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.;"

"ABSTRAKPermasalahan korosi yang disebabkan gas CO2 merupakan hal yang sangat dihindari pada industri minyak dan gas, karena korosi CO2 dapat menyebabkan kerusakan pada peralatan fasilitas, seperti terjadinya penipisan pada dinding pipa maupun vessel, bahkan menyebabkan kebocoran. Sistem perpipaan pada platform milik PT. X yang paling sering mengalami kebocoran adalah platform ECHO, terutama pada well string ESRA-2. Well string ini dikenal sebagai sumur yang menghasilkan gas dengan kandungan CO2 yang paling tinggi. Penelitian ini bertujuan untuk memilih opsi unit proses pemisahan CO2 yang paling ekonomis dan dapat dibangun di Platform ECHO untuk memisahkan kandungan CO2 dari gas keluaran well string ESRA-2. Opsi unit pemisahan CO2 yang dapat dipilih antara lain adalah instalasi teknologi membran serta sistem amina pada bagian discharge ECHO Compressor, instalasi teknologi CO2 removal dengan pelarut amina serta teknologi membran pada bagian suction ECHO Compressor serta gabungan instalasi proses membran dan sistem amina sebagai hybrid CO2 removal. Analisis keekonomian dilakukan terhadap ketiga proses diatas untuk mengetahui mengenai unit proses pemisahan manakah yang paling ekonomis. Berdasarkan hasil perhitungan keekonomian didapatkan bahwa opsi teknologi yang dianggap paling ekonomis adalah opsi-2A yaitu instalasi teknologi CO2 removal dengan pelarut amina serta teknologi membran pada suction ECHO Compressor dimana hasil nilai IRR serta NPV yang didapatkan adalah sebesar 16 serta U D 11,600,000.

---

ABSTRACTCorrosion problems in oil and gas industry because of CO2 content in gas is anticipated. Sweet corrosion because of CO2 content will cause deterioration in facilities, in form of internal thinning of piping and vessel, and also leak. One of platform in PT. X, has undergone leaks several times, especially in ESRA 2. This well string is well known of its high content of CO2 gas. This work presented talks about the selection of CO2 removal technologies which will be built in ECHO Platform to separate CO2 gas from outlet gas of ESRA 2 well string. The options are installation of membrane technology and amine system technology in discharge of Echo Compressor, installation of amine CO2 removal plant and membrane system in suction Echo Compressor, and also hybrid process of amine system and membrane process as CO2 removal unit. The goal is to choose the best CO2 removal which will be able to produce outlet gas as piping specification. Economic analyses will also be taken into consideration in choosing which process seen attractive in economic. Based on economic calculation, the most optimum CO2 removal unit option is the installation of amine plant in suction of ECHO Compressor, which IRR and NPV value is 16 and U D 11,600,000."

"ABSTRAKPenelitian ini bertujuan untuk mengetahui kinerja amine still terhadap kenaikan konsentrasi CO2 dan laju alir. Amine still berada di Lapangan X South East Sumatra. Sumur gas baru memiliki kandungan gas CO2 yang tinggi. Optimasi unit pemisahan CO2 akan meningkatkan konsentrasi CO2 dan laju alir di rich amine. Amine yang digunakan pada lapangan X adalah activated MDEA. Amine still pada lapangan X menggunakan kolom packing dengan jenis packing IMTP 40. Teori yang digunakan untuk menganalisa kondisi desain amine still adalah teori dua film dan kurva kesetimbangan desorpsi. Persamaan desain yang digunakan untuk menganalisa kondisi desain amine still adalah HTU Height Transfer Unit dan NTU Number Transfer Unit . Data dan persamaan desain digunakan untuk mencari data slope kurva kesetimbangan. Slope kurva kesetimbangan digunakan sebagai variabel tetap pada variasi konsentrasi CO2 dan laju alir rich amine terhadap konsentrasi CO2 lean amine. Slope kurva kesetimbangan myx pada proses desorpsi di amine still sebesar 45 didapat dari data dan persamaan desain. Komposisi CO2 maksimum fasa cair umpan amine still xo yang dapat dipisahkan untuk menghasilkan lean amine sesuai spesifikasi maksimal xu 0,01 mol/mol MDEA sebesar 0,0013 fraksi mol dengan laju alir desain adalah 0,0307. Nilai total laju alir pada CO2 rich amine xo = 0,029 sebesar 761.157,6 kg/jam, Nilai total laju alir pada CO2 rich amine xo = 0,0295 sebesar 628.861,1 kg/jam. Nilai total laju alir pada CO2 rich amine xo = 0,03 sebesar 513.962,6 kg/jam. Nilai total laju alir pada CO2 rich amine xo = 0,0305 sebesar 409.575,3 kg/jam.

---

ABSTRACTResearch has purpose to find out amine still performance to CO2 concentration and flow rate increase. Amine still located al X Field South East Sumatra. New gas well contain high CO2 composition. CO2 removal unit optimization will increase CO2 concentration and laju alir rich amine. Amine used at X field for this process is activated MDEA. Amine still using packing column with IMTP 40 packing type. Two film theory and desorption equilibrium curve used as research theory to analyze amine still design condition. Design equation will using HTU Height Transfer Unit and NTU Number Transfer Unit to analyze amine still design condition. With design data and equation, try to find out slope equilibrium curve. This slope as constant variable during variation CO2 and laju alir rich amine increase to CO2 concentration lean amine. Slope equilibrium curve desorption process amine still from data design equation is 45. Maximum CO2 composition liquid phase amine still feed could be process to produce lean amine as per specification with design flow rate is 0,031. Maximum flow rate at CO2 concentration rich amine xo 0,029 is 761.157,6 kg hour. Maximum flow rate at CO2 concentration rich amine xo 0,0295 is 628.861,1 kg hour. Maximum flow rate at CO2 concentration rich amine xo 0,03 is 513.962,6 kg hour. Maximum flow rate at CO2 concentration rich amine xo 0,0305 is 409.575,3 kg hour."

"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."

"Unit Terminal Peti Kemas Pelabuhan Tanjung Emas Semarang yang menyediakan fasilitas bongkar muat peti kemas selalu di tuntut untuk meningkatkan kinerja pelayanan. Mengingat semakin meningkatnya arus peti kemas dengan rata-rata antara 4 % sampai 55 % per tahun atau rata-rata 27 % per tahun. Permasalahan utama adalah bagaimana produktivitas dan utilitas fasilitas peralatan pada kondisi saat ini serta mengetahui kombinasi peralatan yang baik. Penulisan ini memerlukan penelitihan langsung dengan mengambil data primer, sekunder, dan kajian literatur. Sebagai alat analisis digunakan metode simulasi dan total biaya. Dalam melakukan peramalan arus peti kemas pada masa yang akan datang digunakan model regresi dengan beberapa variabel-variabel yang mempengaruhi. Sedang untuk melakukan analisa komposisi peralatan dan fasilitas menggunakan model simulasi dengan subsistem dermaga dan lapangan penumpukan. Untuk menganalisa total biaya menggunakan variabel biaya tambat, biaya peralatan, biaya fasilitas dan biaya pelayanan. Dari hasil simulasi dan analisa total biaya diketahui bahwa kombinasi Container Crane, Headtruck dan Rubber Tired Gantry sangat berpengaruh terhadap kemampuan dermaga. Kebutuhan lapangan penumpukan dan dermaga diketahui dapat dioptimalkan dengan analisa sensitifitas. Dengan merubah lama penumpukan dari 5 hari menjadi 4 hari mampu memperpanjang kemampuan lapangan penumpukan selama dua tahun. Dan dengan menekan waktu pelayanan di Container Crane sebesar 20 % dapat memperpanjang penggunaan dermaga selama dua tahun.

---

Containers Terminal Unit of Tanjung Emas harbor Semarang preparing container loading and unloading facilities is always required to improve their services. Mind full of the flow containers is 4 % until 55 % a years or average 27 % every year. The main problem is how we can raise the predictabilities and utility of facilities equipment that we have now. And then, how known a good combination of equipment. On this research besides we take the primary data and the secondary data and we also were doing literature study. The instrument of analysis we used is the simulation method and analyze minimum cost method.

To forecast the container flow for the next years we use the regression method with any variable influence. And then, to analyze of composition the equipment and facilities we use the simulation method with dock and stack yard as a subsystem. To analyze the total cost uses the equipment cost, the facilities cost, the tie cost and the service cost.

From the output of the simulation and total cost will be known that the combinations of Container Crane, Head truck, and Rubber Tired Gantry to dock ability. Whit sensitivities analyze will be known that the necessary stack yard and dock could optimized. Become different time stacking from 5 to 4 days be able lengthen the stack yard ability until two years. Then, with push down time service at Container Crane until 20 °to be able lengthen the duck ability until two years."

"Setiap aktifitas selalu berinteraksi dengan bahaya dan risiko bagi keselamatan. Data statistik tahun 2009, didapatkan bahwa tingkat kesalahan yang tertinggi adalah kejadian tumpahan BBM sebanyak 55 kali sehingga perlu dikaji lebih jauh lagi faktor-faktor apa saja yang dapat menyebabkan terjadinya kasus tersebut. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui faktor-faktor yang mengakibatkan kejadian tumpahan BBM pada proses loading di Filling Shed Depot X. Jenis penelitian yang digunakan adalah kualitatif dengan menggunakan studi survei deskriptif. Informan dalam penelitian adalah pengawas Filling Shed, AMT1, SDM dan AMT2. Teknik pengumpulan data dilakukan melalui wawancara mendalam, observasi, dan telaah dokumen. Dari hasil penelitian ditemukan pada faktor kerja meliputi jam kerja yang sangat padat sehingga melebihi batas jam kerja untuk memenuhi minimum rit yang telah ditetapkan. Waktu istirahat juga tidak cukup. Minimnya training keterkaitan dengan prosedur loading BBM di Filling Shed yang menyebabkan kesalahan petunjuk yang ada. Dengan mengoptimalisasikan training yang telah diberikan perlu diadakan safety talk setiap pergantian shift agar awak mobil tangki dapat termotivasi sebelum melakukan pekerjaannya. Faktor pengawasan ini tidak menjadi efisien karena petugas tersebut tidak mendampingi awak mobil tangki saat pengisian di Filling Shed.

---

Safety hazards and risks closely interact in any activities. Statistical data in 2009 showed that the highest level of error is the incident of fuel oil overflow i.e. 55 times that needs to be reviewed further what factors relating to that incident. The main purpose of this research is to detect factors that impact the fuel oil overflow incident during loading process at Filling Shed Depot X. Type of the research used qualitatif with descriptive survey study. Informant in this research is the employee on duty of Filling Shed, AMT1, SDM and AMT2. Data collection technique is taken through detailed interview, observation, and document analysis. The result of the research, it is found out the working factor involving tight working hours that exceed the standard working hours to achieve the minimum set rate. And also not enough time to take a rest. A lack of training relating to fuel oil loading procedure at Filling Shed causing heedless of the existing direction. With optimizing given training it needs to conduct safety talk at any shift change in order that the fuel oil tank truck crew can be motivated prior to performing job. Supervision factor can not be efficient since the employee on duty is not closely supervise the crew during fuel oil filling at the Filling Shed."

"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%."

"ABSTRAK Kategori produk peralatan industri proses (process equipment) memberikankontribusi kerugian terbesar dari total kerugian proyek-proyek yang dijalankandan ditutup secara sistem dari tahun 2011 hingga Maret 2014 pada divisi fabrikasiPT X. Penelitian ini dilakukan untuk mengidentifikasi risiko apa saja yangmungkin timbul pada tahapan pelaksanaan proyek yang berpengaruh terhadapkinerja biaya, yaitu variabel-variabel yang menjadi penyebab terjadinya kerugian(cost overrun) pada tahap eksekusi proyek-proyek divisi fabrikasi PT X kategoriproduk peralatan industri proses (process equipment). Proses identifikasi risikodilakukan berdasarkan referensi tinjauan pustaka yang divalidasi oleh para pakaryang berpengalam dan pihak terkait (stakeholder) yang terlibat dalam pelaksanaanproyek-proyek fabrikasi atau proyek EPC di PT X. Analisis risiko kualitatifdilakukan menggunakan probability and impact matrix, analisis kuantitatifdilakukan menggunakan metode analytical hierarchy process (AHP) untukmendapatkan 10 variabel risiko dominan, dan analisis statistik dengan bantuanprogram SPSS versi 21 dilakukan untuk mendapatkan variabel risiko dominanyang paling berpengaruh terhadap kinerja biaya. Saran pengelolaan risikoterhadap 10 variabel risiko dominan terdiri atas tindakan preventif dan korektifyang terkait dengan aspek finansial, customer, proses internal, maupun sumberdaya manusia.

---

ABSTRAK The process equipment product category contributed the biggest loss of totalprojects loss executed and closed by system from 2011 until March 2014 infabrication division of PT X. This study was conducted to identify any risks thatmay arise in project implementation stages that affect cost performance, ievariables that cause loss (overrun cost) in project implementation stages ofprocess equipment products category of PT X fabrication division. Riskidentification process is carried out by literature review and validated by expertsand related parties (stakeholders) who experienced and involved in fabrication orEPC project execution of PT X. Qualitative risk analysis was performed usingprobability and impact matrix, quantitative analysis was performed usinganalytical hierarchy process (AHP) methods to get top 10 dominant risk variables,and statistical analysis using SPSS version 21 is performed to get the mostdominant risk variables that affect to cost performance. Risk of the top 10dominant risk variables consist of preventive and corrective actions related to thefinancial, customer, internal processes, and human resources."

"ABSTRAKKondisi krisis harga minyak dunia yang terjadi sejak akhir tahun 2014 memberikan dampak yang signifikan terhadap kebijakan perusahaan minyak dan gas bumi dalam mengembangkan lapangan. Lapangan X memiliki reservoir dengan kandungan Gas Oil Ratio (GOR) yang tinggi. Hal ini mengindikasikan terdapat potensi kondensat untuk dapat diekstraksi dari gas alam sebelum gas dijual menuju konsumen. Condensate Extraction Plant dikembangkan di Lapangan X sejak tahun 2011 dengan kapasitas handling total sebesar 27,5 mmscfd. Seiring dengan penurunan produksi minyak dan gas bumi secara alamiah, diperlukan penyesuaian mode operasi sehingga aset yang dimiliki oleh Lapangan X dapat memberikan efisiensi yang lebih baik dibandingkan kondisi sebelumnya. Simulasi proses modifikasi plant dilakukan dengan 5 alternatif skenario proses yaitu Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Chilled Water, Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Pararel dengan Media Pendingin Propana, Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Propana, Metode JT-Valves, dan Metode Turbo Expander. Evaluasi teknis dilakukan dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Unisim, sedangkan analisa keekonomian dilakukan dengan metode levelized cost. Selain itu, dilakukan juga analisis sensitivitas keekonomian terhadap komponen harga gas, harga kondensat, CAPEX, dan OPEX. Berdasarkan hasil simulasi proses dan perhitungan keekonomian, empat alternatif proses skenario secara teknis dan ekonomis dapat dipilih untuk meningkatkan produksi kondensat. Alternatif proses skenario yang paling optimum adalah metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Chilled Water karena memberikan nilai NPV dan IRR yang terbesar serta Pay Out Time tercepat. Berdasarkan perhitungan sensitivitas NPV dan IRR, parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV dan IRR skenario proses tersebut adalah harga gas, OPEX dan harga kondensat sedangkan CAPEX memberikan pengaruh terkecil.

---

ABSTRACTThe condition of oil price crisis that occurred since the end of 2014 gave significant impact to the policy of oil and gas company in term of planning the development of their field. X field has reservoir that contains high Gas Oil Ratio GOR. It indicates that condensate has its potency to be extracted from natural gas prior to sales to the consumer. Condensate Extraction Plant first developed in 2011 with 27.5 mmscfd capacity of handling. Along with the naturally declining of oil and gas production which is occurred in X Field, the adjustment of operation mode is needed to be carried out. Hence production facilities asset can be operated with higher efficiency rather than previous mode. Process simulation of plant modification is carried out using 5 alternatives of process scenario i.e. Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Chilled Water, Mechanical Refrigeration with Pararel Operation Mode using Propane, Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Propane, JT Valves, and Turbo Expander.Technical evaluation is simulated using Unisim Software, while Economical Analysis is evaluated using Levelized Cost Method. As a comprehensive evaluation, sensitivity analysis also being conducted using 4 input variable i.e., gas price, condensate price, CAPEX, and OPEX. The result of technical and economical evaluation showed that 4 alternatives can be choosen because provide higher production volume of condensate and feasbile to be executed. The most optimum scenario is Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Chilled Water as its coolant media. This scenario gives the highest NPV and IRR, it also gives the fastest Pay Out Time. Sensitivity analysis concluded that the most impactful input variables that effected on NPV and IRR are Gas Price, OPEX, and Condensate Price, then the less impactful variable is CAPEX."

"Pengolahan gas alam dimaksudkan untuk memenuhi spesifikasi gas jual yang sudah ditetapkan sebelum gas alam dijual ke pengguna. Salah satu pengolahan gas alam adalah pemisahan CO2 dari gas alam untuk memenuhi spesifikasi gas jual CO2 <5% mol. Pada umumnya sumur gas mempunyai kadar CO2 dibawah 20% mol tetapi terdapat juga sumur gas yang mempunyai kadar CO2 tinggi 70-80% mol. Beberapa proses pemisahan CO2 dengan kadar tinggi dari gas alam telah dipatentkan seperti Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, dan Carbon Dioxide Recovery tetapi setelah dilakukan simulasi ulang menggunakan HYSYS belum memenuhi spesifikasi gas jual. Oleh karena itu perlu dilakukan modifikasi terhadap proses patent pemisahan CO2 kadar tinggi dari gas alam.Pemilihan proses yang akan dimodifikasi dilakukan dengan memilih proses yang menghasilkan kadar CO2 terendah setelah dilakukan simulasi dengan HYSYS. Modifikasi proses patent dilakukan dengan penambahan equipment setelah, sebelum atau di antara equipment proses utama dengan mengadopsi prinsip proses pemisahan CO2 dari gas alam yang telah ada. Penambahan jumlah equipment dihentikan setelah proses modifikasi menghasilkan gas jual dengan kadar CO2 <5% mol. Setelah itu dihitung nilai laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi.Dari hasil modifikasi dan optimasi, kondisi proses optimum pada tekanan discharge kompressor 48,59 bar (690 psig), suhu masukan kolom distilasi -28 OC (-18,4 OF) pada kondisi saturated liquid, refrigerant menggunakan amonia, jumlah tray 11 dan umpan pada tray nomor ke-4 dan % MDEA sebesar 49%. Laju alir gas produk yang dihasilkan 15,34 MMSCFD apabila umpan gas alam 100 MMSCFD dengan konsumsi energi 4.559 MMbtu/day. Laju alir produk gas per energi yang dikonsumsi adalah 0,00336 MMSCFD per MMbtu/day atau energi yang dikonsumsi per laju alir produk gas 291,27 MMbtu/MMSCF.

---

Processing of natural gas is intended to meet sales gas specifications before the natural gas sold to users. One of the natural gas processing are the separation of CO2 from natural gas to meet sales gas specifications CO2 <5% mole. In general, gas wells have CO2 content below 20% mole, but there are also gas wells have a high CO2 content of 70-80% mole. Some of the CO2 separation process with high CO2 content of natural gas has been patented as Distillative Separation of Methane and Carbon Dioxide, Bulk CO2 Recovery Process, and Carbon Dioxide Recovery but after re-simulation using HYSYS, the gas couldn?t meet with sales gas specifications. Therefore it is need to modify the process patent of high content of CO2 separation process from natural gas.The modified process will be selected with having lowest CO2 content after the process is simulated and optimized with HYSYS. The process patent will be modified by adding equipment after, before or between the main process equipment with adopting existing principle of the separation of CO2 from natural gas. The addition of equipments are stopped after the modified process produce sales gas with CO2 <5% mole. After that the value of the product flow rate of gas per energy consumed is calculated.From the modification and optimization result, the optimum process conditions compressor discharge pressure is 48.59 bar (690 psig), inlet temperature of distillation column is -28 OC (-18.4 OF) on the condition of saturated liquid, using ammonia as refrigerant, number of tray 11 with feed tray number 4 and percent MDEA is 49%. Gas flow rate of product is 15.34 MMSCFD of 100 MMSCFD inlet flowrate of gas with energy consumption 4.559 MMBtu/day. Product flow rate of gas per energy consumed is 0,00336 MMSCFD per MMBtu/day or energy consumed per product gas flow rate of 291,27 MMBtu / MMSCF."