Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Proses utama pada kilang pengolahan gas adalah pemisahan antara gas, kondensat dan air, pemisahan gas asam (C02 dan H2S), pengeringan gas dan penurunan dew point gas. Untuk menunjang proses utama tersebut, kilang pengolahan gas juga membutuhkan fasilitas pendukung (utilities) berupa fasilitas kelistrikan, pemanasan, pengolahan bahan bakar gas, penghasil nitrogen, pengolahan air, dan pengolahan udara. Yang dibahas pada penelitian ini adalah fasilitas pemanasan. Fasilitas pemanas ini disebut dengan hot oil system. Kilang pengolahan gas X saat ini memiliki 2 (dua) train dengan desain kapasitas gas 310 MMSCFD dan desain kapasitas kondensat 13.500 BPD. Sedangkan kondisi aktual umpan gas saat penelitian ini adalah 352 MMSCFD. Desain pemisahan gas asam C02 sebesar 5 % mol dan H2S 1000 ppm semen tara aktualnya konsentrasi zat as am pada gas umpan lebih rendah yaitu C02 2 % mol dan H2S 700 ppm. Selanjutnya dalam waktu dekat Kilang X akan dikembangkan dengan penambahan produksi gas sebesar 95 MMSCFD yang rencananya akan difasilitasi dengan pembangunan train baru (Train 3). Norrnalnya sebuah train pengolahan gas akan dilengkapi dengan semua fasilitas pendukung nya, namun pada penelitian ini akan diteliti bagaimana optimasi penambahan Train 3 dengan mengoptimalkan pemanfaatan existing hot oil system yang sudah ada dari Train 1 dan Train 2, pertimbangannya karena heat duty dari existing hot oil system ini diperkirakan masih berlebih dan masih bisa memfasilitasi kebutuhan pemanasan pada Train 3. Metoda analisa teknis menggunakan simulasi proses dan analisa keekonomian menggunakan cashjlow. Hasil simulasi menunjukkan dengan umpan gas sebesar 352 MMSCFD existing hot oil system dari Train 1 dan 2 masih memiliki kelebihan panas sebesar 50,3 MMBTUIhr. Sementara hasil simulasi untuk umpan gas sebesar 95 MMSCFD, Train 3 membutuhkan pemanasan sebesar 26,51 MMBTUIhr. Existing hot oil system dari Train 1 dan 2 masih mampu menyediakan panas untuk menunjang proses pemanasan pada Train 3, sehingga pembangunan Train 3 tidak membutuhkan hot oil system yang baru. Investasi Train 3 dengan optimasi pemanfaatan existing hot oil system adalah USD 670.997.789. Dengan harga gas umpan USD 4,8IMMBTU diperoleh IRR 19,33 % NPV USD 339.850.524, Pay Out time pad a tahun ke-5, dan PIR 105,7%. Langkah dengan optimasi pemanfaatan existing hot oil system ini bisa menghemat investasi senilai USD 1.072.731 (0,16% dari total investasi USD 672.070.520) setara dengan Rp 15.018.233.184 (kurs 1 USD = IDR 14.000).

---

The main processes at the gas processing plant are separation between gas, condensate and water, separation of acid gas (C02 and H2S), drying of gas and decreasing of Dew point gas. To support the main process, gas processing plants also need utilities such as electricity, heating, gas fuel processing, nitrogen production, water treatment and air treatment. What is discussed in this research is the heating facility for reboiler. This heating facility is called hot oil system. The gas processing plant X currently has 2 trains with a design capacity of 310 MMSCFD gas capacity and a condensate capacity design of 13,500 BPD while actual feed gas is higher 352 MMSCFD. The design of the separation of C02 acid gas is 5% mol and H2S 1000 ppm while the actual concentration of acid in the feed gas is lower, C02 2% mol and H2S 700 ppm and. Furthermore, in the near future field X will be developed with the addition of gas production of 95 MMSCFD which is planned to be facilitated by the construction of a new train (Train 3). Normally a gas processing train will be equipped with all its supporting facilities, but this research will examine how to optimize the addition of Train 3 by optimizing the utilization of the heating system by existing hot oil system from Train 1 and Train 2, due to the heat duty capacity of the existing hot oil system is estimated to be excessive and can still facilitate the heating needs of Train 3. The technical analysis method uses process simulation and economic analysis using cash flow. Simulation results show that with a gas feed of 352 MMSCFD the existing hot oil system from Train 1 and 2 still has excess heat of 50.3 MMBTU / day. While the simulation results for the gas feed are 95 MMSCFD, Train 3 requires heating of26.51 MMBTU / hr. Existing hot oil systems from Train 1 and 2 are still able to provide heat to support the heating process in Train 3, so that the construction of Train 3 does not require a new hot oil system. Train 3 investment with the optimization of the utilization of the existing hot oil system is USD 670,997,789. With the feed gas price ofUSD 4.8 / MMBTU obtained an IRR of 19.33% NPV of USD 339,850,524, Pay Out time in the 5th year, and PIR of 105.7%. This step by optimizing the utilization of the existing hot oil system could save an investment of USD 1,072,731 (0.16% of the total investment of USD 672,070,520) equivalent to Rp 15,018,233,184 (kurs 1 USD = lOR 14.000)."

"Penelitian ini membahas mengenai optimasi alokasi minyak mentah sebagai bahan baku utama untuk memenuhi kebutuhan kilang-kilang pengolahan pada sebuah perusahaan perminyakan. Variabel-variabel yang diperhitungkan dalam perhitungan antara lain kebutuhan masing-masing kilang, ketersediaan tiap jenis minyak mentah, kandungan sulfur maksimum yang dapat diterima kilang, kandungan SG yang harus dan dapat diterima kilang, serta total biaya harian dalam pengalokasian. Total biaya disini adalah total biaya pembelian minyak mentah dan pengangkutannya. Model perhitungan dibuat dengan menggunakan metode programa linear dan dihitung dengan menggunakan perangkat lunak lingo. Hasil penelitian menunujukkan bahwa biaya total pengadaan alokasi minyak mentah untuk permintaan ideal kilang adalah sebesar 70,702,800 USD per hari dengan alokasi minyak mentah sebanyak 900,700 barel.

---

This research focus on optimization of crude oil allocation as main raw material to fulfill the demand of refinery unit in an oil company. Variables that considered in the optimization model are demand of each mill refinery, crude oil availability, maximum total sulfur in each mill refinery, minimum and maximum of total SG in each mill refinery, and total daily cost of allocation. The total daily cost itself is calculated based on the estimation of crude oil price and the freight cost of purchasing crude oil. The optimization model is made using linear programming method and calculated using lingo software programming. The result of this research shows that the daily total cost of crude oil allocation for ideal mill refinery demand is 70,702,800 USD with 900,700 barel of crude oil allocation."

"ABSTRAKTesis ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh gas umpan komposisi ringanterhadap kilang LNG terpasang PT “X” dari segi produk yang dihasilkan danoperasi dari kilang terutama di sistem kompresor propane refrigeration sertaoptimisasi kilang LNG terpasang yang dapat dilakukan. Penelitian dilakukandengan metode simulasi proses LNG dengan menggunakan data-data yang telahada serta evaluasi ekonomi dengan menghitung net present value (NPV)berdasarkan estimasi biaya investasi, biaya operasi dan potensi revenue yangdihasilkan untuk membandingkan opsi-opsi optimisasi yang dapat dilakukan padakilang LNG terpasang. Optimisasi dengan melakukan perubahan kondisi operasidan penggantian rotor dari kompresor propane refrigeration terpasang memilikiNPV yang lebih tinggi dibanding opsi yang lain.

---

ABSTRACTThis thesis aim is to know the impact on an existing LNG plant in term of theproducts and operational especially on propane refrigeration compressor systemdue to leaner feed gas composition and also to evaluate potential optimizationwhich is able to be done on existing plant. The method of this research is beingdone using a software for LNG process simulation refer to existing data and newfeed gas composition data. Net present value (NPV) will also be calculated basedon estimated capital cost, operation cost and revenue in order to compare amongall potential optimizations. Re-wheeling of the existing propane refrigerationcompressor has the highest NPV compare to the other optimization."

"Unit Gas sweetening merupakan salah satu fasilitas inti pada produksi gas alam di suatu kilang minyak dan/atau gas. Di suatu lapangan gas alam yang dikelola oleh PT. X terdapat masalah sering terjadinya korosi di unit Gas sweetening, terutama pada bagian kolom absorber (unit kontaktor). Disamping itu juga terjadi kehilangan sejumlah gas hidrokarbon bernilai ekonomis tinggi, yang ditandai dengan tingginya komposisi C1-C3 (metana, etana, propane) di aliran venting gas asam. Oleh karena itu, perlu dilakukan kajian teknis untuk mengidentifikasi akar masalah dan aksi yang perlu dilakukan guna menanggulangi masalah tersebut.Pendekatan yang dilakukan pada kajian teknis ini meliputi kunjungan lapangan (survey), analisis laboratorium, dan simulasi proses Gas sweetening. Survey lapangan ke kilang gas alam dilakukan dengan standar savety yang ketat, untuk mengetahui kondisi aktual di lapangan, termasuk pengambilan data primer dan sampel yang diperlukan untuk analisis laboratorium. Untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi, berbagai pengujian laboratorium dilakukan di Laboratorium Uji yang tersertifikasi oleh KAN (Komite Akreditasi Nasional). Simulator yang digunakan untuk optimasi proses adalah VMGsim. Fluid package yang dipakai adalah Amine Package dengan mode stedy state simulation. Untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi, aplikasi simulator proses yang digunakan (VMGsim) merupakan versi legal yang diperoleh secara formal.Berdasarkan hasil-hasil kajian yang telah dilakukan menunjukkan bahwa proses korosi di unit Gas sweetening telah terjadi, dengan indikasi meningkatnya kandungan Fe secara drastis (lebih dari 70 kali lipat) dalam larutan amine. Beberapa faktor penyebab kemungkinan terjadinya korosi diantaraanya: (a). Larutan amine yang digunakan mengandung klorin (Cl) sangat tinggi (> 18000 ppm; standar savety < 1000 ppm), (b). CO2 loading di rich amine cukup tinggi (> 0,5 mol CO2/mol amine), dan (c). Konfigurasi unit Gas sweetening yang sederhana (tanpa adanya unit stripping), sehingga larutan amine yang dihasilkan hanya semi-lean amine (bukan lean amine). Pada kondisi existing dapat diperoleh sweet gas dengan kandungan CO2 sesuai spesifikasi, namun hydrocarbon losses di acid gas venting masih cukup tinggi yaitu 1,8 % (kondisi desain: 0,95 %). Beberapa faktor penyebab tingginya hydrocarbon losses tersebut diantaranya adalah: (a). Adanya perubahan suhu feed gas (naik lebih dari 10 oC), (b). Terjadinya foaming di kolom absorber, yang diindikasikan oleh terbentuknya padatan NaHCO3 (analisis FTIR) dan FeCl3 (analisis ICP) pada pelarut amine, (c). Tidak dioperasikannya unit Carbon filter, dan (d). Tingginya laju sirkulasi amine yang digunakan. Optimasi proses yang disertai dengan penambahan beberapa unit (seperti cooler di feed gas, cooler di semi-lean amine, dan heater/boiler sebelum LP-Flash) dapat menurunkan hydrocarbon losses di acid gas venting hingga menjadi 1,3 %. Keuntungan yang didapat setelah optimasi tersebut adalah peningkatan produk sweet gas sebesar 0,47 MMSCFD.

---

Gas sweetening unit is one of the core facilities in the natural gas production in an oil-gas refinery. In a natural gas field operated by PT. X, there is a problem of corrosion in the Gas sweetening unit, especially in the absorber column (contactor unit). In addition, there is also a loss of valuable hydrocarbon gases, which is characterized by the high composition of C1-C3 (methane, ethane, propane) in the acid gas venting stream. Therefore, it is necessary to conduct a technical study to identify the causes of the problems and the actions that need to be taken to overcome the problems.

The approach taken in this technical study includes field visits (surveys), laboratory analysis, and simulation of the Gas sweetening process. Field surveys to the natural gas refinery are carried out with strict safety standards, to determine the actual conditions in the field, including the collection of primary data and samples needed for laboratory analysis. To meet the technical aspects and professional ethics, various laboratory tests are carried out at a Test Laboratory certified by KAN (National Accreditation Committee). The simulator software used for process optimization is VMGsim. The fluid package used is the Amine Package with a steady state simulation mode. To meet the technical and ethical aspects, the process simulator software used (VMGsim) is the legal version which is obtained formally.

Based on the results of the study, it shows that the corrosion process in the Gas sweetening unit has occurred, with indications of a drastic increase in the Fe content (more than 70 times) in the amine solution. Several factors causing the possibility of corrosion include: (a). The amine solution used contains very high chlorine (Cl) (> 18000 ppm, standard savety < 1000 ppm), (b). CO2 loading in rich amine is quite high (> 0.5 mol CO2/mol amine), and (c). Gas sweetening unit configuration is simple (without any stripping unit), so that the resulting amine solution is only semi-lean amine (not lean amine). In existing conditions, sweet gas can be obtained with CO2 content according to specifications, but hydrocarbon losses in acid gas venting are still quite high, namely 1.8% (design condition: 0.95%). Some of the factors causing the high hydrocarbon losses include: (a). There is a change in the feed gas temperature (increase more than 10 oC), (b). The occurrence of foaming in the absorber column, which was indicated by the formation of solids NaHCO3 (FTIR analysis) and FeCl3 (ICP analysis) in amine solvent, (c). Not operating the Carbon filter unit, and (d). The high rate of circulating amine used. Process optimization accompanied by the addition of several units (such as cooler in feed gas, cooler in semi-lean amine, and heater/boiler before LP-Flash) can reduce hydrocarbon losses in acid gas venting to 1.3%. The advantage obtained after the optimization is an increase in sweet gas products by 0.47 MMSCFD."

"

Aktivitas turn around merupakan aktivitas yang bertujuan meningkatkan waktu produksi (life-time) unit-unit di sebuah pabrik/kilang. Dengan meningkatnya life-time alat akan meningkatkan life-time plant itu sendiri. Dengan meningkatnya life-time kilang maka produksi kilang akan semakin lama sehingga semakin banyak keuntungan yang didapat dari proses produksi tersebut. Namun, Turn Around juga memerlukan anggaran yang tidak sedikit. Anggaran itu terdiri dari anggaran langsung, yaitu biaya yang diperlukan untuk membayar vendor Turn Around, baik man power maupun peralatan yang digunakan. Ada pula anggaran tidak langsung yaitu anggaran yang terjadi karena kilang stop berproduksi sehingga terdapat kerugian dari tidak adanya produk yang dihasilkan. Jika tidak dikontrol dengan baik, Turn Around dapat membuat suatu kilang mengalami kebangkrutan karena besarnya biaya yang diperlukan. Metoda penelitian  yang digunakan dalam penelitian ini adalah evaluasi, optimasi dan validasi pada manajemen proyek Turn Around di kilang minyak. Data yang diperoleh dianalisa secara kualitatif  dan optimasinya akan mendapatkan proses validasi oleh pakar. Berdasarkan data kinerja waktu dan biaya maka dikembangkan suatu optimalisasi manajemen proyek dalam suatu manajemen waktu berupa crashing yang memerlukan dana sebesar Rp 322.205.400,-.

 

Kata kunci : Proyek Turn Around, kilang minyak, manajemen proyek ,project crashing

 

---

Turnaround is a activity aimed to improve and upgrade the lifetime of equipment in a plant. By means the lifetime could be upgraded, the profitability caused by production of the plant could be increased. However, Turnaround needs massive amount of budgets. It consists of direct cost caused by turnaround operational budget, which neede in order to pay the vendors, the man power and the equipment. There is also indirect cost from loss production due to the shutdowns while the turnaround activity. If the turnaround is not controlled well, it could cause big loss in company cash flow and leads to bankruptcy. The research method used in this thesis are evaluation, optimization on Project Management used in Turnaround activity. The data will be analyzed by qualitative method. And the result of optimization will be validated by the experts. Based on time and cost performance index, the optimization for the turnaround in oil refinery has been developed, the optimization is using a project that needs adding cost as much as Rp 322.205.400,-.

 

Keywords: Turnaround project, oil refinery, project management, project crashing

 

"