Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Twenty four kind of identified feedstuffs were given to animal by women farmers group namely"Lestari" im Kwarasan, Kewdung Keris, Nglipar Gunung Kidul."

"Peranan komoditi minyak bumi dan gas bumi masih dominan sebagai penghasil devisa negara dalam memberikan kontribusi yang cukup besar bagi perekonomian Indonesia. Meskipun saat ini peranan tersebut semakin menurun namun komoditas migas tetap merupakan andalan dalam pengembangan perekonomian Indonesia. Seiring dengan terus melonjaknya kebutuhan minyak bumi di dalam negeri dalam satu dasawarsa terakhir ini, menyebabkan ketergantungan terhadap impor semakin besar. Pada suatu sisi, penerimaan devisa negara akan meningkat namun pada sisi yang lain untuk memenuhi kebutuhan BBM domestik, pemerintah harus menambah minyak mentah sebagai bahan baku, akibatnya harga pokok BBM membesar dan pemerintah harus menambah subsidi untuk mencapai harga yang dapat terjangkau oleh masyarakat.Persoalan ini semakin berat karena peningkatan konsumsi di dalam negeri dalam satu dasawarsa terakhir semakin tergantung pada impor. Kondisi tersebut mendorong perlu adanya pemanfaatan gas bumi, mengingat cadangan gas bumi yang ada cukup besar untuk dipasarkan pada konsumen domestik maupun internasional sehingga memberikan alternatif sumber energi di dalam negeri. Permasalahan lain juga muncul, walaupun kemampuan produksi gas bumi sangat besar namun karena cadangan gas bumi letaknya tersebar di seluruh Indonesia dan cadangan-cadangan gas bumi yang besar letaknya jauh dari pusat pasar/konsumen yakni Pulau Jawa yang memiliki cadangan yang terbatas karena pada waktu yang lalu harga gas bumi tidak menarik bagi investor untuk bersaing dengan harga BBM yang disubsidi, sehingga investor enggan menanamkan modalnya untuk pengembangan cadangan gas bumi pada daerah tersebut. Kondisi di atas menimbulkan pertanyaan, seberapa besar peranan gas bumi saat ini terhadap perekonomian Indonesia yang secara ekonomis dapat diandalkan sebagai sumber energi alternatif.Penelitian ini mencoba untuk mendapatkan jawaban atas permasalahan di atas, yaitu dengan cara melakukan studi empiris yang meliputi analisis deskriptif, analisis kuantitatif dengan menggunakan model input-output.Berdasarkan hasil dari analisis input-output serta didukung dengan analisis deskriptif maka dapat diketahui bahwa: secara umum pemanfaatan gas bumi belum optimal sehingga perlu untuk dilakukan optimalisasi pemanfaatan gas bumi."

"Penentuan lokasi sumber kebocoran gas ataupun masalah pelacakan dalam penyelundupan obat bius sangat penting untuk dapat dilakukan dengan cepat dan tepat. Hingga scat ini pelacakaan sumber gas secara elektronik masih jarang dilakukan penelitian, hal ini disebabkan belum berkembangnya sistem sensor gas. Makalah ini membahas pembuatan sistem penentuan dan pelacakan sumber gas dengan menggunakan 3 buah sensor semikonduktor model TGS-822 yang dikontrol oleh komputer dan gerakan pelacakan secara manual. Mekanisme respon dari sensor gas bahan semikonduktor ini didasarkan pada teradsorbsi oksigen yang berada pada lingkungan gas sehingga terjadi penurunan konsentrasi elektron bebas pada bahan semikonduktor dan konduktivitas sensor menjadi lebih rendah. Hal ini berkaitan langsung dengan konsentrasi gas yang terdeteksi. Sistem ini telah diuji secara elektronik dan telah digunakan dalam uji coba melacak sumber gas dari alkohol. Hasil uji coba sistem ini meliputi: kestabilan sistem sensor dalam mendeteksi gas, karakteristik sistem sensor, kalibrasi sensor, pola medan gas dalam terowongan angin, sistem pelacakan sumber gas."

"Meskipun Indonesia memiliki cadangan gas alam yang melimpah, hanya sebagian kecil gas alam Indonesia digunakan untuk bahan bakar transportasi darat. Transisi dari kendaraan berbahan bakar minyak menuju kendaraan berbahan bakar gas di Indonesia menghadapi permasalahan yang kompleks, karena ada empat aktor yang terinterkoneksi - pemilik mobil, pemerintah, stasiun pengisian bahan bakar dan industri otomotif. Setiap aktor memiliki tujuan, keputusan dan pertimbangannya masing - masing. Pemerintah harus membuat kebijakan terintegrasi untuk mengintervensi transisi kendaraan bahan bakar gas dengan mempertimbangkan aktor - aktor tersebut. Untuk mengevaluasi kebijakan - kebijakan pemerintah, simulasi permodelan berbasis agen dapat digunakan untuk memprediksi dampak kebijakan dan untuk mendapatkan pengertian yang mendalam terkait kompleksitas transisi tersebut. Penelitian ini mengevaluasi tiga opsi kebijakan transisi kendaraan berbahan bakar gas dengan mengembangkan model berbasis agen. Hasil simulasi menunjukkan bahwa kebijakan meningkatkan jumlah infrastruktur stasiun pengisian bahan bakar memberikan hasil transisi terbaik. Namun pemerintah harus mempertimbangkan profitabilitas setiap SPBG agar transisi kendaraan bahan bakar gas dapat berkelanjutan.

---

Although Indonesia has abundant reserves of natural gas, only small portion of the gas is used as fuel for land transportation. Transition from oil-based land vehicles to natural gas vehicles (NGV) in Indonesia faces a complex problem, because there are four interconnected actors - car owners, government, refueling stations and automotive industries. Each actors has their own objectives, decisions and considerations. The government needs to put an integrated policy intervention into the market to optimize the adoption of NGV by considering the different actors. In order to evaluate these policies, an agent-based simulation can be developed to predict the outcome of the policies and to gain insight on the complexities of the problem. This research conducts experiments on three different policies regarding the transition by testing in on the developed model. The simulation shows that enhancing refueling stations infrastructure policy help fasten the transition to NGV best. However, government has to ensure the profitability of each refueling stations in order to maintain the sustainability of the transition."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"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 %."

"Empat sumur gas lapangan A memproduksi gas dan kondensat, setiap sumur memiliki kemampuan produksi yang berbeda. Optimasi kondensat dilakukan terhadap produksi kepala sumur di WHP dan proses stabilisasi pada unit kondensat stabilizer di FPSO. Perlu dilakukan uji penyaluran gas dan analisis nodal sumur untuk menentukan hubungan laju alir produksi kondensat yang optimum. Kondisi unit pemrosesan kondensat di FPSO juga mengalami perubahan umpan dan penurunan kinerja alat, hal ini perlu dilakukan simulasi optimasi dengan menggunakan perangkat lunak HYSYS versi legal yang diperoleh secara formal. Upaya optimasi produksi harus memperhatikan aspek kesehatan, keselamatan, keamanan dan lingkungan (K3L) kerja terkait bahaya gas beracun H2S dan gas mudah terbakar. Hal ini perlu dilakukan oleh tim yang professional dan tersertifikasi serta ditunjang oleh prosedur operasional yang baku. Uji laboratorium terhadap fluida sumur dan kondensat dilakukan oleh laboratorium yang terakreditasi oleh KAN (Komite Akreditasi Nasional) untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi. Berdasarkan hasil optimasi di area sumur saat ini produksi kondensat di 4469 bpd  dengan produksi sour gas 90 mmscfd. Sumur A1 direkomendasikan untuk di non aktifkan karena tumpukan kondensat (condensate banking). Sumur A2 dibatasi laju aliran gas dengan bukaan choke valve 24% dengan gas flowrate 15 mmscfd dan kondensat 672 bpd. Sumur A3 dengan bukaan choke valve di 47% gas flowrate 40 mmscfd, 2145 bpd kondensat dan sumur A4 dengan bukaan choke valve 50 % gas flowrate 35 mmscfd dan 1652 bpd kondensat.  Terkait optimasi pada unit kondensat stabilisasi dapat disimpulkan bahwa suhu kerja reboiler optimal berada pada suhu 169°C. Pada laju umpan untreated kondensat 4469 bpd, hasil simulasi menghasilkan kondensat sebesar 4226 bpd pada suhu reboiler 169°C dan RVP sebesar 8,2 Psia. Kondisi aktual pabrik saat dilakukan proses dengan suhu reboiler 173°C, laju volume kondensat 4213 bpd, RVP 7,8 Psia. Perbedaan volume kondensat antara simulasi optimasi dan uji coba pabrik adalah 13 bpd, suhu menurun hingga 4°C, RVP sangat mendekati persyaratan pembeli yaitu < 9 Psia pada 7,8.

---

Gas field A have four wells that produced gas and condensate, each well has a different production capacity.Condensate optimization is carried out on the wellhead area in the WHP and the stabilization process in the Condensate Stabilizer Unit (CSU) in the FPSO. Gas delivery tests and well Nodal Analysis are required to determine the gas and condensate production flow rate relationship. The condition of the condensate processing unit in the FPSO also experienced changes in feed and decreased equipment performance, this needs to be optimized simulation using HYSYS legal software which is obtained formally . Production optimization activities must be followed to Health, Safety, Security and Environment (HSSE) aspects related to the hazards of H2S toxic gas and flammable gas. This shall be performed by professional and certified team and supported by standard operational procedures. Laboratory tests of well fluids and condensates are carried out by laboratories accredited by KAN (National Accreditation Committee) to meet the technical and ethical aspects of the profession. Based on the optimization results in the current well area, condensate production is at 4469 bpd with sour gas production of 90 mmscfd. Well A1 is recommended to be deactivated due to condensate banking. Well A2 is limited to a gas flow rate of 24% with a gas flow rate of 15 mmscfd and 672 bpd of condensate. Well A3 with a choke valve opening of 47% with a gas flow rate of 40 mmscfd, 2145 bpd of condensate and well A4 with a choke valve opening of 50% with a gas flow rate of 35 mmscfd and 1652 bpd of condensate. Regarding the optimization of the condensate stabilization unit, it can be concluded that the optimal reboiler working temperature is at 169°C. At an untreated condensate feed rate of 4469 bpd, the simulation results produce condensate of 4226 bpd at a reboiler temperature of 169°C and an RVP of 8.2 Psia. The actual condition of the plant when the process is carried out with a reboiler temperature of 173°C, a condensate volume rate of 4213 bpd, and an RVP of 7.8 Psia. The difference in condensate volume between the optimization simulation and the plant trial is 13 bpd, the temperature decreases by 4°C, and the RVP is meet to the buyer's requirements of <9 Psia at 7.8. "

"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"