Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

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.

 

"

"Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji secara teknis dan ekonomi kegiatan penangkapan, transportasi, dan penyimpanan CO2 di Sumatera Selatan. Sumber CO2 ditangkap berasal dari hasil pembakaran bahan bakar dari PLTU, pabrik semen, dan kilang minyak, sedangkan pada pabrik amonia dan lapangan pengolahan gas bumi dari regenerasi pelarut dalam unit pemisahan CO2. Penangkapan CO2 akan dilakukan menggunakan pelarut MDEA/PZ, dehidrasi CO2 dengan TEG, dan transportasi CO2 dengan pipa disimulasikan dengan perangkat lunak Aspen HYSYS V11. Hasil simulasi penangkapan 98% CO2 menunjukkan bahwa beban reboiler untuk kilang minyak, pabrik semen, dan PLTU berturut-turut 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2 dan 7.047 kWh/ton CO2, sedangkan beban reboiler pada unit dehidrasi seluruh sektor adalah 4.100 kWh/ton H2O. Sumber CO2 kemudian dikelompokkan menjadi klaster 1 dari pabrik semen, PLTU, dan lapangan pengolahan gas bumi dan klaster 2 dari pabrik amonia dan kilang minyak, yang mana CO2 ditransportasikan pada fasa superkritis. Kebutuhan energi pompa booster pada klaster 1 dan 2 berturut-turut 220,17 kW dan 984,82 kW. Injeksi CO2 ke dalam depleted oil reservoir dilakukan dengan perangkat lunak IPM Prosper dan Reveal dengan memvariasikan tekanan, laju injeksi, dan jumlah sumur. Dari tiga skenario, injeksi melalui dua sumur pada tekanan maksimum 72,4 bar pada periode injeksi 1 dan laju 45 MMscf pada periode injeksi 2 berhasil menyimpan 50,12 MtCO2 yang telah ditangkap dan ditransportasikan ke dalam depleted oil reservoir. Keekonomian CCS dievaluasi menggunakan metode biaya levelized untuk biaya pokok dan arus kas untuk tarif SPC dengan model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Biaya pokok CCS yang diperoleh berturut-turut sebesar $100/tCO2 dan $31/tCO2 berturut-turut untuk model bisnis CCS operator dan integrasi vertikal. Tarif SPC per tCO2 yang diperoleh dari model bisnis CCS operator untuk pabrik amonia, pabrik pengolahan gas, pabrik semen, PLTU, dan kilang minyak berturut-turut sebesar $2, $7, $17, $47, dan $77, sedangkan harga surat izin emisi per ton CO2 yang diperoleh dari model bisnis integrasi vertikal adalah $58.......This study aims to assess the technical and economic aspects of CO2 capture, transportation, and storage in South Sumatra. Sources of CO2 include steam power plant, cement plant, and oil refinery, while in the ammonia plant and natural gas processing field, CO2 will be captured from AGRU. CO2 capture will be carried out using MDEA/PZ, CO2 dehydration with TEG, and CO2 transport with pipeline are simulated with Aspen HYSYS V11 software. The simulation results of 98% CO2 show that the reboiler duty for oil refinery, cement plant, and steam power plant are 8.091 kWh/ton CO2, 7.907 kWh/ton CO2, and 7.047 kWh/ton CO2, respectively, while the reboiler duty at the dehydration unit for each sector is 4,100 kWh/ton H2O. CO2 sources are then grouped into cluster 1 from cement plant, steam power plant, and natural gas processing field and 2 from ammonia plant and oil refinery, where CO2 is transported in supercritical phase. The energy requirement for booster pumps in clusters 1 and 2 are 220.17 kW and 984.82 kW, respectively. CO2 injection into the depleted oil reservoir is carried out using IPM Prosper and Reveal software by varying the pressure, injection rate, and number of wells. From three scenarios, injection through two wells at a maximum pressure of 72.4 bar in the 1st injection period and a rate of 45 MMscf in the 2nd injection period succeeded in storing 50.12 MtCO2 which had been captured and transported into the depleted reservoir. CCS economics is evaluated using levelized cost for the base price and cash flow method for the SPC tariff under the CCS operator and vertical integration business model. Base price of CCS obtained is $100/tCO2 dan $31/tCO2 for CCS operator and vertical integration business model, respectively. The SPC tariff per tCO2 obtained from the CCS operator business model for ammonia plant, gas processing plant, cement plant, steam power plant, and oil refinery are $2, $7, $17, $47, and $77, respectively, while the emission permit price per tCO2 obtained from the vertical integration business model is $58."