Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPada penelitian ini dilakukan analisa terhadap tiga alternatif Unit Proses untuk Menurunkan Titik Embun Gas yaitu JT Valve, refrigerasi dan Turbo Ekspander agar didapatkan unit proses yang paling laik untuk diaplikasikan pada Lapangan XYZ di PT. X.Analisa yang pertama adalah analisa secara teknis menggunakan perangkat lunak Unisim R390.1 dengan parameter teknis adalah suhu gas keluaran Unit Proses untuk Menurunkan Titik Embun Gas sama dengan 60 oF. Hasil dari analisa teknis ini adalah ketiga alternatif proses tersebut laik secara teknis.Analisa selanjutnya adalah analisa keekonomian menggunakan metode levelized cost dengan parameter keekonomian adalah NPV > 0 dan IRR > 10 . Dari ketiga alternatif proses, hanya alternatif proses 2 sistem refrigerasi yang laik secara ekonomi. Alternatif proses 2 memiliki nilai NPV = 2,9 juta US dan IRR = 52 . Kata kunci: JT Valve; Sistem Refrigerasi; Turbo Ekspander; Unit Proses Untuk Menurunkan Titik Embun Gas

---

ABSTRACTthis study, there is an analysis of three DPCU process alternatives i.e. JT Valve, refrigeration and Turbo Expander to obtain the most feasible process unit to be applied in XYZ Field at PT. X.The first analysis is technical analysis using Unisim R390.1 software with technical parameter is the output gas temperature of the DPCU equal to 60 0F. The result of this technical analysis is that the three process alternatives are technically feasible.The next analysis is economic analysis using the levelized cost method with economic parameters are NPV 0 and IRR 10 . From the three process alternatives, only process alternative 2 is economically feasible. Process alternative 2 has a value of NPV 2.9 million US and IRR 52 . Keywords DPCU JT Valve Refigeration System Turbo Expander"

"Buku ini membahas tentang penerapan dan permasalahan seputar gas dan minyak yang diperuntukkan bagi para pengembang gas dalam cakupan wilayah industri. Beberapa pembahasan seperti latar belakang teknis, CCU Hot Gas Expanders, bahan kimia, sistem dan operasional yang umum terjadi, kerusakan bahan material, dan aspek pendukung terkait lainnya untuk para pengguna atau pengembang untuk mencari sebuah pemecahan masalah"

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini disajikan mengingat pentingnya untuk meningkatkan produksi gas didalan negeri Indonesia.  Adapun tujuan dari laporan praktik ini adalah untuk mengevaluasi dan mengoptimalkan kinerja sebuah fasilitas produksi dalam mengolah gas alam sehingga dapat meningkatkan kapasitas produksinya dengan cara menentukan kondisi operasi yang optimal dari Katup Joule-Thompson yang digunakan untuk mengontrol titik embun hidrokarbon dan juga kandungan air dalam gas selain juga untuk menurangi pemakaian bahan bakar gas. Metode yang dipakai adalah dengan membuat model simulasi yang mewakili kondisi operasi sesungguhnya dilapangan dan kemudian dilakukan intervensi dan mofidikasi pada model tersebut untuk menemukan model konfigurasi dan kinerja fasilitas yang optimum dan kemudian mengimplementasikannya di lapangan melalui uji coba lapangan. Dari hasil analisis ini dapat dilihat bahwa terdapat kenaikan produksi sebesar 8% dengan pengurangan konsumsi bahan bakar gas secara rata-rata sebesar 16.1 MMscf/bulan dan pengurangan emisi karbon rata-rata 883.06 kiloton setara CO2.

---

The internship activity is presented due to the urgency of boosting the gas industry in Indonesia. The purpose of this engineering work activity is to evaluate and optimize the performance of the dew point control unit in the production facility in treating the natural gas with the expectation that, by optimizing the JT-Valve used in the dew point control unit, it can provide a production gain and increase production while reducing carbon emissions by lowering fuel gas consumption. The method used in this activity is preparing a simulation model that reflects the actual field condition, intervening and modifying the model to find the optimized configuration and performance of the plant, implementing the optimization result onsite, and performing a series of field trials to verify the simulation results and implement the modification proposed. This engineering analysis shows that there is an average of 8% production increase, while the opportunity for fuel gas reduction is an average of 16.1 MMscf per month and an average of 883.06 kton CO2 equivalent of GHG gas reduction."

"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."

"

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.

"

"ABSTRAKGas alam yang berasal dari reservoir secara alami mengandung air dan CO2 sebagai kontaminan. Perpipaan transmisi gas adalah aset utama di infrastruktur energi, sehingga pengoperasian pipa-pipa ini harus bebas dari masalah. Permasalahan utama untuk perpipaan gas adalah terkondensasinya air yang terkandung dalam gas menjadi fasa cair yang apabila bereaksi dengan CO2 membentuk H2CO3 sebagai penyebab korosi.Keluaran unit kompresi B1C di PT X mengalami korosi yang disebabkan oleh bereaksinya air yang terkondensasi menjadi fasa cair dengan CO2 di sistem perpipaan dan peralatannya yang selanjutnya membawa dampak kerugian secara ekonomi dan sumber daya manusia. Untuk mengatasi masalah korosi, kondensasi air karena menurunnya suhu di pipeline dicegah dengan menggunakan Dew Point Control Unit DPCU . Kajian pemasangan DPCU di Unit B1C PT X diharapkan dapat menjadi pertimbangan sebagai pilihan yang tepat untuk mengurangi kerugian perusahaan yang disebabkan oleh korosi.Pada penelitian ini dilakukan analisis tiga skenario. Analisis yang pertama adalah analisis secara teknis dengan menggunakan perangkat lunak Unisim R390.1. Dimana yang menjadi parameter teknis adalah suhu gas keluaran DPCU sama dengan 72 oF. Hasil dari analisis teknis diperoleh skenario 2 dan skenario 3 yang laik secara teknis.Analisis keekonomian dengan menggunakan metode levelized cost menunjukkan Skenario 2 memiliki NPV < 0 dan IRR < 10 . Skenario 3 memiliki NPV >0 dan IRR >10 78 . Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas keekonomian didapatkan bahwa parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV Skenario 3 adalah harga minyak sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang paling kecil.

---

ABSTRACT

Raw Natural Gas that comes from reservoir naturally contains water and CO2 as contaminant. Gas Pipeline is the main asset of energy infrastructure, this pipeline should be operated without fail. The main problem of gas pipeline is water condensed. Aquous water reacts with CO2 yields H2CO3 which can cause corrosion.Piping and equipments at outlet compression unit B1C of PT X suffer of corrosion which caused by reaction of condensed water and CO2. This corrosion leads to financial and man hours lost. To cope with corrosion problem, water condensation due to temperature drops in pipeline should be prevented using Dew Point Control Unit DPCU . Study of DPCU installation at Unit B1C of PT X is expected can be considered as a good option to mitigate lose due to corrosionIn this study, three Scenarios have been studied, the first analysis is technical analysis using Unisim R390.1. software. Where the technical parameter is the output gas temperature of DPCU equal to 72 oF. Only Scenario 2 and Scenario 3 that are technically feasible.Economic analysis using the levelized cost method. Scenario 2 has NPV10 78 . Furthermore, economic sensitivity analysis has result of this sensitivity analysis found that the parameters that have the greatest effect on Scenario 3 NPV rsquo s is the oil price whereas OPEX gives the smallest effect."