Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
EMP Gebang Ltd., diperkirakan menyimpan potensi gas yang cukup besar, salah satunya pada Lapangan "X" dengan cadangan gas sebesar 247 BCF. Potensi gas di Lapangan ini belum dapat dikembangkan karena sebelumnya terkendala rendahnya harga gas. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi produksi, memperkirakan skenario pengembangan dan untuk menghitung nilai keekonomian sehingga Lapangan "X" dapat diproduksikan dengan baik. Kendala terbesar yang dihadapi adalah area offshore, zona produksi yang dalam, tekanan dan temperatur tinggi serta kandungan gas CO2 dan H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) diperlukan untuk menghitung data forecast pada tiga skenario yaitu Skenario A dengan laju bertahap (20 MMSCFD 2 tahun pertama dan dilajutkan 40 MMSCFD), Skenario B dengan laju tinggi (40 MMSCFD) dan Skenario C dengan laju produksi rendah (20 MMSCFD). Simulasi Hysis diperlukan untuk menghitung desain fasilitas produksi tambahan (amine untuk Acid Gas Removal dan TEG Dehydration) untuk pemisahan CO2, H2S dan air. Perhitungan keekonomian menunjukkan bahwa Lapangan "X" memberikan keuntungan yang paling baik apabila dikembangkan melalui skenario B (laju agresif), menghasilkan cash flow kontaktor sebesar USD 236.342.665, Government take USD 607.135.797, dengan IRR 34,76% dan POT 5,21 tahun. Analisa sensitivitas menunjukkan bahwa pengembangan Lapangan "X" melalui Skenario B sangat sensitif terhadap perubahan harga gas dan fluktuasi produksi. ......EMP Gebang Ltd., supposed has potential gas reserve in "X" Field with estimation gas reserve 247 BCF. Gas potential in this Field has not been exploited due to low gas price. The purpose of this study is to calculate the production potential, estimate development scenario and calculate economic value for optimum development of "X" field. The Biggest challenges on developing this Field are offshore area, deep reservoir zone, high pressure & temperature, and presence of CO2 and H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) predicted the production forecast for Scenario A with in stage production rate (from 20 MMSCFD for 2 years and followed by 40 MMSCFD), Scenario B at highes production rate (40 MMSCFD) and Scenario C at low production rate (20 MMSCFD). Hysis simulation calculate the need of additional facilities (Amine for acid gas removal unit and TEG Dehydrator) for separating CO2, H2S and water. Economic calculation shows that "X" Field will give the best economic calculation while developed by Scenario B (aggressive rate), resulting contractor cash flow USD 236,342,665, Government Take USD 607,135,797, IRR 34.76 % and POT 5.21 years. Sensitivity analysis shows that development X Field will be very sensitive on gas price fluctuation and production rate.

Abstrak :
Penurunan produksi sebagai indikator dari lapangan yang sudah tua (mature) ditandai juga oleh penuaan fasilitas dan kapasitas fasilitas produksi yang tidak sesuai. Optimisasi untuk menyesuaikan dan memberikan strategi pengelolaan fasilitas produksi diperlukan agar operasi lebih efisien dan efektif. Optimisasi dalam menentukan opsi terbaik pengelolaan fasilitas produksi dianalisa dengan mengevaluasi faktor teknik dan ekonomi, sehingga opsi yang terpilih diharapkan memberikan kondisi operasi yang stabil dan handal. Selain itu, opsi tersebut mampu meminimalisir kerugian, atau memberikan keuntungan pada perusahaab melalui penurunan biaya produksi dan perawatan. Penelitian ini akan menggunakan studi kasus dari lapangan tua (mature) dalam mengevaluasi segi teknik dan ekonomi untuk menentukan opsi terbaik pada studi kasus tersebut.

---

Production decrease as indicator of mature field is characterized also by equipment aging and inappropriate capacity. Optimization is required to give the owner strategy to manage production facility to give an efficient and effective operating plant. Optimization is evaluated to give best option based on technical and economical analysis and when applied to company will give roubust and reliable operating condition. In addition, the chosen option could minimize losses or give benefit to company by reducing operating and maintenance cost. This research will use a case study of mature field as an approachment of evaluating technical and economical aspect to choose the best option.

Abstrak :
Gas bumi merupakan energi primer ketiga di Indonesia. Permintaan gas bumi cenderung meningkat sementara cadangan gas ditemukan berkurang. Oleh karena itu diperlukan pelaksanaan pengeboran lapangan gas dalam rangka penemuan cadangan gas dan peningkatan produksi gas bumi Indonesia. Mengingat investasi pengeboran lapangan membutuhkan biaya yang besar, maka perlu dilakukan analisis struktur biaya pengeboran lapangan gas agar didapatkan perencanaan dan penganggaran biaya yang optimal. Selain keekonomian proyek sumur, analisis struktur biaya pengeboran suatu lapangan biasanya dilakukan hanya melalui pendekatan aktual biaya per kedalaman sumur (cost per feet) atau biaya per hari kemajuan (cost per day). Pada penelitian ini, analisis struktur biaya dilakukan dengan pendekatan pertimbangkan kejadian-kejadian yang telah dilaksanakan pada pengeboran sebelumnya berupa hazard atau hambatan dan Non productive Time (NPT) yang terjadi pada operasi pengeboran sebelumnya. Simulasi hari operasi pengeboran sumur memberikan proyeksi penyelesaian pekerjaan dalam kurun waktu selama 68 hari operasi dari rencana 52.43 hari. Sedangkan simulasi biaya pengeboran sumur gas mengacu prediksi kemungkinan terjadinya perubahan hari operasi dan perubahan harga satuan komponen jasa dan material pengeboran memberikan forecast biaya sebesar US$ 11,598,146.91 dari rencana US$ 9,445,206.71. Dengan hasil simulasi biaya tersebut, simulasi keekonomian sumur pengeboran masih ekonomis ditandai dengan parameter POT = 0.89 tahun, PI = 1.04, NPV (US$) = 421 dan IRR (%) 15.9, meskipun ditengah ketidakpastian kondisi harga migas saat ini dan peluang pencapaian hasil produksi. Sensitifitas biaya pengeboran menunjukkan bahwa perubahan harga komponen THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical dan Hari operasi rig memberikan dampak yang signifikan terhadap biaya pengeboran. Sensitifitas keekonomian sumur dipengaruhi secara dominan oleh parameter harga gas, harga minyak, laju alir gas, laju alir minyak dan biaya THO rig. Simulasi dapat digunakan sebagai acuan perencanaan hari operasi dan penganggaran sumur gas di wilayah jawa dengan kompleksitas masalah yang mirip dan ditengah kondisi yang tidak pasti serta dapat digunakan untuk menentukan pemilihan atau screening pelaksanaan Rencana Kerja (RK) sumur. ......Natural gas is the third of primary energy in Indonesia. Demand for natural gas is likely increase as the gas reserves are found reduced. Therefore we need a gas field drilling in order to discover gas reserves and increase natural gas production in Indonesia. Considering drilling investment entails substantial costs, it is necessary to analyze the cost structure of the gas field drilling in order to obtain optimal cost in planning and budgeting. In addition to the well project economics, the analysis of the cost structure of drilling is usually done only through actual approach from cost per depth (cost per feet) or cost per day data. In this study, analysis of the cost structure is done with the approach consider the events that have been implemented in the previous drilling in the form of hazard or obstacles and non-productive time (NPT) that occurred in the previous drilling operation. Simulating the operation of drilling days, the work completed during 68 days of the plan 52.43 days. While the cost of drilling a gas well simulation predictions referring to the possibility of changes in the operations and changes in unit prices of components and materials drilling services provide forecast cost of US $ 11,598,146.91 of the planned US $ 9,445,206.71. With the simulation results such costs, simulating the economics of drilling wells are still economically characterized by parameters POT = 0.89 years, PI = 1:04, NPV (US $) = 421 and IRR (%) 15.9, although amid uncertainty in the price of oil today and the opportunities achievement production. The sensitivity of the cost of drilling showed that changes in the price of components THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical and rig operating days had a significant impact on the cost of drilling. The economic sensitivity of wells affected predominantly by the parameters of the gas price, the price of oil, gas flow rate, oil flow rate and the cost of rig. Simulations can be used as a reference for the planning and budgeting operation of gas wells in the area of Java with the complexity of similar problems and amid uncertain conditions and can be used to determine the selection or screening the implementation of the Work Plan.

Abstrak :
Penemuan lapangan gas besar di Indonesia saat ini semakin sulit sehingga jumlah cadangan gas akan semakin menurun. Cadangan gas yang tersisa adalah cadangan yang belum termonetisasi karena marjinal untuk dikembangkan. Produksi gas nasional dapat ditingkatkan dengan monetisasi cadangan gas baru atau yang sudah ditemukan terutama pada lapangan gas marjinal yang jumlahnya sangat banyak. Lapangan gas marjinal dapat disebabkan oleh keterbatasan jumlah cadangan, lokasi yang jauh dari fasilitas produksi ataupun kandungan impuritis hidrokarbon yang tinggi (H2S, CO2). Lapangan gas marjinal SS merupakan lapangan gas yang berada di lepas pantai pulau Kalimantan dan berjarak 30 km dari fasilitas produksi terdekat dengan perkiraan jumlah cadangan gas 765 Bcf. Metode yang dilakukan untuk dapat mengembangkan lapangan gas marjinal SS agar menguntungkan adalah dengan melakukan perhitungan multi skenario pengembangan lapangan menggunakan simulasi produksi terintegrasi untuk mendapatkan perkiraan produksi dan menggunakan cost estimation software untuk menghitung biaya yang dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Multi skenario pengembangan lapangan dibuat berdasarkan faktor teknis yang sangat mempengaruhi pada lapangan gas marjinal SS yaitu pemilihan penggunaan sumur vertikal atau horizontal, pemilihan laju produksi gas mulai dari 90 MMSCFD hingga 140 MMSCFD dan pemilihan ukuran diameter pipeline dari 16 inci hingga 30 inci. Setelah itu dilakukan perhitungan perkiraan produksi dan perhitungan biaya pengembangan lapangan gas marjinal SS sebagai dasar untuk perhitungan keekonomian dan melakukan analisis sensitivitas. Hasil dari multi skenario pengembangan lapangan gas marjinal SS adalah skenario pengembangan lapangan yang memberikan keuntungan terbesar yaitu menggunakan jenis sumur horizontal dengan jumlah sumur 8, laju produksi gas 140 MMSCFD, ukuran diameter pipeline 18 inci dan komulatif produksi 574.62 Bcf dengan total biaya pengembangan lapangan adalah USD 432 Million. Hasil perhitungan keekonomian skenario ini dapat memberikan keuntungan net present value (NPV) USD 75.14 Million dan internal rate of return (IRR) 15.88% sehingga lapangan gas SS dapat dikembangkan secara menguntungkan. Adapun faktor yang paling mempengaruhi keekonomian dari analisis sensitivitas adalah perubahan harga gas. ......The discovery of large gas fields in Indonesia is currently increasingly difficult, so that the amount of gas reserves will decrease. The remaining gas reserves are reserves that have not been monetized because they are marginal to develop. National gas production can be increased by monetizing new or discovered gas reserves, especially in the large number of marginal gas fields. Marginal gas fields can be caused by limited reserves, remote locations from production facilities or high levels of hydrocarbon impurities (H2S, CO2). The SS marginal gas field is a gas field located off the coast of the island of Kalimantan and is 30 km from the nearest production facility with an estimated total gas reserve of 765 Bcf. The method used to make the SS marginal gas field profitable is to calculate multi-scenario field developments using integrated production simulations to obtain production estimates and use cost estimation software to calculate the costs required for field development. Multi-scenario field development is made based on technical factors that greatly affect the SS marginal gas field, namely selecting the use of vertical or horizontal wells, selecting gas production rates from 90 MMSCFD to 140 MMSCFD and selecting pipeline diameter sizes from 16 inches to 30 inches. After that, the calculation of production estimates and the calculation of the cost of developing the SS marginal gas field is carried out as a basis for economic calculations and conducting a sensitivity analysis. The results of the multi-scenario development of the SS marginal gas field are the scenarios that provide the greatest profit, namely using a horizontal well type with a total of 8 wells, a gas production rate of 140 MMSCFD, a pipeline diameter of 18 inches and a cumulative production of 574.62 Bcf with a total field development cost of USD 432 Million. The results of the economic calculation of this scenario can provide a net present value (NPV) profit of USD 75.14 Million and an internal rate of return (IRR) of 15.88% so that the SS gas field can be developed profitably. The factor that most influences the economics of the sensitivity analysis is the change in gas prices.

Abstrak :
Perencanaan Pengembangan Pertama Lapangan Gas Bumi adalah salah satu faktor yang sangat penting dalam upaya mengoptimalkan kegiatan usaha hulu gas bumi. Hal ini perlu dianalisis secara teknis, ekonomis dan lingkungan namun studi ini berfokus pada analisis ekonomis. Hasil studi menunjukkan bahwa nilai Net Present Value (NPV) Kontraktor dan Indonesia bernilai lebih besar dari 0 (positif), Interest Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR), dan Pay Out Time (POT) sekitar 2 tahun setelah berproduksi. Hal ini berarti bahwa perencanaan pengembangan lapangan X layak dilaksanakan sesuai hasil analisis keekonomian. Berdasarkan uji sensitivitas diperoleh bahwa lapangan X ini layak dikembangkan jika nilai harga Gas Bumi minimal 4,84 US$/MMBTU, dan jika semakin rendah biaya Operasi. Penerimaan Negara Bukan Pajak akan optimal jika harga gas bumi semakin tinggi, belanja modal semakin rendah, belanja operasi semakin rendah dan menggunakan metode double declining depreciation selama 5 tahun. ......First Plan Of Development (POD I ) of Natural Gas Field is one of the very important factors for optimizing Natural gas Upstream business activities. It is should be analyzed for technical and economic. The study is performing economic analysis after technical analyse on Field of X, Natural Gas Field. The Study shows that Net Present Value(NPV) contractor and Indonesia more than 0 (positive), Interest Rate of Return (IRR) more than Minimum Attractive rate of Return (MARR), Pay Out Time around 2 years after production. It means that First Plan of Development (POD I) is interesting to be implemented as the result of economic analysis. Based On the result of sensitivity test, Field of X is interesting to be improved if the price of natural gas at least 4.84 US$/MMBTU, and if operation and maintenance expenditure is smaller than existing condition. Non-tax Government Take will be optimized if the price of natural gas is increased, the capital expenditure and operation expenditure is decreased, and using double declining depreciation for 5 years.

Abstrak :
Bahan bakar fosil merupakan salah satu sumber energi utama dan terbesar penggunaannya di Indonesia. Kebutuhannya pun dinilai cenderung meningkat dari tahun ke tahun. Emisi dari pembakaran gas disebut dapat menimbulkan isu lingkungan. Selain dalam tahap penggunaannya, proses produksi gas juga perlu ditinjau peranan dan dampaknya terhadap lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi hal tersebut lewat metode Life Cycle Assesment (LCA). Penelitian ini dibatasi oleh sistem gate-to-gate yang meliputi proses dari tahap produksi saja, dan digunakan untuk menentukan dampak lingkungan dari langkah produksi atau proses. Tinjauan proses yang dinilai dampak lingkungannya terdiri atas alur produksi gas dan kondensat serta produk samping air terproduksi.Analisa LCA proses produksi akan dihitung menggunakan peranti lunak SimaPro versi 9.0.049 dan berbasis pada neraca massa yang disimulasikan pada Aspen HYSYS versi 11. Data yang menjadi input LCA dalam penelitian ini merupakan data bahan baku, produk, produk samping, pemakaian energi, serta gas buang atau emisi pembakaran. Dari hasil penilaian dampak lingkungan, didapatkan nilai beban emisi yang dihasilkan dari proses produksi gas jual adalah 409,35 kg CO2/ton produk; 0,062 kg CH4/ton produk; 0,0062 kg NOx/ton produk; dan 0,0007 kg SOx/ton produk dengan total emisi ke udara dari proses produksi gas adalah 1,929 107 UBP/ton produk. Pada alur produksi kondensat dihasilkan beban emisi sebesar 0,206 kg CO2/ton produk; 4,05 10-5 kg CH4/ton produk; 4,37 10-6 kg NOx/ton produk; dan 9,96 10-6 kg kg SOx/ton produk dengan nilai total emisi ke udara dari proses produksi kondensat adalah 6,38 102 UBP/ton produk. Sedangkan pada hasil produk selanjutnya yaitu air dihasilkan beban emisi sebesar 102,981 kg CO2/ton produk; 1,566 CH4/ton produk; 0,157 kg NOx/ton produk; dan 0,018 kg kg SOx/ton produk dengan total emisi ke udara dari proses produksi air adalah 8,3410 107 UBP/ton produk. Kontribusi beban emisi terhadap lingkungan ini dapat diminalisasi dengan beberapa upaya seperti memaksimalkan efisiensi energi dari peralatan yang beroperasi di lapangan, injeksi CO2 sequestration, pemanfaatan gas H2S menjadi bahan kimia H2SO4 dan menggalangkan gerakan green electricity. ......Fossil fuels are one of the main and biggest sources of energy in Indonesia. Their needs are also considered to increase from year to year. Emissions from combustion of gas are said to cause environmental issues. In addition to the use phase, the gas production process also needs to be reviewed for its role and impact on the environment. This study aims to identify this through the Life Cycle Assessment (LCA) method. This method is a method used to estimate the environmental impact resulting from a production process starting from exploration to the final process and disposal to the environment, or commonly known as the cradle to grave approach. This study is limited by the gate-to-gate system which includes processes from the production stage only, and is used to determine the environmental impact of the production steps or processes. A review of the processes assessed for environmental impacts consists of gas and condensate production flows and produced water byproducts. Production process LCA will be calculated using SimaPro software version 9.0.049 and based on mass balance which is simulated in Aspen HYSYS version 11. The data which is input for LCA in this research is data of raw materials, products, by-products, energy consumption, and exhaust gas or combustion emissions. From the results of the environmental impact assessment, the value of the emission load generated from the sales gas production process is 409.35 kg CO2/ton product; 0.062 kg CH4/ton product; 0.0062 kg NOx/ on product; and 0.0007 kg SOx/ton product with total emissions to the air from the gas production process is 1.929×107 UBP/ton product. In the condensate production process, emissions load of 0.206 kg CO2/ton of product is produced; 4.05×10-5 kg ​​ CH4/ton product; 4.37×10-6 kg NOx/ton product; and 9.96×10-6 kg kg SOx/ton product with total emissions to the air from the condensate production process is 6.38×102 UBP/ton product. Whereas in the next product result, water is produced an emission load of 102.981 kg CO2/ton product; 1,566 CH4/ton product; 0.157 kg NOx/ton product; and 0.018 kg kg SOx/ton product with total emissions to the air from the produced water production process is 8.3410×107 UBP/ton product. The contribution of the emission load to the environment can be finalized by several efforts such as maximizing the energy efficiency of equipment operating in the field, CO2 equesterian injection, utilization of H2S gas into H2SO4 chemicals and promoting the movement of green electricity.

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.