Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKFasilitas Produksi Oil X akan memanfaatkan hasil samping gas alam yang mengandung 1,8 vol H2S dan 45 vol CO2sebagai fuel. AGRU perlu dibangun untuk mendapatkan spesifikasi 100 ppmv H2S dengan kandungan CO2 berkisar 30 ndash; 35 vol. Gas umpan capacity adalah 39 MMScfd. MDEA dipilih karena selectivitas terhadap H2S. Studi simulasi dengan menggunakan Proses Simulator ini diharapkan dapat memperoleh kondisi operasi AGRU yang optimum, yaitu konsentrasi MDEA, suhu kolom absorber,dan tekanan stripper; yang dapat memberikan biaya paling rendah untuk pemisahan H2S dan CO2secara simultan pada konsentrasi gas asam yang tinggi dan tekanan gas yang rendah. Kondisi optimum operasi AGRU yang diperoleh adalah 40 berat konsentrasi MDEA, suhu lean amine masuk kolom absorber 52 oC dan tekanan stripper 200 kPa; yang menghasilkan kandungan CO2 33,4 vol dan kandungan H2S 37 ppmv dalam fuel gas. Laju Alir Sirkulasi MDEA adalah 597 m3/hr. Biaya separasi untuk kondisi optimum adalah 1,0 /MMBtu fuel gas yang dihasilkan.

---

ABSTRACTOil Production Facility X plant to utilize its side product of natural gas which content 1,8 vol H2S and45 vol CO2 as internal usage fuel gas. AGRU is installed to get fuel gas spesification of 100 ppmv H2S with 30 ndash 35 vol CO2. Feed Gas capacity is 39 MMScfd. MDEA is selected due to its H2S selectivity solvent. This simulation study using Process Simulator focuses to get optimum AGRU operation parameters, such as MDEA concentration, Absorber temperature, and Stripper pressure which will result the lowest cost for simultanoeus H2S and CO2 removal at high acid gas concentration and low pressure.Optimum AGRU operation parameters results are 40 weight MDEA concentration 52oC Lean Amine temperature to Absorber and Stripper Pressure of 200 kPa which results CO2 content of 33,4 vol and H2S content of 37 ppmv in fuel gas product. MDEA circulation rate is 597 m3 hr. Separation cost for this optimum condition is 1,0 MMBtu fuel gas product. "

"PT. XYZ akan membangun Gas Processing Facility (GPF) lapangan X untuk memenuhi kebutuhan pasokan gas nasional untuk kebutuhan industri dan non-industri di wilayah Jawa Timur dan Jawa Tengah. Gas Processing Facility lapangan X dirancang dengan total kapasitas laju aliran produksi gas 330 MMscfd dengan impurities content 0,6-1% H2S, 34% CO2, RSH dan COS. Spesifikasi produk sales gas yang dihasilkan yaitu maks 5% mol CO2 dan maks 4 ppmv H2S. Pemilihan teknologi pemurnian gas alam yang dilakukan mendapatkan teknologi sufinol sebagai teknologi pemurnian gas alam yang akan dibangun oleh perusahaan. Tahap analisis hasil simulasi, optimasi proses dan kajian ekonomi diperoleh bahwa solvent sulfinol x memiliki unjuk kerja yang lebih baik dibandingkan dengan solvent sulfinol m, dalam penggunaan laju sirkulasi yang lebih optimum, solvent dan water loses yang lebih rendah dan konsumsi energi pada pompa dan reboiler yang lebih optimum dalam absorpsi CO2, H2S, RSH dan COS. Evaluasi ekonomi yang didapatkan dari penggunaan sulfinol x dibandingkan penggunaan sulfinol m, yaitu penghematan untuk biaya modal awal hingga USD 276.780 dan biaya operasional hingga USD 334.231.538 per tahun.

---

PT XYZ will build the Gas Processing Facility (GPF) field X to meet the needs of the national gas supply for industrial and non-industrial needs in the East and Central Java regions. The X field gas processing facility is designed with a total capacity of 330 MMscfd gas production flow rate with 0.6-1% H2S, 34% CO2, RSH and COS impurities content. The product sales gas specifications produced are max 5% mol of CO2 and max 4 ppmv of H2S. The selection of natural gas sweetening technology is done by getting sufinol technology as a natural gas sweetening technology that will be built by the company. The analysis phase of the simulation results, process optimization and economic study showed that sulfinol x has a better performance compared to sulfinol m, in the use of a more optimum circulation rate, lower solvent and water loses and energy consumption at pump and reboiler more optimum in absorption of CO2, H2S, RSH and COS. Economic evaluation obtained from the use of sulfinol x compared to the use of sulfinol m, namely savings for initial capital costs up to USD 276,780 and operational costs up to USD 334,231,538 per year."

"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%."

"Tingginya permintaan gas di Jawa Barat tidak dapat diimbangi dengan produksi lapangan gas yang terus turun. Tujuan dari penelitian ini adalah memperoleh analisis keekonomian dari komersialisasi stranded gas field dengan kandungan CO2 tinggi dalam upaya menambah pasokan gas bumi. Metode pemisahan CO2 dari gas bumi menggunakan teknologi pemisahan membran jenis polimer berbahan selulosa asetat. Pemisahan membran memiliki faktor perolehan hidrokarbon tinggi, tidak membutuhkan regenerasi, dan desain yang kompak. Strategi komersialisasi gas bumi dikelompokkan dalam tiga skenario yaitu pembangunan pipa gas, transportasi compressed natural gas (CNG), dan penjualan gas ditempat. Skenario pipa gas melakukan pembangunan pipa sepanjang 26 km dan investasi 3-unit separasi membran. Skenario CNG melakukan pembangunan pipa sepanjang 35,5 km, 1 CNG plant, dan 1-unit separasi membran. Sementara, skenario penjualan gas ditempat melakukan pembangunan pipa sepanjang 8 km dan 3-unit separasi membran. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan skema Production Sharing Contract - Cost Recovery. Hasil separasi CO2 dari gas bumi pada skenario pipeline, CNG, dan gas sales onsite secara berturut-turut memberikan hydrocarbon recovery sebesar 83%, 90%, dan 83%. Skenario CNG memberikan kelayakan keekonomian yang paling tinggi dengan NPV sebesar 10,02 juta dollar, IRR 16,2%, dan pay out time selama 5,1 tahun. Komersialisasi gas area JT memiliki tantangan finansial terkait tingginya kandungan CO2 dan skenario monetisasi lapangan gas stranded.

---

The high demand of natural gas in West Java creates a shortage between supply and demand. The aim of this study is to obtain economic analysis of commercialization strategies for stranded gas field with high CO2 content in order to increase gas supply. The method of separating CO2 from natural gas uses a polymer membrane made of cellulose acetate material. Membrane separation is chosen due to its high hydrocarbon recovery, absence of regeneration, and simple module as membrane skid. Natural Gas commercialization strategies is grouped into three scenarios including pipeline construction, compressed natural gas (CNG) transportation, and gas sales onsite. Pipeline scenario builds 26-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. CNG scenario builds 35-km section of pipeline, invests 1 CNG plant, and 1 membrane separation unit. Furthermore, gas sales onsite scenario builds 8-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. Economic analysis is done by using production sharing contract scheme – cost recovery. Membrane separation results for pipeline, CNG, and sales onsite scenario gives 83%, 90%, and 83% of hydrocarbon recovery respectively. CNG scenario gives the highest economic viability with 10.02 million USD of NPV, 16.2% IRR, and 5.1 years pay-out time, which is better than other scenarios. Therefore, gas monetization of stranded gas development in the JT area presents a financial barrier due to the CO2 separation and commercialization scenario."

"Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF. Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas Natuna dengan teknologi LNG-EOR-CCS. Fokus utama dari penelitian ini adalah perbandingan membran dan CFZ untuk separasi CO2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) dari aspek teknis. CFZ dapat memberikan hasil lebih bagus jika dikombinasikan dengan membran sebagai proses separasi lebih lanjut terhadap produk bawah CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; konsumsi energi 0,50 MJ/kg CO2). Dari aspek ekonomi, biaya proses produksi LNG menggunakan CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).

---

Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO2, Natuna gas also contains 0.6% H2S. In this study, simulation process for Natuna gas treatment is done using LNG-CCS-EOR technology. The main focus in this study is to compare membrane and CFZ for CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects.

Based on simulation and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO2) in technical performance. CFZ will give a better result than membrane if combined with membrane as the further separation process for the bottom product of CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; energy consumption 0,50 MJ/kg CO2). From the economical aspect, the cost of LNG production process using CFZ + membrane (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu)."

"ABSTRAKSalah satu lapangan gas di Wilayah Kerja WK Offshore PT X, yaitu Lapangan B, telah mengalami penurunan tekanan reservoir yang signifikan. Produksi gas dari Lapangan B ini akan diproses di fasilitas produksi yang juga mengakomodir produksi dari lapangan gas lain, yaitu Lapangan A. Pada Januari 2017, dari perkiraan profil tekanan yang ada, tekanan gas dari Lapangan B yang sampai di titik tie-in eksisting sudah lebih rendah dari tekanan operasi fasilitas produksi. Oleh karena itu, agar gas dari Lapangan B dapat tetap diproduksikan, diperlukan optimasi di fasilitas produksi eksisting.Pada penelitian ini dilakukan analisis tiga alternatif solusi optimasi fasilitas produksi yang akan dilakukan. Evaluasi teknis dilakukan dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Unisim sedangkan perhitungan keekonomian akan dilakukan menggunakan metode levelized cost. Selain itu, dilakukan juga analisis sensitivitas keekonomian terhadap komponen harga gas, produksi gas, CAPEX, OPEX dan discount rate. Berdasarkan hasil simulasi proses dan perhitungan keekonomian, semua alternatif secara teknis dan ekonomis dapat dilakukan untuk menjaga keberlangsungan produksi Lapangan A dan Lapangan B.Alternatif solusi yang paling optimum adalah alternatif 2 karena memberikan nilai kumulatif produksi gas dan NPV yang terbesar. Berdasarkan perhitungan sensitivitas NPV, parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV alternatif 2 adalah harga gas dan produksi gas sedangkan CAPEX memberikan pengaruh terkecil. Kata kunci: Lapangan Gas Bertekanan Rendah, Optimasi, Fasilitas Produksi, Keekonomian.

---

ABSTRACTB Field, one of the gas fields in the PT X Offshore Working Area, reservoir pressure has declined significantly. Gas production from B field will be processed at the production facility that also accommodates the production from another gas field, A Field. In January 2016, of the estimate of the pressure profile, gas pressure from B Field at existing tie in point already lower than the operating pressure of the production facilities. Therefore, in order to maintain the gas production from B Field, existing production facilities should be optimized. In this research, three alternative solutions analyzed to optimize the production facilities. Technical evaluation will be done by Unisim process simulation software while the economic calculations will be performed by levelized cost method. In addition, the economic sensitivity analysis was also performed on the components of gas price, gas production, CAPEX, OPEX, and discount rate. Refer to the simulation result all alternatives solutions can be implemented to maintain production continuity of Field A and Field B. The most optimum alternative solution is Alternative 2 because this alternative has the highest cumulative gas production and NPV. Based on NPV sensitivity analysis gas price and gas production has the most significant effect to NPV otherwise CAPEX has the most un significant effect to NPV. Keywords Low Pressure Gas Field, Optimization, Production Facilities, Economics"

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"In this study, the effectiveness of the absorption of CO2 using hollow fiber membrane contactors is evaluated based on variations in the gas flow rate, and the number of membrane. This study used membrane composed of 1000, 3000, 5000 fiber PVC and solvent PEG 300. The gas flow rate variation is 197, 300 and 380 mL min, while the rate of solvent used is 300 mL min. Variation in this research is gas flow rate, and membrane fibers. Based on the research mass transfer coefficient is 5,4 13,88 x 10 7 m s, flux is 1,99 ndash 9,11 x 10 5 mol m2.s, the amount of absorbed CO2 is 9,43 18,34 x 10 3 mmol s, dan absorption efficieny is 17,90 22,22.

---

Dalam studi ini, efektivitas penyerapan CO2 menggunakan kontaktor membran serat berongga dievaluasi berdasarkan variasi laju alir gas, dan dan jumlah membrane. Pada studi ini digunakan kontaktor membran yang terdiri dari 1000, 3000, dan 5000 serat PVC dan pelarut PEG-300. Laju alir gas yang digunakan adalah 197, 300, dan 380 mL/min, sedangkan laju pelarut yang digunakan adalah 300 mL/min. Gas yang digunakan pada penelitian ini adalah campuran CO2-CH4. Bedasarkan penelitian yang dilakukan nilai koefisien perpindahan massa sebesar 5,4-13,88 x 10-7 m/s, fluks 1,99 ndash;9,11 x 10-5 mol/m2.s, CO2 terabsorpsi 9,43-18,34 x 10-3 mmol/s, , dan efisieni penyerapan sebesar 17,90-22,22."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."