Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Kondisi krisis harga minyak dunia yang terjadi sejak akhir tahun 2014 memberikan dampak yang signifikan terhadap kebijakan perusahaan minyak dan gas bumi dalam mengembangkan lapangan. Lapangan X memiliki reservoir dengan kandungan Gas Oil Ratio (GOR) yang tinggi. Hal ini mengindikasikan terdapat potensi kondensat untuk dapat diekstraksi dari gas alam sebelum gas dijual menuju konsumen. Condensate Extraction Plant dikembangkan di Lapangan X sejak tahun 2011 dengan kapasitas handling total sebesar 27,5 mmscfd. Seiring dengan penurunan produksi minyak dan gas bumi secara alamiah, diperlukan penyesuaian mode operasi sehingga aset yang dimiliki oleh Lapangan X dapat memberikan efisiensi yang lebih baik dibandingkan kondisi sebelumnya. Simulasi proses modifikasi plant dilakukan dengan 5 alternatif skenario proses yaitu Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Chilled Water, Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Pararel dengan Media Pendingin Propana, Metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Propana, Metode JT-Valves, dan Metode Turbo Expander. Evaluasi teknis dilakukan dengan simulasi menggunakan perangkat lunak Unisim, sedangkan analisa keekonomian dilakukan dengan metode levelized cost. Selain itu, dilakukan juga analisis sensitivitas keekonomian terhadap komponen harga gas, harga kondensat, CAPEX, dan OPEX. Berdasarkan hasil simulasi proses dan perhitungan keekonomian, empat alternatif proses skenario secara teknis dan ekonomis dapat dipilih untuk meningkatkan produksi kondensat. Alternatif proses skenario yang paling optimum adalah metode Mechanical Refrigeration Mode Operasi Seri dengan Media Pendingin Chilled Water karena memberikan nilai NPV dan IRR yang terbesar serta Pay Out Time tercepat. Berdasarkan perhitungan sensitivitas NPV dan IRR, parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV dan IRR skenario proses tersebut adalah harga gas, OPEX dan harga kondensat sedangkan CAPEX memberikan pengaruh terkecil.

---

ABSTRACT
The condition of oil price crisis that occurred since the end of 2014 gave significant impact to the policy of oil and gas company in term of planning the development of their field. X field has reservoir that contains high Gas Oil Ratio GOR. It indicates that condensate has its potency to be extracted from natural gas prior to sales to the consumer. Condensate Extraction Plant first developed in 2011 with 27.5 mmscfd capacity of handling. Along with the naturally declining of oil and gas production which is occurred in X Field, the adjustment of operation mode is needed to be carried out. Hence production facilities asset can be operated with higher efficiency rather than previous mode. Process simulation of plant modification is carried out using 5 alternatives of process scenario i.e. Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Chilled Water, Mechanical Refrigeration with Pararel Operation Mode using Propane, Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Propane, JT Valves, and Turbo Expander.Technical evaluation is simulated using Unisim Software, while Economical Analysis is evaluated using Levelized Cost Method. As a comprehensive evaluation, sensitivity analysis also being conducted using 4 input variable i.e., gas price, condensate price, CAPEX, and OPEX. The result of technical and economical evaluation showed that 4 alternatives can be choosen because provide higher production volume of condensate and feasbile to be executed. The most optimum scenario is Mechanical Refrigeration with Series Operation Mode using Chilled Water as its coolant media. This scenario gives the highest NPV and IRR, it also gives the fastest Pay Out Time. Sensitivity analysis concluded that the most impactful input variables that effected on NPV and IRR are Gas Price, OPEX, and Condensate Price, then the less impactful variable is CAPEX.

Abstrak :
Fasilitas produksi minyak di lapangan X beroperasi pada kapasitas produksi 800 BOPD. Perusahaan bertujuan untuk meningkatkan kapasitas produksi hingga 1100 BOPD dengan memproduksi sumur baru. Proses pemisahan pada separator bertekanan rendah beroperasi dengan pemisahan 3 tahap dengan penurunan tekanan pada setiap tahapnya mulai dari 35 psig sampai ke tekanan atmosfer. Sedangkan pemisahan pada separator bertekanan tinggi dilakukan dengan tekanan pada 335 psig. Kondisi operasi ini hanya memperoleh 39% peningkatan laju produksi minyak. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menemukan solusi inovatif untuk mengoperasikan fasilitas produksi minyak dalam peningkatan kapasitas produksi minyak dan mengatasi berbagai permasalahan dengan menyesuaikan kondisi operasi agar berjalan optimal. Dalam penelitian ini, fasilitas produksi telah dioptimalkan. Separator dan kompresor dipindahkan ke lokasi dimana sumur produksi berada untuk mengantisipasi penurunan laju produksi minyak dan penurunan tekanan yang begitu tinggi di pipa. Tekanan optimal dari separator tahap pertama pada akhirnya adalah 110 psig, separator bertekanan tinggi adalah 320 psig disesuaikan dengan tekanan pelepasan kompresor. Keuntungan dari mengoptimalkan kondisi operasi tersebut adalah peningkatan produksi minyak menjadi 41% dan kapasitas gas yang dapat dihisap kompresor meningkat sebesar 30% yang menyebabkan kapasitas gas yang dibuang ke pembakaran berkurang sebesar 47%. Kondisi operasi yang telah optimal tersebut meningkatkan keuntungan sebesar 30 miliar rupiah. ...... The oil production facility in X field operates at capacity 800 BOPD and is aimed to increase its capacity up to 1100 BOPD by producing new well. The separation process operates with 3-stage separation from at 35 psig to atmospheric pressure and 2-stage high pressure separation at 335 psig. This operating condition was only gaining 39% of increasing oil production rate. The aim of the study is to find the innovative solution to operate the oil production facility at increasing production capacity and to overcome the constraints by adjusting the operation condition. The separator and compressor are moved to wellhead location to anticipate declining oil production rate and deliver the liquid phase and gas phase to the plant. The chemical process of the production facility is simulated. The optimum pressure of the first-stage separator is 110 psig & high pressure separator is 300 psig adjusted to compressor discharge pressure. The gain from optimized operating condition of the separator & compressor are from 39% to 41% increasing oil production rate and 30% increasing gas capacity that is processed by compressor therefore 47% gas was recovered from flaring. This optimized operating condition of production facility raised the profit by 30 billion rupiahs.