Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Untuk memenuhi target produksi gas alam, VICO Indonesia mengoptimalkan lapangan gas tua yang ada dengan menerapkan strategi dan teknologi yang tepat. Berdasarkan forecast jumlah kandungan reservoirs yang ada, Lapangan X merupakan yang paling potensial unluk dieksploilasi. Namun tetap dibutuhkan analisis kelayakan investasi untuk mengetahui nilai ekonomis sumur-sumur yang akan dieksplorasi, yang meliputi aktititas mengidentitikasi rencana pengembangan sumur gas baru, perhitungan cash flow, analisis capital budgeting, Serta analisis sensilivitas untuk melihat pengaruh faktor fluktuasi cadangan gas atau produksi, harga pasar, maupun pembelanjaan modal terhadap rencana pengembangan sumur baru. Metode penelilian yang digunakan adalah studi kepuslakaan dan observasi perusahaan melalui Studi data intemal maupun eksternal perusahaan. Hasil analisis berdasarkan perhitungan NPV, IRR, dan Payback Period yang dilakukan memberikan kesimpulan bahwa investasi pada pengembangan 25 sumur baru di lapangan X masih sangat aktraktif secara ekonomis.

---

In order to meet natural gas production target, VICO Indonesia optimizes the existing matured gas field with the implementation of proper .strategy and technology. In accordance with the forecast of its reservoirs contents, the Field X is the most potential gas jield to be explored. But still, the investment feasibility analysis to determine the economic value ofthe gas wells to be explored is critically needed, which includes activities such as identification of new gas well development plan, cash flow calculations, capital budgeting analysis, and sensitivity analysis to oversee the influences of fluctuating factors, such as gas reserves or production, market price, and capital expenditure of the new wells development plan. The research methodology involves literature studies and company observations through the study of company 's internal and external data. The result of analysis with NPK IRR, and Payback Period calculation methods concludes that the investment of the development of 25 new gas wells in Field X is still economically attractive."

"ABSTRAKBerdasarkan data Pertamina, lapangan gas X yang terletak di Kalimantan Timur memiliki cadangan gas terbukti 89 BSCF. Terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Timur dan tidak terdapatnya konsumen disekitar lapangan mengakibatkan lapangan gas X belum dapat diproduksi. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Tanjung Batu yang berjarak 400 km dari lapangan gas memerlukan pasokan gas sebesar 11 MMSCFD untuk melakukan program konversi dari bahan bakar minyak ke bahan bakar gas. Mencairkan gas menjadi LNG adalah salah satu metode yang paling banyak dipakai untuk mentransportasikan gas dari produsen ke konsumen.Pada studi ini dilakukan analisis pemilihan mini LNG unit yang paling menguntungkan serta cocok untuk kilang mini LNG X dengan menggunakan metode Analytical Hierarchy Process AHP . Analisis keekonomian dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan Lapangan Gas X dengan skema mini LNG. Produksi LNG dari Lapangan X diperkirakan 83.404 TPA selama 20 tahun. Berdasarkan Simulasi dengan Analytical Hierarchy Process AHP didapat bahwa Mini LNG Unit PRICO dari Black Veatch lebih unggul dibandingkan dengan LIMUM dari Linde. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US 177.787.380 untuk mini LNG unit dan Regasification Plant Tanjung Batu dengan IRR 14 didapatkan harga gas di plant gate Tanjung Batu adalah US 16,49 /MMBTU dengan nilai NPV sebesar US 65.96.509.87 dan payback period selama 12,2 tahun. Analisis sensitivitas terhadap proyek ini menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual dan volume Gas.

---

ABSTRACTBased on data from Pertamina, X gas field located in East Kalimantan has proven 89 BSCF gas reserves. Limited gas infrastructure in East Kalimantan and the absence of consumers around the field resulted in the X gas field being unable to be produced. Tanjung Batu Gas Power Plant which is 400 km away from gas field requires gas supply of 11 MMSCFD to convert from fuel to gas. Liquefying gas into LNG is one of the most widely used methods to transport gas from producer to consumer.In this study conducted an analysis of the technical and economical ways to assess the feasibility Analytical Hierarchy Process AHP was used to get the most profitable and suitable X mini LNG unit. Economic analysis was conducted to assess the feasibility of developing X gas field with LNG mini scheme. LNG production from X Field is estimated at 83,404 TPA for 20 years. Based on Simulation with Analytical Hierarchy Process AHP it is found that Mini LNG Unit PRICO from Black Veatch is superior compared to LIMUM from Linde.Economic parameters analysis shows CAPEX cost about US 177,787,380 for mini LNG unit and Regasification Plant Tanjung Batu with IRR 14 obtained gas price at plant gate of Tanjung Batu is US 16.49 MMBTU with value of NPV equal to US 65,96,509,87 And payback period for 12.2 years. The sensitivity analysis of this project shows that the most influential parameters are gas selling price and volume.Keywords Economic Study, Analytical Hierarchy Process AHP , Regasification Plant"

"Skenario pengembangan lapangan adalah salah satu faktor yang memberikan pengaruh besar terhadap perhitungan keekonomian di dalam pengembangan lapangan baru. Analisis yang komprehensif dari sisi keteknikan dan keekonomian diperlukan agar didapatkan skenario pengembangan lapangan yang memberikan nilai tambah paling besar. Tesis ini membahas penerapan analisis opsi riil dalam pengembangan lapangan gas X jika dinilai dengan menggunakan metodologi tradisional Discounted Cash Flow DCF dan Analisis Opsi Riil. Penelitian dimulai dengan menganalisis studi kasus dengan fokus terhadap asumsi, ketidakpastian dan hasilnya dalam hal NPV. Kemudian penulis menawarkan alternatif pendekatan opsi riil yang menggabungkan keputusan manajemen fleksibel di dalam proyek melalui opsi yang disematkan. Untuk memodelkan pilihan, model binomial lattice digunakan karena fleksibilitas dalam menggabungkan latihan awal. Hasil penelitian menunjukkan nilai DCF lebih rendah dari nilai opsi untuk 5 skenario berbeda, yaitu skenario darat-lepas pantai, skenario lepas pantai dengan menggunakan skenario MOPU dan skenario tie-in lepas pantai. Dapat ditunjukkan bahwa skenario pengembangan lapangan darat memberikan nilai NPV tertinggi baik dengan metode DCF ROA.

---

Field development scenario is one of the factors that significantly influences the economic analysis in the development of new field. A comprehensive analysis of technical and economic aspects is needed to obtain the field development scenario that provides the greatest added value. This thesis discusses the application of real option analysis in the development of X gas field when analyzed using the traditional methodology of Discounted Cash Flow DCF and Real Option Analysis. Real Option Analysis is a useful decision making method for making investment decisions on gas field development taking into account the uncertainty and flexibility in the system. The thesis first analyzes the sample case study focussing on its assumptions, uncertainties and the outcomes in terms of the NPV. It then offers the alternate real options approach incorporating the flexible decisions management has in the project via the embedded options. To model the options, the binomial lattice model is used because of the flexibility provides in incorporating early exercise. The results indicate the NPV values by using DCF method lagging behind that of the option values for 5 different scenarios, which are onshore offshore scenario, offshore scenario by using MOPU and offshore tie in scenario. It can be shown that onshore field development scenario gives the highest NPV value both with DCF ROA method. This implies management will be better off by considering these options in their field development decisions. "

"Penilaian risiko pipa penyalur dilakukan sebagai bagian dari pipeline integrity management. Dengan bertambahnya umur pipa penyalur, maka kemungkinan kerusakan akan semakin meningkat kecuali dilakukan tatakelola yang tepat dalam upaya untuk menekan risiko. Penelitian ini menjelaskan tentang analisis risiko berdasarkan kemungkinan dan konsekuensi kegagalan sejalan dengan korosi yang terjadi pada pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang cermat sangat penting untuk mengambil keputusan terkait integrity dan efektivitas dalam memastikan keandalan pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang akurat sangat sulit ditentukan karena sejumlah faktor yang mempengaruhi reaksi korosi. Estimasi laju korosi yang umum digunakan pada pipa penyalur adalah dengan alat In-line inspection(ILI). Laju korosi digunakan sebagai dasar untuk estimasi integrity pipa penyalur dalam suatu periode waktu. Sedangkan kemungkinan kegagalan dihitung menggunakan metode distribusi Weibull dua parameter dan estimasi konsekuensi kegagalan disiapkan berdasarkan sejumlah rujukan standar API 581. Dengan memahami tingkat ketidakpastian ILI, maka diharapkan penentuan laju korosi akan dapat lebih akurat sehingga kondisi integrity pipa penyalur di masa depan akan lebih baik termasuk juga mitigasi yang perlu dilakukan. Tesis ini juga dilengkapi dengan studi kasus yang terjadi pada PT. X untuk memahami risiko pipa penyalur terkait dengan degradasi alami material. Berdasarkan perhitungan, pipa penyalur dikategorikan ke dalam peringkat risiko 5C yang berarti dalam kondisi risiko medium-high. Variasi tingkat kegagalan terhadap segmen atau sub segmen pipa penyalur juga diperoleh dengan kemungkinan kegagalan tercepat pada selang waktu kurang dari tiga tahun dan kegagalan

---

Risk assessment of gas pipeline is carried out as part of pipeline integrity management. As the life of the pipeline increases, the likelihood of failure will increase unless proper governance is carried out in an effort to reduce risk. This study describes the risk analysis based on the likelihood and consequences of failure in line with corrosion that occurs in the gas pipeline. A careful determination of the rate of corrosion is very important to make decisions regarding integrity and effectiveness in ensuring the reliability of the pipeline. Accurate determination of the rate of corrosion is very difficult to determine because of a number of factors that influence a corrosion reaction. Corrosion rate estimation that is commonly used in conduit is by In-line inspection (ILI). Corrosion rate is used as a basis for estimating the integrity of the conduit in a period of time. While the probability of failure is calculated using the two parameter Weibull distribution method and the estimated consequences of failure are prepared based on a number of API 581. Standard references. mitigation needs to be done. This thesis is also complemented by a case study that occurred at PT. X to understand the risks of channel pipes associated with natural degradation of the material. Based on calculations, the pipeline is categorized into a risk matrix 5C which means it is in a medium-high risk condition. Variations in the failure rate of the pipeline segments or sub-segments are also obtained with the possibility of the fastest failure in an interval of less than three years and the longest failure in an interval of 11 years."

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar.

---

This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation."

"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."

"ABSTRAKKondisi 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.

---

ABSTRACTThe 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."

"Tesis ini membahas mengenai audit energi pada fasilitas utama dan fasilitas pendukung yang sudah cukup lama di Lapangan X provinsi Sumatra Selatan. Tujuan dilakukan audit energi adalah untuk mendapatkan profil konsumsi penggunaan bahan bakar dan intensitas energi serta kontribusi emisi gas rumah kaca (GRK) CO2eq di Lapangan X. Audit energi ini juga memberikan rekomendasi perbaikan (room for improvement) agar penggunaan energi menjadi optimal dan emisi gas CO2eq dapat diminimalisasi. Kerangka pemikiran mengacu pada ISO 50001:2011 mengenai Sistem Manajemen Energi. Analisis perhitungan menggunakan metode kuantitatif dengan Microsoft Excel®. Berdasarkan hasil penelitian, nilai intensitas energi dan emisi gas rumah kaca yang dihasilkan selama periode 2016, 2017 dan 2018 mengalami kenaikan. Nilai intensitas energi mengalami peningkatan dari 1,58E-01 GJ/TOE pada tahun 2016 menjadi 1,77E-01 GJ/TOE pada tahun 2018. Nilai emisi GRK mengalami peningkatan 21,48 kton CO2eq pada 2016 menjadi 23,30 kton CO2eq pada 2018. Peningkatan terjadi karena konsumsi bahan bakar fuel gas yang meningkat dan terjadi penurunan total produksi minyak dan gas bumi. Rekomendasi perbaikan yang didapat adalah dengan mengganti penggerak pada pompa transfer yang sebelumnya menggunakan gas engine menggunakan electric motor (elmot). Hal ini terlihat dari hasil simulasi yang menunjukkan nilai efisiensi generator meningkat hingga 20-an% dan terjadi penghematan penggunaan fuel gas.

---

This thesis discusses about energy audit at the main and supporting facilities which quite old in Field X South Sumatra province. The purpose is to obtain a profile of fuel consumption, energy intensity and the contribution of CO2eq greenhouse gas (GHG) emissions in Field X. This also provides room for improvement so energy used is optimal and CO2eq emissions can be minimized. The frameworks used refers to ISO 50001:2011 on Energy Management Systems. Calculation analysis uses quantitative methods with Microsoft Excel®. Based on research, the value of energy intensity and greenhouse gas emissions produced during 2016, 2017 and 2018 has increased. Value of energy intensity increased from 1,58E-01 GJ/TOE in 2016 to 1,77E-01 GJ/TOE in 2018. Value of GHG emissions increased by 21,48 kton CO2eq in 2016 to 23,30 kton CO2eq in 2018. This occurred due to increase of fuel gas consumption and decrease in total oil and gas production. Room for improvement is to replace the drive on the transfer pump that previously used a gas engine with electric motor (elmot). This can be seen from the simulation that shows the efficiency of the generator increases by 20% and there is a savings in the use of fuel gas."