Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :

Proses pengolahan gas alam umumnya dimulai dari pemisahan tiga fase dari gas umpan sampai kepada gas jual yang memenuhi spesifikasi dari konsumen (buyer). Pabrik Z adalah pabrik yang mengolah gas alam umpan dimana terdapat kandungan senyawa Hidrogen Sulfida (H₂S) sebesar 1000 ppm dan Carbon Dioxida (CO₂) sebesar 5% mole. Proses pengolahannya di mulai dari aliran gas umpan dipisahkan berdasarkan densitinya di bejana tekanan tinggi pemisah (Separator) tiga fase lalu dipisahkan senyawa H₂S dan CO₂ (Sweetening) di unit Acid Gas Removal Unit lalu dikeringkan di unit Dehydration untuk kemudian dipisahkan kembali hidrokarbon beratnya di unit pengontrolan titik embun (Dew Point Control Unit). Pabrik Z ini menghasilkan gas jual sebesar 310 MMscfd dengan kandungan H₂S 1 ppmv dan CO₂ 50 ppmv. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui dampak produksi gas alam dan kondensat beserta keekonomiannya bila proses pengolahannya dimodifikasi dengan penempatan Dew Point Control Unit pada hilir Separator tiga fase. Dimana metodologi penelitian yang digunakan adalah berupa simulasi menggunakan simulator yang membandingkan kondisi di aktual proses pengolahan dengan kondisi setelah proses modifikasi di pengolahan gas alamnya. Setelah diamati bahwa pada pengolahan gas yang dimodifikasi dengan menempatkan DPCU di hilir separator berdampak pada tingkat produksi kondensat dengan jumlah 8576 barel perhari dibandingkan dengan 7852 barel perhari dari jumlah produksi kondensat yang ada saat ini di pabrik Z.

 

---

The processing of natural gas generally starts from the separation of three phases from the feed gas to the selling gas that meets the specifications of the buyer. Factory Z is a factory that treats feed gas where there are contents of Hydrogen Sulfide (H₂S) of 1000 ppm and Carbon Dioxida (CO₂) of 5% mole. The gas processing starts from the flow of feed gas being separated based on its density in the three phase high pressure separator vessel and then H₂S and CO₂ removal (Sweetening) in the Acid Gas Removal Unit and then gas dried in the Dehydration unit thus continue to hydrocarbon separation in the Dew Point Control Unit. This plant Z produces gas sales of 310 MMscfd with H₂S 1 ppmv and 50 ppmv CO₂. This research was conducted to determine the impact of sales gas and condensate production profiles, and also to estimate the economical aspect if the gas processing is to be modified by placing the Dew Point Control Unit in the downstream of three phase separator. Where the research methodology used is in the form of a simulation using a simulator, that compares the actual conditions of the gas treatment process at plant Z with the conditions after the gas treatment process modification in processing natural gas. It was observed that it has impact on production rate of condensate at the modified gas processing by placing DPCU with amount of 8576 barrel/day compare with 7852 barrel/day produced from existing plant Z condensate rate.

Abstrak :
ABSTRAK
Fasilitas 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.

---

ABSTRACT
Oil 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.

Abstrak :
ABSTRAK Studi ini merupakan kajian mengenai pengaruh skenario Wellhead Cluster, Flowline dan fasilitas pemisahan gas asam atau Acid Gas Removal Unit (AGRU), terhadap investasi yang diperlukan dalam pengembangan suatu lapangan gas baru. Terdapat dua skenario Wellhead Cluster, dimana dalam Skenario-1 diasumsikan gas dari setiap Wellhead Cluster akan dialirkan langsung oleh Flowline menuju Separator dan fasilitas AGRU yang terdapat di CPP (Central Processing Plant), sedangkan dalam Skenario-2 diasumsikan Separator dan fasilitas AGRU terletak di salah satu Wellhead Cluster. Sweet gas, Produced Water dan Condensate hasil proses dialirkan dengan pipeline menuju CPP. Biaya investasi untuk masingmasing skenario akan dibandingkan dengan menggunakan variasi bebas : tekanan parsial H2S, laju alir dan jarak antara Wellhead Cluster dengan CPP. Hasil penelitian menyarankan bahwa Skenario-2 lebih baik karena membutuhkantotal biaya investasi yang lebih kecil dibanding Skenario-1, kecuali untuk kondisi dimana laju alir maksimum 10 MMSCFD dan jarak antara Wellhead Cluster dengan CPP hingga 1 km, dimana Skenario-1 lebih baik dibandingkan dengan Skenario-2.

---

ABSTRACT This study is about the influence of Wellhead Cluster scenario, Flowline and Acid Gas Removal Unit (AGRU) toward investment needed in developing new gas field. There are two scenarios, where in Scenario-1 it is assumed that gas from each Wellhead Cluster will go directly by Flowline to Separator and AGRU facility which is located in CPP (Central Processing Plant). Meanwhile in Scenario-2, it is assumed that Separator and AGRU facility are located in one of the Wellhead Clusters. Sweet gas, Produced Water and Condensate output from the process are delivered to CPP by pipeline. Investment cost for each scenario will be checked using free variation : H2S partial pressure, flow rate and distance between Wellhead Cluster and CPP. The study which results that Scenario-2 is better then Scenario-1, because it requires less investment cost compared to Scenario-1, except for condition where maximum flow rate is 10 MMSCFD and distance between Wellhead Cluster to CPP is up to 1 km, then Scenario-1 is better than Scenario-2.;This study is about the influence of Wellhead Cluster scenario, Flowline and Acid Gas Removal Unit (AGRU) toward investment needed in developing new gas field. There are two scenarios, where in Scenario-1 it is assumed that gas from each Wellhead Cluster will go directly by Flowline to Separator and AGRU facility which is located in CPP (Central Processing Plant). Meanwhile in Scenario-2, it is assumed that Separator and AGRU facility are located in one of the Wellhead Clusters. Sweet gas, Produced Water and Condensate output from the process are delivered to CPP by pipeline. Investment cost for each scenario will be checked using free variation : H2S partial pressure, flow rate and distance between Wellhead Cluster and CPP. The study which results that Scenario-2 is better then Scenario-1, because it requires less investment cost compared to Scenario-1, except for condition where maximum flow rate is 10 MMSCFD and distance between Wellhead Cluster to CPP is up to 1 km, then Scenario-1 is better than Scenario-2.

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 :
Perubahan iklim mulai menjadi perhatian besar masyarakat karena suhu bumi meningkat lebih cepat dari yang diperkirakan oleh para pengamat lingkungan. Salah satu faktor yang berkontribusi terhadap ini adalah tingginya konsumsi bahan bakar fosil dari aktifitas sehari-hari masyarakat yang membuat komposisi karbon dioksida (CO2) di atmosfer meningkat. Kemajuan yang meningkat menuju circular economy mendorong berkembangnya bahan bakar terbarukan seperti hidrogen (H2) sebagai sumber energi. Bahan bakar hidrogen adalah bahan bakar bersih yang dapat dihasilkan dari gas alam, energi terbarukan, dan biomassa seperti ampas tebu. Pasar bahan bakar ini menunjukkan masa depan yang menjanjikan karena minat untuk menggunakan bahan bakar hidrogen meningkat setiap tahun. Proses produksi dengan menggunakan 2000 ton ampas tebu per hari akan didesain. Gasifikasi termal adalah proses yang dipilih untuk produksi hidrogen berdasarkan persyaratan untuk proyek ini. Proses tersebut terdiri dari empat tahap: pra-pengolahan ampas tebu, gasifikasi, pembersihan gas dan pemisahan gas. Dalam setiap tahapan, teknologi alternatif dievaluasi untuk menemukan teknologi yang sesuai yang dapat diterapkan dan memenuhi spesifikasi proses. Dalam makalah ini, proses pembersihan gas dan desain peralatan diselidiki lebih lanjut dengan tujuan menghilangkan gas asam dan meningkatkan komposisi H2 melalui reaksi pergeseran air-gas. Meminimalkan dampak lingkungan dari proses ini juga merupakan salah satu tujuannya. Karbon dioksida (CO2), gas asam (H2S) dan emisi flash vapor amina yang kaya, dan air limbah adalah dampak lingkungan yang diidentifikasi dalam proses ini yang perlu dikelola secara efektif. ......Climate change starts to become a big concern to the people as the Earth’s temperature is increasing faster than the predicted. One of the factors of it is the big consumption of fossil fuels in people’s activity in their daily lives which contributes to the increase of carbon dioxide (CO2) in the atmosphere. The increasing progress towards a circular economy drives the development of renewable fuel such as hydrogen (H2) as an energy source. Hydrogen fuel is a clean fuel that can be produced from natural gas, renewable power and biomass such as sugarcane bagasse. The market for this fuel shown a promising future as the interest on using hydrogen fuel increasing each year. A production process using 2000 tonnes per day of sugarcane bagasse is to be designed. Thermal gasification is chosen process for hydrogen production based on the brief given. The process consists of four stages: bagasse pre-treatment, gasification, gas cleaning and gas separation. In each stages, alternative technologies are assessed and evaluated to find the suitable technology that can be applied and meet the process specification. In this paper, the gas cleaning process and equipment designs are further investigated with the objective of removing the acid gas and increasing the H2 composition via water-gas shift reactions. Minimizing the environmental impact from this process is also one of the objectives. Carbon dioxide (CO2), acid gas (H2S) and rich amine flash vapor emissions, and wastewater are the environmental impacts identified in this process that need to be managed effectively.