Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Kegiatan Risk Assassement menjadi bagian penting dari upaya pengoptimalan kinerja dan kehandalan dari suatu sistem selama operasi. Dengan demikian dibutuhkan pendekatan Risk Assassement yang sesuai untuk menilai resiko yang terjadi. Pada penelitian ini menggunakan pendekatan FMECA dan simulasi Monte Carlo (Crystall Ball) dalam proses menilai resiko. Hasil dari Risk Assassement menggunakan FMECA menunjukan bahwa peralatan yang mempunyai nilai prioritas paling tinggi (RPN) serta memiliki resiko tinggi adalah pada sub system Scrubber, Kompresor, serta gas turbin. Sementara hasil simulasi Monte Carlo menunjukan bahwa hanya sub system kompresor dan gas turbin yang mempunyai resiko tinggi.

---

The risk assessment activity becomes an important part of the effort of a system performance and reliability of a system during operation.Thus, it takes appropriate Risk Assessment approacth to assessing the risk. In this study, Monte Carlo and FMECA method are used in the process of assessing risk. The risk assessment result based on FMECA analysis show that the equipment have risk priority number as well as high risk are scrubber,compressor and gas turbin.while by Monte Carlo Method show that only compressor and turbin gas that have highest risk."

"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."

"ABSTRAKSuatu sistem kompresi dibutuhkan untuk menaikkan tekanan sumur produksi gasyang mengalami penurunan secara alami. Sistem kompresi yang akan dipasangterdiri atas 3 train kompresor paralel berpenggerak turbin gas. Sesuai kondisiproses dan spesifikasi kompresor ditetapkan bahwa hanya 2 kompresor yang akandioperasikan secara paralel selama total 8 tahun operasi. Hasil evaluasi ditemukanbahwa masing-masing kompresor adalah non identik ditinjau dari kurva kinerjayang berbeda satu sama lain. Untuk mengetahui 2 kompresor paralel mana yangmenghasilkan efisiensi sistem paling tinggi selama total masa operasi makadilakukan simulasi nilai efisiensi sistem terhadap penurunan tekanan gas umpan.Efisiensi sistem kompresi diidentifikasi dengan parameter yang dinamakanS-Ratio. Hasil simulasi antar kombinasi kompresor dibandingkan untukmengetahui peringkat kinerja kompresor. Berdasarkan peringkat kinerja dan aspekperawatan turbin gas kompresor, terdapat 2 opsi urutan pengoperasian kompresordimana perbedaan kedua opsi tersebut hanya pada urutan pengoperasian di tahunke 4 dan ke 5 dan urutan pelaksanaan overhaul. Setelah penentuan opsi urutanpengoperasian, kemudian dicari nilai beban alir optimal melalui pendekatanoptimalisasi. Beban alir optimal akan menghasilkan power total kompresoroptimal. Nilai penghematan biaya bahan bakar turbin gas diperoleh melaluipengurangan biaya dengan pembebanan aliran merata dan dengan pembebananaliran optimal. Kemudian ditinjau dari prosentase penghematan biaya terhadaptotal biaya energi menghasilkan nilai yang kurang signifikan.

---

ABSTRACTA compression system is required to raise the gas production well pressure whichdecrease naturally. Compression system consist of three parallel compressor trainsdriven by gas turbines. According to the process requirement and compressorcapability, it is decided that only 2 compressors to be operated in parallel for totalof operation lifetime. The evaluation results found that each compressor is nonidentical in terms of performance curves. To know which compressorcombination will generate the highest system efficiency over the total operationperiod then process simulation which comparing system efficiency to feed gaspressure is conducted. The system efficiency is identified by a parameter calledthe S-Ratio. The simulation results among compressor combinations are thencompared to determine the performance rating of the compressor. Ranked byperformance and maintenance aspects of gas turbine compressors, there are twooptions for the compressor operation sequence where the differences betweenboth options are on the operation order in the 4th and 5th year, and the executionorder of the engine overhaul. After operation sequence is determined, thenoptimal load distribution values is analysed through the optimization approachwhere optimal load flow will produce optimal compressor total poweraccordingly. The cost saving value is obtained by deducting cost generated byequal load flow and cost by optimal load flow. Furthermore, its cost savingpercentage compared total energy cost is insignificant."

"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 %."