Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini mendiskusikan simulasi dan optimisasi dari pencampuran DEA atau MEA ke dalam MDEA untuk mengatasi kelemahan MDEA pada pemurnian sour gas dari CO2 dan H2S pada tekanan rendah. Pengaruh jenis amina, komposisi amina, dan tekanan absorber dievaluasi terhadap pemisahan CO2 dan H2S, konsumsi energi, amines loading, amine losses, water losses, serta laju korosi. Pencampuran 0 ? 5 % wt DEA atau MEA ke dalam MDEA pada basis 35 % wt total amina mampu memurnikan sour gas yang mengandung 5 % CO2 dan 1 % H2S serta 10 % CO2 dan 1 % H2S untuk memenuhi spesifikasi umpan gas LNG. Simulasi dan optimasi menunjukkan bahwa campuran amina yang terdiri dari 5 % wt DEA dengan 30 % MDEA dalam pelarut air memberikan hasil yang paling optimal terhadap pemurnian sour gas. Campuran tersebut mampu mengurangi laju sirkulasi amina sebanyak 10% serta mengatasi fluktuasi kenaikan CO2 dalam sour gas dari 5 % CO2 hingga 6 % CO2 pada laju sirkulasi 170 USGPM.

---

This thesis discusses the simulation and optimization of the addition of DEA or MEA to an MDEA to improve the MDEA?s perdormance on sour gas separation from CO2 and H2S at lower pressure. The effect of amines, its composition, and pressure are evaluated to CO2 and H2S separation, energy consumption, amines loading, amines losses, water losses, and corrosion rate. The addition 0 ? 5 % wt DEA or MEA to an MDEA at 35 % wt total amines basis able to separate sour gas that contained 5 % CO2 & 1 % H2S and 10 % CO2 & 1 % H2S to meet residual gas requirements as LNG?s feed. The simulation and optimization show that the addition of 5 % wt DEA to MDEA at 35 % wt total amines basis in water solvent has an optimal result on sour gas sweetening. The mixtured amines can reduce the circulation rate of 10 % and able to handle the CO2 fluctuation from 5 % up to 6 % CO2 in sour gas at the circulation rate of 170 USGPM."

"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."

"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."

"ABSTRAKMinyak nabati yang diproses dengan Hydrotreating pada sebuah PT. X menghasilkan yield produk HBD (Hydrotreated Biodiesel) sebesar 84,47%wt dengan produk samping 7,66% wt Propana, 0,44% wt Metana, 0,08% wt H2O, 0,39% wt CO, 1,53% wt CO2 dan 1,18% wt H2S. Gas propane memiliki potensi besar untuk dimanfaatkan sebagai bahan bakar gas di industri maupun menjadi LPG. Perlu adanya kajian ekonomi lebih lanjut untuk melihat optimasi dari pemanfaatan produk samping tersebut. Produk samping yang dihasilkan memiliki kandungan gas asam yang tinggi. Simulasi UNISIM diperlukan untuk menghitung desain produksi AGRU, Dehidrasi dan Fraksionator. Penelitian ini menghasilkan 1,774 MMSCFD produk gas propana yang masih mengandung metana dan nilai Internal Rate of Return (IRR) sebesar 28,19% dengan nilai Net Present Value (NPV) Rp. 2,66 trilyun.

---

ABSTRACTHydrotreating processed vegetable oils on PT. X produce HBD (Hydrotreated Biodiesel) yield of 84.47%wt with gas byproduct 7.66% wt Propane, 0.44% wt, Methane, 0.08% wt H2O, 0.39% wt CO, 1.53% wt CO2 and 1.18% wt H2S. Propane gas has great potential to be used as a gas fuel in the industry and becomes LPG. Need study to see to optimize the use of the product. The byproducts produced have a high acid gas content. UNISIM simulations are required to calculate AGRU, Dehydration and Fractionator production designs. This research yield 1,774 MMSCFD propane gas product which still contain methane and Internal Rate of Return value (IRR) 28,19% with Net Present Value (NPV) value Rp. 2,66 trillion."

"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%."

"

Sistem Dehidrasi merupakan sebuah unit proses pada Gas Plant yang berfungsi untuk menyerap kandungan air yang terdapat dalam aliran gas. Menurunnya kinerja sistem dehidrasi dapat menyebabkan terbentuknya hidrat dan mengganggu aliran proses pada sistem NGL Recovery sehingga berpengaruh terhadap kondisi operasi dan produksi. Sistem dehidrasi di Gas Plant Lapangan X memiliki masalah yaitu aliran yang tidak seimbang sehingga salah satu tower Molsieve menjadi lebih cepat jenuh dibandingkan tower lainnya. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan solusi terbaik dalam mengatasi permasalahan tersebut. Terdapat 3 alternatif solusi yang akan dikaji pada penelitian ini, adalah: 1) Melakukan modifikasi sistem perpipaan pada aliran masuk ke sistem dehidrasi, 2) Memasang indikator dan katup pada aliran masuk sehingga pembagian aliran dapat di kontrol dan 3) Melakukan perubahan mode operasi pada sistem kontrol dehidrasi dari 2 tower adsorpsi dan 1 tower regenerasi menjadi 1 tower adsorpsi, 1 tower regenerasi dan 1 tower stand by. Kajian teknis dilakukan untuk mencari alternatif dengan ukuran diameter dan tinggi media yang paling mendekati dengan kondisi aktual sistem dehidrasi yang terpasang. Dari hasil kajian teknis, alternatif 3 memiliki ukuran diameter sebesar 2.814,48 mm dan tinggi media sebesar 3.090,76 mm, ukuran tersebut mendekati dengan diameter tower yang terpasang sebesar 2.600 mm dan tinggi media molsieve sebesar 3.438 mm. Kajian ekonomi dilakukan untuk mencari nilai IRR dan NPV paling besar serta nilai pay back period paling kecil. Dari hasil kajian ekonomi menunjukkan alternatif 3 memiliki nilai NPV dan IRR paling besar yaitu sebesar IDR 91.947.878.171 untuk NPV dan 86,3 % untuk IRR, alternatif 3 juga memiliki nilai pay back period paling singkat yaitu 2 tahun. Dari hasil kajian teknis dan ekonomi alternatif 3 adalah alternatif yang paling layak untuk diterapkan dalam mengatasi permasalahan ketidakseimbangan aliran pada sistem dehidrasi.

 

---

The dehydration system is a process unit in a gas plant that is used to absorb the water content contained in the gas stream. Decreasing the performance of the dehydration system can lead to the formation of hydrates and disrupt the process flow of the NGL recovery system, thereby affecting operating and production conditions. The dehydration system at the Field X Gas Plant has a problem of imbalance flow, so that one of the towers becomes saturated faster than others. This research aims to find the best solution to overcome these problems. There are three alternative solutions: 1) Modifying the piping system for the inlet flow to the dehydration system; 2) Installing a flow indicator and control valve for the inlet flow so that the flow distribution can be controlled; and 3) Changed the operating mode of the dehydration control system from 2 adsorption towers and 1 regeneration tower to 1 adsorption tower, 1 regeneration tower, and 1 stand-by tower. A technical study was carried out to find an alternative with a tower diameter and media height closest to the actual conditions of the installed dehydration system. From the results of the technical study, alternative 3 has a diameter of 2,814.84 mm and a media height of 3,090.76 mm. This size is close to the diameter of the installed tower of 2,600 mm, and the height of the molsieve media is 3,438 mm. Economic studies are carried out to find the highest IRR and NPV values and the smallest payback periods. From the results of economic studies, alternative 3 has the highest NPV and IRR values of IDR 91.947.878.171 for NPV and 86.3% for IRR. Alternative 3 also has the shortest payback period of 2 years. From the results of technical and economic studies, alternative 3 is the most feasible alternative to be applied to overcome the problem of imbalance flow in a dehydration system.

 

"

"

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.

 

"

"Pada sistem tenaga listrik, akan selalu timbul konflik antara tingkat keandalan dengan biaya, baik itu dalam tahap perencanaan maupun tahap operasi, sehingga perlu dicari titik optimum antara biaya yang dikeluarkan dengan tingkat keandalan yang dapat diterima. Terkait dengan hal ini akan dibahas mengenai optimalisasi pengoperasian pembangkit di pengolahan minyak dan gas bumi Grissik Central Gas Plant dengan analisa tingkat keandalan, yang akan membandingkan antara penghematan biaya yang diperoleh dengan kerugian yang ditimbulkan akibat keandalan sistem pembangkit yang berkurang. Load shedding akan diterapkan pada sistem tenaga listrik untuk mengurangi kerugian yang timbul, selain itu juga dari sisi operasional akan dikaji kemampuan pembangkit pada saat start motor besar. Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa, optimalisasi pengoperasian pembangkit di Grissik Central Gas Plant dapat diterima secara teknis, dan akan memberikan peluang penghematan sebesar USD 391.687,00 per tahun.

---

In power system, the economic and reliability constraint can conflict, both in design or operational stage, then need to optimize cost with acceptable system reliability. According to the above statement, will be discussed power generation optimization in Grissik Central Gas Plant using reliability analysis. It will compare between saving cost opportunity and interruption value because of reduce system reliability. Load shedding system will be implemented in the power system to minimize the loss. Beside that from the operational point of view, will be analyzed power generation ability during big motor starting. Based on calculation and analysis, power generation optimization in Grissik Central Gas Plant technically accepted and can give saving opportunity around USD 391.687,00 per year."

"ABSTRAKDalam industri minyak dan gas bumi, korosi adalah faktor yang tidakdapat diabaikan. Beberapa hal yang mempengaruhinya adalah komposisi kimiaminyak dan gas bumi, tekanan dan suhu operasi/desain, kadar ion karbonat sertakadar air yang keluar dari kepala sumur. Laju korosi baja karbon ditetapkansebagai dasar perhitungan untuk menentukan seleksi material yang sesuai dengankebutuhan operasi.Asesmen dilakukan terhadap material yang digunakan sesuai dengankarakteristik fluida yang keluar dari kepala sumur dan berdasarkan laju korosiperhitungan awal.Membuat simulasi kondisi operasi yang berubah dalam jangka waktupanjang dan dengan menggunakan piranti lunak Predict dan Socrates, didapatihasil nya berupa material yang terbaik terpilih untuk digunakan pada kondisitertentu.Hasil simulasi ini dibandingkan dengan penentuan material berdasarkankondisi awal. Hasil yang diperoleh adalah material masih mampu bertahan untukkondisi 10 tahun mendatang dan daerah asesmen dibagi menjadi 4 (empat) bidangpengamatan, yaitu:1. Dari wellhead ke inlet manifold2. Dari inlet manifold ke metering3. Dari metering ke pipa penjualan gas4. Fasilitas start up awal"

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."