Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Tesis ini mendiskusikan simulasi dan optimisasi dari pencampuran DEA atau MEA ke dalam MDEA untuk mengatasi kelemahan MDEA pada pemurnian sour gas dari CO2 dan H2S pada tekanan rendah. Pengaruh jenis amina, komposisi amina, dan tekanan absorber dievaluasi terhadap pemisahan CO2 dan H2S, konsumsi energi, amines loading, amine losses, water losses, serta laju korosi. Pencampuran 0 ? 5 % wt DEA atau MEA ke dalam MDEA pada basis 35 % wt total amina mampu memurnikan sour gas yang mengandung 5 % CO2 dan 1 % H2S serta 10 % CO2 dan 1 % H2S untuk memenuhi spesifikasi umpan gas LNG. Simulasi dan optimasi menunjukkan bahwa campuran amina yang terdiri dari 5 % wt DEA dengan 30 % MDEA dalam pelarut air memberikan hasil yang paling optimal terhadap pemurnian sour gas. Campuran tersebut mampu mengurangi laju sirkulasi amina sebanyak 10% serta mengatasi fluktuasi kenaikan CO2 dalam sour gas dari 5 % CO2 hingga 6 % CO2 pada laju sirkulasi 170 USGPM. ......This thesis discusses the simulation and optimization of the addition of DEA or MEA to an MDEA to improve the MDEA?s perdormance on sour gas separation from CO2 and H2S at lower pressure. The effect of amines, its composition, and pressure are evaluated to CO2 and H2S separation, energy consumption, amines loading, amines losses, water losses, and corrosion rate. The addition 0 ? 5 % wt DEA or MEA to an MDEA at 35 % wt total amines basis able to separate sour gas that contained 5 % CO2 & 1 % H2S and 10 % CO2 & 1 % H2S to meet residual gas requirements as LNG?s feed. The simulation and optimization show that the addition of 5 % wt DEA to MDEA at 35 % wt total amines basis in water solvent has an optimal result on sour gas sweetening. The mixtured amines can reduce the circulation rate of 10 % and able to handle the CO2 fluctuation from 5 % up to 6 % CO2 in sour gas at the circulation rate of 170 USGPM.

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 :
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 :
Kalkulator emisi berbasis spreadsheet UniSim yang terintegrasi dengan simulasi gas sweetening telah dibuat. Simulasi gas sweetening penelitian ini menggunakan pelarut methyl diethanolamine (MDEA). Base case sour gas memiliki laju air 145,72 MMSCFD dengan komposisi 15,74% CO2 dan 0,1% mol H2S. Pengolahan acid gas melalui venting menghasilkan beban emisi CO2equivalent, dan emisi H2S yang terbesar (masing-masing sebesar 1.432,55 tonne/day, dan 5,83 tonne/day) dibandingkan pengolahan acid gas melalui skema flare, maupun thermal oxidizer. Beban emisi CO2equivalent, dan H2S yang dihasilkan melalui skema flare masing-masing sebesar 983,67 tonne/day, dan 0,12 tonne/day. Beban emisi CO2equivalent, dan H2S yang dihasilkan melalui skema thermal oxidizer masing-masing sebesar 939,69 tonne/day, dan 5,84 x 10-4 tonne/day. Penggunaan acid+flash+sweet gas sebagai bahan bakar reboiler menghasilkan beban emisi CO2 equivalent yang paling sedikit (378,45 tonne/day) namun menghasilkan beban SO2equivalent yang tertinggi (0,89 tonne/day) jika dibandingkan dengan penggunaan bahan bakar lain (sweet gas, flash+sweet gas, dan acid+sweet gas). Semakin rendah komposisi metana pada bahan bakar, maka lebih sedikit karbon yang terkonversi menjadi CO2, dan semakin rendah beban emisi CO2equivalent. Semakin tinggi komponen H2S pada bahan bakar maka semakin tinggi beban emisi SO2. Penggunaan bahan bakar acid+flash+sweet gas menghemat penggunaan sweet gas hingga 3,47 MMSCFD jika dibandingkan dengan penggunaan sweet gas saja yang membutuhkan laju alir total 8,21 MMSCFD. Beban emisi CO2equivalent yang dihasilkan dari unit flare semakin meningkat dan beban emisi SO2equivalent semakin menurun seiring meningkatnya komposisi CO2 pada sour gas. Beban emisi dalam CO2equivalent yang dihasilkan dari flare dengan komposisi sour gas 20,74% ialah yang terbesar dibandingkan dengan komposisi CO2 yang lebih sedikit (10,74%, 12,74%, 15,74%, dan 17,74%) yaitu sebesar 1.365,18 tonne/day, namun menghasilkan beban emisi dalam SO2 equivalent yang terkecil dibandingkan komposisi CO2 yang lebih sedikit yaitu sebesar 10,32 tonne/day.

Abstrak :
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.