Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"Gas alam, seperti kebanyakan komoditas lainnya dapat disimpan selama periode yang tidak daps ditentukan. Eksplorasi, produksi dan transportasi gas alam membutuhkan waktu, dan gas al yang mencapai tujuannya tidak dapat dibutuhkan secara langsung, untuk mengatasi kekuran pasokan gas dalam kondisi dimana terdapat kegagalan pada fasilitas sumur produksi atau fasilitas jaringan pipe transmisi dan distribusi berikut fasilitasnya, periode beban puncak loading) atau penctrasi pasar, untuk itu diperlukan bantalan suplai (buffer) gas untuk menunjan kehandalan pasokan, yaitu underground gas storage.Tujuan dari penulisan ini adalah untuk melakukan kajian teknis dan ekonomis terhadap aplikas underground storage di Indonesia khususnya Jawa Barat, dikaitkan dengan sistim jaringan pi trasmisi dan distribusi PGN-Eks Sumur gas Depleted PERTAMINA DOH-Cirebon sehin pengaturan pasokan gas dan pendistribusiannya dapat beijalan sesuai dengan keinginan kepuasan pelanggan.Dari basil analisa perhitungan untuk kompressor didapatka Hp 165.777 ratio kompresi 1:4 reciprocating dengan kompresi adiabtic. Sedangkan untuk metering dipakai orifice 3 unit masin dngan kapasitas 200 MMscfd. Untuk dehydrasi digunakan glycol TEG, konsentrasi Lean TE 98,0 wt% dan circulation ratio 104,7 gal TEG/Ibm H2O absorbedDari hasil analisa perhitungan untuk pembangunan storage ini dibutuhkan biaya investas sebesar 99 Juta USD dan IRR sebesar 27,4 % margin 0,6 USD/MMBTU, NPV 71,7 Juta USD Pay back periode 5 Tabun. Tarif atau ongkos untuk storage sebesar 0,3-0,6 USD/MMBTU Dilihat dari angka - angka tersebut make pembangunan storage di Jawa Barat layak untuk dilakukan.

---

Natural gas, like another common commodity can be storage for unlimited time. Exploration, production, and transportation for natural gas need time and it cant be directly used to encounter the lack of gas storage, in case of malfunction of gas well site, transmission, and distribution facilities, or moreover in peak load period and market penetration. Therefore, it needs gas bufering to support storage reliability, it is underground gas storage.Main purpose in this writing is to give technical and economic analysis for underground storage application in Indonesia, especially in West Java. In case with PGN transmission and distribution pipeline in Depleted Gas Well site in Cirebon PERTAMINA DOH-, so then gas storage management and distribution can run properly, as customer satisfaction and needs.From result of analysis calculation for kompressor power get horse power 165.777 Hp ratio compression 1:4 type reciprocating with compression adiabtic. While for metering is used by orifice 3 unit each capacities has 200 MMscfd. For dehydration is applied by glycol TEG, concentration of lean TEG 98,0 wt% and circulation ratio 104,7 gal TEG/lbm H2O absorbedBased on calculated results, to build this storage need invest about 99 million USD and IRR 27,4 % margin 0,6 USD/MMBTU, NPV 71,7 million USD with payback period 5 years. Therefore, the storage cost is 0,3 - 0,6 USD/MMBTU. So then, it can be said that storage development in West Java is feasible to be done."

"Karya Akhir ini bertujuan untuk menganalisis pemilihan teknologi pengolahan spent caustic. Metode pengolahan yang ditinjau adalah Wet Air Oxidation, netralisasi asam, atau penggunaan Hidrogen peroksida sebagai oksidator, incinerator dan biologis. Parameter yang digunakan dalam pemilihan teknologi adalah aspek kebutuhan utilitas, biaya investasi, biaya operasi dan tingkat kesiapan teknologi di Fasilitas Pengolahan Gas X. Pemanfaatan Hidrogen peroksida sebagai oksidator dalam pengolahan spent caustic merupakan metode yang optimum, efisien dan ramah lingkungan. Hal ini disebabkan daya oksidasi yang tinggi serta kondisi operasi pada suhu dan tekanan, yang rendah.

---

This Final Project aims to analyze technology selection for spent caustic treatment. Processing methods that will be observed are Wet Air Oxidation, Acid Neutralization, Oxidation using Hydrogen Peroxide, Incinerator and Biological. Parameters will be used for technology selection are utility consumption, capital and operating expenditure also technology readiness level on "X" Gas Processing Fasilities. Oxidizing spent caustic using Hydrogen Peroxide is an optimum, efficient and environmental friendly method, due to its high oxidation strength and operating condition on low temperature and pressure."

"PT PGN ditunjuk langsung oleh Pemerintah Indonesia sebagai Transporter Gas dari Kontrak Jual Bell Gas (GSA-1) antara Pertamina dengan Supply Gas Pte Singapura yang ditandatangani tanggal 12 Pebruari 2001, dengan pertimbangan bahwa PT PGN telah memiliki pengalaman dalam kontrak transportasi gas dari Sumatera Bagian Selatan ke Dun Riau melalui pipa 28 inch sepanjang 536 km sejak tahun 1998. Kontrak transportasi gas untuk Singapura dituangkan dalam Gas Transportation Agreement (GTA) tanggal 12 Pebruari 2001 dengan kesepakatan tarif US$ 0.691MSCF, IRR 9.5 %, diameter pipa 28 inch sepanjang 473.67 km dari entry point (titik gas masuk pipa) di Sumatera Bagian Selatan ke perbatasan Indonesia I Singapura, sejumlah gas yang disepakati daiam GSA-1 untuk kontrak selama 20 tahun mulai dari start up tanggal 12 Agustus 2003, gas untuk PGN Batam mulai tahun 2006 maksimum 30 MMSCFD (juta kaki kubik per had) disebut sebagi GSA-2. Sumber gas berasal dari 3 blok operasi Kontraktor Production Sharing (KPS) Pertamina yaitu : Blok Corridor dan South Jambi (KPS Gulf Sumatera) dan Blok Jabung (KPS Devon Santa Fe). Transportasi dari perbatasan ke fasilitas penerima Gas Supply Pte berjarak 9.1 km oleh Power Gas Ltd Singapura dengan tarif tetap US$ 0.121 MSCF yang dituangkan daiam Singapore Gas Transportation Agreemen. Design pipa dari entry point CPP Grissik ke Stasiun Jabung yang berjarak 169.71 km memiliki tekanan operasi maksimum 1060 psig, selanjutnya sampai ke Singapura dengan tekanan operasi maksimum 1500 psig. Dengan tekanan operasi 1060 psig dari entry point maka kapasitas pipa mencapai 300 MMSCFD dan hanya dapat memenuhi kontrak penyaluran gas sampai tahun 2005, selanjutnya harus memakai kompresor dengan kapasitas sampai tingkat maksimum kontrak penyaluran gas (MIR) GSA-182 sebesar 432.5 MMSCFD. Kompresor meningkatkan tekanan gas di Stasiun Jabung dari 934 psig ke 1095 psig. Kapasitas pipa PT PGN masih dapat ditingkatkan sampai 634 MMSCFD dengan menaikkan tekanan gas di Stasiun Jabung sampai 1500 psig dengan menggunakan kompresor tambahan. Cadangan gas di wilayah Sumatera Bagian Selatan yang telah tersertifikasi Proven (PI) dan Probable (P2) oleh Badan intemasional dan belum teijual mencapai 914 MMSCFD untuk 20 tahun kontrak, atau khusus dari blok yang sama urrtuk GSA-1 yaitu Biok Corridor mencapai 580 MMSCFD untuk kontrak 20 tahun. Dipihak lain Singapura diproyeksikan akan mengalami kekurangan gas (shortfall) mulai tahun 2005 sebesar 488 MMSCFD dan terus meningkat tahun berikutnya. Jumlah harian gas yang dapat disalurkan sampai tahun 2023 (GSA-1 selesal) rata-rata 175 MMSCFD. Jumlah gas tersebut masih jauh dari jumlah kebutuhan Singapura, namun sasarannya adalah memaksimumkan kapasitas fasilitas yang sudah ada. Gas tambahan tersebut disebut GSA-3 dimulai tahun 2005 karena masih ada kapasitas yang tidak terpakai dan akan mempengaruhi keekonomian pipa. Dengan pertimbangan latarbeiakang penunjukan langsung PT PGN sebagai transporter dengan keuntungan yang wajar atau ditetapkan /RR 9.5 %, maka tarif transportasi gas mulai tahun 2005 akan PT PGN akan mendapatkan peningkatan keuntungan bersih niiai sekarang (PV) sebesar US$ 38.52 juta atau meningkat 481.5 %_ Namun PT PGN juga dapat rnenetapkan tartf yang dikehendakinya sesuai misi korporatnya, misalnya meningkatkan keuntungan bersih nilai sekarang dad 1.5 % scat ini menjadi 2.5 %, sehingga IRR,; 10.5% atau bahkan tariff tetap dengan IRR 14.138 %. Ketiga kemungkinan tersebut masing-masing punya aiasan yang kuata, namun Pertamina sebagai pengguna jasa juga punya pertimbangan lain bila tariff dianggap tidak ekonomis , misalnya dengan pembangunan pipa baru yang tebih besar dan lebih ekonomis."