Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Mekanisme Multi-Supply & Seller dengan Multi-Buyers di Kilang LNG Badak terdapat beberapa kendala yang harus dipenuhi dengan persyaratan masing-masing kontrak penjualan, kebutuhan setiap pembeli yang berfluktuasi, perubahan jadwal pengiriman yang disebabkan oleh masalah di kilang dan kapal, dan fleksibilitas pemindahan kargo LNG diperkirakan akan menimbulkan masalah dalam perencanaan dan penjadwalan. Lebih lanjut, situasi ini diperumit oleh terbatasnya kapasitas kilang, tangki penyimpanan, dan ketersediaan kapal di sisi penjual atau pembeli. Tujuan dari penelitian ini adalah melakukan simulasi produksi LNG dan penjadwalan pengapalan LNG untuk mendapatkan netback revenue bagi produsen gas dengan membandingkan jadwal pengapalan LNG terkomitmen dengan jadwal pengapalan yang terdeviasi pada fluktuasi harga LNG riil di tahun 2020. Metode simulasi produksi dan penjadwalan pengapalan LNG menghubungkan antara kapasitas produksi gas, kapasitas produksi kilang LNG, inventori LNG di tangki penyimpanan LNG, pengangkutan LNG dan jadwal pengiriman LNG baik dalam jadwal pengapalan yang terkomitmen maupun jadwal pengapalan yang terdeviasi. Simulasi ini menghasilkan pengaruh perubahan jadwal pengapalan pada fluktuasi harga LNG riil di tahun 2020 terhadap netback revenue masing-masing produsen gas. Dari simulasi perhitungan hasil produksi LNG di kilang LNG Badak dari gas umpan dari masing-masing produsen gas maka didapatkan bahwa produksi LNG tersebut dapat memenuhi jadwal pengapalan LNG terkomitmen produsen gas pada tahun 2020 dengan total produksi sebesar 8.290 km3 atau 66,3 standar kargo. Netback revenue dari penjualan LNG untuk skenario jadwal pengapalan terkomitmen dengan total netback revenue sebesar US$ 739,3 juta dan jadwal pengapalan yang terdeviasi dengan total netback revenue sebesar US$ 782,5 juta dan menunjukkan bahwa fluktuasi harga LNG dalam satu tahun di Q1 dan Q4 pada tahun tersebut lebih baik, karena permintaan LNG lebih tinggi pada musim dingin. Mendistribusikan lebih banyak kuantitas LNG di Q1 atau Q4 lebih menguntungkan. Berdasarkan perbandingan netback revenue dari jadwal pengapalan yang terkomitmen dan jadwal pengapalan yang terdeviasi diperoleh bahwa semakin besar kita dapat mengirimkan LNG, maka semakin menguntungkan bagi pendapatan produsen gas.

---

The Multi-Supply & Seller mechanism with Multi-Buyers in Badak LNG Plant there will be several obstacles to meet with requirement of each sales contract, the fluctuate requirement of each buyers, changes in shipping schedules caused by problems at the plant and ship, and flexibility to move LNG cargo are expected to cause problems in planning and scheduling. Furthermore, this situation will be complicated by the limited capacity of refineries, storage tanks and the availability of vessels on the seller or buyer side. The purpose of this study is to simulate LNG production and schedule LNG shipments to obtain netback revenue for gas producers by comparing the committed shipment schedule with deviations from the shipment schedule and actual 2020 LNG price fluctuations. The production simulation method and LNG shipment scheduling link the gas production capacity, LNG plant production capacity, LNG inventory in the LNG storage tank, LNG transportation and LNG delivery schedules both in the committed shipment schedule and deviation from the shipment schedule. This simulation will result in the effect of changes in shipping schedules and actual 2020 LNG price fluctuations on the netback revenue of each gas producer. From the simulation of LNG production results at the Badak LNG plant from feed gas from each gas producers, it is found that the LNG production can meet the committed LNG shipment schedule of each gas producers in 2020 with a total production of 8,290 km3 or 66.3 standards. cargo. Netback revenue from LNG sales for the commited shipment schedule scenario with a total netback revenue of US $ 739.3 million and a deviation from shipment schedule with a total netback revenue of US $ 782.5 million and shows that the fluctuation of LNG prices in one year in Q1 and Q4 in that year is better, because LNG demand is higher in winter. Distributing more quantity of LNG in Q1 or Q4 is more profitable. Based on a comparison of netback revenue from a committed shipment schedule and a deviation from the shipment schedule, it is found that the more we can deliver LNG, the more profitable it is for the income of gas producers."

"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."