Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Pelumas adalah salah satu produk non BBM yang menjadi andalan untuk mendapatkan laba bagi PERTAMINA. Oleh sebab itu optimasi produksi perlu dilaksanakan dalam menghadapi persaingan pasar. Melalui studi simulasi, dilakukan percobaan-percobaan untuk mengoptimalkan sarana produksi yang telah ada. Yaitu dengan memilih kombinasi terbaik dari tanki-tanki blending yang digunakan untuk memproduksi pelumas khusus dalam kemasan liter dan kemasan galon. Dari 8 tanki blending dengan 4 macam tipe kapasitas yang ada di LOBP, dapat dibuat 14 macam kombinasi tanki blending dimana setiap kombinasi terdiri dari 2 tanki blending. Setiap kombinasi akan menghasilkan batch size produk yang berbeda. Permintaan pelumas dalam kemasan sangat berfluktuasi setiap harinya. Qleh sebab itu penentuan kombinasi yang paling baik sangat diperlukan, agar stole pelumas dtgudang tidak kekurangan atau tidak bertebihan (overstock) dalam mengantisipasi permintaan yang ada. Diharapkan model yang dibuat dalam studi ini dapat digunakan dan dikembangkan dikemudian hari.

Abstrak :
ABSTRAK
Pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam memiliki tantangan teknis dan ekonomis, terkait dengan teknologi dan fasilitas produksi yang baru untuk dapat memproduksikan gas pada kondisi lingkungan yang ekstrem. Dalam penelitian ini dilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam dengan metode pengembangan sistem produksi bawah laut. Analisa teknis meliputi analisa flow assurance, khususnya strategi manajemen hidrat untuk menjamin keberlangsungan aliran gas dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Dari analisa teknis didapatkan konfigurasi pencegahan dan penghilangan hidrat. Analisa ekonomi mencakup perhitungan biaya investasi pada setiap alternatif konfigurasi yang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan dengan perhitungan keekonomian berdasarkan skema PSC yang berlaku di Indonesia. Dengan harga gas ekspor dan domestik sebesar 11/MMBTU dan 7/MMBTU, konfigurasi MEG dengan teknologi MRU adalah yang paling optimum karena memberikan IRR dan NPV yang terbesar yaitu sebesar 14,8 dan 794,5 juta US . Berdasarkan hasil sensitivitas keekonomian, CAPEX, harga gas ekspor dan hasil bagi untuk kontraktor memberikan pengaruh terbesar untuk IRR dan NPV, sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang terkecil. Untuk mendapatkan minimum IRR sebesar 18 yang dipersyaratkan oleh regulator, CAPEX perlu ditekan sebesar 10 dan dengan besaran hasil bagi untuk kontraktor minimum sebesar 50.

---

ABSTRACT
Deepwater gas greenfield development has technical and economic challenges, related to new technology and production facilities and that can be used for producing gas in the extreme ambient conditions. Technical analysis includes flow assurance analysis, selection of hydrate inhibitors MEG MeOH and determine minimum injection flow rate of hydrate inhibitors and hydrate remediation strategy. Economic analysis includes the calculation of investment cost on each configuration that meets the technical criteria above. Then continue with calculation of economic parameter based on applicable Indonesia PSC scheme. With export gas and domestic gas price 11 MMBTU and 7 MMBTU, MEG with MRU technology is the most optimum because it provides the largest IRR 14.8 and NPV 794.5 million US . Based on IRR and NPV sensitivity analysis CAPEX, export gas price and contractor split have significant effect to IRR and NPV otherwise OPEX has the most un significant effect to IRR and NPV. To obtain the minimum IRR of 18 required by the regulator, CAPEX needs to be reduced by 10 and by changing the contractor split by a minimum of 50 for contractor.

Abstrak :
ABSTRAK
Hidrogen sulfida merupakan gas beracun yang terkandung pada instalasi produksi associated gas suatu industri eksplorasi minyak dan gas. Skripsi ini merupakan penelitian deskriptif dengan pendekatan semi kuantitatif menggunakan data sekunder perusahaan dan literature serta observasi lapangan yang kemudian dianalisis menggunakan perangkat lunak Areal Location Hazardous Atmosphere (ALOHA). Tujuan penelitian ini adalah mengetahui konsekuensi yang terjadi berdasarkan jangkauan dispersi gas, dan populasi berisiko terpajan dari skenario kebocoran instalasi produksi associated gas yang sudah dirancang. Hasil penelitian ini didapatkan bahwa skenario worst case (ruptur dan tidak terkendali) pada pipa gas berukuran 10 inch memiliki dispers gas paling luas. Dalam satu jam, dispersi gas H2S terjauh dengan AEGL-1 0.51 ppm (60 min) mencapai 3.6 km dengan populasi berisiko mencakup penduduk yang tinggal di sekitar area station produksi PT. X. Selain itu didapatkan gambaran pengetahuan populasi berisiko terpanajan mengenai bahaya kebocoran gas serta gambaran sistem keselamatan kebocoran gas yang tersedia di PT.X

---

ABSTRACT
Hydrogen sulfide is a toxic gas that is contained on the installation of associated gas production of an oil and gas exploration industry. This thesis is a descriptive study with a semi-quantitative approach using secondary data from the company, literature and field observations. Then, these data are analyzed using the software Areal Location of Hazardous Atmosphere (ALOHA). The purpose of this study was to determine the consequences that occur based on the range of gas dispersion, and population at risk to exposed of leakage scenarios that have been designed at the associated gas production installations. The results of this study found that the worst case scenario (uncontrolled rupture) in a 10 inches gas pipeline has the most extensive gas dispersion. Within an hour, the farthest H2S gas dispersion with AEGL-1 0.51 ppm (60 min) reached 3.6 km with a population at risk include people living in the surrounding area of production station. Moreover, other results from this study were the level of knowledge from population at risk about the dangers from gas leaks and gas leaks safety systems overview that available in PT.X.