna menyebabkan adanya beberapa isu kritis yang menghambat proses pengembangan lapangan sehingga diperlukan penanganan khusus proses pemisahan CO2 dan CH4 menjadi LNG, produk kimia (metanol, blue methanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat), dan bahan bakar sintesis (synfuel dan blue synfuel) melalui teknologi carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS). Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan strategi pengembangan pada lapangan gas Natuna Timur melalui simulasi proses dan optimisasi multi-objektif superstruktur dari gas bumi kaya CO2 menjadi LNG, produk kimia dan bahan bakar dengan fungsi objektif: maksimum net profit dan minimum emisi GHG. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen HYSYS v11. Sedangkan optimisasi multi-objektif superstruktur model mixed integer non-linear programming (MINLP) dengan menggunakan piranti lunak General Algebraic Modeling System (GAMS) dan solver Standard Branch and Bound (SBB). Hasil dari optimisasi multi-objektif superstruktur menunjukkan bahwa produk optimum yang terpilih pada tahun 2022 adalah LNG, metanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat dengan annual net profit sebesar 27,75 juta $/tahun dan emisi GHG sebesar 6,91 juta ton CO2-eq per tahun. Pada periode 2022 hingga 2060, besar annual net profit meningkat dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 18,58% per tahun, dan emisi GHG mencapai puncak pada tahun 2030 sebesar 8,26 juta ton CO2-eq per tahun kemudian menurun sampai dengan tahun 2060. Blue methanol, metanol, LNG, synfuel, asam format dan asam asetat terpilih sejak tahun 2040. Oleh karena itu, pathway yang terpilih bisa menjadi strategi pengembangan rendah karbon untuk memonetisasi sumber gas bumi kaya CO2 di lapangan gas Natuna Timur di masa depan.

---

The East Natuna gas field is the largest in Southeast Asia that is not yet producing and has a total reserve of 222 trillion cubic feet (TCF) with a high CO2 content so that the amount reaches 71%, which can be utilized to reach 46 TCF. The high CO2 content in Natuna gas causes several critical things needed for the development process, so a unique process is needed for a more complex CO2 and CH4 separation and conversion into LNG, chemical products, and fuels through carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS) technology. This study aims to obtain a development strategy in the East Natuna gas field through process simulation and multi-objective optimization of the superstructure from CO2-rich natural gas into LNG, chemical products, and fuels with objective functions: maximum net profit and minimum GHG emissions. Process simulation was carried out using Aspen HYSYS v11 software. Meanwhile, multi-objective superstructure with mixed integer non-linear programming (MINLP) model using General Algebraic Modeling System (GAMS) software and Standard Branch and Bound (SBB) solver. The results of the multi-objective superstructure optimization show that the optimum products selected in base year (2022) are LNG, methanol, dimethyl ether, formic acid, and acetic acid, with an annual net profit and annual net GHG emission of 27.75 million $/year and 6.91 megatons of CO2-eq per year, respectively. In the period 2022 and 2060, the annual net profit will increase at a CAGR of 18.58% per year, and GHG emissions will peak in 2030 (8.26 million tons CO2-eq per year) and decline until 2060. Blue methanol, methanol, LNG, formic acid, acetic acid, and synfuel has been selected as the optimum product since 2040. Therefore, this could be a low-carbon development strategy to monetize CO2-rich natural gas sources in the East Natuna gas field in the future."

"

Polutan yang terdapat di udara, khususnya gas buang yang berasal dari sisa-sisa pembakaran, salah satunya mengandung unsur Oksida Nitrogen (NOx). Dimana gas tersebut dapat menyebabkan kerusakan pada lapisan ozon, menghasilkan efek rumah kaca, hujan asam dan kabut fotokimia. Untuk mengatasi agar kandungan gas tersebut tidak mengakibatkan pencemaran udara yang berlebih, perlu dilakukan penelitian untuk menurunkan kadar emisi gas NO_x. Eksperimen ini bertujuan untuk mengeliminasi NO_x dari udara melalui penyerapan menggunakan campuran larutan H₂O₂ dan HNO₃ sebagai penyerap dalam modul membran. Proses absorpsi berlangsung dengan mempertemukan gas NO_x dengan absorben yang merupakan campuran oksidator yaitu H2O2 dan HNO3 . Variabel independen yang diuji adalah laju aliran gas NO_x antara 100 mL/mnt, 125 mL/mnt, 150 mL/mnt, 175 mL/mnt dan 200 mL/mnt dengan konsentrasi gas NOx 600 ppm dan variasi H₂O₂ (0,5%, 5%, 10% wt) dengan campuran 0,5 M HNO₃. Nilai efisiensi penghilangan NOx tertinggi, koefisien perpindahan massa, fluks dan NO_x Loading  yang dicapai dalam percobaan adalah  95,61%, 9,6x10^-8 mmol/cm² , 1,3x10^-2 cm/s, 9x10^-3. Semua jenis aliran gas ialah turbulen berdasarkan nilai b trendline bilangan Reynold yang didapatkan yaitu 0,9542 ; 0,9608 ; 0,9419.

 

---

Pollutants found in the air, especially exhaust gases from combustion residues, one of which contains Nitrogen Oxide (NOx). Where gas can cause damage to the ozone layer, resulting in a greenhouse effect, acid rain and photochemical fog. To overcome the problems, it necessary to conduct a research to reduce the level of NOx gas emissions. This experiment aims to eliminate NOx from the air through absorption using a mixture of H₂O₂ and HNO₃ solutions as absorbers in the membrane module. The absorption process takes place by combining NOx gas with absorbent which is a mixture of oxidizers namely H2O2 and HNO₃. The experiment started with the absorbent were at static phase inside shell of membrane while the feed gas flowing inside the tube of membrane. The independent variables tested were NO_x gas flow rate between 100 mL/min, 125 mL/min, 150 mL/min, 175 mL/min and 200 mL/min with NOx gas concentration of 600 ppm and H₂O₂ variation (0,5%, 5%, 10% wt) reacted with 0,5 M HNO₃. The highest values of NO_x removal efficiency, mass transfer coefficient, flux and NO_x Loading achieved in the experiment were 95.61%, 9.6x10^-8 mmol/cm² , 1.3x10^-2 cm/s, 9x10^-3 respectively. All gas flow types based on the Reynold value obtained are 0.9542, 0.9608, 0.9419.

 

 

"

"Dalam proses mengalirkan hasil eksplorasi minyak dan gas, pola aliran slug menjadi jenis aliran multifasa yang sering muncul (slugging). Fenomena ini tidak diinginkan karena dapat menyebabkan getaran mekanik yang dapat merusak pipa, pengurangan laju produksi minyak dan gas, kerusakan peralatan proses seperti separator,  kerusakan pada pipeline dan flowline yang disebabkan oleh erosi dan fatigue sebagai hasil dari penumpukan liquid dan variasi kecepatan dari partikel fluida. Berbagai teknologi digunakan dalam mengatasi permasalah tersebut, salah satu teknologi terbaru yang murah dan mudah digunakan adalah pompa multifasa. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dampak penggunaan pompa multiphase terhadap pengurangan potensi terbentuknya slugging dalam pipa multifasa campuran minyak bumi dan gas alam. Dalam studi ini, simulasi dilakukan menggunakan simulator OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 dengan bantuan PVTSim 20 sebagai input perangkat lunak untuk karakteristisasi fluida menggunakan data suatu lapangan gas di Kalimantan. Variasi parameter ini dilakukan untuk mendapatkan fenomena yang terjadi pada pipa dan efeknya terhadap pola aliran, laju produksi, liquid hold-up, dan tekanan di pipeline sebagai akibat penggunaan MPP. Hasil penelitian menunjukkan semakin besar laju alir minyak dan gas, semakin stabil dan terjaminnya fluida mengalir di pipeline dengan mengalami sedikit gangguan slugging, baik terrain slugging ataupun riser-based slugging. Selain itu, peletakan posisi pompa multifasa pada jarak 20 m dari wellhead adalah jarak yang menjadi rekomendasi untuk laju alir 5 kg/s, 10 kg/s, dan 15 kg/s. Penggunaan pompa multifasa dapat menurunkan nilai liquid hold-up 0.05 hingga 0.1, meningkatkan production rate (QLT) pada bagian top riser dengan rentang 200 – 600 m3/d, dan menurunkan pressure drop sebesar 1-4 bara.

---

In the process of flowing the results of the oil and gas exploration, the slug flow pattern is a type of multiphase flow that often appears (slugging). This phenomenon is not desirable because it can cause mechanical vibrations that can damage pipes, reduce the rate of oil and gas production, damage process equipment such as separators, damage to pipelines and flowlines caused by erosion and fatigue as a result of liquid build-up and speed variations of fluid particles. Various technologies are used in overcoming these problems, one of the latest cheap and easy to use technologies is multiphase pumps. This study aims to determine the impact of the use of multiphase pumps on reducing the potential for the formation of slugging in multiphase pipes in a mixture of petroleum and natural gas. In this study, simulations were carried out using the OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 simulator with the help of PVTSim 20 as input software for fluid characterization using data from a gas field in Kalimantan. This parameter variation is done to obtain the phenomena that occur in the pipeline and their effects on flow patterns, production rates, liquid hold-ups, and pressure in the pipeline as a result of using MPP. The results showed that the greater the oil and gas flow rate, the more stable and guaranteed fluid flows in the pipeline with a slight slugging disturbance, either terrain slugging or riser-based slugging. In addition, laying the position of the multiphase pump at a distance of 20 m from the wellhead is the distance that is recommended for the flow rates of 5 kg / s, 10 kg / s, and 15 kg / s of each oil and gas used. The use of multiphase pumps can reduce the liquid hold-up value from 0.05 to 0.1, increase the rate of production (QLT) in the top riser section with a range of 200 - 600 m3 / d, and decrease in pressure drop by 1-4 bar."

"Kini telah dikembangkan teknologi membran dengan kontaktor serat berongga yang dapat mengatasi permasalahan-permasalahan yang terjadi akibat pemisahan CO2 menggunakan kolom konvensional. Prinsip dari kontaktor membran ini menggunakan gaya penggerak berupa perbedaan konsentrasi. Namun terdapat kelemahan dari teknologi ini yaitu terjadi pembasahan membran oleh pelarut. Oleh karena itu penelitian ini menguji pengaruh laju alir pelarut PEG, konsentrasi pelarut, dan jumlah serat membran dalam kinerja penyerapan gas CO2 melalui kontaktor membran serat berongga superhidrofobik. Efektivitas kinerja membran diukur berdasarkan parameter hidrodinamikanya. Proses absorpsi ini merupakan absorpsi fisika, dimana gas CO2 sebagai zat terlarut dan polietilen glikol sebagai pelarut. Dengan variabel bebas dari penelitian ini yaitu laju alir pelarut PEG 100-500 cm3/menit, konsentrasi pelarut 5-20%, dan jumlah serat membran yaitu 1000, 3000, 5000. Pada penelitian ini hasil optimum diperoleh pada laju alir pelarut 500 ml/menit dan jumlah serat 5000, untuk koefisien perpindahan massa (KL) sebesar 3,7x10-4 cm/s, efisiensi penyerapan (%R) sebesar 14,6%, fluks (J) sebesar 1,4x10-5 mol/cm2.s, dan acid loading sebesar 4x10-3. Sedangkan besar konsentrasi pelarut optimum 10%.

---

Now has developed technology hollow fiber membrane contactor that can overcome the problems caused by CO2 separation using conventional columns. The principle of this membrane contactor is using the driving force as different concentrations. But a weakness of this technology is going wetting membrane by the solvent.

Therefore, this study examined the effect of PEG solvent flow rate, the concentration of the solvent, and the amount of fiber membranes in CO2 gas absorption performance through the hollow fiber membrane contactor superhydrophobic. Effectiveness of membrane performance is measured based on the parameters their hydrodinamics.

This absorption process is a physical absorption, where CO2 as a solutes and polyethylene glycol as a solvent. With the independent variables of this research that PEG solvent flow rate of 100-500 cm3/min, the solvent concentration of 5-20%, and the number of membrane fibers, namely 1000, 3000, 5000.

In this study, the results obtained in the optimum solvent flow rate of 500 ml/min and the amount of fiber 5000, for the mass transfer coefficient (KL) of 3,7x10-4 cm/s, the efficiency of absorption (%R) at 14,6%, the flux (J) of 1,4x10-5 mol/cm2.s, and acid loading of 4x10-3. Whereas, the optimum solvent concentration is 0%."

"Gas merupakan energi transisi yang mampu menekan emisi karbon sehingga dapat menyebabkan perubahan iklim. Pengembangan lapangan gas merupakan implementasi transisi energi sebelum menuju energi baru terbarukan (EBT). Lapangan Natuna D Alpha dengan kandungan CO₂ sebesar 71% dan CH₄ 28%. Sehubungan hal tersebut perlu dilakukan studi untuk membuat gas bumi terproduksi sesuai dengan spesifikasi gas jual. Studi pengembangan lapangan gas ini meninjau dari aspek teknis dan aspek keekonomian yang disebut dengan metode Tekno-Eknomi. Aspek teknis melakukan simulasi teknik membran dengan material polimer tipe Polysulfone dengan rumus matematis kedalam Python dan hasil dari Python dimasukkan kedalam unisim. Teknologi membran untuk memisahkan CO₂ dari gas bumi. Selanjutnya melakukan injeksi CO₂ kembali kebawah permukaan bumi sebagai penerapan carbon capture storage & utilization dengan ruang lingkup menghitung kapasitas penyimpanan CO₂ sequestration dan enhanced gas recovery Sedangkan, pada aspek keekonomian sebagai penentuan  kelayakan proyek dengan menggunakan skema production sharing contract cost recovery yakni Pemerintah dan Kontraktor. Hasilnya mampu memurnikan CH₄ hingga 95,02% dengan kandungan CO₂ sebesar 4,89% dengan nilai investasi sebesar 5.451.869 MUSD. Aspek keekonomian Pengembangan lapangan gas Natuna D Alpha dapat lanjut ketahap eksekusi dengan net present value sebesar 2.595.638 MUSD, kemudian  internal rate of return sebesar 13,84%, dan payback periode pada tahun ke 7,05.

---

The gas is an energy transition that can reduce carbon emissions cause its climate change. Implementation of energy transition by plan of gas field development (POFD). The Natuna D Alpha Field with 71% of CO₂ content and 28% of CH₄ content. It is necessary to study upgrading natural gas specification in accordance with the sales gas specifications. Natuna D Alpha development study using Techno-Economics method. For technical aspect, we design polymer membrane technology with Polysulfone  into Python then input to unisim.  Membrane technology is to separate CO₂ from natural gas. Furthermore, CO₂ captured will re inject to subsurface as the implementation of carbon capture storage & utilization  through estimating CO₂ storage capacity for sequestration and enhanced gas recovery . Meanwhile, the economic aspect is to determine project feasibility using a production sharing contract cost recovery scheme, whose are the Government and the Contractor. The result is 95,02% of CH₄ content with 4,89% of CO₂ content. It needs investment cost of 5.451.869 MUSD. Based on the economic aspect Natuna D Alpha gas field development can proceed to the execution stage that determined net present value (NPV) of USD 24,960 million then IRR is about 13,84%, Payback Period (PBP) in 7,05 year.

"

"Beberapa polutan udara yang mencemari lingkungan antara lain seperti nitrogen oksida (NOx), sulfur dioksida (SO2), dan karbon monoksida (CO). Teknologi kontaktor membran merupakan teknologi alternatif dalam menyisihkan gas NOx, SO2, dan CO karena keunggulannya berupa luas area spesifik yang tinggi. Penelitian ini akan mempelajari proses penyisihan gas buang mesin diesel berupa NOx, SO2, dan CO menggunakan pelarut H2O2 dan NaOH pada modul membran serat berongga berbahan polisulfon. Gas buang mesin diesel akan dialirkan pada bagian tube membran, sedangkan pelarut H2O2 dan NaOH berada di bagian shell dan bersifat statis. Variabel bebas yang diuji pada penelitian ini adalah laju alir gas umpan dan konsentrasi pelarut H2O2. Berdasarkan hasil uji, efisiensi penyisihan gas NOx, SO2, dan CO tertinggi pada laju alir gas 100 mL/menit dan konsentrasi H2O2 0,5 M berturut-turut, yaitu sebesar 99,56%, 99,79%, dan 99,28%, fluks perpindahan massa NOx, SO2, dan CO tertinggi pada laju alir gas 200 mL/menit menit dan konsentrasi H2O2 0,5 M berturut-turut, yaitu sebesar 1,13 x 10-6 mmol/cm2.s, 9,42 x 10-7 mmol/cm2.s, dan 8,93 x 10-7 mmol/cm2.s serta NOx, SO2, dan CO loading tertinggi pada laju alir gas 200 mL/menit menit dan konsentrasi H2O2 0,05 M berturut-turut, yaitu sebesar 1,72 x 10-4 mmol NOx/mmol H2O2.s, 1,3 x 10-4 mmol SO2/mmol H2O2.s, dan 1,2 x 10-4 mmol CO/mmol H2O2.s.

---

Some air pollutants that affect the environment include nitrogen oxides (NOx), sulfur dioxide (SO2), and carbon monoxide (CO). Membrane contactor technology is an alternative technology in NOx, SO2, and CO gases because of its advantages, such as high specific area. This study investigates removing exhaust gases from diesel engines in the form of NOx, SO2, and CO using H2O2 and NaOH solvents on hollow fiber membrane modules made of polysulfone. The exhaust gas of the diesel engine will be in the membrane part of the tube, while the solvent H2O2 and NaOH are in the shell and are static. The independent variables tested in this study were the gas feed flow rate and the concentration of H2O2. Test results, the highest absorption efficiency of NOx, SO2, and CO gas was at a gas flow rate of 100 mL/min and H2O2 0.5 M, respectively, which are 99.56%, 99.79%, and 99.28%, the highest mass transfer flux of NOx, SO2, and CO at a gas flow rate of 100 mL/min and H2O2 0.5 M, respectively, namely 1.13 x 10-6 mmol/cm2.s, 9.42 x 10-7 mmol/cm2.s, and 8.93 x 10-7 mmol/cm2.s, and also highest NOx, SO2, and CO loading at a gas flow rate of 100 mL/min and H2O2 0.05 M, respectively, namely 1.72 x 10-4 mmol NOx/mmol H2O2.s, 1.3 x 10-4 mmol SO2/mmol H2O2.s, and 1.2 x 10-4 mmol CO/mmol H2O2.s."