Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Permasalahan 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.

---

ABSTRACT
Corrosion 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.

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan 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.

---

ABSTRACT
Field 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.;