Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSetelah berproduksi selama 10 tahun kemampuan alir tujuh sumur gas di Lapangan B berkurang secara alamiah dengan turunnya laju alir dan tekanan. Penurunan setiap sumur tidak seragam dipengaruhi oleh jenis reservoir dan kondisi sub-surface, akibatnya produksi gas tidak maksimal. Permasalahan diatasi dengan menurunankan tekanan abandonment sumur untuk mengurangi back pressure dari surface facility. Metode ini diaplikasikan dengan cara merekayasa skema produksi sumur. Simulasi untuk memprediksikan laju alir, tekanan dan menghitung kumulatif produksi serta Recovery Factor selama tahun 2018-2028 pada tiga skenario yaitu : Skenario 1, base case, yaitu gas diproduksikan dengan initial deliverability sumur hingga mencapai tekanan abandonment pertama pada 600 psi ; Skenario 2, header case, yaitu memasang header baru dengan operating pressure yang lebih rendah dari existing header ; Skenario 3, low pressure case, yaitu melakukan penurunan tekanan abandonment sampai sebesar 250 psi setara dengan suction presure Gas Compressor. Hasil simulasi diperoleh total kumulatif produksi Gp dan Recovery Factor RF masing-masing adalah sebagai berikut ; Skenario 1 Gp = 415 BCF, RF = 65,5 ; Skenario 2 Gp = 493 BCF, RF = 77,9 ; Skenario 3 Gp = 495 BCF, RF = 78,2 . Skenario 3 mampu menghasilkan produksi gas dan financial income paling maksimal karena dapat meningkatkan kemampuan alir gas semua sumur di Lapangan B sehingga dapat disimpulkan bahwa Skenario 3 direkomendasikan untuk diimplementasikan.

---

ABSTRACTAfter producing for 10 years the deliverability of seven gas wells in Field B is naturally declined with a decrease in flow rate and pressure. The decrease in each well is not uniformly influenced by the reservoir type and sub surface conditions that caused gas production is not maximal. The problem is solved by lowering the well abandonment pressure to reduce the back pressure effect of the surface facility. This method is applied by modifying the well operating scheme. Simulations were performed to predict gas flow rates, pressures, cumulative gas production and Recovery Factor during 2018 2028 on three scenarios which is Scenario 1 , base case, that gas is naturally produced according to the well initial deliverability until it reaches the first abandonment pressure at 600 psi 2 , header case, ie installing a new header with operating pressure lower than the existing header 3 , low pressure case, ie lowering abandonment pressure down to 250 psi. Simulation resulted as follows Scenario 1 Gp 415 BCF RF 65.5 Scenario 2 Gp 493 BCF RF 77.9 Scenario 3 Gp 495 BCF RF 78.2 . Since Scenario 3 is able to produce maximum gas production and financial income due to improving all gas well deliverability in Field B, it can be concluded that Scenario 3 is recommended to be implemented."

"ABSTRAKTulisan ini membahas mengenai tanggung jawab kontraktual antara transporter dan shipper dalam Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa terkait dengan asas proporsionalitas khususnya pada klausul ship-or-pay. Penerapan asas proporsionalitas merupakan aspek yang penting agar kedudukan hak dan kewajiban antara shipper dan transporter dapat seimbang. Penulis menganalisa tanggung jawab kontraktual PT. X selaku transporter dan PT. Y selaku shipper. Pembahasan akan permasalahan dilakukan dengan mengacu pada peraturan perundang-undangan yang berlaku di bidang gas bumi juga prinsip hukum perjanjian pada umumnya, khususnya terkait asas proporsionalitas. Pada perjanjian ini terdapat kewajiban utama dari transporter, yaitu untuk melakukan jasa pengangkutan gas bumi menggunakan pipa mulai dari titik serah sampai dengan titik terima. Sedangkan shipper memiliki tanggung jawab untuk menyerahkan gas sesuai dengan reserved capacity dan membayar tarif pengangkutan kepada transporter. Apabila shipper tidak dapat menyerahkan gas dalam jumlah minimum di titik serah, maka shipper memiliki kewajiban untuk membayar kepada transporter. Jika tidak dilihat secara teliti maka klausul ship-or-pay yang ada di dalam perjanjian ini akan dianggap tidak memenuhi asas proporsionalitas. Dari hasil analisis terhadap perjanjian tersebut, penulis menyarankan agar i adanya pengaturan BPH Migas terkait make-up gas dan ii penggunaan LNG sebagai opsi bagi pembangkit listrik mesin gas milik shipper.

---

ABSTRACTThis thesis analyze contractual liability based on principle of proportionality between transporter and shipper in Pipeline Gas Transportation Agreement. The implementation of the proportionality principle is very important to make an equal position of the rights and obligations of the shipper and transporter. The author analyze the contractual liability of PT. X as a transporter and PT. Y as a shipper. This thesis analyze will be referred to the applicable laws in gas sector in Indonesia, the principle of contract law especially regarding the proportionality principle. In this agreement, transporter main obligation is to transport the gas from receipt point to delivery point. On the other side, shipper shall be responsible to deliver gas at receipt point and to pay pipeline tariff to transporter. If the shipper failed to tender a minimum quantity of gas to the transporter at the receipt point, shipper shall have a payment obligation to the transporter as a result of occurrence of the Annual Deficiency Volume. If not reviewed carefully, the ship or pay clause contained in this agreement shall be deemed not meet the proportionality principle. Based on the analysis to this agreement, the author suggest that i BPH Migas shall make a regulation related to the make up gas and ii utilization of small scale LNG as an option for shipper rsquo s gas engine power plant."

"Pembangunan Terminal LNG Gresik bertujuan untuk memenuhi kebutuhan gas sebesar 109 MMSCFD bagi PLTGU Jawa-3 yang terintegrasi dengan Terminal LNG Gresik dimana sumber gasnya diperoleh dari beberapa kilang LNG di dalam dan luar negeri. Pemodelan sistem logistik LNG untuk Terminal LNG Gresik dibangun untuk menggambarkan rantai pasokan LNG dari kilang LNG ke Terminal LNG Gresik dan akan dibuat beberapa skenario pasokan. Model yang dibangun bersifat linear dan akan dilakukan optimasi terhadap model tersebut dengan menggunakan pemrograman linear untuk mendapatkan biaya suplai gas minimum. Pemrograman linear mencakup penentuan fungsi objektif, variabel keputusan, batasan-batasan dan melibatkan Solver dari perangkat lunak Microsoft Excel untuk mendapatkan solusinya. Hasil menunjukkan biaya pasokan gas minimum diperoleh melalui skenario pasokan langsung dengan sumber gas berasal dari dalam dan luar negeri dengan kombinasi pasokan dari kilang Bontang sebesar 15,79 Bcf 40 pasokan dan dikirim sebanyak 12 kali per tahun, kilang Tangguh sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun dan kilang Bintulu sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun.

---

The construction of LNG Gresik Terminal is aimed to fulfill the 109 MMSCFD gas requirement for PLTGU Java 3 which is integrated with the terminal where the gas source is obtained from several domestic and abroad liquefaction plants. The modeling of the LNG logistics system for LNG Gresik Terminal was built to illustrate the LNG supply chain from the liquefaction plants to the terminal and several supply scenarios will be proposed.

The built model is linear and will be optimized by using linear programming to get the cheapest gas supply cost. Linear programming involves the determination of objective functions, decision variables, constraints and using Solver from Microsoft Excel software to get its solution.

The result shows that the minimum gas supply cost is obtained through direct supply scenario with gas source from domestic and abroad with combination of gas supply Bontang equal to 15.79 Bcf 40 supply with 12 shipments, Tangguh equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments and Bintulu equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments."

"Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar.

---

This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation."

"Metode inversi EEI dapat mengkarakterisasi reservoar batuan, baik litologi maupun kandungan fluida pengisi pori. Metode EEI diharapkan dapat mengkarakterisasi reservoar di lokasi penelitian yang memiliki perselingan batuan pasir dan lempung dengan ketebalan kurang dari 60 ft. Parameter-parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah parameter yang memiliki koefisien korelasi yang tinggi antara log target dan log parameter pada sudut tertentu best chi angle . Parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah impedansi P AI , Vp/Vs, porositas total PHIT , dan volum lempung VCL.Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa Formasi Lower Sihapas memiliki batuan pasir yang lebih dominan dibandingkan dengan Formasi Upper Sihapas. Pada batuan pasir di Formasi Lower Sihapas terdapat konten minyak yang ditandai dengan nilai volume lempung rendah, Vp/Vs rendah, dan saturasi air bernilai 25 - 60.

---

EEI inversion method can characterize reservoir rock, either lithology and fluid content. EEI method hopefully can characterize reservoir in research area that have lithology of sand and shale which have less than 60 ft thickness. Parameters that are used in EEI inversion are parameters that have high value of correlation coefficient Parameters that are used in this research are P impedance, Vp Vs, total porosity PHIT , and volume of clay VCL.

The results show that lithology in Lower SIhapas Formation have more dominant sandstone than Upper Sihapas Formation. Sandstone in Lower Sihapas Formation have oil content which is identified by low value of VCL, low value of Vp Vs, and water saturation value range from 25 60."

"Klausula Indemnitas atau Klausula Ganti Rugi merupakan salah satu ketentuan penting dalam kontrak pengeboran internasional untuk membantu mengalokasikan risiko kepada pihak yang berada dalam posisi yang paling tepat untuk menanggung risiko tersebut. Konsep ini memiliki peranan yang signifikan dalam kontrak kontrak di bidang minyak dan gas bumi, karena karakter khusus dari industri tersebut. Skripsi ini membahas unsur utama dari konsep indemnitas, penggunaan klausula indemnitas dalam kontrak pengeboran serta kekurangan dan kelebihan penggunaan klausula indemnitas tersebut dan juga termasuk hal hal penting yang harus diperhatikan oleh para pihak dalam perjanjian.;

---

Indemnity clause is one of the key provisions in the international contract that helps to allocate risk to the party who is in a better position to accept it. The concept has particularly great significance in oil and gas contracts due to the specific features of the industry. The paper looks at the main elements of the concept and at the ways it is applied in the international drilling rig service contract, some advantages and disadvantages of using indemnity clause in the contract including some critical points that need to be taken into account by the parties to the contract."

"Industri minyak dan gas sedang berjuang memangkas biaya operasionalnya ditengah menurunnya harga minyak. Kontraktor berusaha untuk tidak melewatkan potensi pemasukan yang ada, khususnya tender proyek dari operator minyak dan gas. Proses penawaran pada kontraktor pengadaan alat pengeboran minyak dan gas masih memiliki rentang waktu pengerjaan yang lama. Perbaikan proses penawaran menggunakan metodologi rekayasa ulang proses bisnis dapat mengurangi waktu lembur pada aktivitas penawaran. Model proses baru yang dirancang menghasilkan pengurangan waktu siklus proses penawaran hingga 49,60.

---

Oil and gas industry is in its effort to cut operational cost in the downturn of oil price. Contractor struggle to achieve potential sales, especially within operator rsquo s project tenders. Bidding process in contractor of oil and gas drilling equipment procurement still has long lead time. A process improvement approach using business process reengineering was applied on it therefore reducing cycle time on bidding process. A new process model was designed and 49,60 cycle time reduction was found."

"ABSTRAKIndonesia memiliki cadangan gas non konvensional berupa shale gas yangcukup besar yaitu sebesar 574 Tcf (hypothetical resources), yang belumdiexplorasi hingga saat ini. Potensi shale gas ini perlu untuk segera dimanfaatkanuntuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri yang diperkirakan akan meningkatdengan pesat di masa akan datang. Data-data biaya CAPEX dan OPEX akandiambil dari contoh pengembangan shale gas di Marcellus basin sebagaibenchmark. Profil produksi gas diestimasi dengan menggunakan modelpersamaan exponensial menurun.Dari hasil analisa keekonomian diketahui bahwa pengembangan shale gas diSumatera Selatan akan potensial menguntungkan secara komersial apabila salesgas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU, FTP (first trance petroleum)sebesar 0% dan profil produksi sedang atau tinggi. Sedangkan bila sales gas dijualdengan harga awal 6 USD/MMBTU akan kurang menguntungkan bahkan padaprofil produksi tinggi sekalipun. Hasil analisa sensitivitas menunjukkan bahwaperubahan besaran harga gas dan produksi gas memberikan pengaruh positifterhadap IRR dan BEP, sedangkan perubahan besaran CAPEX memberikanpengaruh sebaliknya. Perubahan besaran harga gas memberikan pengaruh yanglebih besar baik terhadap IRR maupun BEP dibandingkan perubahan produksigas. Pemberian insentif berupa penetapan FTP sebesar 0% (dibandingkan dengankondisi normal FTP sebesar 20%) memberikan pengaruh yang relatif kecilterhadap IRR dan BEP. Apabila gas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU danFTP sebesar 0%, maka pada recovery factor sebesar 10% dari potensi kandunganshale gas di Sumatera Selatan, dapat diperoleh potensi pemasukan buatpemerintah Indonesia sebesar 352 trilyun rupiah.

---

ABSTRACTIndonesia has hypothetical resources of unconventional shale gas about 574tcf that has not been explored yet. The potential of shale gas resources should beutilized to fulfill the fast growing demand of natural gas expected in the future.CAPEX and OPEX cost will be adopted from example of shale gas developmentof Marcellus shale as a benchmark. Gas production profile will be estimated byusing declining exponential model of equation.The economic analysis result shows that shale gas development in SouthSumatera will be feasible if initial price of sales gas is 10 USD/MMBTU, FTP is0% and gas production profile is medium or high type. On the other hand if initialsales gas price is at 6 USD/MMBTU then it will not be feasible even at highproduction profile. Sensitivity analysis result shows that sales gas price andproduction profile will give positive impact to IRR and BEP. In contrary, CAPEXwill give negative impact. Sales gas price will give higher impact than gasproduction. Government incentive like FTP at 0% (instead of 20% at normalcondition) will give insignificant impact to IRR and BEP. In case sales gas is at 10USD/MMBTU and FTP at 0%, with recovery factor of 10% from hypotheticalshale gas resources in South Sumatera, it is estimated that the potential income toIndonesian Government is about 352 trillion rupiah."

"Reservoar gas batu pasir pada formasi Arang telah berhasil di karakterisasi dengan mengintegrasikan ketiga metode dari inversi simultan, analisis LMR dan analisis AVO. Karakterisasi difokuskan dalam dua hal yaitu identifikasi litologi dan kandungan fluidanya. Pada studi ini masing-masing metode akan menghasilkan parameter fisis yang sensitif terhadap karakter dari reservoar.Inversi simultan menghasilkan tiga parameter fisis berupa impedansi P (Zp), impednasi S (Zs), dan rasio Vp/Vs. Sementara transformasi LMR akan menghasilkan dua parameter fisis yaitu Mu-rho dan Lamda-rho. Identifikasi litologi dilakukan melalui analisis parameter fisis Mu-rho dan impedansi S sedangkan identifikasi kandungan fluida melalui analisis parameter Lamda-rho, impedansi P, dan rasio Vp/Vs. Analisis AVO dilakukan untuk mengetahui tipe kelas anomali dari gas yang mengisi reservoar melalui analisis gradien. Hasil studi menunjukan parameter Mu-rho dan lamda rho berhasil menggambarkan persebaran reservoar gas batu pasir secara 3D. Hasil impedansi S, impedansi P, dan Vp/Vs juga menujukan indikasi dari reservoar batu pasir di daerah yang sama. Terakhir berdasarkan analisis AVO tipe gas dalam reservoar adalah kelas IIp.

---

Gas sand resrvoir at Arang formation has been characterized by integrating three method from simultaneous inversion, LMR analysis, and AVO analysis.Characterization is focused on two things, litologi identification and fluid content. Each method in this study will produce parameter which sensitive to reservoar character. Simultaneous inversion results three physical parameters P-impedance, S-impedance, and ratio Vp/Vs. Whereas LMR transformation results two parameters, Lamda-rho and Mu-rho. Litology identification is done with Mu-rho and S-impedance analysis while fluid content identification is done with Lamda-rho, P-impedance, and ratio Vp/Vs. AVO analysis has purpose to know anomaly type from gas in reservoar through gradient analysis. This study shows that Mu-rho and Lamda-rho analysis can deliniate Gas Sand Reservoar in 3D form. While S-impdance, P-impedance, and Vp/Vs also indicate gas sand reservoar in the same spot. Finally based on AVO analysis, gas type in reservoar is class IIp."