Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Gas Natuna dengan cadangan 50,27 TSCF sangat potensial untuk dikembangkan. Namun, pemanfaatan gas Natuna memiliki kendala karena kandungan CO2 yang sangat tinggi sebesar 71%. Masalah utama yang dihadapi dari tingginya kandungan CO2 adalah proses separasi yang lebih kompleks serta penanganan limbah CO2 itu sendiri karena dapat menyebabkan pemanasan global. Pada penelitian ini dilakukan pengembangan model pemanfaatan gas Natuna dengan pendekatan LNG-EOR-CCS terintegrasi. Analisis kinerja teknis dilakukan melalui simulasi masing-masing tahapan proses menggunakan UniSim. Proses separasi CO2 dilakukan melalui 2 tahap, yakni proses separasi membran mampu menghilangkan CO2 dari 70,9% menjadi 10%, kemudian proses amine dari 10% menjadi 22 ppm. Alternatif proses pemisahan CO2 lainnya yaitu CFZ mampu menghilangkan CO2 dari 70,9% menjadi 1%. Selanjutnya dengan umpan gas 631,72 MMSCFD menuju LNG plant, diperoleh kinerja teknis 13,48 kW/tpd LNG dengan kapasitas 3,99 MTPA. Penanganan 27,68 MTPA CO2 melalui CCS membutuhkan 379,9 MW untuk proses kompresi, sedangkan penanganan 3,57 MTPA CO2 melalui EOR membutuhkan 46,76 MW untuk proses kompresi dan dapat menghasilkan minyak sebesar 222.951,6 bbl/d. ......Natuna gas reserves of 50.27 TSCF has potential to be developed. However, the utilization of Natuna gas has a problem because it has very high content of CO2 equal to 71%. The main problem faced by the high content of CO2 is required more complex separation process and the handling of CO2 itself because it can lead to global warming. In this study, the development of Natuna gas is modeled using integrated LNG-EOR-CCS approach. Technical performance analysis is done through simulation of each stage of the process using UniSim. CO2 separation process is carried out through two stages, namely membrane process capable of reducing CO2 content from 70.9% to 10%, then the amine process which reduce CO2 content from 10% to 22 ppm. The alternative for CO2 separation is CFZ, which can reduce CO2 content from 70.9% to 1%. Subsequently with 631.72 MMSCFD feed gas into the LNG plant, the technical performance of 13.48 kW/tpd LNG is acquired with a capacity of 3.99 MTPA. Handling of 27.68 MTPA CO2 through CCS requires 379.9 MW for the compression, while handling of 3.57 MTPA CO2 through EOR requires 46.76 MW for the compression and it is able to produce oil 222,951.6 bbl/d.

Abstrak :
Lapangan gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara yang belum berproduksi dan memiliki cadangan total mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan kandungan CO2 yang tinggi mencapai 71% sehingga jumlah hidrokarbon yang dapat dimanfaatkan mencapai 46 TCF. Tingginya kandungan CO2 pada lapangan gas Natuna menyebabkan adanya beberapa isu kritis yang menghambat proses pengembangan lapangan sehingga diperlukan penanganan khusus proses pemisahan CO2 dan CH4 menjadi LNG, produk kimia (metanol, blue methanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat), dan bahan bakar sintesis (synfuel dan blue synfuel) melalui teknologi carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS). Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan strategi pengembangan pada lapangan gas Natuna Timur melalui simulasi proses dan optimisasi multi-objektif superstruktur dari gas bumi kaya CO2 menjadi LNG, produk kimia dan bahan bakar dengan fungsi objektif: maksimum net profit dan minimum emisi GHG. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen HYSYS v11. Sedangkan optimisasi multi-objektif superstruktur model mixed integer non-linear programming (MINLP) dengan menggunakan piranti lunak General Algebraic Modeling System (GAMS) dan solver Standard Branch and Bound (SBB). Hasil dari optimisasi multi-objektif superstruktur menunjukkan bahwa produk optimum yang terpilih pada tahun 2022 adalah LNG, metanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat dengan annual net profit sebesar 27,75 juta $/tahun dan emisi GHG sebesar 6,91 juta ton CO2-eq per tahun. Pada periode 2022 hingga 2060, besar annual net profit meningkat dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 18,58% per tahun, dan emisi GHG mencapai puncak pada tahun 2030 sebesar 8,26 juta ton CO2-eq per tahun kemudian menurun sampai dengan tahun 2060. Blue methanol, metanol, LNG, synfuel, asam format dan asam asetat terpilih sejak tahun 2040. Oleh karena itu, pathway yang terpilih bisa menjadi strategi pengembangan rendah karbon untuk memonetisasi sumber gas bumi kaya CO2 di lapangan gas Natuna Timur di masa depan. ......The East Natuna gas field is the largest in Southeast Asia that is not yet producing and has a total reserve of 222 trillion cubic feet (TCF) with a high CO2 content so that the amount reaches 71%, which can be utilized to reach 46 TCF. The high CO2 content in Natuna gas causes several critical things needed for the development process, so a unique process is needed for a more complex CO2 and CH4 separation and conversion into LNG, chemical products, and fuels through carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS) technology. This study aims to obtain a development strategy in the East Natuna gas field through process simulation and multi-objective optimization of the superstructure from CO2-rich natural gas into LNG, chemical products, and fuels with objective functions: maximum net profit and minimum GHG emissions. Process simulation was carried out using Aspen HYSYS v11 software. Meanwhile, multi-objective superstructure with mixed integer non-linear programming (MINLP) model using General Algebraic Modeling System (GAMS) software and Standard Branch and Bound (SBB) solver. The results of the multi-objective superstructure optimization show that the optimum products selected in base year (2022) are LNG, methanol, dimethyl ether, formic acid, and acetic acid, with an annual net profit and annual net GHG emission of 27.75 million $/year and 6.91 megatons of CO2-eq per year, respectively. In the period 2022 and 2060, the annual net profit will increase at a CAGR of 18.58% per year, and GHG emissions will peak in 2030 (8.26 million tons CO2-eq per year) and decline until 2060. Blue methanol, methanol, LNG, formic acid, acetic acid, and synfuel has been selected as the optimum product since 2040. Therefore, this could be a low-carbon development strategy to monetize CO2-rich natural gas sources in the East Natuna gas field in the future.