Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Terbatasnya sumber daya minyak bumi dan gas alam dan meningkatnya kebutuhan minyak bumi dan gas alam dalam negeri sebagai bahan bakar dan bahan baku industri serta masih diperlukannya minyak bumi dan gas alam sebagai devisa negaera maka pemanfaatan dan pengelolaan minyak bumi dan gas alam dilaksanakan seefektif dan seefisian mungkin. Untuk mencapai hal tersebut pemodelan industri minyak bumi dan gas alam sangat diperlukan untuk meramalkan perkembangan industri minyak bumi dan gas alam yang pada saat ini menggunakan sistem kontrak bagi hasil (production sharing contracts).

---

Limited oil and gas resources increased domestic oil and natural gas demand, such as gasoline and industries feedstock commodities and still oil and natural gas function as part of fund resources for national development, so that effeciently and effectively utilization and exacution oil and natural gas are needed. To get this goal, oil and natural gas industries models is very needed to forecast oil and natural gas industries development and to formulate a policy will be used on oil and natural gas industries. The policy that is used today is Production Sharing Contract (SPC)."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"

"Pengembangan sebuah lapangan gas bumi memerlukan perencanaan akurat dalam rangka menentukan laju produksi gas yang merupakan salah satu tantangan utama dalam menentukan kelayakan proyek gas. Laju produksi gas optimum ditentukan tidak hanya oleh karakteristik cadangan gas dan reservoirnya, tetapi juga oleh persyaratan konsumen terkait tekanan gas jual, jangka waktu kontrak penjualan gas dan harga gas. Penelitian ini mengembangkan model optimisasi produksi gas yang didasarkan pada pendekatan biaya marjinal untuk memaksimumkan keuntungan ekonomi dengan menggunakan studi kasus lapangan gas bumi Blok Matindok di Sulawesi Tengah. Hasil penelitian mengungkapkan bahwa meningkatkan tekanan gas jual dan harga gas meningkatkan laju produksi gas optimum dan meningkatkan keuntungan maksimumnya. Sementara itu, peningkatan jangka waktu kontrak penjualan gas akan mengurangi tingkat produksi gas optimum dan mengurangi atau menaikkan keuntungan maksimumnya tergantung atas cadangan gas dan karakteristik reservoirnya. Karena keterbatasan cadangan dan karakteristik reservoir gas, maka peningkatan harga gas membatasi laju produksi optimumnya hingga batas laju maksimum reservoirnya, namun keuntungan maksimumnya akan naik terus mengikuti kenaikan harga gas. Hasil riset ini dengan jelas menunjukkan hubungan yang kuat antara persyaratan kebutuhan konsumen gas dan laju produksi gas optimum, yang merupakan bagian penting untuk negosiasi harga gas dan perencanaan produksi.

---

The development of a gas field requires accurate planning, in order to determine the gas production rate which is one of the main challenges in determining the gas project feasibility. An optimum gas production rate is determined not only by the gas reserve and reservoir characteristics but also by the consumer’s requirements of the sales gas pressure, duration of the gas sales contract and gas price. This paper presents a gas production optimization model using marginal cost approach to maximize economic profit with Matindok Block as field data.

The results reveal that increasing the sales gas pressure and gas price raises the optimum gas production rate and maximum profit. Meanwhile, increasing the duration of a gas sales contract will reduce the optimum gas production rate and reduce or increase the maximum profit depending on the gas reserve and reservoir characteristics. Due to limitation of gas reserves and reservoir characteristics, then an increase in gas prices limit the optimum production rate up to reservoir maximum rate limits, but the maximum profit will continue to follow up the gas price hike. This work clearly shows the relationship between the user's requirements and optimum gas production rate, which is an important piece of information for negotiating the gas price and planning production."

"Penetapan harga wellhead gas bumi selama ini lebih diserahkan kepada keekonomian lapangan gas bumi yang dalam pelaksanaannya penghitungan keekonomian lapangan gas bumi dirancang dengan untuk memberikan revenue yang sebesar-besarnya kepada Pemerintah. Hal tersebut mengakibatkan harga gas bumi menjadi lebih tinggi dan tidak adanya kepastian harga gas bumi dalam jangka panjang mengakibatkan konsumen pengguna gas bumi mengalami kesulitan. Penetapan harga gas bumi dengan metode fix price dengan mempertimbangkan keekonomian lapangan dan daya beli industri pengguna gas dapat memberikan kepastian baik produsen gas dan industri pengguna gas bumi. Kemampuan daya beli industri pengguna gas dianalisis melalui data gas sales aggrement (GSA) yang merupakan hasil negosiasi antara produsen gas dan konsumen gas. Analisis keekonomian lapangan gas bumi dalam kontrak bagi hasil untuk menghasilkan harga sesuai dengan kemampuan daya beli konsumen gas dilakukan pada 3 lapangan gas dengan variasi besaran cadangan komersial. Kesimpulan studi ini adalah harga yang layak untuk konsumen gas bumi yang dapat digunakan sebagai acuan dalam menetapkan harga welhhead gas adalah dalam rentang 5.8 - 6.4 US$/MMBTU dengan cara memodifikasi kontrak bagi hasil melalui pemberian insentif berupa peningkatan contractor share, pemberian tax holiday dan pemberian investment credit kepada ketiga lapangan gas sehingga keekonomian lapangan gas tidak terganggu.

---

The aim of this study is to get the wellhead price of natural gas eligible for gas consumers and on the other hand, does not interfere with the economics of oil and gas field. This study is motivated by the current stipulating of wellhead gas price base on the economics of gas field. In practice, the economics calculation of the gas field is designed to get revenue for the government as much as possible. This resulted in the price of gas becomes higher and the lack of certainty of natural gas price in the long term lead to consumers of natural gas users get several difficulties. The study will analyze the purchasing power of consumers in the domestic market as a reference in setting the wellhead price of natural gas and analyze the economics of natural gas field in production sharing contract using the wellhead price of natural gas that has been set up. The study concludes that decent price for consumers of natural gas are 5.8 ? 6.4 US$/MMBTU by modifying the production sharing contracts through the provision of incentives in the form of an increase in contractor share, provision tax holidays and provision investment credit so economical gas field is not disturbed."

"Simulasi terhadap ko-produksi yang menggabungkan listrik/kalor, bahan bakar sintetik dan bahan kimia (asam asetat, asetat anhidrid dan asam formiat) dengan bantuan simulator Chemcad V didapat bahwa umpan gas CO2 (802,399 Ton) dan CH4 (375,877 Ton), H2O (186,522 Ton), metanol (461,338 Ton), asam asetat (52,031 Ton), metil asetat (52,031 Ton) menghasilkan beberapa produk, sebagai berikut: DME sebesar 172,813 Ton, bensin sebesar 245,79 Barrel, LPG sebesar 0,062 Ton, asam asetat sebesar 258,225 Ton, asam propionik sebanyak 0,287 Ton, asetat anhidrid sebesar 433,41 Ton, asam formiat sebesar 413,54 Ton, dan metanol sebesar 90,168 Ton. Sedangkan listrik yang dihasilkan dari ko-generasi 870 MW dan kukus 864,47 Ton.Efisiensi atom C kimiawi koproduksi adalah perbandingan jumlah atom C dalam produk dengan jumlah atom C dalam umpan sebesar 73,91 %. Efisiensi atom C total koproduksi adalah perbandingan jumlah atom C dalam produk terhadap jumlah atom C dalam umpan dan bahan bakar sebesar 68,79 %.Efisiensi panas kimiawi koproduksi adalah perbandingan jumlah panas dalam produk dengan jumlah panas dalam umpan sebesar 61 % adalah wajar karena komponen umpan terbesar CO2 tidak memiliki nilai LHV, dan juga beberapa produk kimia yang dihasilkan sangat kecil LHV-nya. Sedangkan, efisiensi panas total adalah perbandingan jumlah panas dalam produk dengan jumlah panas dalam produk dan bahan bakar sebesar 26,7%.Hasil analisa terhadap kasus dasar sebagian besar unit-unit dalam koproduksi layak yaitu; DME, asam asetat, asetat anhidrid, asam formiat, dan kogenerasi. Hanya unit bensin yang kurang menguntungkan.Dari perhitungan investasi menunjukkan bahwa untuk menghasilkan 1 ton produk memerlukan biaya investasi, untuk DME 787 US$, untuk Bensin 792 US$, untuk Asam Asetat 294 US$, untuk Asam Formiat 1.474 US$ dan Listrik 819 US$."

"Pemanfaatan gas untuk sektor domestik terutama di Pulau Jawa yang merupakan pusat konsumen gas terbesar di Indonesia akan semakin meningkat, disebabkan oleh pasar LNG dunia yang sangat kompetitif, peningkatan kebutuhan listrik, kenaikan harga bahan bakar minyak, isu lingkungan, dan fakta kebutuhan gas yang semakin besar, Tujuan penelitian ini adalah melakukan optimisasi sistem jaringan transmisi gas bumi terintegrasi yang menghubungkan pusat suplai ke pusat konsumen di Pulau Jawa berupa jaringan PNG (Pipeline Natural Gas), melalui LNG (Liquefaction Natural Gas) maupun CNG (Compressed Natural Gas). Metode optimisasi yang dipakai adalah metode algoritma genetik, dengan tujuan memperoleh total cost supply yang paling minimum, sedangkan untuk proyeksi kebutuhan gas di Pulau Jawa di prediksi dengan menggunakan metode ekonometrik.Hasil optimisasi jaringan transmisi gas bumi untuk memenuhi kebutuhan gas di Pulau Jawa untuk Skenario I, diperoleh angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 38.54 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa: Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, dan Papua-LNG. Untuk Skenario II angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 55.74 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai:Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, Papua-LNG, dan LNG import. Untuk Skenario III angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 31.96 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai berikut: Jawa Barat-PNG, Sumatera Selatan-PNG."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"Industri pengolahan gas alam di Indonesia merupakan industri yang layak untuk investasi. Hal ini dikarenakan cadangan gas alam yang cukup banyak di Indonesia, pemanfaatannya yang kurang maksimal, kenaikan subsidi BBM, serta pasar yang menjanjikan. Pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini mempunyai kapasitas sebesar 153,257.238 MMSCF/tahun dan diharapkan akan beroperasi selama 19 tahun. Angka tersebut didapatkan berdasarkan analisa pasar Indonesia. Pabrik ini akan dibangun di Kecamatan Batui, Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Proses yang ada dalam pabrik ini menggunakan mode operasi kontinyu. Gas alam akan diproses menggunakan dua proses utama yaitu proses sweetening dan fraksionasi. Proses sweetening merupakan proses absorbsi menggunakan pelarut DEA yang bertujuan untuk membersihkan gas alam umpan. Proses fraksionasi merupakan proses utama yang akan memisahkan gas alam menjadi produk gas kota, LPG serta kondensat. Produk gas kota direncanakan akan didistribusikan menggunakan dua alternatif transportasi yaitu dengan perpipaan atau CNG. Unjuk kerja proses yang baik ditunjukkan dengan effisiensi energi sebesar 82.61% (proses sweetening) dan 98.57% (proses fraksionasi). Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini membutuhkan investasi sekitar US$ 160 juta dan biaya manufaktur sekitar US$ 57.7 juta. Dengan analisa ekonomi, didapatkan nilai NPV untuk proyek ini sekitar US$ 94 juta, IRR sebesar 25%, dan PBP sekitar 6 tahun. Perubahan paling sensitif terhadap kelayakan pabrik ini adalah kapasitas produksi pabrik, dimana produksinya tidak boleh kurang dari 76136.884 MMSCF/tahun atau 49.68% dari kapasitas produksi dasar pabrik. Analisa resiko dengan metode Monte Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik untuk distribusi gas kota dengan jaringan pipa sebesar 82.15% sedangkan dengan CNG sebesar 79.78%. Berdasarkan analisa ekonomi yang telah dilakukan maka pabrik ini telah memenuhi tingkat kelayakan secara ekonomi dan layak untuk dibangun."

"Sejalan dengan upaya pemerintah untuk meningkatkan penggunaan energi alternatif di sektor industri, maka kebutuhan terhadap energi gas bumi akan terus meningkat. Hal ini karena gas bumi merupakan energi alternatif yang harganya relatif murah dan ramah lingkungan. Dengan meningkatnya kebutuhan terhadap gas bumi, permasalahan yang dihadapi adalah jumlah permintaan yang tidak sebanding dengan jumlah pasokan. Akibatnya, permintaan gas bumi oleh perusahaan di sektor industri tidak dapat terpenuhi secara maksimal. Penelitian ini dilakukan untuk mengidentifikasi faktor-faktor yang mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di sektor industri pengolahan pada periode tahun 2007-2011. Selain itu juga untuk memberikan masukan kebijakan terkait upaya yang dapat dilakukan dalam rangka memenuhi permintaan gas bumi yang semakin meningkat ke depannya. Analisa dilakukan terhadap data Statistik Industri Besar dan Sedang pada tahun 2007-2011 yang dikeluarkan oleh Badan Pusat Statistik Indonesia dengan menggunakan metode estimasi Ordinary Least Square. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor-faktor yang signifikan mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di industri pengolahan adalah harga gas, harga solar, harga LPG, harga/upah tenaga kerja, status penanaman modal, orientasi pasar, wilayah/kawasan, waktu/tahun, dan jenis industri.

---

In line with the government's efforts to increase the use of alternative energy in the industrial sector, the demand for natural gas energy will continue to increase. This is because natural gas is an alternative energy that is relatively cheap and environmentally friendly. With the increasing demand for natural gas, the problem faced is the amount of demand that are not proportional to the amount of supply. As a result, demand for natural gas by companies in the industrial sector cannot be met to the fullest.

This study was conducted to identify factors that affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing sector in the period 2007-2011. In addition, to provide policy advice related efforts to do in order to meet the growing demand for natural gas increases in the future. We analyzed the data of Large and Medium Industrial Statistics in the year 2007-2011 issued by the Indonesian Central Bureau of Statistics estimated using Ordinary Least Square method.

The analysis showed that the factors that significantly affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing industry is the price of gas, the price of diesel, LPG prices, the price/wage labor, the status of capital investment, market orientation, area/region, time/year, and type of industry."