Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Updated to cover new advances, this book introduces the natural gas industry to readers new to the field or those providing a narrow service who would benefit from an understanding of the overall process. The initial chapters give a brief overview of basic concepts applicable throughout the chemical processing industry. The second part addresses natural gas processing, following the gas stream from purchase at the wellhead to its entrance at the market place. Wherever possible, advantages, limitations, and ranges of applicability of various processes are discussed so that their integration into the overall gas plant can be fully appreciated."

"Karbon aktif adalah jenis adsorben yang paling banyak digunakan pada Adosrbed Natural Gas (ANG).. Karbon aktif dapat dibuat dari berbagai bahan baku dan salah satunya Eceng Gondok (Eichornia crassipes). Proses pembuatan karbon aktif berbahan dasar Eceng gondok melalui tahap preparasi, karbonasi, dan aktivasi kimia. Activating agent yang digunakan dalam preparasi karbon aktif adalah ZnCl2. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh konsentrasi aktivator ZnCl2 yang digunakan untuk pembuatan karbon aktif dari eceng gondok, pengaruh tekanan saat pengisian terhadap kapasitas penyimpanan gas metana pada tabung ANG, serta membandingkan kemampuan adsorpsi dan desorpsi karbon aktif . Variasi konsentrasi ZnCl2 yang digunakan adalah 0,25 N, 1 N, 4 N dan 7 N. Variasi tekanan saat pengiasian gas metana adalah 10 bar, 24 bar dan 35 bar. Metode bilangan Iod dan Uji SEM-EDX digunakan dalam proses karakterisasi. Pada pengujian kapasitas penyimpanan dilakukan pada suhu tetap (isothermal) yaitu 27°C. Karbon aktif komersial jenis EnerG2 digunakan sebagai pembanding. Hasil paling baik didapatkan pada konsentrasi ZnCl2 1 N dengan luas permukaan 365,7 m2/g dan kapasitas penyimpanan gas metana pada 36 bar sebesar 0,29 kg/kg dengan efisiensi 54,9 %.

---

Activated carbon is a type of adsorbents which most widely used in the Natural Gas (ANG) technology. Activated carbon can be manufactured from a variety of raw materials included water hyacinth (Eichornia crassipes). The process of making an activated carbon from Eichornia crassipe through preparation, carbonation stage, and chemical activation.. This study aims to determine the effect of concentration of Activating agent ZnCl2, effect of pressure of the methane storage , and to compare the ability of activated carbon from water hyacinth and commercial activated carbon. Variations ZnCl2 concentration used was 0.25 N, 1 N, 4 N and 7 N. While variations of gas pressure is 10 bar, 24 bar and 35 bar. Iodine Number test and SEM-EDX is used in the characterization process. In this test, the storage capacity of methane performed at a constant temperature (isothermal) at 27 ° C. EnerG2 types of commercial activated carbon is used as a comparison. The best results obtained at a concentration of ZnCl2 1 N with a surface area of ​​365.7 m2/g and the storage capacity of methane gas at 36 bar of 0.29 kg/kg with an efficiency of 54.9 %."

"ABSTRAK Dalam Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional,telah ada rencana pembangunan jaringan gas kota oleh pemerintah di beberapawilayah yang dekat dengan sumber dan infrastruktur gas bumi yang telah ada,salah satunya adalah untuk rumah susun di DKI Jakarta.Rumah Susun Benhil (Bendungan Hilir) 2 di Jakarta Pusat, memiliki 614 unithunian, merupakan rumah susun yang belum ada jaringan distribusi gas bumi, dandekat dengan pipa distribusi gas bumi yang telah ada.Tahapan yang dilakukan adalah dengan optimasi jaringan pipa untuk distribusigas sehingga didapat nilai investasi terkecil, kemudian menganalisa kelayakankeekonomian proyek.Layak secara ekonomi dibangun oleh swasta dengan konsumsi gas bumi rata-ratatiap hunian sebesar 28 m3/bulan. Dengan analisis Benefit Cost Ratio dengankonsumsi 19 m3/bulan menghasilkan nilai BCR >1 atau layak dibangun olehpemerintah.

---

ABSTRACT In Master Plan of National Natural Gas Transmission and Distribution, has gasnetwork development plans by the government in some areas close to the sourceand the existing natural gas infrastructure, one of which is for flats in DKIJakarta.Benhil 2 Flats located in Central Jakarta, has 614 residential units, an apartmentwhere no natural gas distribution network, and close to the existing natural gasdistribution pipelines.Steps being taken is the optimization of pipelines for gas distribution in order toget the smallest investment value, and then analyze the economic feasibility of theproject.Economically feasible built by the private sector natural gas consumption by anaverage occupancy rate of 28 m3/month. With the Benefit Cost Ratio analysis of19 m3/month consumption produces BCR values> 1 or feasible built by thegovernment."

"Penyimpanan Liquified Natural Gas (LNG) dapat terjadi Boil-off Gas (BOG) karena suhu lingkungan lebih tinggi dari suhu LNG sehingga berpengaruh terhadap kuantitas dan kualitas LNG. Banyaknya BOG yang terbentuk disepanjang rantai suplai, berubah terhadap waktu. Penelitian ini bertujuan mengetahui banyaknya BOG yang terbentuk dan perubahan kualitas LNG seperti wobbe index, methane number dan heating value yang terintegrasi disepanjang rantai suplai serta untuk mengetahui pengaruh jarak shipping. Metode yang digunakan yaitu proses simulasi dengan sistem dinamik menggunakan software UniSim Design R390.1. Dari hasil yang didapat, Pada proses loading LNG, BOG yang terjadi sebanyak 2.966 m3 atau sekitar 2,7% dari total LNG yang dibawa. Pada shipping 4.118 m3 atau sekitar 4%. dan pada unloading LNG 2.545 m3, sekitar 2,63% dari sisa LNG setelah proses shipping. Semakin lama waktu shipping maka dapat meningkatkan nilai heating value dan Wobbe index serta menurunkan methane number.

---

Storage of Liquified Natural Gas (LNG) can occur Boil-off Gas (BOG) because the ambient temperature is higher than the temperature of LNG, it affects on the quantity and quality of LNG. The number of BOGs that are formed along the supply chain changes with time. This study aims to determine the amount of BOG formed and changes in LNG quality such as the Wobbe index, methane number and integrated heating value along the supply chain and also to determine the effect of shipping distance.

The method used is a dynamic system simulation process using UniSim Design R390.1 software. From the results obtained, in the LNG loading process, the BOG that occurred was 2,966 m3 or about 2.7% of the total LNG carried. At shipping 4,118 m3 or about 4%. and on LNG unloading of 2,545 m3, around 2.63% of the remaining LNG after the shipping process. The longer shipping time can increase the heating value and Wobbe index and reduce the methane number."

"ABSTRAKPemerintah Indonesia mencanangkan program peningkatan pemanfaatan gas bumi dalam negeri hingga mencapai 30 dari total energi nasional pada tahun 2025. Terbatasnya infrastruktur yang ada akan menjadi hambatan utama dalam memaksimalkan pemakaian gas bumi di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah melihat proyeksi aliran gas bumi di Indonesia hingga tahun 2030, dan mendapatkan jadwal perencanaan infrastruktur gas bumi yang harus di bangun di Indonesia. Untuk dapat memproyeksikan aliran gas bumi, optimisasi dilakukan dengan fungsi objektif meminumkan biaya suplai gas bumi di Indonesia pada periode tahun 2016 hingga 2030. Terdapat tiga opsi dari pasokan gas yang dianalisa, yaitu pasokan gas yang berasal dari pipa domestik, LNG domestik LNG impor. Optimisasi diselesaikan dengan menggunakan excel solver dengan metode simplex. Biaya pasokan gas bumi meliputi harga gas bumi pada wellhead dan LNG ex-kilang hingga wilayah hilir yang dibatasi pada city gate pada masing-masing region. Hasil optimisasi menunjukan bahwa aliran suplai gas bumi di Indonesia akan didominasi oleh suplai melalui LNG dengan total suplai mencapai 7.639 MMSCFD pada tahun 2030. Aliran suplai melalui pipa domestik diperkirakan akan mengalami penurunan dari 3.187 MMSCFD pada tahun 2015 menjadi 2.190 MMSCFD di tahun 2030. Untuk menutupi kebutuhan aliran suplai tersebut maka dibutuhkan investasi sebesar 16,9 miliar USD hingga tahun 2030.

---

ABSTRACTThe Government of Indonesia is implementing a program to increase domestic natural gas utilization up to 30 of total national energy by 2025. The limited existing infrastructure will be a major obstacle in maximizing the use of natural gas in Indonesia. The purpose of this research is to analyzed the projection of natural gas flow in Indonesia until 2030, and to get the schedule of natural gas infrastructure planning in Indonesia. To be able to get projection of natural gas flow, optimization is carried out with objective function to minimize natural gas supply cost in Indonesia in the priode of 2016 to 2030. There are three options of natural gas supply which are analyzed, domestic supply from pipeline, domestic LNG dan import LNG. Optimization is done by using excel solver with simplex method. Natural gas supply cost calculated including natural gas prices at wellheads and LNG refinery to downstream area which is restricted to city gates in each regions. The result show that the natural gas supply flow in Indonesia will be dominated by supply through LNG with total supply reaching 7,639 MMSCFD by 2030. Supply flow through domestic pipeline is predicted to decrease from 3,187 MMSCFD in 2015 to 2,190 MMSCFD in 2030. To cover the need for supply, an investment of 16.9 billion USD is needed by 2030."

"ABSTRAKLapangan LBK adalah salah satu lapangan gas milik PT. PEP yang telahmencapai usia mature sehingga jumlah produksinya diprediksi akan mengalamipenurunan. Oleh karena itu untuk dapat meningkatkan dan tetap mempertahankanlaju produksinya maka sebuah penambahan fasilitas atau upgrading diperlukan.Produksi eksisting dari Lapangan LBK adalah ±35-40 MMSCFD dan diprediksiakan terus menurun setiap tahunnya akibat sudah turunnya tekanan pada sumursumurnya.Setelah dilakukan penambahan fasilitas diharapkan produksi LapanganLBK akan meningkat menjadi ±60 MMSCFD pada 4 tahun pertama. Dalam tesisini dilakukan evaluasi keekonomian terhadap penambahan fasilitas kompresor gasbeserta peralatan pendukung pada Lapangan LBK dengan cara membandingkan 3opsi yang bisa diambil yaitu opsi tidak melakukan apapun, opsi melakukan skemakontrak sewa dan opsi melakukan skema pembelian langsung. Perbandingan kasmasuk bersih kumulatif opsi ketiga sebesar US$ 43.012.124,98 yang lebih besardaripada opsi kedua sebesar US$ 42.214.881,25 menjadi pertimbangan untukmemilih opsi ketiga sebagai pilihan. Hasil evaluasi keekonomian untuk opsiketiga juga didapatkan NPV sebesar US$ 20.241.226,27, IRR sebesar 35,02% danpayback period sebesar 2,34 tahun. Berdasarkan analisa sensitivitas terhadap opsiketiga dapat diketahui bahwa perubahan harga jual gas sangat berpengaruh sekaliterhadap nilai Kas Masuk Bersih Kumulatif, NPV, IRR dan payback period.Sedangkan untuk perubahan biaya OPEX pengaruhnya tidak terlalu banyak.

---

ABSTRACTLBK Field is one of gas field owned by PT. PEP that has reached mature age sothat the amount of production is predicted to decrease. Therefore, in order toincrease and maintain the production rate, a facility upgrading is required.Existing production from LBK Field is ± 35-40 MMSCFD and is predicted todecreasing every year due to the decreasing of well pressure. After upgrading thefacility, LBK Field production rate expected to increase to ± 60 MMSCFD in thefirst 4 years.In this thesis, the economic evaluation of the upgrading of gas compressorfacilities and its supporting equipment at LBK Field are done by comparing the 3options that can be taken which are the option of not doing anything, the option ofscheme rental contract, and the option of doing direct purchase scheme. The thirdcumulative third quarter net cash option of US $ 43,012,124.98 which is greaterthan the second option of US $ 42,214,881.25 is considered to choose the thirdoption as a recommended option. The economic evaluation for the third optionalso obtain NPV of US$ 20.241.226,27., IRR of 35,02% and payback period of2,34 years.Based on the sensitivity analysis of the third option, it can be seen that the changein gas selling price is very influential to the value of Cumulatice Net Cash Flow,NPV, IRR and payback period. As for the changes in OPEX cost the influence isnot too much."

"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.

---

Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.

One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.

Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.

The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."

"Dalam penelitian ini akan dilakukan pengembangan formula perhitungan harga Gas Bumi melalui pipa gas yang digunakan sebagai umpan pada Kilang LPG High Recovery. Penentuan harga gas bumi untuk kilang LPG di Indonesia saat ini menggunakan basis energi yang terkandung dalam gas bumi dan belum memasukkan faktor komposisi gas. Prinsip keadilan dianggap telah tercapai dengan keseragaman harga gas bumi padahal dalam prakteknya perhitungan berdasarkan komposisi LPG yang ada pada gas bumi bisa mendapatkan keuntungan baik bagi produsen maupun offtaker gas. Metode yang digunakan adalah dengan menghitung harga gas dari sisi produsen sebagai willingness to sell WTS dan harga gas dari sisi offtaker gas sebagai willingness to pay WTP. Titik temu harga gas dibuat dalam suatu formula yang dikembangkan terindeks pada harga LPG Aramco dan Minyak Mentah Indonesia ICP. Usulan harga gas baru dilakukan dengan mengembangkan formula harga awal gas = A 0.5 P-P1 - C-C1 menjadi harga gas = a x A b x B c x C dimana : A = Harga dasar gas Base Price , B = Harga LPG Aramco dikurangi Cost Processing LPG Biaya Capex, Opex, depresiasi , C = Harga kondensat mengacu pada 75 harga minyak mentah Indonesia, a = fraksi komponen C1 dan C2 dalam persen, b = fraksi komponen C3 dan C4 dalam persen, c = fraksi kondensat dalam persen, a b c = 100. Dari hasil perhitungan sensitivitas didapat kenaikan harga gas linear terhadap kenaikan harga LPG Aramco sehingga lebih menguntungkan baik bagi produsen maupun offtaker gas.

---

In this research, we will develop the formula for calculating the price of Natural Gas through gas pipeline which is used as feed for LPG High Recovery Plant.The determination of natural gas price for LPG refinery in Indonesia currently uses the energy base contained in natural gas and has not yet entered the gas composition factor. The principle of justice is considered to have been achieved with the uniformity of natural gas prices whereas in practice the calculations based on the existing LPG composition on natural gas can benefit both the producers and offtakers of gas.

The method used is to calculate the gas price from the producer side as willingness to sell WTS and gas price from the side offtaker gas as willingness to pay WTP. The gas price meeting point is made in a formulation developed indexed on LPG Aramco and Indonesian Crude Prices ICP.

The proposed new gas price is made by developing the preliminary gas pricing formula A 0.5 P P1 C C1 into the gas price ax A b x B c x C where A Gas base price, B Aramco LPG Price minus Cost Processing LPG Cost of Capex, Opex, depreciation , C Condensate price refers to 75 of Indonesia crude oil price. a fraction of components C1 and C2 in percent, b fraction of C3 and C4 components in percent, c fraction of condensate in percent, a b c 100 . From the calculation of sensitivity, gas prices rose linearly to Aramco LPG price increase so it is more profitable for both the producers and the gas offtaker."