Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :

Proses pengolahan gas alam umumnya dimulai dari pemisahan tiga fase dari gas umpan sampai kepada gas jual yang memenuhi spesifikasi dari konsumen (buyer). Pabrik Z adalah pabrik yang mengolah gas alam umpan dimana terdapat kandungan senyawa Hidrogen Sulfida (H₂S) sebesar 1000 ppm dan Carbon Dioxida (CO₂) sebesar 5% mole. Proses pengolahannya di mulai dari aliran gas umpan dipisahkan berdasarkan densitinya di bejana tekanan tinggi pemisah (Separator) tiga fase lalu dipisahkan senyawa H₂S dan CO₂ (Sweetening) di unit Acid Gas Removal Unit lalu dikeringkan di unit Dehydration untuk kemudian dipisahkan kembali hidrokarbon beratnya di unit pengontrolan titik embun (Dew Point Control Unit). Pabrik Z ini menghasilkan gas jual sebesar 310 MMscfd dengan kandungan H₂S 1 ppmv dan CO₂ 50 ppmv. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui dampak produksi gas alam dan kondensat beserta keekonomiannya bila proses pengolahannya dimodifikasi dengan penempatan Dew Point Control Unit pada hilir Separator tiga fase. Dimana metodologi penelitian yang digunakan adalah berupa simulasi menggunakan simulator yang membandingkan kondisi di aktual proses pengolahan dengan kondisi setelah proses modifikasi di pengolahan gas alamnya. Setelah diamati bahwa pada pengolahan gas yang dimodifikasi dengan menempatkan DPCU di hilir separator berdampak pada tingkat produksi kondensat dengan jumlah 8576 barel perhari dibandingkan dengan 7852 barel perhari dari jumlah produksi kondensat yang ada saat ini di pabrik Z.

 

---

The processing of natural gas generally starts from the separation of three phases from the feed gas to the selling gas that meets the specifications of the buyer. Factory Z is a factory that treats feed gas where there are contents of Hydrogen Sulfide (H₂S) of 1000 ppm and Carbon Dioxida (CO₂) of 5% mole. The gas processing starts from the flow of feed gas being separated based on its density in the three phase high pressure separator vessel and then H₂S and CO₂ removal (Sweetening) in the Acid Gas Removal Unit and then gas dried in the Dehydration unit thus continue to hydrocarbon separation in the Dew Point Control Unit. This plant Z produces gas sales of 310 MMscfd with H₂S 1 ppmv and 50 ppmv CO₂. This research was conducted to determine the impact of sales gas and condensate production profiles, and also to estimate the economical aspect if the gas processing is to be modified by placing the Dew Point Control Unit in the downstream of three phase separator. Where the research methodology used is in the form of a simulation using a simulator, that compares the actual conditions of the gas treatment process at plant Z with the conditions after the gas treatment process modification in processing natural gas. It was observed that it has impact on production rate of condensate at the modified gas processing by placing DPCU with amount of 8576 barrel/day compare with 7852 barrel/day produced from existing plant Z condensate rate.

Abstrak :
Kalkulator emisi berbasis spreadsheet UniSim yang terintegrasi dengan simulasi gas sweetening telah dibuat. Simulasi gas sweetening penelitian ini menggunakan pelarut methyl diethanolamine (MDEA). Base case sour gas memiliki laju air 145,72 MMSCFD dengan komposisi 15,74% CO2 dan 0,1% mol H2S. Pengolahan acid gas melalui venting menghasilkan beban emisi CO2equivalent, dan emisi H2S yang terbesar (masing-masing sebesar 1.432,55 tonne/day, dan 5,83 tonne/day) dibandingkan pengolahan acid gas melalui skema flare, maupun thermal oxidizer. Beban emisi CO2equivalent, dan H2S yang dihasilkan melalui skema flare masing-masing sebesar 983,67 tonne/day, dan 0,12 tonne/day. Beban emisi CO2equivalent, dan H2S yang dihasilkan melalui skema thermal oxidizer masing-masing sebesar 939,69 tonne/day, dan 5,84 x 10-4 tonne/day. Penggunaan acid+flash+sweet gas sebagai bahan bakar reboiler menghasilkan beban emisi CO2 equivalent yang paling sedikit (378,45 tonne/day) namun menghasilkan beban SO2equivalent yang tertinggi (0,89 tonne/day) jika dibandingkan dengan penggunaan bahan bakar lain (sweet gas, flash+sweet gas, dan acid+sweet gas). Semakin rendah komposisi metana pada bahan bakar, maka lebih sedikit karbon yang terkonversi menjadi CO2, dan semakin rendah beban emisi CO2equivalent. Semakin tinggi komponen H2S pada bahan bakar maka semakin tinggi beban emisi SO2. Penggunaan bahan bakar acid+flash+sweet gas menghemat penggunaan sweet gas hingga 3,47 MMSCFD jika dibandingkan dengan penggunaan sweet gas saja yang membutuhkan laju alir total 8,21 MMSCFD. Beban emisi CO2equivalent yang dihasilkan dari unit flare semakin meningkat dan beban emisi SO2equivalent semakin menurun seiring meningkatnya komposisi CO2 pada sour gas. Beban emisi dalam CO2equivalent yang dihasilkan dari flare dengan komposisi sour gas 20,74% ialah yang terbesar dibandingkan dengan komposisi CO2 yang lebih sedikit (10,74%, 12,74%, 15,74%, dan 17,74%) yaitu sebesar 1.365,18 tonne/day, namun menghasilkan beban emisi dalam SO2 equivalent yang terkecil dibandingkan komposisi CO2 yang lebih sedikit yaitu sebesar 10,32 tonne/day.