Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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%."

"ABSTRAKFasilitas 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 ndash; 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 oC 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.

---

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

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

---

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

"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."

"

Pada industri pemurnian gas alam, umumnya CO₂ hasil pemisahan dari gas alam di lepas ke atmosfer. Pelepasan CO₂ secara langsung ke atmosfer dapat menimbulkan permasalahan lingkungan salah satunya adalah pemanasan global. Ada beberapa alternatif usaha mitigasi pengurangan emisi CO₂ salah satunya adalah dengan pemanfaatan CO₂ untuk EOR. Injeksi CO₂ ke dalam reservoir minyak dapat meningkatkan kinerja pemulihan minyak dan dapat menyimpan CO₂ secara permanen ke dalam tanah untuk mengurangi efek gas rumah kaca. Proses penangkapan CO₂, transportasi ke sumur injeksi dikenal dengan teknologi Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS). Penelitian ini membahas tekno-ekonomi dari pemanfaatan CO₂ dengan pembangunan fasilitas CCUS pada industri pemurnian gas alam di lapangan X. Emisi yang di lepas sebesar 3,56 Mt CO₂e/tahun akan ditangkap dan di transportasikan ke sumur di lapangan Y dengan jarak 44 km. Penelitian ini membandingkan fasa superkritis dan fasa gas pada transportasi pipa CO₂ point-to-point. Penelitian ini juga menghitung jumlah emisi yang dapat dikurangi oleh penerapan CCUS. Dari hasil perhitungan diperoleh bahwa pada jarak 44 km, transportasi pipa CO₂ dalam fasa gas lebih ekonomis dibanding fasa superkritis dengan investasi sebesar US$ 252.974.905. Dari analisa kelayakan proyek diperoleh IRR 54% dengan dua tahun masa pengembalian. Penerapan teknologi CCUS di lapangan X juga dapat mengurangi emisi sebesar  3 Mt CO₂e/ tahun.

 

---

 

In the natural gas sweetening industry, CO₂ from natural gas separation generally released into the atmosphere. The direct release of CO₂ into the atmosphere can cause environmental problems, such as global warming. There are several alternative mitigation efforts to reduce CO₂ emissions, one of which is the utilization of CO₂ for EOR. Injection of CO₂ into oil reservoirs can improve oil recovery performance and can permanently store CO₂ into the geological storage to reduce the effects of greenhouse gases. The process of CO₂ capture, transportation to injection wells is known as Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) technology. This study discusses the techno-economics of CO₂ utilization with the development of CCUS facilities in field X. Emissions released at 3.56 Mt CO₂e / year will be captured and transported to wells in the Y field at 44 km distance. This study compares the supercritical phase and gas phase in the CO₂ pipeline point-to-point transportation. This study also calculates the amount of emissions that can be reduced by the application of CCUS. The results obtained that at a distance of 44 km, CO₂ pipeline transport in the gas phase is more economical than the supercritical phase with an investment of US$ 252,974,905. From the project feasibility analysis give an IRR of 54% with a two year return period. The application of CCUS technology in field X can also reduce emissions by 3 Mt CO₂e / year.

 

"

"Saat ini dunia sedang menghadapi krisis peningkatan emisi karbon hasil dari bertambahnya gas-gas rumah kaca di atmosfer yang menyebabkan energi panas dipantulkan kembali ke permukaan Bumi. Gas rumah kaca tersebut umumnya dihasilkan dari asap industri yang sedang mengalami perkembangan pesat belakangan ini. Maka dari hal inilah penghematan penggunaan energi harus digenjot. Industri pengolahan gas alam merupakan salah satu industri yang turut menyumbang emisi karbon ke atmosfer karena penggunaan energi yang sangat masif terutama dalam proses penyisihan gas asam. Proses Girbotol, yang menggunakan alat utama absorber dan regenerator, merupakan proses konvensional yang paling banyak digunakan dalam penyisihan gas asam. Akan tetapi, penggunaan energi yang terlampau tinggi dan rendahnya efisiensi selektivitas pemisahan merupakan kekurangan yang wajib untuk dibenahi. Oleh karena hal inilah kontaktor membran diusulkan sebagai alat regenerator alternatif karena memiliki efisiensi proses yang unggul dan berpotensi untuk mengurangi biaya modal dan biaya operasional. Substitusi proses penyisihan konvensional dengan proses hibrida berkonfigurasi absorber-kontaktor membran masih sangat jarang dilakukan dan komersialisasi sangat diperlukan. Skripsi ini akan dilakukan analisis tekno-ekonomi untuk mengevaluasi perbandingan kinerja absorber-regenerator konvensional dengan kinerja hibrida absorber-kontaktor membran dalam proses penyisihan gas CO₂. Dengan model konvensional, maka dibutuhkan tambahan energi dan utilitas pada bagian alat regenerator agar dapat bekerja, sedangkan dengan menggunakan model hibrida, pemanfaatan tekanan yang sudah tinggi dari keluaran alat absorber dan tanpa pemanas tambahan sudah cukup untuk memisahkan kandungan gas CO₂ dari pelarut. Maka dari hal ini tidak ada penambahan energi maupun utilitas serta berkurangnya beberapa alat seperti penukar kalor. Dari sisi ekonomi, dapat ditinjau bahwa biaya modal awal dan operasional tahunan model berkonfigurasi konvensional lebih tinggi 31.824% dan 34.0498% berturut-turut dibandingkan dengan model berkonfigurasi hibrida.

---

Currently, the world is facing a crisis of increasing carbon emissions resulting from the increase in greenhouse gases in the atmosphere which causes heat energy to be reflected to the Earth's surface. Greenhouse gases are produced from industrial fumes which are currently experiencing rapid development. Therefore, it is mandatory that saving energy use must be boosted. The natural gas processing industry is one of the industries that contributes to carbon emissions into the atmosphere due to the massive use of energy, especially in the process of removing acid gas. The Girbotol process, which uses an absorber and a regenerator as the main equipment, is the most widely used conventional process in acid gas removal. However, the exorbitant utilization of energy and the efficiency of the separation selectivity is low, which are shortcomings that must be addressed. For this reason, membrane contactors are proposed as alternative regenerators because they have superior process efficiency and have the potential to reduce capital and operational costs. Substitution of the conventional removal process with a hybrid process with absorber-membrane contactor configuration is still exceedingly rare and commercialization is urgently needed. In this thesis, a techno-economic analysis will be conducted to evaluate the comparison of the performance of conventional absorber-regenerator with the performance of hybrid membrane absorber-contactor in the CO₂ gas removal process. With the conventional model, additional energy and utility are needed for the regenerator to work, while using the hybrid model, the utilization of the already high pressure from the output of the absorber and without additional heating is sufficient to separate the CO₂ gas content from the solvent. So, from this there is no additional energy or utility as well as a reduction in tools such as heat exchangers. From the economic point of view, the initial capital and annual operating costs of the conventional configuration model are 31.824% and 34.0498% higher, respectively, compared to the hybrid configuration model."

"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)."

"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."

"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.

"

"Adsorbed natural gas ANG adalah teknologi penyimpanan gas bumi yang, berpotensi untuk menjadi teknologi pengangkutan darat dengan skala kecil dan menengah. Oleh karenanya dilakukanlah penelitian ini untuk mengetahui kelayakan teknologi ANG dalam memanfaatkan gas suar bakar yang pada umumnya memiliki volume kecil dan menengah ke sektor pengguna di sekitar sumber gas suar bakar. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi pemodelan proses, simulasi pemodelan keekonomian dan optimalisasi kelayakan proyek dengan variabel yang dioptimalisasi antara lain : harga jual ANG, harga gas suar bakar, dan presentase pembiayaan biaya capital oleh pemerintah. Hasil simulasi proses menghasilkan produk ANG dengan rentang 0,32 ndash; 2,97 mmscfd. Sedangkan hasil simulasi kekeonomian menghasilkan interest rate of return IRR dibawah 10 . Namun dengan optimalisasi kelayakan dapat dihasilkan IRR hingga diatas 20.

---

Adsorbed natural gas ANG is a natural gas storage technology, which potential to be small and medium natural gas transportation technology. Therefore, this study was undertaken to determine the feasibility of ANG technology in the use of gas flaring which generally has a small and medium volume to consument around the source of gas flaring. The method used in this research is the process simulation modeling, economic simulation modeling and optimization of project feasibility with variables include ANG selling price, fuel flare gas price, and percentage of financing of capital cost by the government. The result of process simulation yield ANG product with range 0,32 2,97 mmscfd. While the economic simulation results generate interest rate of return IRR below 10 . However, by optimizing the feasibility, IRR can generate up to over 20 ."