Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF. Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas Natuna dengan teknologi LNG-EOR-CCS. Fokus utama dari penelitian ini adalah perbandingan membran dan CFZ untuk separasi CO2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) dari aspek teknis. CFZ dapat memberikan hasil lebih bagus jika dikombinasikan dengan membran sebagai proses separasi lebih lanjut terhadap produk bawah CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; konsumsi energi 0,50 MJ/kg CO2). Dari aspek ekonomi, biaya proses produksi LNG menggunakan CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).

---

Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO2, Natuna gas also contains 0.6% H2S. In this study, simulation process for Natuna gas treatment is done using LNG-CCS-EOR technology. The main focus in this study is to compare membrane and CFZ for CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects.

Based on simulation and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO2) in technical performance. CFZ will give a better result than membrane if combined with membrane as the further separation process for the bottom product of CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; energy consumption 0,50 MJ/kg CO2). From the economical aspect, the cost of LNG production process using CFZ + membrane (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu)."

"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."

"Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran). 

---

East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane)."

"In this study, the effectiveness of the absorption of CO2 using hollow fiber membrane contactors is evaluated based on variations in the gas flow rate, and the number of membrane. This study used membrane composed of 1000, 3000, 5000 fiber PVC and solvent PEG 300. The gas flow rate variation is 197, 300 and 380 mL min, while the rate of solvent used is 300 mL min. Variation in this research is gas flow rate, and membrane fibers. Based on the research mass transfer coefficient is 5,4 13,88 x 10 7 m s, flux is 1,99 ndash 9,11 x 10 5 mol m2.s, the amount of absorbed CO2 is 9,43 18,34 x 10 3 mmol s, dan absorption efficieny is 17,90 22,22.

---

Dalam studi ini, efektivitas penyerapan CO2 menggunakan kontaktor membran serat berongga dievaluasi berdasarkan variasi laju alir gas, dan dan jumlah membrane. Pada studi ini digunakan kontaktor membran yang terdiri dari 1000, 3000, dan 5000 serat PVC dan pelarut PEG-300. Laju alir gas yang digunakan adalah 197, 300, dan 380 mL/min, sedangkan laju pelarut yang digunakan adalah 300 mL/min. Gas yang digunakan pada penelitian ini adalah campuran CO2-CH4. Bedasarkan penelitian yang dilakukan nilai koefisien perpindahan massa sebesar 5,4-13,88 x 10-7 m/s, fluks 1,99 ndash;9,11 x 10-5 mol/m2.s, CO2 terabsorpsi 9,43-18,34 x 10-3 mmol/s, , dan efisieni penyerapan sebesar 17,90-22,22."

"Karbon dioksida merupakan senyawa pengotor pada gas alam yang dapat mengurangi nilai kalor dan bersifat korosif pada perpipaan. Salah satu metode pemisahan CO2 dari gas alam adalah dengan menggunakan kontaktor membran. Penggunaan kontaktor membran membran superhidrofobik digunakan sebagai media alternatif karena kemampuannya dalam memisahkan CO2 dengan area kontak yang besar pada ukuran yang compact dan mempunyai ketahanan yang baik akan pembahasan yang terjadi oleh larutan absorben. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui kinerja kontaktor membran superhidrofobik pada penyerapan gas CO2. Gas yang digunakan dalam penelitian ini adalah campuran gas CO2 dan CH4 sebagai pendekatan dari gas alam yang sesungguhnya. Pada penelitian ini, gas campuran CO2-CH4 dialirkan di bagian shell dan absorben PEG-300 di bagian lumen dalam membran kontaktor. Pengambilan sampel dilakukan setelah 15 menit dan kandungan CO2-CH4 yang tersisa dianalisis dengan Gas Chromatography. Variasi yang dilakukan pada penelitian ini adalah laju alir gas umpan, konsentrasi pelarut PEG-300, dan jumlah serat membran kontaktor. Bedasarkan penelitian yang dilakukan nilai koefisien perpindahan massa sebesar 0,99-4.29 x 10-7 m/s, fluks 0,39 ndash; 1.05 x 10-5 mol/m2.s, CO2 terabsorpsi 1,94-5.33 x 10-3 mmol/s, CO2 Loading 2.33-6.40 x 10-3, dan efisieni penyerapan sebesar 3.39-7.98.

---

Carbon dioxide is pollutant in natural gas that could decrease heating value of gas and corrosive due to pipeline gas. One of the separataion method of CO2 from natural gas using membrane contactor. The usage of contactor membrane hidrofobic as alternative method because of a huge surface of contactor area in a compact size. Also it has good resistance from wetting that caused by solvent.

The purpose of this research is to know the performance super hidrofobic membrance contactor on absorbing carbon dioxide gas. Gas that used in this research is the mixed of CO2 and CH4 to approach on real natural gas composition. In this research CO2 CH4 is flown on shell side and the absorbent PEG 300 is in lument site of membrane. Sampling time is done in 15 minutes. After 15 minutes the gas will be analysed using Gas Chromatography. Variation in this research is gas flow rate, PEG 300 solvent concentration, and membrane fibre.

Based on the research mass transfer coefficient is 0,99 4.29 x 10 7 m s, flux is 0,39 ndash 1.05 x 10 5 mol m2.s, absorbed CO2 is 1,94 5.33 x 10 3 mmol s, CO2 Loading 2.33 6.40 x 10 3, dan absorption efficieny is 3.39 7.98."

"Natuna Timur memiliki potensi gas alam sebesar 210 TCF. Akan tetapi, kandungan CO2 yang tinggi (71%) di dalamnya dapat mengakibatkan peningkatan suhu global. Teknologi Carbon Sequestration dapat menyelesaikan permasalahan tersebut. Gas CO2 ditangkap dan disimpan pada reservoir untuk dimanfaatkan salah satunya sebagai Enhancement Oil Recovery. Pada penelitian ini, dilakukan integrasi teknologi CS-EOR pada pembangkit listrik siklus kombinasi dengan metode penangkapan oxy-combustion dan dianalisis secara tekno ekonomi. Analisis teknis dilakukan dengan mensimulasikan model pengembangan menggunakan UniSim Design. Analisis ekonomi dilakukan dengan menghitung parameter kelayakan ekonomi melalui arus kas. Dari hasil simulasi, diperoleh efisiensi pembangkit pada pembangkit listrik 25 MW adalah 38,8% dengan emisi spesifik 0,026 ton/MWh. Selain itu, dihasilkan pula peningkatan komposisi CO2 mengakibatkan penurunan efisiensi pembangkit, tetapi meningkatkan efisiensi penangkapan emisi karbon. Demikian juga, diperoleh tambahan energi dari EOR sebesar 7870 MWh. Rencana pengembangan ini layak dilaksanakan secara ekonomi dengan IRR 15,24%, NPV 1,5 milyar US$, dan PP 3,3 tahun.

---

East Natuna has 210 TCF natural gas potential. However, high CO2 content (71%) can cause global warming. Carbon Sequestration Technology is believed to solve this problem. CO2 is captured and stored into reservoir in order to utilize one of which is Enhancement Oil Recovery. In this paper, technology integration is made between CS-EOR and Natural Gas Combined Cycle to be analysed techno-economically. Technical analysis is done by simulating development model using UniSim Design, while economic analysis is done by calculating economic feasibility parameter from cashflow.

Simulation done shows NGCC with 25 MW capacity has 38,8% electricity efficiency and 0,026 ton/MWh specific emission. Then, by increasing CO2 content in feed will affect to decreasing of electricity efficiency, but increasing capture efficiency. Moreover, it also gets additional energy from EOR for about 7870 MWh. This plan is economically feasible with IRR 15,2%. NPV US$ 1,5 billion,and PP 3,3 years."

"Salah satu alternatif pemanfaatan cadangan gas alam Natuna yang memiliki cadangan gas alam dalam jumlah besar yaitu sekitar 4,5 triliun meter kubik adalah dengan memproduksi gas sintesis yang kemudian digunakan untuk mendirikan beberapa pabrik petrokimia, bahan bakar sintetik secara simultan atau ko-produksi.Berdasarkan analisa awal maka pabrik yang akan dianalisa adalah pabrik synfuel dan pabrik DME. Analisa yang dilakukan didasarkan pada sintesis proses dcngan menggunakan lisensi dari NKK, Haldor Topsoe dan MTG. Analisa teknis yang dilakukan mcliputi kinerja proses yang didasarkan pada efisiensi karbon dan panas. Sedangkan untuk analisa ekonomi meliputi laju dan waktu pengembalian modal, kepekaan terhadap perubahan harga bahan baku dan produk, kapasitas produksi, dan tingkat suku bunga.Efisiensi karbon kimiawi dan total dari pabrik synfuel adalah sebesar 99.18 % dan 82.61 % sedangkan efisiensi panas kimiawi dan total sebesar 78.39% dan 75.62%. Efisiensi karbon kimiawi dan total untuk proses DME adalah sebesar 99.55 % dan 79.1 % sedangkan efisiensi panas kimiawi dan total sebesar 86.25% dan 67.96%. Sedangkan untuk analisa ekonomi proses synfuel untuk kapasitas produksi 630.000 ton/tahun diperoleh investasi sebesar US$ 3.004.817.898 dengan nilai NRR 50.9 %, IRR 65.3 %, PBP 3.84 tahun dan NPV sebesar US$ 20.083.441.553 hasil ini menunjukkan keuntungan yang sangat baik bila dilihat dari keempat parameter tersebut. Sedangkan untuk proses DME untuk kapasitas produksi 2.200.000 ton/tahun diperoleh investasi sebesar 1.120.816.905 dengan NRR 3.04% IRR 13.62%, PBP 8.52 tahun dan NPV US$ 506.581.188, hasil ini kurang memberikan keuntungan yang cukup terlebih waktu pengembalian lebih besar dari 8 tahun.Analisa kepekaan kelayakan ekonomi proses synfuel terhadap NRR, IRR, PBP dan NPV lebih banyak dipengaruhi oleh produk Asam Formiat karena kapasitas produksi yang sangat besar dan nilai jual yang sangat tinggi, sedangkan untuk proses DME maka untuk meningkatkan akan keuntungan dari pabrik DME agar memenuhi kelayakan secara ekonomis maka produksi DME harus dinaikkan mulai dari 25 % dari kapasitas dasar.

---

One of the alternatives for the utilization of Natuna's gas reserve with around 4.5 TCM is by producing synthetic gas that will be used to build several petrochemical plants and synthetic fuels simultaneously (co-production).Based on pre analysis, plants that will be analyzed is synfuel and DME plants. The analysis is based on synthesis process by using license from NKK, Haldor Topsoe and MTG. Technical analysis that will be applied include process performance based on carbon and heat efficiency. The economical analysis includes rate of investment and payback period, sensitive of raw changing material and product prices, production capacity and interest rate.The efficiency chemical carbon and total of synfuel plant are 99.18 % and 82.61 % while the efficiency chemical heat and total are 78.39 % and 75.62 %. The efficiency chemical carbon and total for DME plant are 99.55 % and 79.10 %, while the efficiency chemical heat and total are 82.65 % and 67.95 %. For economical analysis of synfuel production capacity is 630.000 ton per anum, investment gained are US$ 3.004.817.898 and value of NRR 50.9 %, IRR 65.3 %, PBP 3.84 years and NPV US$ 20.083.4.41.553. These result shown the best benefit for four parameters mentioned above. DME process for production capacity is 2.200.000 ton per anum investment gained are US$ 1.120.816.905 with NRR 3.04%, IRR 13.62%, PBP 8.52 years, and NPV US$ 506.581.188, these result gives less enough benefit especially for payback period more than 8 years.Sensitive analysis of synfuel process shown that NRR, IRR, PBP and NPV more influenced by formic acid as by-product because of the high production capacity and the very high product prices. While for DME process to increase the benefit from DME plant to be economically feasible, the DME production must be increased from 25 % from base capacity."

"Penelitian ini merupakan kegiatan untuk mencegah risiko pada pipa dengan simulasi dinamik untuk menganalisis proses transmisi CO2 bertekanan tinggi. Tekanan tinggi diperlukan agar CO2 berada dalam fase superkritis sehingga dapat diinjeksi ke dalam sumur kosong. Penelitian dilakukan dengan mendesain valve di sekitar flowline dan menentukan parameter tuning kontroler. Dari hasil simulasi dihasilkan perubahan tekanan (ΔP) di sepanjang pipa transmisi sebesar kurang lebih 204-240 psia dan di aliran kompresi CO2 sebesar 548 psia dari tekanan awal. Dengan begitu, jenis pipa API 5L X56 dengan tebal pipa 1,250 inch cukup dapat digunakan serta harganya termurah dibandingkan dengan jenis pipa API 5L yang lain. Sementara spesifikasi ANSI 16.5 Class 2500 digunakan untuk komponen perpipaan di sepanjang pipa transmisi.

---

This study is one of risk prevention activities using dynamic simulation to analyze the transmission of high-pressure CO2 via pipeline. High pressure needed for CO2 to be in its supercritical phase and able to be injected into depleted reservoir. This study is conducted by designing valve around the flowline and determining controller tuning parameters.

From the results, pressure changes (ΔP) along the transmission pipeline are approximately 204-240 psia and in the Kompresi CO2 stream is at 548 psia. Therefore, API 5L X56 pipe with 1.250 in. wall thickness is enough to be used and the cost is the cheapest compared to another type of API 5L pipe. ANSI 16.5 Class 2500 is used for pipeline components specification along the transmission pipeline."

"ABSTRACTPenyetelan ulang pengendali proportional integral dilakukan pada pabrik penghilangan CO2 pengolahan gas alam lapangan Subang. Penyetelan ulang ini dilakukan untuk meningkatkan kinerja pengendali pada pabrik tersebut. Pengendali pada pabrik yang diteliti pada penelitian ini adalah pengendali tekanan gas umpan PIC 1101, pengendali laju alir air FIC 1102, dan pengendali laju alir sirkulasi amina FIC 1103. Metode penyetelan ulang pengendali yang diusulkan adalah metode Ziegler-Nichols PRC, Wahid-Rudi-Victor WRV, Cohen-coon, setelan hasil autotuner pada simulator, dan fine tuning. Dari hasil pengujian terhadap setiap metode penyetelan yang diusulkan, didapatkan hasil setelan yang memberikan hasil paling baik untuk setiap pengendali, yaitu setelan fine tuning. Penyetelan menggunakan fine tuning berhasil meningkatkan kinerja pengendali PIC 1101 sebesar 77,42, FIC 1102 sebesar 90.59 dan FIC 1103 sebesar 13,06 untuk penurunan nilai setpoint SP sebesar 5. Sementara untuk kemampuan pengendali mengatasi gangguan didapatkan peningkatan kinerja pengendali PIC ndash; 1101 sebesar 86,04, FIC 1102 sebesar 90,8 dan FIC 1103 sebesar 24,8.

---

ABSTRACTA proportional ndash integral controller retuning is performed on CO2 removal plant in natural gas processing Subang field. Retuning is performed to increase controller performance on the plant. Retuning will be performed on feed gas pressure controller PIC ndash 1101, make up water flow controller FIC 1102 , and amine circulation flow controller FIC 1103 on the plant. Retuning methods used are Ziegler ndash Nichols PRC, Wahid Rudi Victor WRV, Cohen coon, tuning from simulator autotuner, and fine tuning method. Result of this research shows that retuning that gives the highest improvement for the controllers is tuning with fine tuning method for every controller. Retuning with fine tuning can give 77,42 improvement for PIC ndash 1101, 90,59 improvement for FIC 1102, and 13,06 improvement for FIC ndash 1103 for 5 setpoint SP reduction. While for controller capability to handle disturbance, fine tuning can give 86,04 improvement for PIC ndash 1101, 90,8 improvement for FIC ndash 1102, and 24,8 improvement for FIC 1103."