Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Pada kegiatan eksploitasi dan produksi gas bumi yang dilakukan oleh Kontraktor Production Sharing (KPS Energy Equity EPIC (Sengkang) Pty. Ltd. disingkat EEES di Lapangan Gas Kampung Baru, Desa Poleonro, Kecamatan Gilireng, Kabupaten Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan, gas yang dihasilkan dari sumur-sumur gas di Lapangan Kampung Baru, Blok Sengkang, Kabupaten Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan pada umumnya mempunyai kandungan gas Hidrogen Sulfida (H2S) cukup tinggi, yaitu berkisar antara 50-600 ppm. Kehadiran senyawa belerang di dalam bahan bakar sangat tidak disenangi dalam pengelolaannya, karena semakin tinggi kandungan belerang akan menjadikan mutu bahan bakar semakin rendah. Di samping itu, senyawa belerang dapat merugikan makhluk hidup karena menghasilkan gas-gas yang bersifat racun seperti hidrogen sulfida (H2S) dan sulfur dioksida (SO2). Selain itu gas hydrogen sulfida sangat korosif pada permukaan logam. Dengan demikian akan menimbulkan problema yang serius dalam pemipaan dan peralatan-peralatan produksi lainnya. Karenanya sebagai pengguna bahan bakar gas, PLTG Sengkang mensyaratkan bahwa kandungan H2S yang terdapat dalam gas maksimal 10 ppm. Salah satu usaha yang dilakukan oleh EEES untuk menurunkan atau memisahkan senyawa belerang yang terkandung di dalam gas tersebut yaitu dengan memberikan campuran bahan kimia pada proses pentawaran (Sweetening Process). Pemakaian bahan kimia tersebut sendiri dalam pelaksanaannya akan menghasilkan limbah cair maupun limbah padat dari bekas kemasannya. Selain itu, senyawa sulfida yang terdapat dalam bahan bakar (H2S) maupun yang terjadi akibat proses pembakaran (SO2) juga akan menghasilkan limbah gas yang dapat membahayakan lingkungan sekitarnya dimana kegiatan pemerosesan gas tersebut berada. Pusat Pemrosesan Gas Alam (Central Processing Plant) Kampung Baru yang berada di Kecamatan Gilirang, Kabupaten Daerah Tingkat II Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan, dengan luas mencapai 147 km2, wilayah ini adalah 5,86% dan wilayah Kabupaten Wajo, atau 0,15% dari luas wilayah propinsi Sulawesi Selatan yang luasnya sekitar 100.500 km2. Kondisi tanah di sekitar lokasi penelitian cenderung tanah kapur, sebagian besar lahan merupakan sawah tanah hujan yang ditanami padi satu kali, dan sungai sering mengalami kekeringan dan bahkan sampai defisit air. Limbah cair yang dihasilkan dari proses produksi (produced water) tersebut ditampung di suatu kolam dan di evaporasikan dengan bantuan sinar matahari, limbah cair domestik dibuang langsung ke sungai, sedangkan limbah gas di bakar melalui flare stack setinggi 30m. Seat ini Pusat Pemerosesan Gas Alam (Central Processing Plant) Kampung Baru akan ditingkatkan kapasitas produksinya dari 27,5 menjadi 53 juta setara kaki kubik gas setiap hari, sesuai dengan meningkatnya laju permintaan bahan bakar gas untuk pembangkit listrik. Penelitian ini secara umum bertujuan untuk memilih cara yang efektif dalam mengelola lingkungan pada proses pengilangan gas alam yang bersifat asam pada pabrik pemrosesan gas alam di Lapangan Gas Bumi Kampung Baru, dan secara khusus untuk mengetahui pengaruh penggunaan bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam tersebut terhadap kualitas lingkungan. Diharapkan dari penelitian ini didapatkan hasil: (1) dengan berkurangnya pemakaian bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam akan dapat mengurangi terjadinya limbah yang dihasilkan dari pabrik pemerosesan gas alam tersebut terhadap lingkungan sekitar, (2) dengan semakin berkurangnya bahan kimia yang digunakan, dari segi ekonomi akan mengurangi biaya produksi dan pengelolaan lingkungan. Hipotesis kerja yang diajukan adalah (1) Penggunaan bahan kimia dalam pemerosesan gas alam yang bersifat asam dapat meningkatkan konsentrasi logam dalam produk gas alam maupun limbahnya, dan (2) Keberadaan Pabrik Pengilangan Gas Alam yang bersifat asam dapat mempengaruhi lingkungan perairan dan udara sekitarnya. Penelitian dilakukan dengan metode Kuasi Eksperimental dan dilaksanakan dari bulan Juni 2001 sampai dengan Agustus 2002, dimana data yang digunakan adalah data primer dan sekunder dalam bentuk time series. Sebagai variabel bebas dalam penelitian ini adalah kualitas gas alam dari sumur gas, dan sebagai variabel tidak bebas adalah kualitas cairan terproduksi (produced liquid) yang diambil di pipa outlet dan kolam penampung limbah (Evaporation pond). Sebagai kontrol juga dilakukan pengambilan sampel air tanah/permukaan, tanah dan udara ambient dan lokasi sekitar. Data primer yang diperoleh dari pengukuran secara langsung di lapangan dan di laboratorium, serta data salt-under yang diperoleh dari penelitian sebelumnya, studi pustaka dan sebagainya, kemudian dianalisis secara deskriptif. Berdasarkan hasil penelitian penulis berkesimpulan bahwa: (1) Penggunaan bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam akan berpengaruh terhadap konsentrasi logam (ppm) yang terdapat dalam bahan kimia bekas (Cr, Cu), dan air buangan (As, Cr), serta menghasilkan limbah padat (sludge) yang bersifat reaktif dan korosif, (2) Bahan kimia meningkatkan konsentrasi logam (ug/m3) dalam gas alam tersebut (Ba, Zn, Cad Cu, Cr, Se); (3) Terjadinya limbah B3 dari padatan yang terperangkap pada Coalescing Filter yang dipasang di Patila Metering Station sebelum gas alam tersebut digunakan untuk bahan bakar turbin; (4) Terdapat kandungan logam berat yang cukup tinggi dalam air limbah di Iuar parameter yang tercantum dalam Kep.MNLH No.Kep-42/MNLH/10/96 maupun SK.Gub.Sulsel No.465/1995; (5) Kemungkinan terjadinya pencemaran tanah dan air tanah disekitar lokasi penelitian dengan melihat adanya kandungan hidrokarbon pada contoh tanah dan pemeriksaan kualitas air tanah yang memperlihatkan beberapa parameter sudah melebihi baku mutu yang ditetapkan Peraturan Menteri No. 416/Menkes/Per.IX/1990; (6) Terjadinya pencemaran udara di sekitar lokasi, yaitu dengan melihat hasil pengukuran terhadap kandungan debu/partikulat sudah melampaui batas baku mutu menurut PP No. 41/1999, dan diperkirakan konsentrasi SO2 dari emisi gas maksimum adalah 2794,9 ug/m3, melampaui baku mutu menurut PP No. 41/1999 yang besarnya 900 ug/m3; (7) Terjadi pencemaran bau yaitu dengan mendengar pengaduan masyarakat sekitar mengenai adanya bau telur busuk; (8) Terjadinya peningkatan penyakit ISPA dan terdapatnya penyakit anemia dan penyakit kulit alergi pada masyarakat disekitar Pusat Pengilangan Gas Alam sejak beroperasinya pabrik tersebut. Berdasarkan hasil penelitian dan kesimpulan diatas penulis menyarankan untuk: (1) mencari alternatif lain mengenai bahan kimia yang ramah lingkungan; (2) memperbaiki atau mengubah desain dari sistem pengolah limbah cair terproduksi dan desain sistem pengolah limbah cair domestik yang ada sekarang; (3) mengadakan kajian lebih lanjut mengenai Kep.MNLH No. Kep-42/MNLH/14/96 jo Kep-09/MNLH/4/97 mengenai Baku Mutu Limbah Cair bagi Kegiatan Minyak dan Gas Bumi serta Panas Bumi; (4) perlu dilakukan pemantauan dan pengelolaan atas debu (partikulat) dan emisi SO2 yang keluar dari flare stack, agar terjadinya pencemaran udara dari kegiatan pengilangan gas alam yang bersifat asam dapat diminimalisasikan; (5) melakukan pengelolaan lebih lanjut untuk filter bekas; dan (6) melakukan penelitian lebih lanjut mengenai pengaruh kegiatan Pengilangan Gas Alam terhadap kesehatan masyarakat yang tinggal di sekitarnya.

---

The Effect of Natural Gas Processing Refinery Activity on the Environment (Case study at Kampung Baru Central Processing Plant, Sengkang Block Gas Field, Wajo Regency, South Sulawesi)In the exploration and production of natural gas activities performed by Energy Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd, the Production Sharing Contractors of Badan Pelaksana MIGAS, abbreviated as Energy Equity Epic Sengkang (FEES), at Kampung Baru Gasfield, Poleonro Village, Gilireng District, Wajo Regency, the South Sulawesi Province, the natural gas produced by gas wells generally contain relatively high content of Hydrogen Sulfide (H2S), which is between 50-600 PPM. The higher content of Sulfur in gasoline makes lower quality gas fuels. Beside, the Sulfur compound can bring damage to the living creatures as it produces poisonous gas such as Hydrogen Sulfide (H2S) and Sulfur Dioxide (SO2). Also the Hydrogen Sulfide is corrosive to metal surface. It can make serious problems to piping and other production equipment. Therefore, as the user of gas, Sengkang Gas Power Plant requires maximum 10 PPM of H2S in gas. One of the efforts conducted by EEES in reducing or filtering the Sulfur compound contained in gas is by giving chemical substance in sweetening process. The chemical itself produce liquid and solid waste (from the packaging). The Sulfur compound contained in H2S and the one produced as the result of incineration (SO2) also produces waste harmful to the surrounding environment. The Kampung Baru Central Processing Plant is located at Gilirang District, Regency of Wajo, South Sulawesi. The area is 147 km2, 5,86% of the total area of Wajo Regency, or 0.15% from 100,500 km2, the total area of South Sulawesi. The area is partly limestone and mostly is one time planted rice field, and the river is frequently dry. The Liquid waste produced from production process is put into a pond and evaporated with sun energy, while domestic waste is channeled directly to the river. Gas liquid is incinerated through flare stack with high level of 30 in. The production capacity of Kampung Baru Central Processing Plant is going up from 27.5 to 53 mmcf per day, following the increase of demand for gas supply for power plant. This research is conducted to find out (1) the effective environmental management for gas processing in gas produced from the Kampung Baru gas field, in particular and (2) to find out the impact of chemical use in processing gas towards environment. The expected results are (1) the decrease of sulfur level will reduce the use of chemical substance in gas processing which also will reduce the waste produced from the plant, (2) the less chemical substance used, the less cost for production and environmental management. The proposed work hypothesis are (1) the use of chemicals in gas processing can increase metal concentrate contained in natural gas and the waste produced, and (2) The existence of acidic Gas Processing Plant can give impact to the surrounding waters and air. The research was conducted with Experimental Kuasi method. It was conducted from June 2001 until September 2002, where the data used was primary and secondary data in a form of time series. The free variable in this research is the gas quality from gas field and the non-free variable is the quality of produced liquid taken from the outlet pipe and the evaporation pond. The sample was also taken from soil and air from the surrounding area. The primary data obtained from direct measuring at the field and in laboratories, and the secondary data obtained from the previous research, book research and etc, and then analyzed descriptively. Based on the research, the writer conclude that the writer conclude that (1) the use of chemical gas processing will give impact to metal concentrate (ppm) contained in used chemical (Cr, Cu) and wasted water (As, Cr), sludge which is corrosive and reactive, (2) the chemical increase the metal concentrate (ug/m3) contained in gas (Ba, Zn, Cd, Cu, Cr, Se); (3) the solid matter stuck in coalescing filter installed at PMS before the gas is used for turbine fuel produces B3 waste. (4) There is relatively high contain of heavy metal in waste water exceeding the parameter stated in the Decree of Environmental Minister No. Kep-42/MNLH/14/96 and Decision Letter of the Governor of South Sulawesi No.465/1995; (5) the possibility of soil and ground water pollution in the surrounding research area because there is hydrocarbon content in the soil sample and the examination on ground water showed that some parameter had exceeded the quality standard stated in the Ministerial Regulation No.416/Menkes/Per.IX/1990; (6) pollution occurred in the surrounding area as resulted in the metering on particulate content which had exceeded the limit of quality standard according to the Government Regulation No.41/1999, and it is estimated that the SO2 concentrate from gas emission is 2794.9 ug/m3, exceeding the limit of quality standard according to the Government Regulation No.41/1999 which is 900 ug/m3; (7) an air pollution occurred which produces bad odor based on the report from surrounding residents; (8) There is an increase of ISPA disease, anemia and allergic skin problems suffered by community live in the Gas Processing Plant surrounding ever since the plant started its operation. Based on the research and the conclusion above the writer suggests the following: (1) to look for other alternative to use chemicals that are environmental friendly; (2) to change the design of produced liquid and domestic waste processor system available at present; and (3) to study further regarding Kep.MNLH No.Kep-42/MNLH/14/96 dated 9 October 1996 regarding the Quality Standard of Liquid Waste for Activities in Oil and Gas and Geothermal; (4) it requires monitoring and management on particulate and gas emission as the result of flare stack, to minimize the air pollution produced from the gas processing plant; and (5) to do more intensive a research on the impact of activities at Gas Processing Plant toward community health in the surrounding area.

Abstrak :

Pada industri pemurnian gas alam, umumnya CO₂ hasil pemisahan dari gas alam di lepas ke atmosfer. Pelepasan CO₂ secara langsung ke atmosfer dapat menimbulkan permasalahan lingkungan salah satunya adalah pemanasan global. Ada beberapa alternatif usaha mitigasi pengurangan emisi CO₂ salah satunya adalah dengan pemanfaatan CO₂ untuk EOR. Injeksi CO₂ ke dalam reservoir minyak dapat meningkatkan kinerja pemulihan minyak dan dapat menyimpan CO₂ secara permanen ke dalam tanah untuk mengurangi efek gas rumah kaca. Proses penangkapan CO₂, transportasi ke sumur injeksi dikenal dengan teknologi Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS). Penelitian ini membahas tekno-ekonomi dari pemanfaatan CO₂ dengan pembangunan fasilitas CCUS pada industri pemurnian gas alam di lapangan X. Emisi yang di lepas sebesar 3,56 Mt CO₂e/tahun akan ditangkap dan di transportasikan ke sumur di lapangan Y dengan jarak 44 km. Penelitian ini membandingkan fasa superkritis dan fasa gas pada transportasi pipa CO₂ point-to-point. Penelitian ini juga menghitung jumlah emisi yang dapat dikurangi oleh penerapan CCUS. Dari hasil perhitungan diperoleh bahwa pada jarak 44 km, transportasi pipa CO₂ dalam fasa gas lebih ekonomis dibanding fasa superkritis dengan investasi sebesar US$ 252.974.905. Dari analisa kelayakan proyek diperoleh IRR 54% dengan dua tahun masa pengembalian. Penerapan teknologi CCUS di lapangan X juga dapat mengurangi emisi sebesar  3 Mt CO₂e/ tahun.

 

---

 

In the natural gas sweetening industry, CO₂ from natural gas separation generally released into the atmosphere. The direct release of CO₂ into the atmosphere can cause environmental problems, such as global warming. There are several alternative mitigation efforts to reduce CO₂ emissions, one of which is the utilization of CO₂ for EOR. Injection of CO₂ into oil reservoirs can improve oil recovery performance and can permanently store CO₂ into the geological storage to reduce the effects of greenhouse gases. The process of CO₂ capture, transportation to injection wells is known as Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) technology. This study discusses the techno-economics of CO₂ utilization with the development of CCUS facilities in field X. Emissions released at 3.56 Mt CO₂e / year will be captured and transported to wells in the Y field at 44 km distance. This study compares the supercritical phase and gas phase in the CO₂ pipeline point-to-point transportation. This study also calculates the amount of emissions that can be reduced by the application of CCUS. The results obtained that at a distance of 44 km, CO₂ pipeline transport in the gas phase is more economical than the supercritical phase with an investment of US$ 252,974,905. From the project feasibility analysis give an IRR of 54% with a two year return period. The application of CCUS technology in field X can also reduce emissions by 3 Mt CO₂e / year.

 

Abstrak :
Kegiatan pada proses gas sweetening berkontribusi pada pelepasan emisi ke udara. Penelitian ini menekankan pengaruh parameter proses terhadap emisi yang dihasilkan dengan pengembangan alat komputasi untuk perhitungan greenhouse gas (GHG) dan polusi udara berbasis UNISIM. Alat komputasi ini memungkinkan kalkulasi emisi udara (berdasarkan standar dan peraturan yang berlaku) yang terintegrasi dengan simulasi rekayasa proses pada unit natural gas sweetening. Simulasi base case untuk menghasilkan spesifikasi sales gas menggunakan pelarut MDEA menghasilkan beban emisi sebesar 1.527 tonne CO2e/day dan 0,348 tonne SO2e/day. Pada penurunan tekanan sour gas, beban emisi meningkat menjadi 1.554 tonne CO2e/day dan 0,368 tonne SO2e/day, sebagai konsekuensi penambahan sistem kompresi. Penggunaan DEA sebagai pelarut memberikan konsekuensi emisi yang tidak berbeda jauh dengan simulasi base case, yaitu sebesar 1.522 tonne CO2e/day dan 0,338 tonne SO2e/day, akibat dari peningkatan laju alir acid gas dan penurunan duty reboiler karena konsentrasi lean amine yang didominasi oleh air pada penggunaan solvent DEA. Variasi kapasitas gas menghasilkan emisi yang tidak linier, dimana penurunan kapasitas gas akan menghasilkan emisi acid gas yang semakin menurun akibat dari laju alir acid gas yang lebih rendah, disisi lain pada penurunan kapasitas gas akan terdapat titik minimum penggunaan laju alir lean amine sehingga akan terdapat titik minimum pada emisi yang dihasilkan dari unit reboiler. Untuk menghasilkan sweet gas sesuai spesifikasi LNG menggunakan pelarut DEA, beban emisi naik secara signifikan menjadi 2.652 tonne CO2e/day dan 0,747 tonne SO2e/day karena penyerapan CO2 yang lebih optimal oleh lean amine akan mengakibatkan pelepasan emisi CO2 yang lebih tinggi, selain itu penggunaan laju alir lean amine yang tinggi akan meningkatkan emisi dari unit reboiler ......Activities in gas sweetening process contribute to release emissions into the air. This research emphasizes the effect of process parameters on emissions generated by the development of computational tools for the calculation of greenhouse gas (GHG) and air pollution based on UNISIM. This computational tool enables to calculate of air emissions (based on standards and regulations) that are integrated with process engineering simulations on natural gas sweetening units. Base case simulation to produce sales gas specifications using MDEA solvent produces an emissions to 1,527 tonne CO2e/day and 0.348 tonne SO2e/day. Decrease in sour gas pressure, increases emissions to 1,554 tonne CO2e/day and 0.368 tonne SO2e/day as a consequence of the addition of the compression system. Using DEA as a solvent produces emissions of 1,522 tonne CO2e/day and 0.338 tonne SO2e/day, because an increase in acid gas flow rate and a decrease in duty reboiler due to the concentration of lean amine which is dominated by water. Variation of gas capacity produces non-linear emissions, where a decreased in gas capacity will produce acid gas emissions that decreased due to lower acid gas flow rates, on the other hand on decreasing gas capacity there will be a minimum point of lean amine flow rates so that there will be a minimum emissions from reboiler units. To produce sweet gas according to the LNG specifications using a DEA solvent, the emission rises significantly to 2,652 tonne CO2e/day and 0,747 tonne SO2e/day because absorption by lean amine will higher due to result in higher CO2 emissions, on the other hand higher of lean amine flow will increase emissions from reboiler units.

Abstrak :
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.

Abstrak :
ABSTRAK
Proses gas sweetening dilakukan terhadap gas alam sebagai solusi untuk menghilangkan gas H2S dan CO2, salah satu caranya adalah dengan penambahan metildietanolamina (MDEA). MDEA selama digunakan dalam proses pemurnian gas dapat menyerap air sehingga menyebabkan konsentrasi MDEA menurun. Untuk meregenerasi larutan MDEA encer menjadi larutan yang pekat kembali, digunakan metode reverse osmosis (RO). Pada penelitian ini telah berhasil dilakukan proses penghilangan air dari larutan MDEA encer menggunakan sistem RO dengan satu membran poliamida komersil, menggunakan flow restrictor 800 mL/menit. Variasi temperatur feed dilakukan pada suhu 200, 290, dan 360 C. Larutan MDEA 1%, 3%, dan 5% v/v diregenerasi dalam waktu masing-masing 1 jam, 3 jam, dan 4 jam. Berdasarkan pengukuran konsentrasi MDEA dengan refraktometer, didapati bahwa penggunaan flow restrictor 800 mL/menit dalam sistem RO mampu memekatkan larutan MDEA 1% v/v menjadi 1,8% v/v dengan faktor pemekatan 1,59. Suhu yang efektif digunakan untuk sistem RO yang telah dilakukan adalah 290C atau suhu ruang, karena dapat memekatkan larutan MDEA 1,13% v/v menjadi 1,8% v/v. Kemudian, semakin lama waktu regenerasi maka semakin besar konsentrasi MDEA dalam konsentrat yang dihasilkan. MDEA 1% v/v dalam waktu 1 jam dapat dipekatkan hingga 6,46% v/v. MDEA 3% v/v dalam waktu 3 jam dapat dipekatkan hingga 9,45% v/v dan MDEA 5% v/v dalam waktu 4 jam dapat dipekatkan hingga 10,79% v/v. Dengan SEM dapat diketahui kerusakan struktur poliamida yang dialami membran.

---

ABSTRAK
Gas sweetening processes is applied to the natural gas as a solution of removing H2S and CO2 gasses, one of them is by adding methyldiethanolamine (MDEA). MDEA during used in the gas sweetening process can absorb water, and the MDEA concentration will be decreased. For regenerating MDEA dilute solution into its former concentration, reverse osmosis (RO) method is used. In this research, water removal process was conducted by RO process using polyamide commercial membrane, under 800mL/min flow restrictor. The feed temperatures were varied 200, 290, dan 360 C. MDEA 1%, 3%, and 5% v/v solution was regenerated in 1 hour, 3 hours, and 4 hours, respectively. Based on determination of MDEA concentration using refractometer, discovered that under 800 mL/min flow restrictor RO system can concentrate MDEA 1% v/v solution into 1,8% v/v with concentrate factor of 1,59. Effective temperature that used in this RO system is 290C or room temperature, because it can concentrate MDEA 1,13% v/v solution into 1,8% v/v. Then, increasing of regeneration time can increase the concentration of MDEA solution in the product of concentrate. MDEA 1% v/v solution in 1 hour can be concentrated up to 6,46% v/v. MDEA 3% v/v solution in 3 hours can be concentrated up to 9,45% v/v and MDEA 5% v/v solution in 4 hours can be concentrated up to 10,79% v/v. The damage of polyamide membrane structure is known by SEM analysis.