Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKStudi 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."

"Sistem Ketenagalistrikan Provinsi Aceh dipasok oleh Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) berbahan bakar Liquefied Natural Gas (LNG), PLTU Batubara dan PLTD berbahan bakar solar serta transfer dari sistem Sumatera Utara saat beban puncak. Dimana bahan bakar LNG mendapat kiriman dari Kilang Tangguh Papua yang diregasifikasi di Perta Arun Gas, Lhokseumawe Provinsi Aceh, sehingga biaya produksi nya mahal karena jauhnya sumber pasokan gas. Untuk mendapatkan biaya produksi listrik yang lebih murah dapat dilakukan dengan menggunakan potensi gas yang ada di provinsi Aceh. Pada penelitian ini akan menghitung nilai keekonomian dengan membandingkan pemakaian dua jenis bahan bakar gas yaitu bahan bakar gas mulut sumur dan gas LNG untuk pembangkit listrik PLTG dan PLTMG, untuk mengetahui biaya produksi listrik masing-masing pembangkit dengan bahan bakar yang sama. Berdasarkan hasil perhitungan, Pembangkit listrik tenaga mesin gas dengan bahan bakar gas mulut sumur memiliki biaya produksi dengan nilai keekonomian paling baik yaitu 1,231.12 Rp/kWh lebih rendah dari tarif listrik sebesar 1,467 Rp/kWh, serta memiliki IRR sebesar 21,15% dan waktu pengembalian modal 5,54 tahun. Dengan mengetahui nilai yang paling ekonomis untuk pembangunan pembangkit dengan bahan bakar gas mulut sumur maka dapat dijadikan dasar untuk pengambilan kebijakan dalam pemilihan pembangunan pembangkit listrik yang ekonomis untuk daerah dengan potensi gas seperti di provinsi Aceh.

---

The Aceh Province Electricity System is supplied by Gas Engine Power Plant (GEPP) fuelled by Liquefied Natural Gas (LNG), Coal-fired power plant and Diesel Engine with Diesel fuel and transfers from the North Sumatra system during peak loads. LNG fuel is sent by ship from the Tangguh Papua Refinery which is regasification in Perta Arun Gas, Lhokseumawe, Aceh Province, so the production costs are expensive due to the distance from the gas supply sources. To get cheaper electricity production costs, it can be done by using the gas potential in Aceh province. In this study, the economic value will be calculated by comparing the use of two types of gas fuel, namely wellhead gas fuel and LNG gas for Gas Turbine and Gas Engine power plants, to determine the cost of electricity production for each power plant with the same fuel. Based on the calculation results, gas engine power plant with fuel from the Wellhead Gas has the best production costs with value of IDR 1,231.12/ kWh lower than the electricity tariff of IDR 1,467 /kWh, and has an IRR of 21,15% and a payback period of 5,54 years. By knowing the most economic value for the construction of power plant with Wellhead Gas, it can be used as a basis for policy making in choosing an economical power plant development for areas with gas potential, such as in Aceh province"

"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."

"Kekurangan energi listrik di Propinsi Riau hingga 150MW menyebabkan perlunya segera dilakukan penambahan pembangkit listrik baru. Penambahan pembangkit listrik baru harus diikuti dengan ketersediaan bahan bakar. Lapangan gas Segat merupakan salah satu alternatif sumber bahan bakar tersebut.Tujuan dari penelitian adalah mencari nilai keekonomian yang terbaik untuk pengembangan lapangan gas Segat. Pada suatu lapangan gas yang terdiri dari beberapa sumur-sumur gas yang mempunyai cadangan gas yang terbatas untuk dijual ke konsumen.Metode yang dilakukan adalah dengan melakukan kajian dan simulasi beberapa skenario pengembangan menggunakan software seperti GAP, Hysys, Pipesim, dan Excel. Melakukan analisis tentang karakteristik reservoar dan memilih sumur-sumur gas yang harus dibor dan dibuka lebih dahulu serta desain fasilitas produksi di permukaan, jadwal diperlukannya gas kompresor pada saat tekanan sudah tidak dapat mengalirkan gas secara alami dari sumur gas menuju ke konsumen.Perbedaan kondisi tersebut akan berpengaruh pada biaya investasi (capital expenditure) dan biaya operasi (operating expenditure) yang harus dikeluarkan sehingga berakibat terhadap nilai keekonomiannya berdasarkan indikator-indikator keuntungan berupa NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) dan GOI (Government Take). kemudian memilih skenario pengembangan yang paling baik untuk Pemerintah dan Produsen gas.Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa skenario yang terbaik dalam nilai keekonomian selama 10 tahun adalah Skenario VI dengan nilai NPV sebesar US$ 58,75 juta dan IRR sebesar 38% namun masih lebih kecil dari target IRR sebesar 40%. Untuk mendapatkan nilai keekonomian dengan target IRR 40% dilakukan dengan menaikkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 5,33 per MMBTU atau dengan meningkatkan laju alir gas dari 25 MMSCFD menjadi 26,60 MMSCFD. Reservoar dapat dioptimalkan laju alirnya hingga 28,5 MMSCFD. Kenaikan volume gas tersebut meningkatkan nilai IRR menjadi 43% dan meningkatkan NPV menjadi US$ 70,53 juta. Perubahan titik serah menjadi di Unit Pengolahan Gas dapat menjadi alternatif pilihan karena dapat menurunkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 3,78 per MMBTU.

---

Electricity deficit in Riau Province until 150MW is causing the needed of additional power generator to solve the problem soon. The additional of the power generator should be following with availability of fuel source. Segat gas field is one of the best alternatives for supply of fuel gas for power generator.

The objective of the study is to find the best attractive economic value of Segat gas field development. Gas field, which has a several well to produce gas with a limitation reserve.

Study and simulating with several scenarios of development using GAP, Hysys, Pipesim, and Excel software. Analyses the reservoir characterization data to determine reserves and gas deliverability predictions and also to estimate drilling schedule. Surface facilities design, by arranging pipeline and process plant design to consider wells location through out market sales point and needed of gas compressor. Economic evaluation, by demonstrating economic indicators result such as NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) and GOI (Government Take) to make the most attractive for both Government and Gas Producer.

The best scenario in 10 years deliverability is Scenario VI with US$ 58.75 million of NPV and 38% IRR, still lower than 40% IRR target. Several solutions to meet the 40% IRR target is by increasing the gas price to US$ 5.33 per MMBTU instead of US$ 5.00 per MMBTU and increasing gas flow rate from 25 MMSCFD to 26.60 MMSCFD. Reservoir simulation has optimize the flow rate until 28.5 MMSCFD and increasing the IRR value from 40% IRR target to 43% and also increasing the NPV to US$ 70.53 million. Gas delivery point at Gas Processing Unit is alternative because can reduce the gas price from US$ 5.00 per MMBTU become US$ 3.78 per MMBTU."

"Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di lepas pantai menggunakan struktur platform sebagai bangunan tempat Instalasi dan Peralatan Migas beroperasi. Terdapat lebih dari 640 Platform Migas di Indonesia dimana sekitar 400 Platform telah berumur lebih dari 30 tahun. Sampai tahun 2023, jumlah Platform Migas yang tidak beroperasi mencapai lebih dari 100 Platform. Instalasi Migas yang sudah tidak digunakan harus dilakukan Kegiatan Pasca Operasi (decommissioning) dengan menggunakan dana pasca operasi. Namun mengingat besarnya biaya untuk melakukan decommissioning tersebut, sedangkan untuk instalasi yang sudah tua (sebelum kontrak tahun 1994), banyak Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang belum mencadangkan dana untuk kegiatan pasca operasi. Sehingga sebagian besar platform tua tersebut belum dilakukan decommissioning. Selain menunggu keputusan untuk dilakukan decommissioning, beberapa platform yang telah dilakukan kajian subsurface akan dilakukan reaktivasi. Sebelum dilakukan reaktivasi ataupun decommissioning, KKKS harus dapat menjamin integritas dari struktur platform tersebut dengan melakukan inspeksi. Pelaksanaan inspeksi bawah air memerlukan biaya yang cukup besar. Dengan metode Time Based Inspection (TBI), inspeksi bawah air dilakukan setiap empat tahun sekali. Penelitian ini mencoba melakukan kajian Risk Based Inspection (RBI) terhadap dua platform sumur di laut jawa yang sudah tidak beroperasi. Satu dari platform tersebut akan dilakukan reaktivasi, sementara satu platform menunggu untuk dilakukan decommissioning. Hasil kajian tersebut menunjukkan bahwa dengan metode RBI, didapatkan optimalisasi biaya inspeksi bawah air sekitar 33%. Dengan rutin melakukan inspeksi, KKKS akan dapat melakukan monitor terhadap integritas platform tersebut sehingga pelaksanaan kegiatan reaktivasi maupun decommissioning dapat dilakukan dengan aman. Selain tetap dilakukan inspeksi, terdapat beberapa opsi pembongkaran atau pemanfaatan platform tidak beroperasi yang telah dilakukan. Opsi-opsi tersebut dapat menjadi pertimbangan untuk dilakukan penelitian lebih lanjut dimasa mendatang.

---

Offshore exploration and exploitation activities use platform structures as buildings where Oil and Gas Installations and Equipment operate. There are more than 640 oil and gas platforms in Indonesia, of which around 400 platforms are more than 30 years old. Until 2023, the number of inactive oil and gas platforms reach more than 100 platforms. Oil and gas installations that are no longer in use must be carried out post-operation activities (decommissioning) using post-operation funds. However, given the high cost of decommissioning, for old installations (before the 1994 contract), many PSC Contractors had not reserved funds for post-operation activities. So that most of the old platforms have not been decommissioned. In addition to waiting for the decision to be decommissioned, several platforms that have been subjected to subsurface studies will also be reactivated. Prior to reactivation or decommissioning, PSC Contractors must be able to guarantee the integrity of the platform structure by carrying out inspections. Carrying out underwater inspections requires a large amount of money. With the Time Based Inspection (TBI) method, underwater inspections are carried out once every four years. This research attempts to conduct a Risk Based Inspection (RBI) study of two inactive wellhead platforms in the Java Sea. One platform will be reactivation, while one platform is waiting to be decommissioned. The results of the study indicate that using the RBI method, underwater inspection costs can be reduced by around 33%. By routinely carrying out inspections, PSC Contractors will be able to monitor the integrity of the platform so that reactivation and decommissioning activities can be carried out safely. Apart from continuing to carry out inspections, there are several options for decommissioning or utilizing an inactive platform that have been carried out. These options can be considered for further research in the future."

"ABSTRAKSesuai dengan kebijakan pemerintah untuk mengatasi ketersediaan energi bagi program pembangunan diperlukan suatu pengembangan lapangan gas. Pengembangan lapangan gas dilakukan oleh PT. X yang berada di dalam dan di blok Matindok, berlokasi di area Sulawesi Tengah. Pengembangan ini dilakukan dengan fasilitas yang lengkap mulai dari memproduksi gas bumi dari sumur yang telah dieksplorasi maupun dari rencana sumur pengembangan yang berasal dari 5 lapangan gas bumi. Pipa flowline digunakan sebagai pipa penyalur dengan spesifikasi pipa berdiameter 4" s/d 6" di darat sepanjang sekitar 35 km dari sumur-sumur ke Block Station di masing-masing lapangan. Komposisi fluida dengan kandungan CO2 dan H2S yang cukup besar merupakan salah satu resiko yang perlu dilakukan penilaian untuk berlangsungnya operasi berjalan dengan standar. Metodologi penelitian yang dilakukan dengan mengidentifikasi bahaya dan menjabarkannya dalam kemungkinan dan konsekuensi serta melakukan strategi yang dapat dilakukan untuk mengurangi resiko yang terjadi pada tingkat resiko tinggi. Analisa resiko ini menggunakan metode Risk Scoring Index dengan perangkat lunak Monte Carlo Simulation untuk mensimulasikan nilai resiko, pada model ini nilai probabilitas terdiri dari: korosi, operasi, gangguan pihak lain (third party), catatan kebocoran dan dikombinasikan dengan nilai konsekuensi yang terdiri dari: keselamatan, lingkungan, finansial, reputasi perusahaan. Berdasarkan hasil analisa dan perhitungan dengan simulasi Monte Carlo didapatkan nilai resiko 8,34 dan dengan dilakukannya evaluasi tindakan pencegahan dapat diturunkan menjadi 7,45 yang berada pada tingkat medium. Dari hasil analisa sensitivitas didapatkan nilai yang paling berpengaruh pada tingkat resiko adalah pada faktor operasi dimana bobot penilaian untuk kemungkinan faktor resiko operasi adalah lebih besar.

---

ABSTRACTIn accordance with the government policy to address the availability energy for the development program required gas field development. Gas field development by X company located in Central Sulawesi Area. The development was carried out with complete facilities ranging from producing natural gas from wells that have been explored and plan of development wells from 5 (five) gas field. Gas flowline is used for distribute gas with the specifications of pipe diameter of 4" until 6" onshore along the approximately 35 km from wells to Block Station in each field. Fluid composition contains CO2 and H2S with the large amount percentation is one of the risk management needs to do appraisal in order to operation ongoing with the standard. The Methodology of research conducted by identifying hazards and continues with likelihood and consquences as well as pursuing a strategy that can be done to reduce the risk that occurs at a high risk level. The risk analysis using the Risk Scoring Index with Crystal Ball software to stimulate the risk value, in this model, the probability value consisting of corrosion, operation, interference of other parties (third party) record of leaks and combined with the consequence that consists of safety, environmental, financial, corporate reputation. Based on the analysis and calculation of Monte Carlo simulation obtained the risk value 8,34 and with the evaluation of preventive measures can be lowered to 7,45 which are in the medium level. From the results of the sensitivity analysis, the most influential values obtained on the level risk is in operation where the risk ranking for probability of risk factors operation is greater than other probability."

"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."

"ABSTRAKFasilitas 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.

---

ABSTRACTOil 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. "

"PT. XYZ akan membangun Gas Processing Facility (GPF) lapangan X untuk memenuhi kebutuhan pasokan gas nasional untuk kebutuhan industri dan non-industri di wilayah Jawa Timur dan Jawa Tengah. Gas Processing Facility lapangan X dirancang dengan total kapasitas laju aliran produksi gas 330 MMscfd dengan impurities content 0,6-1% H2S, 34% CO2, RSH dan COS. Spesifikasi produk sales gas yang dihasilkan yaitu maks 5% mol CO2 dan maks 4 ppmv H2S. Pemilihan teknologi pemurnian gas alam yang dilakukan mendapatkan teknologi sufinol sebagai teknologi pemurnian gas alam yang akan dibangun oleh perusahaan. Tahap analisis hasil simulasi, optimasi proses dan kajian ekonomi diperoleh bahwa solvent sulfinol x memiliki unjuk kerja yang lebih baik dibandingkan dengan solvent sulfinol m, dalam penggunaan laju sirkulasi yang lebih optimum, solvent dan water loses yang lebih rendah dan konsumsi energi pada pompa dan reboiler yang lebih optimum dalam absorpsi CO2, H2S, RSH dan COS. Evaluasi ekonomi yang didapatkan dari penggunaan sulfinol x dibandingkan penggunaan sulfinol m, yaitu penghematan untuk biaya modal awal hingga USD 276.780 dan biaya operasional hingga USD 334.231.538 per tahun.

---

PT XYZ will build the Gas Processing Facility (GPF) field X to meet the needs of the national gas supply for industrial and non-industrial needs in the East and Central Java regions. The X field gas processing facility is designed with a total capacity of 330 MMscfd gas production flow rate with 0.6-1% H2S, 34% CO2, RSH and COS impurities content. The product sales gas specifications produced are max 5% mol of CO2 and max 4 ppmv of H2S. The selection of natural gas sweetening technology is done by getting sufinol technology as a natural gas sweetening technology that will be built by the company. The analysis phase of the simulation results, process optimization and economic study showed that sulfinol x has a better performance compared to sulfinol m, in the use of a more optimum circulation rate, lower solvent and water loses and energy consumption at pump and reboiler more optimum in absorption of CO2, H2S, RSH and COS. Economic evaluation obtained from the use of sulfinol x compared to the use of sulfinol m, namely savings for initial capital costs up to USD 276,780 and operational costs up to USD 334,231,538 per year."

"Untuk memenuhi target produksi gas alam, VICO Indonesia mengoptimalkan lapangan gas tua yang ada dengan menerapkan strategi dan teknologi yang tepat. Berdasarkan forecast jumlah kandungan reservoirs yang ada, Lapangan X merupakan yang paling potensial unluk dieksploilasi. Namun tetap dibutuhkan analisis kelayakan investasi untuk mengetahui nilai ekonomis sumur-sumur yang akan dieksplorasi, yang meliputi aktititas mengidentitikasi rencana pengembangan sumur gas baru, perhitungan cash flow, analisis capital budgeting, Serta analisis sensilivitas untuk melihat pengaruh faktor fluktuasi cadangan gas atau produksi, harga pasar, maupun pembelanjaan modal terhadap rencana pengembangan sumur baru. Metode penelilian yang digunakan adalah studi kepuslakaan dan observasi perusahaan melalui Studi data intemal maupun eksternal perusahaan. Hasil analisis berdasarkan perhitungan NPV, IRR, dan Payback Period yang dilakukan memberikan kesimpulan bahwa investasi pada pengembangan 25 sumur baru di lapangan X masih sangat aktraktif secara ekonomis.

---

In order to meet natural gas production target, VICO Indonesia optimizes the existing matured gas field with the implementation of proper .strategy and technology. In accordance with the forecast of its reservoirs contents, the Field X is the most potential gas jield to be explored. But still, the investment feasibility analysis to determine the economic value ofthe gas wells to be explored is critically needed, which includes activities such as identification of new gas well development plan, cash flow calculations, capital budgeting analysis, and sensitivity analysis to oversee the influences of fluctuating factors, such as gas reserves or production, market price, and capital expenditure of the new wells development plan. The research methodology involves literature studies and company observations through the study of company 's internal and external data. The result of analysis with NPK IRR, and Payback Period calculation methods concludes that the investment of the development of 25 new gas wells in Field X is still economically attractive."