Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Saat ini dunia sedang menghadapi krisis peningkatan emisi karbon hasil dari bertambahnya gas-gas rumah kaca di atmosfer yang menyebabkan energi panas dipantulkan kembali ke permukaan Bumi. Gas rumah kaca tersebut umumnya dihasilkan dari asap industri yang sedang mengalami perkembangan pesat belakangan ini. Maka dari hal inilah penghematan penggunaan energi harus digenjot. Industri pengolahan gas alam merupakan salah satu industri yang turut menyumbang emisi karbon ke atmosfer karena penggunaan energi yang sangat masif terutama dalam proses penyisihan gas asam. Proses Girbotol, yang menggunakan alat utama absorber dan regenerator, merupakan proses konvensional yang paling banyak digunakan dalam penyisihan gas asam. Akan tetapi, penggunaan energi yang terlampau tinggi dan rendahnya efisiensi selektivitas pemisahan merupakan kekurangan yang wajib untuk dibenahi. Oleh karena hal inilah kontaktor membran diusulkan sebagai alat regenerator alternatif karena memiliki efisiensi proses yang unggul dan berpotensi untuk mengurangi biaya modal dan biaya operasional. Substitusi proses penyisihan konvensional dengan proses hibrida berkonfigurasi absorber-kontaktor membran masih sangat jarang dilakukan dan komersialisasi sangat diperlukan. Skripsi ini akan dilakukan analisis tekno-ekonomi untuk mengevaluasi perbandingan kinerja absorber-regenerator konvensional dengan kinerja hibrida absorber-kontaktor membran dalam proses penyisihan gas CO₂. Dengan model konvensional, maka dibutuhkan tambahan energi dan utilitas pada bagian alat regenerator agar dapat bekerja, sedangkan dengan menggunakan model hibrida, pemanfaatan tekanan yang sudah tinggi dari keluaran alat absorber dan tanpa pemanas tambahan sudah cukup untuk memisahkan kandungan gas CO₂ dari pelarut. Maka dari hal ini tidak ada penambahan energi maupun utilitas serta berkurangnya beberapa alat seperti penukar kalor. Dari sisi ekonomi, dapat ditinjau bahwa biaya modal awal dan operasional tahunan model berkonfigurasi konvensional lebih tinggi 31.824% dan 34.0498% berturut-turut dibandingkan dengan model berkonfigurasi hibrida.

---

Currently, the world is facing a crisis of increasing carbon emissions resulting from the increase in greenhouse gases in the atmosphere which causes heat energy to be reflected to the Earth's surface. Greenhouse gases are produced from industrial fumes which are currently experiencing rapid development. Therefore, it is mandatory that saving energy use must be boosted. The natural gas processing industry is one of the industries that contributes to carbon emissions into the atmosphere due to the massive use of energy, especially in the process of removing acid gas. The Girbotol process, which uses an absorber and a regenerator as the main equipment, is the most widely used conventional process in acid gas removal. However, the exorbitant utilization of energy and the efficiency of the separation selectivity is low, which are shortcomings that must be addressed. For this reason, membrane contactors are proposed as alternative regenerators because they have superior process efficiency and have the potential to reduce capital and operational costs. Substitution of the conventional removal process with a hybrid process with absorber-membrane contactor configuration is still exceedingly rare and commercialization is urgently needed. In this thesis, a techno-economic analysis will be conducted to evaluate the comparison of the performance of conventional absorber-regenerator with the performance of hybrid membrane absorber-contactor in the CO₂ gas removal process. With the conventional model, additional energy and utility are needed for the regenerator to work, while using the hybrid model, the utilization of the already high pressure from the output of the absorber and without additional heating is sufficient to separate the CO₂ gas content from the solvent. So, from this there is no additional energy or utility as well as a reduction in tools such as heat exchangers. From the economic point of view, the initial capital and annual operating costs of the conventional configuration model are 31.824% and 34.0498% higher, respectively, compared to the hybrid configuration model."

"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."

"Dalam beberapa tahun terakhir, minat untuk beralih dari manufaktur baja primer berbahan bakar fosil ke manufaktur baja rendah emisi telah meningkat. Ada sejumlah rencana berbeda yang dikeluarkan, termasuk pemanfaatan CO2 untuk mensintesis metanol. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis aspek keteknikan dari proses pembuatan baja menggunakan teknologi blast furnace yang dilengkapi dengan konversi CO2 untuk menghasilkan methanol. Dan menganalisis kelayakan ekonomi dari skenario tersebut dan membandingkannya dengan teknologi blast furnace konvensional. Simulasi dijalankan menggunakan aplikasi Aspen Plus V12 dan Microsoft Excel. Proses pembuatan baja berbasis bijih besi disimulasikan menggunakan model tekno-ekonomi lalu dibandingkan dengan blast furnace standar. Teknologi mutakhir yang dipertimbangkan adalah blast furnace dengan konversi CO2 menjadi metanol. Analisis dilakukan untuk mempertimbangkan aspek keteknikan dari skenario tersebut. Selanjutnya, analisis kelayakan ekonomi dilakukan untuk menentukan apakah skenario tersebut lebih menguntungkan dari proses blast furnace konvensional. Hasil penelitian ini menunjukan bahwa skenario yang diusulkan mampu menurunkan lebih dari 80 persen total emisi CO2 yang dihasilkan pada proses blast furnace dengan mensintesis CO2 yang dihasilkan menjadi methanol. Lalu skenario tersebut dapat menghasilkan Net Present Value sebesar $ 80.696.126 dengan Payback Period selama 9.32 tahun lalu Internal Rate of Return sebesar 9.51% dan Return On Investment sebesar 10.80%.

---

Recently, interest in shifting from primary steel manufacturing using fossil fuels to low-emission steel manufacturing has increased. Several different plans have been issued, including using CO2 to synthesize methanol. This study aims to analyze the technical aspects of the steelmaking process using blast furnace technology equipped with CO2 conversion to produce methanol. As well as analyzing the economic feasibility of the scenario and comparing it with conventional blast furnace technology. The simulation is run using Aspen Plus V12 and Microsoft Excel applications. The iron ore-based steelmaking process is simulated using a techno-economic model and compared to a standard blast furnace. The latest technology being considered is the blast furnace, with converting CO2 to methanol. The analysis was carried out to consider the technical aspects of the scenario. Furthermore, an economic feasibility analysis is conducted to determine whether this scenario is more profitable than the conventional blast furnace process. The results of this study indicate that the proposed scenario can reduce more than 80% of total CO2 emission produced in the blast furnace process by synthesizing the CO2 produced into methanol. Then the purposed scenario (S2) produce Net Present Value of $ 80.696.126. with 9.32 Payback Period, and 9.51% of Internal Rate of Return and 10.80% Return On Investment."

"Gas emisi CO2 dari industri gas berkontribusi terhadap pemanasan global sehingga perlu dikurangi atau diolah lebih lanjut. Salah satu cara pengolahan lanjutan CO2 dari gas industri adalah melalui pemanfaatan menjadi bahan baku untuk bahan kimia lain. Penelitian ini dimaksudkan untuk mengevaluasi CO2 menjadi methanol melalui proses hidrogenasi yang dilakukan lewat evaluasi tekno-ekonomi. Sumber CO2 berasal dari beberapa lapangan gas di Indonesia yaitu lapangan Jawa Timur, lapangan Sulawesi Tengah, lapangan Jawa Tengah dan lapangan Jawa Barat. Sumber hidrogen berasal dari elektrolisis air menggunakan solar PV yang dilengkapi dengan baterai sebagai sumber listrik. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan software Aspen HYSYS V.12 dan Aspen Plus V.12. Evaluasi teknis dilakukan melalui perhitungan konsumsi massa CO2, konversi CO2 dan luas area PV yang dibutuhkan per unit produk methanol. Evaluasi ekonomi dilakukan melalui perhitungan levelized cost of process. Aspek lingkungan dievaluasi dengan menggunakan life cycle assessment. Hasil penelitian menunjukkan nilai konsumsi CO2 dari lapangan gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berada di antara rentang 1,40 – 1,59 ton CO2/ ton MeOH, konversi CO2 berada di rentang 93,29% - 98,83% dan luas PV yang diperlukan berada di rentang 28,52 – 38,15 ribu m2/ ton MeOH. Emisi CO2 berada di rentang -0,201 dan -0,561 kg-CO2eq / kg-MeOH. Biaya produksi hidrogen untuk gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berturut-turut adalah 3,1, 8,79, 5,42 dan 7,70 USD/ kg H2. Biaya produksi methanol untuk gas processing facility Jawa Timur, Sulawesi Tengah, Jawa Tengah dan Jawa Barat berturut-turut adalah 562,48, 1.960,87, 1.196,21 dan 1.344,88 USD/ ton methanol. Jika dibandingkan dengan sistem PV-Baterai, PV-Grid akan memberikan nilai LCOH dan LCOM lebih rendah tetapi PV-Grid menghasilkan nilai LCA positif artinya ada emisi CO2 yang dibuang ke lingkungan.

---

One of the emission CO2 source is coming from outlet gas industry. The CO2 emission contributes to global warming then it should be diminished or processed further. One of the ways that CO2 from the gas industry is utilized by using it as a raw material to create other chemical or low carbon chemical. This study intends to examine the techno-economic and environmental aspect of CO2 hydrogenation to blue methanol with CO2 source from gas fields East Java, Central Sulawesi, Central Java, and West Java. Using solar PV and batteries as power sources, hydrogen is produced from water electrolysis. Using Aspen HYSYS V.12 and Aspen Plus V.12, the process system was simulated. CO2 mass consumption, CO2 conversion, and the required PV area were used in the technical evaluation. The economic evaluation was performed using a levelized cost of process. The environmental aspect was evaluated using life cycle assessment. The result shows that CO2 mass consumption of gas processing facility East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java were in the range between 1.40 – 1.59 ton-CO2/ ton-MeOH range, CO2 conversion were in the range between 93.29% - 98.83% and PV area required in the range between 28.52 – 38.15 ribu m2/ ton MeOH. CO2 emission were in the range between -0.201 and -0.561 kg-CO2eq / kg-MeOH. The hydrogen production cost for gas field in East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java were 3.10, 8.79, 5.42 and 7.70 USD/kg H2, respectively The methanol production cost for gas field in East Java, Central Sulawesi, Central Java and West Java 562.48, 1,960.87, 1,196.21 and 1,344.88 USD/ton-MeOH, respectively. Compared with PV-Battery System, PV-Grid System has lower LCOH and LCOM value but the system has positive LCA which means any CO2 emissions to environment.

"

"Pemanasan global akibat gas rumah kaca semakin meningkat dari tahun ke tahun. Hal tersebut memicu dilakukanya upaya-upaya untuk mengurangi gas rumah kaca. Salah satu upayanya yakni penangkapan CO₂ yang mana CO₂ termasuk kedalam gas rumah kaca dari gas buang industri. Dari berbagai sektor industri yang menghasilkan emisi CO₂, industri semen menyumbang emisi sebanyak 689 kg CO₂ per satu ton semen yang sangat banyak jika melihat kemajuan pembangunan infrastruktur. Disamping hal tersebut, didapati bahwa Indonesia masih sangat kekurangan pemasok metanol sehingga pada tahun 2019 Indonesia tercatat masih mengimpor metanol sebanyak US$279 juta. Dari beberapa pertimbangan yang telah dipaparkan, dilakukan penelitian ini untuk menguji kelayakan secara tekno-ekonomi dan evaluasi risiko dari produksi metanol menggunakan bahan baku CO₂ dan H₂ melalui proses hidrogenasi. Teknologi yang digunakan untuk mengambil CO₂ dari gas buang pabrik semen adalah dengan MEA CO₂ capture. Tujuan penelitian ini adalah untuk mendapatkan NPV, IRR, PI, dan PBP dan juga probabilitas NPV, PI, dan PBP menggunakan simulasi Monte-Carlo. Proses CO₂ capture dan proses hidrogenasi CO₂ disimulasikan menggunakan Aspen HYSYS dan Aspen Plus. Basis pajak karbon, harga metanol dan harga hidrogen yang digunakan dalam perhitungan tekno-ekonomi secara berturut-turut adalah $70/ton, $670/ton dan $2000/ton. Hasil NPV dari penelitian ini adalah 48,674 juta USD, IRR sebesar 22,72%, PI sebesar 1,079, dan PBP sebesar 5,12 tahun. Setelah 10.000 trial menggunakan Monte-Carlo, nilai NPV dan PI memiliki probabilitas untuk bernilai negatif yang secara berturut-turut sebesar 87,12% dan 86,06%. PBP memiliki probabilitas sebesar 72,28% untuk lebih dari 7 tahun. NPV akan bernilai nol jika harga metanol $531,6/ton atau harga hidrogen $2470/ton.

---

Global warming due to greenhouse gases seems to be increasing from year to year. Therefore, efforts have been made to reduce the causes of global warming. One of these efforts is the capture of CO₂, which is included as a greenhouse gas from industrial exhaust gases. Of the various industrial sectors that produce CO₂ emissions, the cement industry produces emissions of 689 kg CO₂ per one ton of cement, which is a lot based on the development of infrastructure. In addition, Indonesia still lacks methanol suppliers, so that in 2019 Indonesia obtained US$279 of methanol. From these considerations, a study was conducted to assess using techno-economic and evaluate methanol production as raw material for CO₂ and H₂ through the hydrogenation process. The technology used to extract CO₂ from the exhaust gas of a cement plant is MEA CO₂ capture. The objective of this study is to find the NPV, IRR, PI, and PBP and the probability of NPV, PI, and PBP using the Monte-Carlo simulation. The CO₂ capture process and the CO₂ hydrogenation process were simulated using Aspen HYSYS and Aspen Plus. The basis carbon tax, methanol and hydrogen prices used in the techno-economic calculations are $70/ton, $670/ton, and $2000/ton, respectively. The results of the NPV of this study were 48.674 million USD, IRR of 22.72%, PI of 1.079, and PBP of 5.12 years. After 10,000 trials using Monte-Carlo, the NPV and PI values have a negative probability of 87.12% and 86.06%, respectively. PBP has a probability of 72.28% to be more than 7 years. The NPV will equal to zero if the price of methanol is $531.6/ton or hydrogen's price is $2470/ton."

"Adsorbed natural gas ANG adalah teknologi penyimpanan gas bumi yang, berpotensi untuk menjadi teknologi pengangkutan darat dengan skala kecil dan menengah. Oleh karenanya dilakukanlah penelitian ini untuk mengetahui kelayakan teknologi ANG dalam memanfaatkan gas suar bakar yang pada umumnya memiliki volume kecil dan menengah ke sektor pengguna di sekitar sumber gas suar bakar. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi pemodelan proses, simulasi pemodelan keekonomian dan optimalisasi kelayakan proyek dengan variabel yang dioptimalisasi antara lain : harga jual ANG, harga gas suar bakar, dan presentase pembiayaan biaya capital oleh pemerintah. Hasil simulasi proses menghasilkan produk ANG dengan rentang 0,32 ndash; 2,97 mmscfd. Sedangkan hasil simulasi kekeonomian menghasilkan interest rate of return IRR dibawah 10 . Namun dengan optimalisasi kelayakan dapat dihasilkan IRR hingga diatas 20.

---

Adsorbed natural gas ANG is a natural gas storage technology, which potential to be small and medium natural gas transportation technology. Therefore, this study was undertaken to determine the feasibility of ANG technology in the use of gas flaring which generally has a small and medium volume to consument around the source of gas flaring. The method used in this research is the process simulation modeling, economic simulation modeling and optimization of project feasibility with variables include ANG selling price, fuel flare gas price, and percentage of financing of capital cost by the government. The result of process simulation yield ANG product with range 0,32 2,97 mmscfd. While the economic simulation results generate interest rate of return IRR below 10 . However, by optimizing the feasibility, IRR can generate up to over 20 ."

"Salah satu alternatif untuk mendapatkan peforma yang lebih bagus dalam proses dari segi teknis dan ekonomi adalah intensifikasi proses pada proses produksi biodiesel menggunakan distilasi reaktif. Penelitian ini melakukan komparasi dua skenario produksi biodiesel dari e-metanol (metanol dari hidrogenasi CO2 dengan CO2 berasal dari CO2 capture dan hidrogen berasal dari elektrolisis dengan PEM electrolyzer) tanpa intensifikasi proses (S1) dan produksi biodiesel dari e-metanol dengan intensifikasi proses menggunakan distilasi reaktif (S2).  Hasil penelitian didapatkan bahwa produksi biodiesel dengan distilasi reaktif menunjukan peforma yang lebih baik dari segi teknis maupun ekonomi. Dari segi teknis menunjukan, konversi reaktan yang didapatkan pada distilasi reaktif mencapai 95,22%. Selain itu kebutuhan ratio mol asam lemak dan metanol dari S2 (1:8) lebih sedikit dibanding dengan S1 (1:15). Kemudian dari analisis energi, juga didapatkan efisiensi dan produktifitas energi dari S2 (32% dan 7,788 kg/MJ) lebih tinggi dibanding dengan S1 (28% dan 3,788 kg/MJ). Lalu dari analisis emisi CO2, S2 lebih rendah emisi 68,2% dibanding S1. Terakhir untuk analisis ekonomi, kedua skenario menghasilkan nilai net present value yang negatif sehingga proyek tidak layak untuk dijalankan karena biaya investasi dari produksi hidrogen dengan sistem PEM+PV+baterai yang masih mahal namun nilai net present value negatif dari S2 masih 60,41% lebih rendah dibanding S1

---

One alternative to get better performance in the process from a technical and economic point of view is process intensification in the biodiesel production process using reactive distillation. This research compares two scenarios of biodiesel production from e-methanol (methanol from CO2 hydrogenation with CO2 comes from CO2 capture and hydrogen comes from electrolysis with PEM electrolyzer) without process intensification (S1) and biodiesel production from e-methanol with process intensification using distillation. reactive (S2). The results showed that biodiesel production by reactive distillation showed better performance from a technical and economic standpoint. From a technical point of view, the conversion of reactants obtained in reactive distillation reaches 95.22%. In addition, the need for the mole ratio of fatty acids and methanol from S2 (1:8) is less than that of S1 (1:15). Then from the energy analysis, it was also found that the energy efficiency and productivity of S2 (32% and 7.788 kg/MJ) were higher than those of S1 (28% and 3.788 kg/MJ). Then from the analysis of CO2 emissions, S2 has 68.2% lower emissions than S1. Finally, for economic analysis, both scenarios produce a negative net present value, so the project is not feasible to run because the investment costs of hydrogen production with the PEM+PV+battery system are still expensive, but the negative net present value of S2 is still 60.41% more lower than S1."

"Karbon dioksida adalah senyawa yang banyak terdapat pada flue gas dan merupakan penyebab paling serius dari global warming. Teknologi alternatif baru yang potensial untuk pemisahan CO2 ini adalah kontaktor membran. Penelitian ini akan meninjau pengaruh laju alir gas terhadap kinerja penyerapan gas CO2 dari flue gas melalui kontaktor membran serat berongga dengan bahan material membran bersifat super hidrofobik.Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui persen penyerapan gas karbon dioksida dari pelarut DEA serta untuk mengetahui pengaruh laju alir gas umpan terhadap perpindahan massa yang terjadi pada membran. Dari perpindahan massa yang terjadi, didapatkan kinerja kontaktor membran serat berongga superhidrofobik dalam proses absorbsi gas karbon dioksida.Berdasarkan penelitian yang dilakukan, jumlah gas karbon dioksida yang terserap sebesar 0,565 - 1,310 mmol/min untuk modul dengan jumlah serat 5000; untuk modul dengan jumlah serat 2000 menyerap gas CO2 sebesar 0,465 ? 1,167 mmol/min, dan 0,308 - 0,954 mmol/min untuk modul dengan jumlah serat 1000. Nilai koefisien perpindahan massa yang didapatkan untuk modul dengan jumlah serat 5000 adalah sebesar 6,278×10-5 - 0,000186 cm/s, modul dengan jumlah serat 2000 sebesar 9,45×10-5 - 0,00292 cm/s, dan modul dengan jumlah serat 1000 sebesar 9,45×10-5 - 0,000366 cm/s untuk variasi laju alir gas sebesar 120, 170, dan 260 cm3/min dengan laju alir pelarut DEA yang tetap sebesar 300 cm3/min.

---

Carbon dioxide is a compound that exist in large amount in flue gas and is the most serious cause of the global warming. A new potential alternative technology for this CO2 separation is the membrane contactor. This riset will reviewing the effects of the gas flowrate to the CO2 absorption performance from flue gas through hollow fiber membrane contactor with superhydophobic membrane material.

This riset aims to know the percent absorption of CO2 of the solvent DEA and to know the effects of feed gas flowrate to the mass transfer that occurs in the membrane. From the mass transfer that occurs, we will obtain the superhydophobic hollow fiber membrane contactor performance in the CO2 absorption process.

According to this riset, the rates of CO2 absorption are 0,565 - 1,310 mmol/min for module with amount of fiber of 5000; for module with amount of fiber 2000 absorps CO2 of 0,465 - 1,167 mmol/min, and 0,308 - 0,954 mmol/min for module with amount of fiber 1000. The values of mass transfer coefficient for module with amount of fiber 5000 are 6,278×10-5 - 0,000186 cm/s, module with amount of fiber 2000 are 9,45×10-5 - 0,00292 cm/s, and module with amount of fiber 1000 are 9,45×10-5 - 0,000366 cm/s for gas flowrate variation of 120, 170, and 260 cm3/min with constant solvent DEA flowrate of 300 cm3/min."

"Program CO2 EOR adalah upaya meningkatkan produksi minyak dari lapangan tua, menahan laju produksi turun dan untuk penurunan emisi karbon di Indonesia yang cenderung menuju tekanan dan temperatur tinggi dan membawa pengotor yang relatif tinggi (CO2, H2S, ion klorida) pemicu korosi dini pada flowline dan tubing.Berdasarkan hasil preliminary assessment, material Austenitik 28Cr dan super duplex 25Cr diusulkan untuk menjadi kandidat material potensial untuk kondisi seperti itu. Uji C-Ring dilakukan untuk mengetahui perilaku korosinya (SSC) dan kerentanan retak tegangan sulfida. Tes C-Ring dilakukan kondisi 2,55% H2S (31,48 psia) dan 50% CO2 (617,25 psia).Terlepas dari resistansi SSC yang baik untuk kedua material, resistansi pitting yang berbeda terlihat pada kedua material. Super duplex 25Cr rentan terhadap korosi pitting dan bentuk pitting cenderung lebih besar tetapi lebih dangkal dari austenitik 28Cr. Material austenitik 28Cr memiliki kerapatan pitting yang lebih kecil, tetapi lebih dalam dan terisolasi. Tidak ditemukan perambatan retak yang berasal dari pitting pada kedua material tersebut.Hasil analisa keekonomian material Superduplex 25Cr dan Austenitik 28Cr masing-masing positip untuk NPV, ROR = 9,98% dan 8,54%. POT = 25Cr (6,47 tahun) dan 28Cr (7,48 tahun). PIR = 25Cr (1,9127) dan 28Cr (1,7206).

---

CO2 EOR program is an effort to increase oil production from mature fields, to keep the decreasing production rate and to reduce CO2 emissions in Indonesia which tend to lead to high pressures & temperatures and carry impurities (CO2, H2S, chloride ions) that prompt early corrosion occurrence of flowline and tubing.

Based on the preliminary assessment results, austenitic 28Cr & super duplex 25Cr are proposed to be option materials for such conditions. The C-Ring test was conducted to determine its corrosion behavior (SSC) and susceptibility to SSC. The C-Ring test was carried out under conditions of 2.55% H2S (31.48 psia) & 50% CO2 (617.25 psia).

Apart from good SSC resistance for both materials, different pitting resistance is seen in both materials. Super duplex 25Cr is prone to pitting corrosion and pitting forms tend to be larger but shallower than austenitic 28Cr. The austenitic 28Cr has a lower pitting density but is deeper and insulated. No crack propagation was found from pitting in the two materials.

The economic analysis of Superduplex 25Cr and Austenitic 28Cr are positive for NPV, ROR = 9.98% & 8.54%, respectively. POT = 25Cr (6.47 years) & 28Cr (7.48 years). PIR = 25Cr (1.9127) & 28Cr (1.7206)CO2 EOR program is an effort to increase oil production from mature fields, to keep the decreasing production rate and to reduce CO2 emissions in Indonesia which tend to lead to high pressures & temperatures and carry impurities (CO2, H2S, chloride ions) that prompt early corrosion occurrence of flowline and tubing.

Based on the preliminary assessment results, austenitic 28Cr & super duplex 25Cr are proposed to be option materials for such conditions. The C-Ring test was conducted to determine its corrosion behavior (SSC) and susceptibility to SSC. The C-Ring test was carried out under conditions of 2.55% H2S (31.48 psia) & 50% CO2 (617.25 psia).

Apart from good SSC resistance for both materials, different pitting resistance is seen in both materials. Super duplex 25Cr is prone to pitting corrosion and pitting forms tend to be larger but shallower than austenitic 28Cr. The austenitic 28Cr has a lower pitting density but is deeper and insulated. No crack propagation was found from pitting in the two materials.

The economic analysis of Superduplex 25Cr and Austenitic 28Cr are positive for NPV, ROR = 9.98% & 8.54%, respectively. POT = 25Cr (6.47 years) & 28Cr (7.48 years). PIR = 25Cr (1.9127) & 28Cr (1.7206)"