Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Faktor Kompresibilitas Z diperlukan dalam sistem gas yang mengandung CO2 dan H2S agar dapat digunakan oleh praktisi untuk simulasi dan perhitungan desain proses gas. Gas alam dengan kandungan CO2 dan H2S merupakan gas campuran yang sangat tidak ideal. Untuk itu pada penelitian ini dilakukan perhitungan untuk memperoleh faktor kompresibilitas pada gas campuran dengan menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson yang terbukti mempunyai akurasi baik untuk menghitung properties dari hidrokarbon. Perhitungan faktor kompresibilitas Z campuran gas alam dilakukan pada variasi kondisi gas alam yaitu kompisisi kandungan CO2 dan H2S 0 sampai dengan 15 fraksi mol, pada tekanan 6.89 MPa sampai dengan 20.68 MPa dan pada temperatur 305.56 K sampai dengan 444.44 K. Faktor kompresibilitas gas alam yang mengandung CO2 dan H2S dapat diprediksi dengan menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson tanpa parameter interaksi biner BIP dengan deviasi sebesar 3.23 terhadap perhitungan menggunakan REFPROP. Sedangkan faktor kompresibilitas yang diprediksi menggunakan persamaan keadaan Peng-Robinson dengan BIP memperbaiki nilai deviasi menjadi 0.71 . Pemakaian nilai BIP untuk memprediksi faktor kompresibilitas campuran gas alam untuk berbagai kondisi lain juga menunjukkan bahwa nilai BIP tersebut cukup valid dengan REFPROP yang memiliki deviasi rata - rata sebesar 1.12

---

Compressibility factor Z is required in gas systems containing CO2 and H2S to be used by practitioners for simulation and gas process design calculations. Natural gas with CO2 and H2S content is a mixed gas that is not ideal. Therefore, in this study calculations were performed to obtain the compressibility factor in gas mixture by using the Peng Robinson equation which proved to have good accuracy to calculate the properties of hydrocarbons. The calculation of compressibility factor Z of natural gas mixture was carried out on variation of natural gas condition ie CO2 and H2S content composition 0 to 15 mole fraction, at pressure of 6.89 MPa up to 20.68 MPa and at temperature 305.56 K up to 444.44 K. Natural gas compressibility factor containing CO2 and H2S can be predicted by using Peng Robinson equation without binary interaction parameter BIP with deviation of 3.23 against calculation using REFPROP. While the predicted compressibility factor using the Peng Robinson equation with BIP fixes the deviation value to 0.71 The use of BIP values to predict the compressibility factor of natural gas mixtures for various other conditions also indicates that the BIP value is quite valid with REFPROP which has an average deviation of 1.12.

Abstrak :
Deep Eutectic Solvent (DES) merupakan gabungan Hydrogen Bond Acceptor (HBA) dan Hydrogen Bond Donor (HBD) yang memiliki potensi sebagai alternatif absorben CO2 pada pemrosesan natural gas dibandingkan dengan pelarut konvensional, seperti alkanoamin dan ionic liquid. Berdasarkan eksperimen, DES terbukti memiliki kemampuan menangkap CO2 yang sangat baik. DES dapat diklasifikasikan menjadi DES hidrofobik dan hidrofilik berdasarkan ketertarikannya terhadap air. Penelitian ini menggunakan DES hidrofobik untuk meminimalisasi penyerapan air yang dapat menurunkan kemampuan DES dalam menyerap CO2 sehingga mempermudah proses regenerasi DES berbasis pemisahan flash. Modeling dilakukan untuk membuktikan kemampuan DES dalam menyerap CO2 berdasarkan prediksi oleh model termodinamika modified Peng-Robinson EOS dengan pembuatan model kesetimbangan gas-cair (VLE) DES-CO2. Selain itu, dilakukan juga simulasi menggunakan Aspen Plus yang berbasis absorpsi fisika model ekuilibrium serta regenerasi DES berbasis flash system yang dioptimasi dan divalidasi berdasarkan data eksperimental dengan nilai % rata-rata relatif deviasi absolut (AARD) berkisar antara 0,993% hingga 1,151%. Kemudian, diperoleh profil kelarutan CO2 dalam DES saat absorpsi yang menurun dan profil recovery CO2 dalam DES saat regenerasi yang meningkat seiring terjadinya peningkatan laju alir umpan DES. Hasil menunjukan DES yang mengandung CO2 dapat diregenerasi hingga mencapai kemurnian 99,9%. ......Deep Eutectic Solvent (DES) is a combination of a Hydrogen Bond Acceptor (HBA) and a Hydrogen Bond Donor (HBD), showing potential as an alternative CO2 absorbent in natural gas processing compared to conventional solvents such as alkanolamines and ionic liquids. Experimental studies have demonstrated that DES possesses an excellent CO2 capture capability. DES can be classified into hydrophobic and hydrophilic DES based on their affinity for water. This research utilizes hydrophobic DES to minimize water absorption into DES, which can reduce the CO2 absorption efficiency of DES, thus facilitating the regeneration process of DES based on flash separation. Modelling is conducted to verify the CO2 absorption capability of DES, as predicted by the modified Peng-Robinson EOS thermodynamic model. This involves creating a VLE (Vapor-Liquid Equilibrium) model for DES-CO2. In addition, simulation is also conducted using Aspen Plus based on a physical absorption equilibrium model. The regeneration of DES is based on an optimized flash system, validated against experimental data with an average absolute relative deviation ranging from 0.993% to 1.151%. The results indicate that the CO2 solubility profile in DES during absorption decreases, and the CO2 recovery profile in DES during regeneration increases with the increasing feed flow rate of DES. The findings show that DES containing CO2 can be regenerated to achieve a purity of 99.9%.

Abstrak :
Coalbed methane (CBM) adalah gas alam dengan kandungan utama gas metana (CH4) yang terkandung di dalam pori-pori permukaan pada matriks lapisan batubara. Indonesia saat ini memiliki cadangan CBM sebesar 453 Tcf (6% cadangan CBM dunia) yang tersebar pada 11 coal basin dan merupakan sumber energi alternatif yang besar. Sumber energi ini dapat dimanfaatkan bagi Indonesia sebagai salah satu solusi untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional. Maka dari itu informasi mengenai kapasitas adsorpsi batubara Indonesia, terutama adsorpsi gas metana sangat diperlukan untuk memprediksi kandungan gas pada reservoir tersebut. Prediksi adsorpsi metana pada batubara Indonesia ini dilakukan menggunakan metode Simplified Local Density-Peng Robinson yang mana memiliki kapabilitas untuk memprediksi adsorpsi metana tekanan tinggi pada fasa superkritis yang ditemukan pada Coalbed methane. Pengembangan model yang dilakukan meliputi dua parameter yang di optimasi yakni, densitas adsorben dan volume pori adsorben (V). Penelitian ini, jenis batubara Indonesia yang akan digunakan adalah Barito dan Ombilin dengan tekanan tinggi diatas suhu kritis yakni pada rentang 30oC-60oC dan pada tekanan 0,79-6,27 Mpa. Berdasarkan hasil simulasi, didapat rentang volume pori adsorben Barito dan Ombilin diantara 0,0126 – 0,0205 ml/g dan batubara Barito pada suhu 30oC tekanan 5,9 MPa memiliki kapasitas adsorpsi metana tertinggi pada batubara Indonesia yang diuji dengan kapasitas 4,8601 mg/g. Pemodelan Simplified Local Density-Peng Robinson dapat merepresentasikan adsorpsi metana pada batubara Indonesia dan batubara yang bukan berasal dari Indonesia dengan akurat dengan nilai %AAPD sebesar 1,2386%. ......Coalbed methane (CBM) is a natural gas with the main content of methane gas (CH4) contained in the surface pores of the coal seam matrix. Indonesia currently has CBM reserves of 453 Tcf (6% of world CBM reserves) spread over 11 coal basins and is a large alternative energy source. This energy source can be utilized for Indonesia as a solution to fulfill national energy needs. Therefore, information about the adsorption capacity of Indonesian coal, especially methane gas adsorption is needed to predict the gas content in the reservoir. Prediction of methane adsorption in Indonesian coal was carried out using the Simplified Local Density-Peng Robinson method which has the capability to predict high pressure methane adsorption in the supercritical phase found in Coalbed methane. The model development carried out includes two optimization parameters, namely, adsorbent density and adsorbent pore volume (V). In this study, the types of Indonesian coal that will be used are Barito and Ombilin with high pressure above the critical temperature in the range of 30oC-60oC and at a pressure of 0.79-6.27 MPa. Based on the simulation results, the range of the pore volume of the Barito and Ombilin adsorbents is between 0.0126 - 0.0205 ml/g and Barito coal at a temperature of 30oC and pressure of 5.9 MPa had the highest methane adsorption capacity in the tested Indonesian coal with the capacity of 4.8601 mg/g. Simplified Local Density-Peng Robinson modeling can accurately represent methane adsorption on Indonesian coal and coal that is not from Indonesia with the percentage of error (%AAPD) of 1.2386%.

Abstrak :
Gas alam asam, yang mengandung H2S dan CO2, pada komposisi, tekanan dan suhu tertentu akan mempengaruhi propertu volumetrik. Estimasi volume dengan persamaan keadaan Peng-Robinson (PR) dapat memberikan kemudahan dan hasil lebih baik dibandingkan persamaan keadaan lain, namun memiliki kekurangan dalam menghitung volume di daerah dekat titik kritis secara akurat. Perhitungan volume pada kondisi suhu dan tekanan tinggi juga memiliki penyimpangan volume gas (3-5%) dan volume cair (6-12%). Selain itu, PR umumnya diperuntukkan untuk senyawa non-polar, sedangkan H2S bersifat sedikit polar. Oleh karena itu, dilakukan modifikasi PR dengan cara melakukan pergeseran volume menggunakan persamaan pergeseran. Persamaan pergeseran membutukan beberapa parameter tambahan yang didapatkan dari data eksperimen untuk setiap senyawa. Hal ini tentunya membutuhkan biaya tinggi dan waktu yang lama. Untuk mengatasi kesulitan tersebut maka diperlukan persamaan umum dimana parameter persamaan pergeseran dikorelasikan dengan karakteristik khusus senyawa. Penelitian terdahulu telah merumuskan persamaan pergeseran dimana parameter merupakan fungsi dari berat molekul, faktor asentrik dan keduanya untuk berbagai senyawa murni. Namun, saat ini belum ada yang mengaplikasikan Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) untuk estimasi volume campuran gas alam asam menggunakan persamaan pergeseran baik sebagai fungsi berat molekul, faktor asentrik maupun keduanya dimana data referensinya melibatkan H2S dan CO2. Pada penelitian ini akan dirumuskan persamaan pergeseran VTPR dimana parameternya sebagai fungsi berat molekul, fungsi faktor asentrik dan fungsi keduanya untuk dapat mengestimasi volume gas alam asam secara akurat pada kondisi mendekati sumur P. Hasil yang didapat dari penelitian ini adalah persamaan VTPR yang memiliki persen Average Absolute Deviation (%AAD) perkiraan volume sangat kecil terhadap data referensi yang didapatkan dari NIST REFPROP jika diterapkan pada senyawa murni dalam gas alam asam yaitu 2.07%, 1.05%, dan 1.47% masing-masing untuk tiga metode VTPR yang diterapkan. Ketiga metode VTPR tersebut memiliki %AAD lebih kecil dibandingkan persamaan PR. Selain itu jika diterapkan pada campuran gas alam asam menggunakan VTPR dan mixing rule, %AAD yang didapatkan masing-masing adalah 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%. Dari penelitian ini direkomendasikan menggunakan persamaan eksponensial VTPR yang bergantung dengan suhu dan sebagai fungsi faktor asentrik yang melibatkan Zc dari masing-masing senyawa agar didapatkan %AAD yang lebih kecil. ......Sour natural gas, which contains H2S and CO2, at a certain composition, pressure, and temperature will affect the volumetric properties. Volume estimation using the Peng-Robinson (PR) equation of state can provide convenience and better results than other equations of state but has drawbacks in calculating the volume near the critical point accurately. Volume calculations in high temperature and high pressure also have deviations of gas volume (3-5%) and liquid volume (6-12%). In addition, PR is generally reserved for non-polar compounds, while H2S is slightly polar. Therefore, the PR modification was carried out by performing a volume translation using the translation equation. The translation equation requires some additional parameters obtained from the experimental data for each compound. This requires high costs and a long period of time. To overcome these difficulties, a general equation is needed where the translation equation parameters are correlated with the specific characteristics of the compound. Previous studies have formulated translation equations in which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both for various pure compounds. However, currently, no one has applied the Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) to estimate the volume of a sour natural gas mixture using the translation equation as a function of molecular weight, acentric factor and both which the reference data involve H2S and CO2. In this study, the VTPR’s translation equation will be formulated, which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both, to estimate the volume of sour natural gas accurately at conditions close to the P well. The results obtained from this study are the VTPR equations which have small percentage of Average Absolute Deviation (%AAD) estimated volumes compared with the reference data which is obtained from NIST REFPROP when applied to pure compounds in sour natural gas which are 2.07%, 1.05%, and 1.47% respectively for the three VTPR methods applied. The three VTPR methods have the smaller %AAD than the PR equation. In addition, if applied to a mixture of sour natural gas using VTPR and the mixing rule, the %AAD obtained are 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%, respectively. From this research, it is recommended to use the VTPR exponential equation that depends on temperature and as a function of the acentric factor involving Zc of each compound in order to obtain a smaller %AAD.

Abstrak :
ABSTRAK
Kandungan hidrokarbon dan pengotor yang berada dalam gas alam memiliki kontribusi dalam sifat termodinamikanya sendiri sehingga dibutuhkan perkiraan perhitungan yang akurat untuk mengoptimalkan eksploitasi sumur gas. Dalam hal ini, peranan faktor kompresibilitas sangat penting dalam perhitungan teknik reservoir seperti gas metering, gas compression, desain pipa gas, dan surface facility. Selain itu, faktor kompresibilitas diperlukan untuk perhitungan laju alir gas dalam batu reservoir, perhitungan neraca energi, dan simulasi reservoir. Pada penelitian ini, dievaluasi keakuratan perhitungan faktor kompresibilitas menggunakan metode Equation of State Peng Robinson PR Benedict-Webb-Rubin BWR dengan komposisi gas yang mengandung CO2 H2S berbasis dari Sumur P. Dalam penelitian ini, divariasikan pengaruh tekanan dan temperatur serta variasi mol CO2 H2S kemudian dihitung rata-rata deviasinya. Nilai referensi yang digunakan didapatkan dari hasil perhitungan menggunakan software NIST-REFPROP. Nilai deviasi yang didapatkan pada pengaruh tekanan dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 5,35 dan 7,37 . Nilai deviasi yang didapatkan dari pengaruh temperatur dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 5,14 dan 1,08 . Nilai deviasi yang didapatkan dari variasi komposisi CO2 H2S dengan metode PR BWR masing-masing adalah sebesar 4,76 dan 5,61 .

---

ABSTRACT
The content of hydrocarbons and impurities existing in the natural gas has contributed to its thermodynamic properties so that it takes the accurate prediction to optimize the exploitation of gas wells. In this case, the role of the compressibility factor is very important in reservoir engineering calculations such as gas metering, gas compression, gas pipeline design, and surface facility. In addition, the compressibility factor is necessary for calculating of the flow rate of gas in the reservoir rock, energy balance calculation, and reservoir simulation. In this study, the compressibility factor calculations will be evaluated using Equation of State Peng Robinson PR Benedict Webb Rubin BWR with gas composition containing CO2 and H2S based on well P. The calculations are varied with pressure and temperature and also used CO2 and H2S mol variations then calculated deviation average . Reference value used is obtained from the calculation using NIST REFPROP software. deviation values obtained by the influence of pressure with PR BWR method are respectively 5.35 and 7.37 . deviation values obtained from the influence of temperature with the PR BWR method are respectively 5.14 and 1.08 . deviation values obtained from the variation of CO2 H2S composition by PR BWR method were respectively 4.76 and 5.61 .

Abstrak :
Titik embun hidrokarbon gas alam dapat didefinisikan sebagai titik di mana kondensat hidrokarbon mulai terbentuk. Sangat penting untuk mengetahui kondensasi hidrokarbon cair saat mengangkut gas alam dengan pipa di industri karena keberadaan cairan menyebabkan masalah operasional. Dengan demikian, keakuratan estimasi titik embun hidrokarbon gas alam sangat penting. Estimasi tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan model termodinamika. Model termodinamika yang paling umum digunakan adalah CEOS dan terutama yang dikeluarkan dari SRK dan PR karena kesederhanaan dan akurasinya. Namun, meski sangat populer, kemampuan SRK dan PR CEOS masih dapat ditingkatkan terutama dalam memprediksi VLE. Pada 2016, Le Guennec et al. mengusulkan versi CEOS mereka dengan mempekerjakan SRK dan PR CEOS tetapi dengan pendekatan α yang berbeda dalam fungsi atraktif dari kedua CEOS. Selanjutnya, pada tahun 2018, Piña‐Martinez et al. meningkatkan kemampuan Le Guennec et al. CEOS yang diusulkan dengan memperbarui parameter dalam persamaan aslinya. Oleh karena itu, dalam penelitian ini kinerja, Le Guennec et al. modifikasi SRK dan modifikasi PR CEOS dalam mengestimasi titik embun gas alam menggunakan sampel dari Mu & Cui yang mewakili komponen gas alam di Indonesia dievaluasi terhadap SRK, PR CEOS, dan referensi titik embun eksperimental Mu & Cui. ......The hydrocarbon dew point of natural gas can be defined as the point where hydrocarbons condensate first begins to form. It is very important to know the condensation of liquid hydrocarbons when transporting natural gas with pipelines in industry as the presence of liquids cause operational problems. Thus, the accuracy of the hydrocarbon dew points of natural gas estimation is of high importance. Such estimation can be done using a thermodynamic model. The most commonly used thermodynamic model is CEOS and especially the ones issued from the SRK and PR due to their simplicity and accuracy. However, although they are very popular, SRK and PR CEOS still has room of improvement especially in predicting VLE. In 2016, Le Guennec et al. proposed their version of CEOS by employing SRK and PR CEOS but with different α approach in the attractive term of both CEOS. Furthermore, in 2018, Piña‐Martinez et al. improves capability of the proposed Le Guennec et al. CEOS by updating the parameters in the original equations. Therefore, in this research, the performance of Le Guennec et al. modified SRK and modified PR CEOS in estimating natural gas dew points using sample from Mu & Cui which represents the component of real natural gas in Indonesia is evaluated against SRK, PR CEOS, and Mu & Cui experimental reference dew points.