Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK Lapangan minyak atau gas marginal adalah lapangan yang keekonomiannya marginal, artinya rate of return dari lapangan tersebut sedikit lebih rendah dibandingkan dengan Minimum Atractive Rate of Return pengusaha. Hal ini disebabkan karena melemahnya harga minyak internasional dan gas serta biaya total produksi yang tinggi. Rate of return digunakan sebagai standar indikator ekonomi untuk menilai keekonomian suatu usulan lapangan. Lapangan marginal dapat menjadi menarik untuk dikembangkan apabila keekonomiannya diperbaiki. Perbaikan keekonomian ini dapat dilakukan dengan merubah besaran-besaran yang mempengaruhi keekonomian tersebut, salah satunya melalui pemberian kebijakan insentif. Penelitian ini menetapkan sebuah model paket insentif untuk pengembangan lapangan minyak dan gas dengan keuntungan marginal. Model disusun berdasarkan variabel eksogen dan endogen yang mempengaruhi hasil keluaran sistem. Melalui analisa sensitivitas telah dapat dilihat pengaruh perubahan rate of return kontraktor terhadap perubahan variabel eksogen contractor share, kredit investasi, Domestic Market Obligation (DMO), dan First Tranche Petroleum (FTP). Berdasarkan penelitian ini telah diperoleh beberapa alternatif usulan paket insentif untuk lapangan minyak pada kondisi harga minyak internasional sebesar 14 US$/Barel; 16 US$/Barel, dan 18 US$/Barel serta biaya total produksi sebesar 7 US$/Barel dan 8 US$/Barel. Sedangkan lapangan gas pada kondisi harga jual 2.0 US$/MMBTU; 2.5 US$/MMBTU dan 3.0 US$/MMBTU serta biaya total produksi sebesar 1.0 US$/MSCF dan 1.2 US$/MSCF. Hasil perhitungan model pada beberapa alternatif paket insentif telah memberikan kenaikan rate of return kontraktor dari 15% sampai 20%, sesuai dengan rata-rata rate of return kontraktor yang beroperasi di Indonesia. Dengan demikian dapat menggairahkan kembali investasi eksplorasi dan produksi migas di Indonesia pada wilayah bagi hasil produksi-konvensional.

---

ABSTRACT Oil and gas marginal field can be categorized as a field, which the rate of return (ROR) is slightly lower than the minimum attractive rate of return (MARK). Low oil price in the international market and high production cost are the main factor that caused the ROR is slightly lower than MARR. Rate of return is used as economic indicator to determine the feasibility of oil and gas marginal field. With economic improvement, marginal field can be attractive for investment. Economic improvement can be done by modifying the main variables that influence the economic of oil field. One example of modifying variables is by offering incentive policy to the investor. This research developed a model of incentive package for oil and gas in marginal field. The model consist of exogenous variables and endogenous variables that influence the output of the system. With the sensitivity analysis the contractor rate of return changed by modifying main exogenous variables such as: contractor share, investment credit, Domestic Market Obligation (DMO), and First Tranche Petroleum (FTP). This research showed, that there are several incentive policy alternatives that can be offered to the investor. For the oil field, alternatives are computed, based on three different international oil price at $14/Barrel; $16/Barrel; $18/Barrel and the total production cost of $7/Barrel and $8/barrel. The gas field computation are based on the selling price at 2.0 US$/MMBTU; 2.5 US$/MMBTU; 3.0 US$/MMBTU and the total production cost of 1.0 US$/MSCF and 1.2 US$/MSCF. Computing the above numbers into a model will result an increase in Rate of Return of investor from 15% to 20%, which is the average of Rate of Return for an investment in Indonesia. With this recalculated Rate of Return, the production sharing contract of oil and gas exploration and production in conventional area in Indonesia can be very attractive to the investor.

Abstrak :
ABSTRAK
Penetapan harga wellhead gas bumi selama ini lebih diserahkan kepada keekonomian lapangan gas bumi yang dalam pelaksanaannya penghitungan keekonomian lapangan gas bumi dirancang dengan untuk memberikan revenue yang sebesar-besarnya kepada Pemerintah. Hal tersebut mengakibatkan harga gas bumi menjadi lebih tinggi dan tidak adanya kepastian harga gas bumi dalam jangka panjang mengakibatkan konsumen pengguna gas bumi mengalami kesulitan. Penetapan harga gas bumi dengan metode fix price dengan mempertimbangkan keekonomian lapangan dan daya beli industri pengguna gas dapat memberikan kepastian baik produsen gas dan industri pengguna gas bumi. Kemampuan daya beli industri pengguna gas dianalisis melalui data gas sales aggrement (GSA) yang merupakan hasil negosiasi antara produsen gas dan konsumen gas. Analisis keekonomian lapangan gas bumi dalam kontrak bagi hasil untuk menghasilkan harga sesuai dengan kemampuan daya beli konsumen gas dilakukan pada 3 lapangan gas dengan variasi besaran cadangan komersial. Kesimpulan studi ini adalah harga yang layak untuk konsumen gas bumi yang dapat digunakan sebagai acuan dalam menetapkan harga welhhead gas adalah dalam rentang 5.8 ? 6.4 US$/MMBTU dengan cara memodifikasi kontrak bagi hasil melalui pemberian insentif berupa peningkatan contractor share, pemberian tax holiday dan pemberian investment credit kepada ketiga lapangan gas sehingga keekonomian lapangan gas tidak terganggu.

---

ABSTRACT
The aim of this study is to get the wellhead price of natural gas eligible for gas consumers and on the other hand, does not interfere with the economics of oil and gas field. This study is motivated by the current stipulating of wellhead gas price base on the economics of gas field. In practice, the economics calculation of the gas field is designed to get revenue for the government as much as possible. This resulted in the price of gas becomes higher and the lack of certainty of natural gas price in the long term lead to consumers of natural gas users get several difficulties. The study will analyze the purchasing power of consumers in the domestic market as a reference in setting the wellhead price of natural gas and analyze the economics of natural gas field in production sharing contract using the wellhead price of natural gas that has been set up. The study concludes that decent price for consumers of natural gas are 5.8 ? 6.4 US$/MMBTU by modifying the production sharing contracts through the provision of incentives in the form of an increase in contractor share, provision tax holidays and provision investment credit so economical gas field is not disturbed.

Abstrak :
ABSTRAK
Salah satu lapangan gas di Wilayah Kerja WK Offshore PT X, yaitu Lapangan B, telah mengalami penurunan tekanan reservoir yang signifikan. Produksi gas dari Lapangan B ini akan diproses di fasilitas produksi yang juga mengakomodir produksi dari lapangan gas lain, yaitu Lapangan A. Pada Januari 2017, dari perkiraan profil tekanan yang ada, tekanan gas dari Lapangan B yang sampai di titik tie-in eksisting sudah lebih rendah dari tekanan operasi fasilitas produksi. Oleh karena itu, agar gas dari Lapangan B dapat tetap diproduksikan, diperlukan optimasi di fasilitas produksi eksisting.Pada penelitian ini dilakukan analisis tiga alternatif solusi optimasi fasilitas produksi yang akan dilakukan. Evaluasi teknis dilakukan dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Unisim sedangkan perhitungan keekonomian akan dilakukan menggunakan metode levelized cost. Selain itu, dilakukan juga analisis sensitivitas keekonomian terhadap komponen harga gas, produksi gas, CAPEX, OPEX dan discount rate. Berdasarkan hasil simulasi proses dan perhitungan keekonomian, semua alternatif secara teknis dan ekonomis dapat dilakukan untuk menjaga keberlangsungan produksi Lapangan A dan Lapangan B.Alternatif solusi yang paling optimum adalah alternatif 2 karena memberikan nilai kumulatif produksi gas dan NPV yang terbesar. Berdasarkan perhitungan sensitivitas NPV, parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV alternatif 2 adalah harga gas dan produksi gas sedangkan CAPEX memberikan pengaruh terkecil. Kata kunci: Lapangan Gas Bertekanan Rendah, Optimasi, Fasilitas Produksi, Keekonomian.

---

ABSTRACT
B Field, one of the gas fields in the PT X Offshore Working Area, reservoir pressure has declined significantly. Gas production from B field will be processed at the production facility that also accommodates the production from another gas field, A Field. In January 2016, of the estimate of the pressure profile, gas pressure from B Field at existing tie in point already lower than the operating pressure of the production facilities. Therefore, in order to maintain the gas production from B Field, existing production facilities should be optimized. In this research, three alternative solutions analyzed to optimize the production facilities. Technical evaluation will be done by Unisim process simulation software while the economic calculations will be performed by levelized cost method. In addition, the economic sensitivity analysis was also performed on the components of gas price, gas production, CAPEX, OPEX, and discount rate. Refer to the simulation result all alternatives solutions can be implemented to maintain production continuity of Field A and Field B. The most optimum alternative solution is Alternative 2 because this alternative has the highest cumulative gas production and NPV. Based on NPV sensitivity analysis gas price and gas production has the most significant effect to NPV otherwise CAPEX has the most un significant effect to NPV. Keywords Low Pressure Gas Field, Optimization, Production Facilities, Economics

Abstrak :
Pada kegiatan eksploitasi dan produksi gas bumi yang dilakukan oleh Kontraktor Production Sharing (KPS Energy Equity EPIC (Sengkang) Pty. Ltd. disingkat EEES di Lapangan Gas Kampung Baru, Desa Poleonro, Kecamatan Gilireng, Kabupaten Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan, gas yang dihasilkan dari sumur-sumur gas di Lapangan Kampung Baru, Blok Sengkang, Kabupaten Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan pada umumnya mempunyai kandungan gas Hidrogen Sulfida (H2S) cukup tinggi, yaitu berkisar antara 50-600 ppm. Kehadiran senyawa belerang di dalam bahan bakar sangat tidak disenangi dalam pengelolaannya, karena semakin tinggi kandungan belerang akan menjadikan mutu bahan bakar semakin rendah. Di samping itu, senyawa belerang dapat merugikan makhluk hidup karena menghasilkan gas-gas yang bersifat racun seperti hidrogen sulfida (H2S) dan sulfur dioksida (SO2). Selain itu gas hydrogen sulfida sangat korosif pada permukaan logam. Dengan demikian akan menimbulkan problema yang serius dalam pemipaan dan peralatan-peralatan produksi lainnya. Karenanya sebagai pengguna bahan bakar gas, PLTG Sengkang mensyaratkan bahwa kandungan H2S yang terdapat dalam gas maksimal 10 ppm. Salah satu usaha yang dilakukan oleh EEES untuk menurunkan atau memisahkan senyawa belerang yang terkandung di dalam gas tersebut yaitu dengan memberikan campuran bahan kimia pada proses pentawaran (Sweetening Process). Pemakaian bahan kimia tersebut sendiri dalam pelaksanaannya akan menghasilkan limbah cair maupun limbah padat dari bekas kemasannya. Selain itu, senyawa sulfida yang terdapat dalam bahan bakar (H2S) maupun yang terjadi akibat proses pembakaran (SO2) juga akan menghasilkan limbah gas yang dapat membahayakan lingkungan sekitarnya dimana kegiatan pemerosesan gas tersebut berada. Pusat Pemrosesan Gas Alam (Central Processing Plant) Kampung Baru yang berada di Kecamatan Gilirang, Kabupaten Daerah Tingkat II Wajo, Propinsi Sulawesi Selatan, dengan luas mencapai 147 km2, wilayah ini adalah 5,86% dan wilayah Kabupaten Wajo, atau 0,15% dari luas wilayah propinsi Sulawesi Selatan yang luasnya sekitar 100.500 km2. Kondisi tanah di sekitar lokasi penelitian cenderung tanah kapur, sebagian besar lahan merupakan sawah tanah hujan yang ditanami padi satu kali, dan sungai sering mengalami kekeringan dan bahkan sampai defisit air. Limbah cair yang dihasilkan dari proses produksi (produced water) tersebut ditampung di suatu kolam dan di evaporasikan dengan bantuan sinar matahari, limbah cair domestik dibuang langsung ke sungai, sedangkan limbah gas di bakar melalui flare stack setinggi 30m. Seat ini Pusat Pemerosesan Gas Alam (Central Processing Plant) Kampung Baru akan ditingkatkan kapasitas produksinya dari 27,5 menjadi 53 juta setara kaki kubik gas setiap hari, sesuai dengan meningkatnya laju permintaan bahan bakar gas untuk pembangkit listrik. Penelitian ini secara umum bertujuan untuk memilih cara yang efektif dalam mengelola lingkungan pada proses pengilangan gas alam yang bersifat asam pada pabrik pemrosesan gas alam di Lapangan Gas Bumi Kampung Baru, dan secara khusus untuk mengetahui pengaruh penggunaan bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam tersebut terhadap kualitas lingkungan. Diharapkan dari penelitian ini didapatkan hasil: (1) dengan berkurangnya pemakaian bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam akan dapat mengurangi terjadinya limbah yang dihasilkan dari pabrik pemerosesan gas alam tersebut terhadap lingkungan sekitar, (2) dengan semakin berkurangnya bahan kimia yang digunakan, dari segi ekonomi akan mengurangi biaya produksi dan pengelolaan lingkungan. Hipotesis kerja yang diajukan adalah (1) Penggunaan bahan kimia dalam pemerosesan gas alam yang bersifat asam dapat meningkatkan konsentrasi logam dalam produk gas alam maupun limbahnya, dan (2) Keberadaan Pabrik Pengilangan Gas Alam yang bersifat asam dapat mempengaruhi lingkungan perairan dan udara sekitarnya. Penelitian dilakukan dengan metode Kuasi Eksperimental dan dilaksanakan dari bulan Juni 2001 sampai dengan Agustus 2002, dimana data yang digunakan adalah data primer dan sekunder dalam bentuk time series. Sebagai variabel bebas dalam penelitian ini adalah kualitas gas alam dari sumur gas, dan sebagai variabel tidak bebas adalah kualitas cairan terproduksi (produced liquid) yang diambil di pipa outlet dan kolam penampung limbah (Evaporation pond). Sebagai kontrol juga dilakukan pengambilan sampel air tanah/permukaan, tanah dan udara ambient dan lokasi sekitar. Data primer yang diperoleh dari pengukuran secara langsung di lapangan dan di laboratorium, serta data salt-under yang diperoleh dari penelitian sebelumnya, studi pustaka dan sebagainya, kemudian dianalisis secara deskriptif. Berdasarkan hasil penelitian penulis berkesimpulan bahwa: (1) Penggunaan bahan kimia dalam proses pengilangan gas alam yang bersifat asam akan berpengaruh terhadap konsentrasi logam (ppm) yang terdapat dalam bahan kimia bekas (Cr, Cu), dan air buangan (As, Cr), serta menghasilkan limbah padat (sludge) yang bersifat reaktif dan korosif, (2) Bahan kimia meningkatkan konsentrasi logam (ug/m3) dalam gas alam tersebut (Ba, Zn, Cad Cu, Cr, Se); (3) Terjadinya limbah B3 dari padatan yang terperangkap pada Coalescing Filter yang dipasang di Patila Metering Station sebelum gas alam tersebut digunakan untuk bahan bakar turbin; (4) Terdapat kandungan logam berat yang cukup tinggi dalam air limbah di Iuar parameter yang tercantum dalam Kep.MNLH No.Kep-42/MNLH/10/96 maupun SK.Gub.Sulsel No.465/1995; (5) Kemungkinan terjadinya pencemaran tanah dan air tanah disekitar lokasi penelitian dengan melihat adanya kandungan hidrokarbon pada contoh tanah dan pemeriksaan kualitas air tanah yang memperlihatkan beberapa parameter sudah melebihi baku mutu yang ditetapkan Peraturan Menteri No. 416/Menkes/Per.IX/1990; (6) Terjadinya pencemaran udara di sekitar lokasi, yaitu dengan melihat hasil pengukuran terhadap kandungan debu/partikulat sudah melampaui batas baku mutu menurut PP No. 41/1999, dan diperkirakan konsentrasi SO2 dari emisi gas maksimum adalah 2794,9 ug/m3, melampaui baku mutu menurut PP No. 41/1999 yang besarnya 900 ug/m3; (7) Terjadi pencemaran bau yaitu dengan mendengar pengaduan masyarakat sekitar mengenai adanya bau telur busuk; (8) Terjadinya peningkatan penyakit ISPA dan terdapatnya penyakit anemia dan penyakit kulit alergi pada masyarakat disekitar Pusat Pengilangan Gas Alam sejak beroperasinya pabrik tersebut. Berdasarkan hasil penelitian dan kesimpulan diatas penulis menyarankan untuk: (1) mencari alternatif lain mengenai bahan kimia yang ramah lingkungan; (2) memperbaiki atau mengubah desain dari sistem pengolah limbah cair terproduksi dan desain sistem pengolah limbah cair domestik yang ada sekarang; (3) mengadakan kajian lebih lanjut mengenai Kep.MNLH No. Kep-42/MNLH/14/96 jo Kep-09/MNLH/4/97 mengenai Baku Mutu Limbah Cair bagi Kegiatan Minyak dan Gas Bumi serta Panas Bumi; (4) perlu dilakukan pemantauan dan pengelolaan atas debu (partikulat) dan emisi SO2 yang keluar dari flare stack, agar terjadinya pencemaran udara dari kegiatan pengilangan gas alam yang bersifat asam dapat diminimalisasikan; (5) melakukan pengelolaan lebih lanjut untuk filter bekas; dan (6) melakukan penelitian lebih lanjut mengenai pengaruh kegiatan Pengilangan Gas Alam terhadap kesehatan masyarakat yang tinggal di sekitarnya.

---

The Effect of Natural Gas Processing Refinery Activity on the Environment (Case study at Kampung Baru Central Processing Plant, Sengkang Block Gas Field, Wajo Regency, South Sulawesi)In the exploration and production of natural gas activities performed by Energy Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd, the Production Sharing Contractors of Badan Pelaksana MIGAS, abbreviated as Energy Equity Epic Sengkang (FEES), at Kampung Baru Gasfield, Poleonro Village, Gilireng District, Wajo Regency, the South Sulawesi Province, the natural gas produced by gas wells generally contain relatively high content of Hydrogen Sulfide (H2S), which is between 50-600 PPM. The higher content of Sulfur in gasoline makes lower quality gas fuels. Beside, the Sulfur compound can bring damage to the living creatures as it produces poisonous gas such as Hydrogen Sulfide (H2S) and Sulfur Dioxide (SO2). Also the Hydrogen Sulfide is corrosive to metal surface. It can make serious problems to piping and other production equipment. Therefore, as the user of gas, Sengkang Gas Power Plant requires maximum 10 PPM of H2S in gas. One of the efforts conducted by EEES in reducing or filtering the Sulfur compound contained in gas is by giving chemical substance in sweetening process. The chemical itself produce liquid and solid waste (from the packaging). The Sulfur compound contained in H2S and the one produced as the result of incineration (SO2) also produces waste harmful to the surrounding environment. The Kampung Baru Central Processing Plant is located at Gilirang District, Regency of Wajo, South Sulawesi. The area is 147 km2, 5,86% of the total area of Wajo Regency, or 0.15% from 100,500 km2, the total area of South Sulawesi. The area is partly limestone and mostly is one time planted rice field, and the river is frequently dry. The Liquid waste produced from production process is put into a pond and evaporated with sun energy, while domestic waste is channeled directly to the river. Gas liquid is incinerated through flare stack with high level of 30 in. The production capacity of Kampung Baru Central Processing Plant is going up from 27.5 to 53 mmcf per day, following the increase of demand for gas supply for power plant. This research is conducted to find out (1) the effective environmental management for gas processing in gas produced from the Kampung Baru gas field, in particular and (2) to find out the impact of chemical use in processing gas towards environment. The expected results are (1) the decrease of sulfur level will reduce the use of chemical substance in gas processing which also will reduce the waste produced from the plant, (2) the less chemical substance used, the less cost for production and environmental management. The proposed work hypothesis are (1) the use of chemicals in gas processing can increase metal concentrate contained in natural gas and the waste produced, and (2) The existence of acidic Gas Processing Plant can give impact to the surrounding waters and air. The research was conducted with Experimental Kuasi method. It was conducted from June 2001 until September 2002, where the data used was primary and secondary data in a form of time series. The free variable in this research is the gas quality from gas field and the non-free variable is the quality of produced liquid taken from the outlet pipe and the evaporation pond. The sample was also taken from soil and air from the surrounding area. The primary data obtained from direct measuring at the field and in laboratories, and the secondary data obtained from the previous research, book research and etc, and then analyzed descriptively. Based on the research, the writer conclude that the writer conclude that (1) the use of chemical gas processing will give impact to metal concentrate (ppm) contained in used chemical (Cr, Cu) and wasted water (As, Cr), sludge which is corrosive and reactive, (2) the chemical increase the metal concentrate (ug/m3) contained in gas (Ba, Zn, Cd, Cu, Cr, Se); (3) the solid matter stuck in coalescing filter installed at PMS before the gas is used for turbine fuel produces B3 waste. (4) There is relatively high contain of heavy metal in waste water exceeding the parameter stated in the Decree of Environmental Minister No. Kep-42/MNLH/14/96 and Decision Letter of the Governor of South Sulawesi No.465/1995; (5) the possibility of soil and ground water pollution in the surrounding research area because there is hydrocarbon content in the soil sample and the examination on ground water showed that some parameter had exceeded the quality standard stated in the Ministerial Regulation No.416/Menkes/Per.IX/1990; (6) pollution occurred in the surrounding area as resulted in the metering on particulate content which had exceeded the limit of quality standard according to the Government Regulation No.41/1999, and it is estimated that the SO2 concentrate from gas emission is 2794.9 ug/m3, exceeding the limit of quality standard according to the Government Regulation No.41/1999 which is 900 ug/m3; (7) an air pollution occurred which produces bad odor based on the report from surrounding residents; (8) There is an increase of ISPA disease, anemia and allergic skin problems suffered by community live in the Gas Processing Plant surrounding ever since the plant started its operation. Based on the research and the conclusion above the writer suggests the following: (1) to look for other alternative to use chemicals that are environmental friendly; (2) to change the design of produced liquid and domestic waste processor system available at present; and (3) to study further regarding Kep.MNLH No.Kep-42/MNLH/14/96 dated 9 October 1996 regarding the Quality Standard of Liquid Waste for Activities in Oil and Gas and Geothermal; (4) it requires monitoring and management on particulate and gas emission as the result of flare stack, to minimize the air pollution produced from the gas processing plant; and (5) to do more intensive a research on the impact of activities at Gas Processing Plant toward community health in the surrounding area.

Abstrak :
Terus meningkatnya kebutuhan gas bumi di Indonesia perlu dipenuhi dengan mengeksploitasi lapangan-lapangan gas bumi yang baru, termasuk lapangan Natuna Timur. Namun pemanfaatan lapangan gas ini menghadapi tantangan yang besar berupa kadar CO2 yang tinggi 71 dan lokasi lapangan lepas pantai yang jauh dari konsumen, sehingga menimbulkan kebutuhan biaya investasi yang besar, sekitar US 27 miliar. Agar pengembangan lapangan Natuna Timur layak secara ekonomi, penelitian ini antara lain fokus pada perlunya pemberian insentif bagi hasil dan insentif fiskal kepada kontraktor kontrak kerja sama KKKS. Selain itu, pengembangan lapangan perlu dilakukan sesuai prinsip pengelolaan sumber daya alam natural resources management, NRM yang berkelanjutan melalui penerapan skema dana migas petroleum fund, PF. Kelayakan penerapan skema dana migas, berupa alokasi persentasi tertentu dari bagian negara government take, GT, dievaluasi menggunakan metode multi-criteria decision analysis MCDA berdasarkan model Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluation PROMETHEE. Untuk memperoleh nilai PF yang terbaik, keempat alternatif PF yakni Alternatif 1 0 GT, Alternatif 2 10 GT, Alternatif 3 15 GT dan Alternatif 4 25 GT dianalisis dan diperbandingkan berdasarkan empat kriteria utama berupa aspek-aspek teknis, ekonomi, lingkungan, dan sosial-politik. Hasil penelitian menunjukkan untuk mencapai nilai IRR proyek Natuna minimum 12, pemerintah perlu menawarkan pola bagi hasil 55 :45, tax holiday selama 10 tahun dan nilai first trench petoleum 10, serta toll-fee pipa gas Natuna-Cirebon sebesar US 2,3/MMBtu. Penerapan dana migas untuk pengembangan lapangan Natuna Timur yang berkelanjutan adalah relevan dan layak dilanjutkan, dimana Alternatif 4 25 GT merupakan pilihan yang paling baik. Pilihan tersebut memiliki dampak positif pada penciptaan lapangan kerja, pengurangan emisi gas rumah kaca, dan perolehan dukungan publik, serta pada peningkatan cadangan terbukti migas dan kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi. Namun, kelemahan alternatif ini terletak pada aspek ekonomi, seperti pengurangan pendapatan pemerintah GT dan potensi kenaikan utang negara, serta pada aspek sosial-politik berupa potensi sikap keberatan pemerintah government resistance atas penerapan skema PF. Penelitian ini menawarkan solusi bagi para pembuat kebijakan, termasuk di negara lain, ketika dihadapkan dengan kompleksitas pengelolaan pendapatan migas, terutama berkaitan dengan pemanfaatan sumber daya alam yang berkelanjutan. ......The East Natuna gas field in Indonesia has reserves of 46 trillion cubic feet thus, it should be developed to meet the increasing natural gas demand of Indonesia. The high CO2 content and the offshore location of the gas reserves require development costs of around US 27 billion. This research investigates the techno ecnomic feasiblity of the gas field development by offering profit split dan fiscal incentives. It also studies the sustainable development of the field through the implementation of natural resource management, using a multi criteria decision analysis method, namely the preference ranking organisation method for enrichment of evaluations PROMETHEE. The concept of natural resource management NRM is represented by the implementation of a petroleum fund. As such, four alternatives to petroleum funds are considered, based on the government rsquo s take GT associated with each, namely Alternative 1 0 GT, Alternative 2 10 GT, Alternative 3 15 GT dan Alternative 4 25 GT. Moreover, an assessment model to compare and appraise these alternatives against sustainable development criteria derived from technical, economic, environmental, and socio political aspects. The results show that to achieve minimum IRR value of 12, the government needs to offer incentives of 30 year contract period, profit sharing of 55 45, first tranche petroleum to 10, and tax holiday of 10 years. Toll fee for Natuna Cirebon pipeline is US 2.3 MMBTU at IRR of 12.6. Further, adopting a petroleum fund scheme to achieve sustainable development is both relevant and feasible. In addition, employing 25 of the government rsquo s revenue towards this fund is found to be the most preferable choice. Such an option would have positive impacts on the creation of jobs, reduction of greenhouse gas emissions, and gaining of public support, as well as on the increase of petroleum reserves and installed capacity of geothermal power plants. However, the downside of this alternative lies in the economic aspects, such as the reduction of government revenues and potential increase in government debt that lead to government resistance. This study could offer valuable insights to policymakers elsewhere, when confronted with the complexity of managing petroleum revenues, especially with regard to the sustainable use of natural resources.

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan LBK adalah salah satu lapangan gas milik PT. PEP yang telah mencapai usia mature sehingga jumlah produksinya diprediksi akan mengalami penurunan. Oleh karena itu untuk dapat meningkatkan dan tetap mempertahankan laju produksinya maka sebuah penambahan fasilitas atau upgrading diperlukan. Produksi eksisting dari Lapangan LBK adalah ±35-40 MMSCFD dan diprediksi akan terus menurun setiap tahunnya akibat sudah turunnya tekanan pada sumursumurnya. Setelah dilakukan penambahan fasilitas diharapkan produksi Lapangan LBK akan meningkat menjadi ±60 MMSCFD pada 4 tahun pertama. Dalam tesis ini dilakukan evaluasi keekonomian terhadap penambahan fasilitas kompresor gas beserta peralatan pendukung pada Lapangan LBK dengan cara membandingkan 3 opsi yang bisa diambil yaitu opsi tidak melakukan apapun, opsi melakukan skema kontrak sewa dan opsi melakukan skema pembelian langsung. Perbandingan kas masuk bersih kumulatif opsi ketiga sebesar US$ 43.012.124,98 yang lebih besar daripada opsi kedua sebesar US$ 42.214.881,25 menjadi pertimbangan untuk memilih opsi ketiga sebagai pilihan. Hasil evaluasi keekonomian untuk opsi ketiga juga didapatkan NPV sebesar US$ 20.241.226,27, IRR sebesar 35,02% dan payback period sebesar 2,34 tahun. Berdasarkan analisa sensitivitas terhadap opsi ketiga dapat diketahui bahwa perubahan harga jual gas sangat berpengaruh sekali terhadap nilai Kas Masuk Bersih Kumulatif, NPV, IRR dan payback period. Sedangkan untuk perubahan biaya OPEX pengaruhnya tidak terlalu banyak.

---

ABSTRACT
LBK Field is one of gas field owned by PT. PEP that has reached mature age so that the amount of production is predicted to decrease. Therefore, in order to increase and maintain the production rate, a facility upgrading is required. Existing production from LBK Field is ± 35-40 MMSCFD and is predicted to decreasing every year due to the decreasing of well pressure. After upgrading the facility, LBK Field production rate expected to increase to ± 60 MMSCFD in the first 4 years. In this thesis, the economic evaluation of the upgrading of gas compressor facilities and its supporting equipment at LBK Field are done by comparing the 3 options that can be taken which are the option of not doing anything, the option of scheme rental contract, and the option of doing direct purchase scheme. The third cumulative third quarter net cash option of US $ 43,012,124.98 which is greater than the second option of US $ 42,214,881.25 is considered to choose the third option as a recommended option. The economic evaluation for the third option also obtain NPV of US$ 20.241.226,27., IRR of 35,02% and payback period of 2,34 years. Based on the sensitivity analysis of the third option, it can be seen that the change in 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 is not too much.

Abstrak :
This book presents selected papers from the 7th International Field Exploration and Development Conference (IFEDC 2017), which focus on upstream technologies used in oil & gas development, the principles of the process, and various design technologies. The conference not only provides a platform for exchanging lessons learned, but also promotes the development of scientific research in oil & gas exploration and production. The book will benefit a broad readership, including industry experts, researchers, educators, senior engineers and managers.