Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Natural gas industries in indonesia is a good industries to be invested. It is due to Indonesia hasmany natural gas resources, the raising of BBM subsidies, and good promising market. From marketanalysis, the capacity for this industry is about l53,257.238 MMSCF/year, and this industry will beoperated for about 19 years. This plant will be built in Kecamatan Batui, Kabupaten Banggai, CentralSulawesi. The natural gas will be processed in two main process which are sweetening process andfraksionasi process. The operation mode of this plant is using continuous mode. Good processperformance of this plant is shown by energy efficiency of 82.61% (sweetening process) and 98.57%(Faltsionasi process). Economic analysis calculated that the total investment to build this plant is aboutUSS l60 million with manufacturing cost of USS 57. 7 million. NPV for this project calculated at USS 94million, 25% JRR, with payback periods in 6 years. The most sensitive for this project is productioncapacity , which is no less than 76,l36.884 MMSCF/year or 49. 68% from basic production capacity ofthis plant. Risk analysis of this plant using Monte Carlo 's method considering that the value of IRR ismore than the disconto level (11%), it can be summarized that the certainly of feasibility level of thisplant for city gas distribution using pipeline method is 82.l5%, whilst using CNG is 79. 78%. Based oneconomic analysis mentioned above, this plant is considered being feasible for a commercialcommencement."

"Industri pengolahan gas alam di Indonesia merupakan industri yang layak untuk investasi. Hal ini dikarenakan cadangan gas alam yang cukup banyak di Indonesia, pemanfaatannya yang kurang maksimal, kenaikan subsidi BBM, serta pasar yang menjanjikan. Pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini mempunyai kapasitas sebesar 153,257.238 MMSCF/tahun dan diharapkan akan beroperasi selama 19 tahun. Angka tersebut didapatkan berdasarkan analisa pasar Indonesia. Pabrik ini akan dibangun di Kecamatan Batui, Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Proses yang ada dalam pabrik ini menggunakan mode operasi kontinyu. Gas alam akan diproses menggunakan dua proses utama yaitu proses sweetening dan fraksionasi. Proses sweetening merupakan proses absorbsi menggunakan pelarut DEA yang bertujuan untuk membersihkan gas alam umpan. Proses fraksionasi merupakan proses utama yang akan memisahkan gas alam menjadi produk gas kota, LPG serta kondensat. Produk gas kota direncanakan akan didistribusikan menggunakan dua alternatif transportasi yaitu dengan perpipaan atau CNG. Unjuk kerja proses yang baik ditunjukkan dengan effisiensi energi sebesar 82.61% (proses sweetening) dan 98.57% (proses fraksionasi). Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini membutuhkan investasi sekitar US$ 160 juta dan biaya manufaktur sekitar US$ 57.7 juta. Dengan analisa ekonomi, didapatkan nilai NPV untuk proyek ini sekitar US$ 94 juta, IRR sebesar 25%, dan PBP sekitar 6 tahun. Perubahan paling sensitif terhadap kelayakan pabrik ini adalah kapasitas produksi pabrik, dimana produksinya tidak boleh kurang dari 76136.884 MMSCF/tahun atau 49.68% dari kapasitas produksi dasar pabrik. Analisa resiko dengan metode Monte Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik untuk distribusi gas kota dengan jaringan pipa sebesar 82.15% sedangkan dengan CNG sebesar 79.78%. Berdasarkan analisa ekonomi yang telah dilakukan maka pabrik ini telah memenuhi tingkat kelayakan secara ekonomi dan layak untuk dibangun."

"Investasi pada konstruksi pabrik elpiji dan pemurnian gas dilakukan mengingat potensi sumber daya gas alam Indonesia yang sangat besar yaitu 65 TCF (trillion cubic feel) tetapi pemanfatannya terbatas, pasar yang menjanjikan dan melonjaknya beban subsidi bahan bakar minyak. Pabrik ini akan dibangun di Kecamatan Batui, lebih dekat dengan blok Matindok, Sulawesi Tengah, dengan mode operas! kontinu mengingat umpan dan produknya berfasa gas. Lapangan gas Senonoro dan Matindok akan menjadi pemasok bahan baku pada industri pengolahan gas elpiji dan pemumian gas. Gas alam yang berasal dan lapangan gas Matindok dikategorikan sebagai gas alam asam (sour natural gas) karena mengandung hidrogen snifida (H2S) dengan kadar 5000 ppm dan cadangan gas alam sebesar 0,45 BCFG (billion cubic feet gas), sedangkan gas alam dari Senoro kandungan H2S rendah dan cadangannya sebesar 3 BCFG. Perlakuan pertama untnk gas lumpan ialah pemisahan partikel padatan dan debu yang terbawa oleh gas. Setelah itu gas akan dialirkan menuju proses Sweetening, bertujuan untuk menghilangkan kandungan CO2 dan H2S yang terkandung dalam gas alani, melalui proses absorbs! oleh pelamt kimia MEA (monoethanolamine). Kandmigan FLO diliilangkan melalui proses Dehidrasi dengan menggunakan pelarut TEG (Triethylene Glycol). Setelah itu gas akan dialirkan menuju kolom fraksionasi. kandungan metana dan etana terdapat pula propana dan butana yang signifikan pada gas alamnya, maka periu dilakukan proses pengambilan gas-gas ini mengingat nilai ekonomisnya. Produk yang akan dihasilkan ialah gas kota, LPG dan kondensat. Sehingga membutul-ikan dua kolom fraksionasi yaitu kolom deelhanizer dan kolom debuthanizer. Untuk dasar perhitungan dari analisa teknis, menggunakan alat bantu software HYSYS 3.1. Neraca energi imtuk proses pemumian dan proses utama dihitung secara terpisah dikarenakan perbedaan perhitungan termodinamika yang digunakan (fluid package), dimana untuk proses pemumian yaitu pembersihan gas, digunakan amine package dan Soave-Redlich-Kwong (SRK) package, sedangkan untuk proses utama digimakan Peng Robinson package."

"Pemanfaatan gas alam di Indonesia belum dilakukan secara optimal, walaupun Indonesia mempunyai sumber gas yang melimpah. Gas alam memiliki potensi yang menjajikan, baik dari segi teknis maupun ekonomis. Pabrik pengolahan gas alam akan didirikan di kecamatan Batui, kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah. Sumber gas alam akan diambil dari lapangan gas Matindok dan Senoro. Pabrik ini akan mempunyai kapasitas produksi sebesar 86.400 MMSCF/tahun dan akan beroperasi selama 20 tahun. Pemrosesan gas alam akan dilakukan melalui tiga tahap. Tahap pertama adalah sweetening, dilakukan untuk mengurangi kadar C02 dan H2S dalam gas. Pelarut yang digunakan adalah MEA {tnonoethanolamine). Tahap kedua adalah dehidrasi, untuk mengurangi kadar air, dilakukan dengan memakal TEG (Triethylene Giycol). Tahap terakhir adalah fraksionasi, yaitu penusahan gas berdasarkan fraksi beratnya. Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun ini membutuhkan investasi US$ 188,857,944.64 dan biaya manufaktur sekitar US$54,811.532.99. Setelah dilakukan analisa kelayakan pabrik didapatkan nilai dari parameter kelayakan pabrik yaitu NPV (US$ $125,760,066.06), IRR (28.22%), dan PBP (5 tahun 5 bulan) yang memenuhi syarat kelayakan ekonomi. Analisa sensitivitas yang dilakukan faktor harga beli gas alam, harga jual gas kota, harga jual elpiji. dan kapasitas produksi."

"Investasi pada konstruksi pabrik gas kota dan elpiji dilakukan mengingat potensi sumber daya gas alam Indonesia yang sangat besar yaitu 65 TCF (trillion cubic feet) tetapi pemanfatannya terbatas, pasar yang menjanjikan dan melonjaknya beban subsidi bahan bakar minyak.Pabrik gas kata dan elpiji akan didirikan di kecamatan Batui, Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah Lapangan gas Matindok akan menjadi pemasok bahan baku pada industri pengoiahan gas elpiji dan pemprnian gas. Gas alam yang berasal dari lapangan gas Matindok dikategorikan sebagai gas alam asam (sour natural gas) karena mengandung hidrogen sulfida (H2S) dengan kadar 5000 ppm dan eadangan gas alam sebesar 0,45 BCF G (billion cubic feet gas).Gas alam melalui proses tiaksionasi dipisahkan rnenjadi elpiji propana, elpiji campuran, gas alam(metana, etana dan HZS) Serta kondensat sebagai produk bawah. Gas asam diolah kembali melalui proses absorbsi oleh pelarut kimia MEA (monoethanolamine) sehingga memenuhi spesifikasi gas kota yang didistribusikan ke Makassar melalui jalur pemipaan. Unjuk kerja proses yang baik dinyatakan oleh eiisiensi massa (99%) dan efisiensi energi (78%).Proyek konstruksi diperkirakan selesai pada 2 tahun dimulai dari tahun 2005 dan selesai pada tahun 2007 dan diharapkan beroperasi selama 20 tahun dengan kapasitas 70.275 MMSCFD. Biaya investasi pabrik yang diperlukan sebesar USS 37,206,278 sementara biaya manufakitur pabrik sebesar US$ 58,327,925.50.Setelah dilakukan analisa kelayakan pabrik didapatkan nilai dari parameter kelayakan pabrik yaitu NPV (US$58,094,075), IRR (42%) dan PBP (4 tahun ) yang memenuhi syarat kelayakan ekonomi. Analisa sensitivitas yang dilakukan faktor harga beli (gas alam, MEA), harga jual (gas kota, elpiji) dan kapasitas produksi menyatakan harga jual gas kota, faktor yang paling sensitif dengan toleransi sebesar 53 % (US$ 1.65/MMBTU) dari harga jual gas kata pada kasus dasar (US$ 2,8/MMBTU).Analisa resiko dengan metode Monte-Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik sebesar 87,02% pada skenario kasus dasar dan 38,81% pada skenario batas bawah."

"Gas alam merupakan salah satu sumber claya alam yang melimpah di Indonesia Meskipun demikian, dikarenakan terbatasnya ketersediaan intiastruktur pcngolahan gas alam itu sendiri serta jaringan pipa untuk distribusinya, ditambah lagi dengan penerapan teknologi yang belum optimal, pemanfaatan gas alam untuk pasar domestik masih jauh di bawah pemanihaian Bahan Bakar Minyak (BBM) sehingga peranan gas alam sebagai altematif sumber energi belum mampu bersaing dan menggeser peranan Bahan Bakar Minyak sebagai sumber energi. Dengan meningkatnya harga minyak mentah menjadi 50 USS/bbl, pemclintah harus menanggnmg beban subsidi bahan bakar minyalc sebesar 63 triliun meningkat 334 % dari 14.5 triliun pada APBN 2004. Pemakaian bahan bakar gas dapat mengurangi besamya subsidi tersebut yang kemudian dapat dipakai untuk investasi infrastruktur ataupun penyediaan kebutuhan pokok bagi rakyat. Berdasarkan analisa pasar dalam negri, maka didapalkan kapasitas pabrik pengolahan gas alam yang akan dibangun scbesar l53,25'7_238 MMSCF/tahun. Pabrik ini direncanakan akan dibangun dj Kecamatan Batui Sulawesi Tengah. Pahrik ini menggunakan mode opersi kontinyu untuk semua proses yang digunakan karcna umpan dan produlcnya yang berfasa gas. Pembangunan pabrik ini memiliki dampak lingkungan yang kecil karena jenis alat proses dan limbah yang dihasilkan tidak rnembutuhkan penanganan yang sulit. Untuk dasar perhitungan dad analisa teknis yang dilakukan ini digunakan alat bB1ll`Ll sofiware HYSYS 3.1. Gas kota dan elpiji dihasillcan melalui proses awal dan proses utama di dalam pabrik, proses awal bertujuan untuk membersihlcan gas alam umpan yang kemudian akan di pisahkan menjadi produk pada proses utama. Pada proses utama digunakan dua buah kolom fraksionasi untuk mendapatkan produk yang diinginkan yaitu kolom De-Ethanizer dengan diameter sebesar 4.5 m untuk mendapatkan gas kota dan kolom De-Butanizcr dengan diameter sebesar 1.5 m untuk mendapatkan elpiji mix. Kineija proses pabnk pengolahan gas alam ini ditunjukan melalui efisiensi energi sebesar 90-6% dan efisiensi karbon sebesar 95.8% dimana dengan nilai efisiensi yang tinggi ini maka pabrik dapat dikatakan memiliki kinenja proses yang baik."

"Industri pengolahan gas alam di Indonesia merupakan industri yang layak untuk investasi, hal ini karena gas alam merupakan salah satu sumber daya alam yang melimpah di Indonesia dan merupakan sumber energi alternatif yang menjanjikan. Pabrik yang akan dirancang ini direncanakan akan didirikan di kecamatan Batui, kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah, dengan kapasitas produksi 224,000 MMSCF/Tahun selama 43 tahun. Umpan gas alam yang digunakan berasal dari ladang gas Donggi dan Senoro yang memiliki cadangan gas alam 6.1 TCFG untuk ladang gas Donggi dan 4 TCFG untuk Senoro. Gas alam akan diolah menggunakan beberapa proses yaitu, proses sweetening, dehidrasi glycol, dan fraksionasi. Proses sweetening merupakan proses pembersihan gas dari pengotor yang berupa H2S dan CO2, sedangkan dehidrasi glycol merupakan proses pembersihan gas dari pengotor yang berupa air. Proses fraksionasi merupakan proses yang akan memisahkan gas alam menjadi gas kota dan kondensat. Berdasarkan perhitungan ekonomi, pabrik pengolahan gas alam yang akan dirancang ini membutuhkan investasi sekitar US$ 325 Juta dan biaya manufaktur sekitar US$ 526 Juta. Nilai NPV untuk proyek ini sekitar US$ 227 Juta, IRR sebesar 29.81%, dan PBP sekitar 5 Tahun. Perubahan kapasitas pabrik merupakan perubahan yang paling sensitif terhadap kelayakan pabrik, produksi pabrik tidak boleh kurang dari 158,153.6 MMSCF/tahun (494.23 MMSCFD) atau 70.60% dari kapasitas produksi dasar pabrik. Analisa Resiko dengan metode Monte Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik adalah sebesar 82.20% Berdasarkan Analisa yang telah dilakukan, maka pabrik ini telah memenuhi tingkat kelayakan secara ekonomi dan layak untuk dibangun."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"ABSTRAKTesis ini membahas harga keekonomian gas di sektor Hulu dengan menganalisa harga keekonomian pengembangan lapangan atau Plant of Development-POD, Biaya Operasional, Abandonment Site Restoration beserta seluruh komponen keekonomian lainya seperti Asumsi harga, IRR, NPV, Tax, Perjanjian Jual Beli Gas serta komponen harga pada rantai nilai Industri Gas bumi dari hulu ke hilir dengan mempertimbangkan biaya-biaya yang dibutuhkan diantaranya biaya transmisi dan distribusi, pengalokasian gas, strategi dan kebijakan penetapan harga, skema penjualan serta type kontrak yang digunakan. Analisa ekonomi dilakukan dengan menghitung Net Back Value (NBV) serta Simulasi Monte Carlo untuk menggambarkan perubahan variable yang tidak pasti untuk mendapatkan sensitivitas dalam analisa ekonomi. Pada akhir penelitian ini diharapkan dapat diketahui seberapa besar harga keekonomian gas bumi di sektor hulu untuk alokasi kebutuhan gas domestic.

---

ABSTRACTThis Thesis discusses the economic price of gas in Indonesia by analyzing the economic price of field development and gas industry value chain from upstream to downstream taking into account the costs required by the producer gas (upstream costs), the cost of transmission and distribution, gas allocation, strategy and pricing policies, sales scheme and type of contract used. Economic analysis is done by calculating the Net Back Value (NBV) as well as Monte Carlo simulations to describe the uncertain variables change to get the sensitivity of the economic analysis. At the end of this study are expected to know how big the economic price of natural gas in the upstream sector for allocation of domestic gas demand, as a case study in this research will also be analyzed Gas Sale Contract in Upstream Oil Company which will be evaluated against the results of the analysis of economic gas prices in Indonesia based on the simulation results of the value chain"