Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKLapangan X memiliki gas dengan kandungan CO2 > 20% dan harus dikurangi menjadi 5% dikarenakan CO2 mempengaruhi heating value gas, toxicity dan sangat korosif. Proses pemurnian gas yang dilakukan adalah absorbsi CO2 dari gas alam menggunakan larutan activated methyldiethanolamine. Sejak beroperasinya unit CO2 removal di Lapangan X tahun 2003, telah mengalami kegagalan, yaitu 3 kali kerusakan pada peralatan CO2 removal, dimana terjadi penipisan pada dinding absorber dan kerusakan pada tray di low pressure flash, serta gas yang akan dijual masih di atas 5% sehingga dilakukan identifikasi terhadap kegagalan pada unit peralatan CO2 dengan melakukan survey lapangan dan pengujian di laboratorium, serta analisis proses CO2. menggunakan simulasi HYSYS. Hasil analisis data laboratorium menunjukkan kegagalan pada peralatan dapat disebabkan karena korosi CO2, Cl- dan beban mekanik, sedangkan pada simulasi, kegagalan disebabkan oleh tidak efektifnya proses absorbsi CO2, dimana sulitnya mengatur temperatur regenerasi amine yang berdampak pada temperatur lean amine sehingga regenerasi CO2 tidak sempurna yang menyebabkan tingginya CO2 pada outlet gas absorber, acid loading, dan loses amine & H2O. Oleh karena itu perlu dilakukan optimasi proses absorbsi CO2 di Lapangan X, dengan penambahan cooler setelah LP flash sehingga temperatur regenerasi dapat mencapai 90 oC dengan tetap menjaga temperatur lean amine pada 50-60 oC. Konsentrasi amine yang dapat digunakan sekitar 40 ? 50 wt% dan flowrate amine sekitar 700 ? 1083 m3/h.

---

ABSTRACTField X produces nature gas which content CO2 more than 20% and should be reduced to be less than 5%. CO2 very affects to the gas heating value, toxicity, and its corrosive level. Field X does absorption process to purify natural gas from CO2 using activated methyldiethanolamine. Since the establishment of CO2 removal unit at Field X, the equipment for CO2 absorption process has been damaged three times, in example depletion of the absorber wall and damage to the tray at low pressure flash. Besides, the gas has not met the specification yet, which is CO2 level above 5%. According to the situation described, we need to identify the cause of CO2 equipment unit failure trough some field research, lab testing, and analysis CO2 process using HYSYS simulation. Lab test result shows equipment failure can be caused by CO2 corrosion, Cl- and mechanical load, while simulation result shows this failure can be caused by CO2 absorption process. The difficulty to set amine regeneration temperature will impact to lean amine temperature so that CO2 regeneration process not complete and cause the high value of CO2 in absorber outlet gas, acid loading, and loses amine and H2O. Therefore we need to do optimization for CO2 absorption process in Field X, such as adding a cooler after LP Flash so regeneration temperature reach 90˚C but still keep the lean amine temperature in 50 ? 60˚C. Amine concentration that can be used around 40-50 wt% and amine flowrate around 700 ? 1083 m3/h.;"

"Limbah cair kelapa sawit dapat diproses menggunakan teknologi anaerobic digestionuntuk menghasilkan biogas. Biogas yang dihasilkan dari proses anaerobic digestionmasih memiliki kandungan gas pengotor yang cukup tinggi, yaitu CO2 sebesar 30% –45% dan H2S sekitar 1500 - 3000 ppm. Pada penelitian ini akan dilakukan studi kelayakanpembangunan anaerobic digestion dari limbah kelapa sawit dan fasilitas pemurnianbiogas dengan tiga pilihan teknologi yaitu water scrubbing, amine scrubbing danpemisahan menggunakan membran. Kajian teknologi dilakukan dengan melakukansimulasi menggunakan software Aspen Plus dengan laju alir biogas 0,8 MMCFD dandengan memvariasikan kandungan gas metana dalam biogas sebesar 50% dan 65% fraksimol. Target produk biometana mengandung CH4 > 95%, CO2 < 5%, H2S < 10 ppm dankandungan air < 10 lb/MMscf. Biaya investasi dan operasi untuk fasilitas anaerobicdigestion menggunakan data proyek biogas terdahulu yang telah terdaftar pada proyekCDM (Clean Development Mechanism) UNFCCC di Indonesia. Sedangkan biayainvestasi untuk fasilitas pemurnian biogas didapatkan dari hasil simulasi menggunakansoftware Aspen Plus. Kajian keekonomian dilakukan untuk menghitung harga jual gasbiometana dengan nilai pengembalian investasi yang diharapkan sebesar 12%. Tingkatkemurnian biometana dari fasilitas water scrubbing mencapai 97,38%, dari fasilitasamine scrubbing mencapai 99,93% dan dari fasilitas membran mencapai 95,04%. Darihasil simulasi dan perhitungan, didapatkan harga jual biometana paling rendah adalahsebesar $13,06/MMBtu dengan menggunakan teknologi amine scrubbing.

---

Palm oil Mill Effluent can be processed using anaerobic digestion technology to produce

biogas. Biogas produced from the anaerobic digestion process still contains a high amount

of impurity gases, namely CO2 of 30% - 45% and H2S of around 1500 - 3000 ppm. This

research will conduct a feasibility study on developing a biogas upgrading facility from

an anaerobic digestion process of palm oil mill effluent with three technological options,

water scrubbing, amine scrubbing and membranes. The technical study was carried out

using Aspen Plus software with a biogas flow rate of 0.8 MMCFD and varying the

methane content in biogas by 50% and 65% mole fraction. The target biomethane product

contains CH4 > 95%, CO2 < 5%, H2S < 10 ppm and water content <10 lb/MMscf. The

investment and operating costs for anaerobic digestion facilities use data from previous

biogas projects that have been registered in the UNFCCC CDM (Clean Development

Mechanism) project in Indonesia. Meanwhile, the biogas upgrading facility's investment

cost is obtained from the simulation results using Aspen Plus software. An economic

study was conducted to calculate the gas price of biomethane with an expected internal

rate of return of 12%. The purity level of biomethane from water scrubbing facilities

reached 97.38%, from amine scrubbing facilities reached 99.93%, and from membrane

facilities reached 95.04%. From the simulation and calculation result, the lowest gas price

of biomethane was $ 13.06/MMBtu using amine scrubbing technology."

"Lapangan Subang terletak di Desa Pelawad, Karawang, Jawa Barat termasuk wilayah kerja PT. Pertamina EP Asset 3. Berdasarkan data analisa kadar CO2 pada fase gas sangat tinggi yaitu, 50,66% mol. Pada kondisi saat ini associated gas tidak memilik nilai ekonomis karena langsung dialirkan ke flare untuk dibakar. Oleh karena itu diperlukan penangan khusus untuk memisahkan CO2 dari aliran associated gas agar kadar nilai CO2 maksimal sebesar 5% mol dan kadar air di bawah 7 lb/MMSCF sehingga dapat dikirim ke sales point. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan dengan teknologi solid adsorption yang menggunakan peranti lunak Simulator Adsorption V.10 dan dibandingkan dengan simulasi proses pengolahan dengan teknologi solvent absorption yang menggunakan piranti lunak Unisim. Keluaran dari simulasi ini akan menghasilkan beberapa aspek yaitu jumlah pelarut, konsentrasi penggunaan pelarut dan dimensi dari bed adsorbent pada laju alir gas umpan. Selain itu dilakukan perbandingan secara kualitatif dari kedua teknologi pengolahan gas yang mengandung CO2 tersebut. Berdasarkan hasil simulasi AGRU diperoleh laju alir gas produk yang mengandung kadar CO2 4,49% mol dengan menggunakan larutan amine yang memiliki konsentrasi 35%wt MDEA, 9%wt MEA dan 56%wt Air. Dan hasil simulasi PSA diperoleh laju alir gas produk yang mengandung kadar CO2 4,98% mol dengan menggunakan dimensi bed adsorbent (D:H) adalah 1m:3,5m. Dan dari hasil analisis keekonomian diperoleh 9,32% IRR, NPV USD -396.119 dan payback period 11 tahun untuk teknologi AGRU. Dan 31,82% IRR, NPV USD 5.927.106 dan payback period 3,35 tahun untuk teknologi PSA. Sehingga teknologi PSA lebih ekonomis untuk diterapkan di Lapangan Subang.

---

Subang Field is located in Pelawad Village, Karawang, West Java, including the working area of PT. Pertamina EP Asset 3. Based on the analysis data, the CO2 content in the gas phase is very high, 50.66% mol. In the current condition, the associated gas has no economic value because it is directly release to the flame to be burned. Therefore a special handler is needed to separate CO2 from the gas stream so that the maximum CO2 content is 5% mol and the water content is below 7 lb/MMSCF so that it can be sent to sales gas point. In this study, a simulation process devide on two (2) solid adsorption technology that will simulated by Simulator Adsorption V.10 software and compared with the separation process solvent absorption technology that will simulated by Unisim software. The output of this simulation will result several aspects such as quantity of solvent, concentration of solvent and bed adsorbent dimensinon at feed gas flow rates. In addition, a qualitative comparison was made of the two gas processing technologies containing CO2. Based on the AGRU simulation, the gas product have a content of 4.49% mol CO2 by using an amine solution that has a concentration of 35%wt MDEA, 9%wt MEA and 56%wt water. Meanwhile PSA simulation, gas product have a content of 4.98% mol CO2 by using bed dimensions of the adsorbent (D:H) is 1m:3.5m. And then, from economic analysis obtained 9.32% IRR, NPV USD -396,119 and a payback period of 11 years for AGRU technology. And 31.82% IRR, NPV USD 5,927,106 and payback period of 3.35 years for PSA technology. So that PSA technology is more economical to be applied in the Subang Field."