Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pada tesis dilakukan kajian sebuah pembangkit listrik berbahan bakar gas. Dimana pembangkit ini merupakan sebuah model yang ada dekat mulut tambang gas coalbed methane (CBM). Penggunaan gas CBM ini merupakan tindakan pencarian alternatif bahan bakar untuk pembangkit listrik dikarenakan harga minyak dunia bergerak naik. Biaya pembangkitan yang ditanggung oleh pembangkit sangat tergantung dari harga bahan bakar pembangkit, Dari hasil perhitungan memperlihatkan bahwa biaya modal pembangkit adalah $30.690.000 untuk kapasitas 30.000 watt dengan faktor kapasitas 85%. Dengan total biaya pembangkit adalah $37.037.617 dengan biaya bahan bakar sebesar 3,5 c$/MMbtu Untuk penjualan listrik dari pembangkit ini diperlukan harga jual melebihi harga pembangkitan untuk mendapat keuntungan atau profit. Maka diperhitungkan IRR dan NPV untuk mengetahui apakah ekonomis atau tidak. Nilai dari NPV adalah $48.392.350 dengan IRR sebesar 18% . Payback periodenya adalah 3,5 tahun (3 tahun 6 bulan) Dengan anilisis sensitifitas didapat hasil optimum dengan harga jual listrik 8 c$/kWh, suku bunga 8%, harga gas CBM 6,6 $/MMbtu. Menghasilkan nilai NPV sebesar $38.725.771 dan IRR 14%

---

In this Thesis, a study about power utility using Coalbed methane Gas is conducted. A gas-fired power utility model is made for this study. The use of coalbed methane as the fuel is an alternative solution for power generation due to world oil price started to climb. The Generation cost of utility is very depended with the fuel cost. From the calculation results show that the plant capital cost is $ 30,690,000 for a capacity of 30,000 watts with a capacity factor of 85%. With a total cost of generation is $ 37,037,617 with the fuel cost of 3.5 c $ / MMbtu For the sale price of electricity from the power plant required the sale price exceeds the price of generation for the benefit or profit. Then calculated IRR and NPV to determine whether or not economical. NPV is the value of $ 48,392,350 with an IRR of 18%. The payback period is 3.5 years (3 years 6 months) With sensitivity analysis the oprimum setting is 8 cent$/kWh for the selling price, interest rate at 8% and the CBM gas price is 6,6 $/MMbtu. Net present value is $38.725.771 and IRR 14%"

"Penurunan produksi gas bumi dalam negeri mendorong penerapan sumber energi lain untuk menjaga ketahanan energi nasional. Coalbed Methane (CBM) dianggap sebagai kandidat potensial karena karakteristiknya. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari pemanfaatan CBM untuk menghasilkan Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji simulasi proses produksi CNG dari CBM dengan teknologi yang menghasilkan emisi paling rendah. Penelitian ini mengeksplorasi skenario pemanfaatan gas buang yang dihasilkan dalam proses. Penelitian ini juga akan membahas biaya dan skema transportasi BBG untuk pengguna di Sumatera Selatan. Studi ini menemukan bahwa CBM dapat diolah menjadi CNG menggunakan teknologi yang digunakan dalam pengolahan gas alam konvensional. Studi ini menyimpulkan bahwa ada pengaruh antara penggunaan dan jumlah kombinasi gas buang yang digunakan sebagai sumber energi proses terhadap jumlah CNG dan emisi yang dihasilkan pada akhir proses. Ditemukan bahwa jumlah emisi terkecil diperoleh ketika semua gas buang digunakan sebagai penyumbang energi dalam proses tersebut. Penelitian ini juga menyimpulkan bahwa biaya transportasi CNG akan tergantung langsung pada metode kepemilikan armada transportasi CNG tersebut.

---

The decline in domestic natural gas production has encouraged the application of other energy sources to maintain national energy security. Coalbed Methane (CBM) is considered to be a potential candidate due to its characteristics. This research aims to study the use of CBM to produce Compressed Natural Gas (CNG). This research examines the process simulation of CNG production process from CBM with the technology that produces the lowest emissions. This research explores scenarios for utilizing produced flue gas in the process. This research will also discuss the cost and CNG transportation scheme for users in South Sumatra. This study found that CBM can be processed into CNG using the technology used in conventional natural gas processing. This study concluded that there is an effect between the use and the number of flue gas combinations used as a process energy source on the amount of CNG and emissions produced at the end of the process. It was found that the smallest amount of emission was obtained when all flue gas was used as an energy contributor in the process. This research also concludes that the transportation cost of CNG will depend directly on the ownership method of the CNG transportation fleet."

"Indonesia's landds are estimated to contain coal deposits of over 36 billion tons which come from 13 sedimentation basins. Geologically, the deposits are relatively immature yet the quality is generally low in ash and sulphate. In the future surface mines in Indonesia will change to underground system. In anticipation of this prospective mode, Indonesian coal industries should start to set up a program on CMB recovery and utilization on pilot and commercial scales. The purpose is to promote the benefication of secondary product, CBM as a source of non conventional energy and of chemicals, to reduce the effects of global warming, and very importantly to minimize the mine hazards caused by methane."

"Mikrokontroller H8/3069F digunakan untuk pengukuran konsentrasi Gas CBM dengan sensor gas TGS 2611 sebagai detektor gas metana. Sensor ditempatkan dalam chamber bervolume 500 ml yang dilengkapi dengan sensor digital DS18B20 yang digunakan untuk pengukuran temperatur dan sensor MPXAZ4115A untuk pengukuran tekanan udara, serta informasi waktu, untuk pengukuran secara real time. Perangkat lunak yang digunakan dibuat dengan menggunakan bahasa C yang dikategorikan sebagai bahasa mid-level yang mudah diimplementasikan pada mikrokontroler. Komunikasi sensor TGS 2611, DS18B20 dan MPXAZ4115A masing-masing menggunakan 1-wire, ADC, dan RS-232. Selanjutnya, hasil akuisisi ditampilkan dalam bentuk Graphical User Interface (GUI) dan penyimpanan data dengan menggunakan database berbasis SQLite yang dibuat dengan bahasa pemrograman Python. Sensitivitas sensor yang diperoleh adalah sebesar 0.54 ± 0.05.

---

Microcontroller H8/3069F is used for the measurement concentration of Gas CBM with the gas sensor TGS 2611 as a detector gas methane. Sensors are placed in a chamber volume of 500 ml equipped with digital sensor DS18B20 used for temperature sensor and MPXAZ4115A for pressure air sensor. The system is also equipped with timing information for measurements in real time. The software used is made by using the C language which is categorized as mid-level language and easy to implement on a microcontroller. TGS 2611, DS18B20 and MPXAZ4115A sensors communication each using 1-wire, ADC, and RS-232. Furthermore, the acquisition is displayed in the form of Graphical User Interface (GUI) and database based on SQLite created with Python programming language. Sensor calibration results obtained from a sensitivity of 0.54 ± 0.05."

"ABSTRAKSalah satu inovasi menciptakan sumber energi alternatif baru (unconventional gas) secara bersih dan mengurangi emisi CO2 dengan menginjeksi CO2 ke dalam coalbed. Keuntungan yang akan diperoleh yaitu mengurangi emisi CO2 dan meningkatkan produksi metana (CH4) ke dalam coalbed. Coalbed methane (CBM) merupakan unconventional gas yang dikembangkan di Indonesia khususnya pada kategori high prospective basins yaitu Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF). Penelitian ini mengkaji potensi kelayakan ekonomi CO2 sequestration secara overall. Nilai probabilitas yang diperoleh berdasarkan potensi market, produksi, CO2 storage, supply CO2 dan biaya infrastruktur pada Sumatera Selatan 88,11%, Sumatera Tengah 78,66%, Kutei 78,2% dan Barito 73,94%. Dengan merancang model optimum untuk perhitungan CAPEX dan OPEX, perhitungan analisis ekonomi Sumatera Selatan basin menghasilkan nilai net present value (NPV) $ 523 juta, rate of return (IRR) 22,86% dan Payback period (PB) 8,38 tahun. Sedangkan Sumatera Tengah basin menghasilkan NPV $ 247 juta, IRR 18,08% dan PB 10,77 tahun. Barito basin menghasilkan NPV $ 318 juta, IRR 19,24 % dan PB 9,77 tahun dan Kutei basin menghasilkan NPV $ 2.012 juta, IRR 46,51 % dan PB 5,77 tahun. Model ini didisain dengan harga gas $ 2,57/MMBtu, regulasi Product Sharing Contract (PSC) pengembangan CBM yang berlaku di Indonesia dan life project 24 tahun.

---

Abstract

One of the innovations to create new alternative clean energy sources (unconventional gas) and to reduce CO2 emissions is injecting CO2 into coalbed. The advantage will be obtained by reducing CO2 emissions and by increasing the production of methane (CH4) into coalbed. Coalbed methane (CBM) is an unconventional gas and it is developed in Indonesia. Particularly high prospective basins are : South Sumatra (183 TCF), Barito (101.6 TCF), Kutei (89.4 TCF) and the Central Sumatra (52.5 TCF) . This study assesses the overall potential and the economic feasibility of CO2 sequestration. The probability to develop the basins is influenced by the following indicators: market potential, production potential, storage of CO2, CO2 supply and infrastructure costs, amounts to 88.11% in South Sumatra, to 78.66% in Central Sumatra, to 78.2% in Kutei and to 73.94% in Barito. By designing an optimum model to substantiate CAPEX and OPEX calculation, economic analysis demonstrates that an NPV of $ 523 million, which is equal to an IRR of 22.86% and a PB of 8.38 years, is obtained for the Sumatra Selatan basin. Whilst an analysis for Sumatra Tengah basin resulted in an NPV of $ 247 million, equal to an IRR of 18.08% and a PB 10.77 years. The Barito basin generates an NPV of $ 318 million, an IRR of 19.24 % and a PB of 9.77 years and for the Kutei basin an NPV $ 2.012 million, equal to an IRR 46.51 % and a PB 5.77 years is obtained. This model is designed based on a gas price of $ 2.57 /MMBtu, compliant with a regulation of the Product Sharing Contract (PSC) about CBM development policies in Indonesia. The project life considered in the model amounts to 24 years."

"ABSTRAKSeiring menurunnya produksi minyak dan gas konvensional secara cepat di Indonesia, gas metana batubara coalbed methane; CBM menjadi sebuah sumber energi nonkonvensional yang patut dipelajari secara mendalam karena Indonesia memiliki cadangan CBM yang besar 453 TCF , namun produksi CBM belum dapat mencapai targetnya yang hanya 1 MMSCFD KESDM, 2014 . Sebuah studi perlu dilakukan untuk menghasilkan pemahaman dalam pengembangan lapangan CBM melalui implementasi metode peningkatan perolehan CBM enhanced coalbed methane recovery/ECBM-R : injeksi nitrogen dan karbon dioksida. Studi simulasi reservoir CBM Indonesia di Sumatera Selatan, yaitu Lapangan T, dan uji sensitivitas teknis seperti komposisi dan laju fluida terinjeksi dengan menggunakan simulator numerik dilakukan untuk memprediksi besarnya peningkatan perolehan metana melalui ECBM. Sebuah model yang didasarkan pada data aktual dibuat dan diverifikasi dengan perhitungan volumetrik sebelum digunakan untuk simulasi. Hasil perhitungan volumetrik menunjukkan kecocokan dengan model yang dibuat dengan perbedaan hasil mencapai 0,68 . Dengan perbedaan dibawah 10 maka model ini dianggap sudah terverifikasi dan applicable untuk simulasi. Setelah itu, model dijalankan sesuai skenario-skenario yang telah ditentukan dan dibandingkan dengan primary production. Berdasarkan hasil simulasi, reservoir CBM lsquo;T rsquo; mendapatkan penambahan perolehan metana dengan penambahan paling besar mencapai 3,52 . Dengan kata lain, studi ini menunjukkan bahwa injeksi CO2- N2 memiliki dampak positif pada peningkatan produksi nasional CBM, khususnya pada lapangan CBM lsquo;T rsquo; Sumatra Selatan, dan harapannya berguna untuk pengembangan CBM lebih lanjut di Indonesia.

---

ABSTRACTAs conventional oil and gas production keeps declining rapidly in Indonesia, coalbed methane CBM is an unconventional energy source which worth to be explored more as Indonesia has a huge CBM reserves 453 TCF , unfortunately, CBM production hasn rsquo t reached its target which is only 1 MMSCFD Ministry of Energy and Mineral Resources, 2014 . A research needs to be performed to deliver an understanding in terms of the development of CBM field through the implementation of enhanced CBM recovery ECBM method nitrogen and carbon dioxide injection. Reservoir simulation study of Indonesia rsquo s CBM reservoir in South Sumatera, named Field lsquo T rsquo , and technical sensitivity test regarding composition and rate of injected fluid are conducted by the numerical simulator in order to predict the enhancement of methane rsquo s recovery through ECBM. A model which based on actual data was constructed and then verified by volumetric calculation. Volumetric calculation result showed a compatibility with model simulation result with the differences of 0,68 . With the difference below 10 , this model is considered as a verified model and applicable for simulation. The model was then performed according to predetermined scenarios and compared to primary production. Based on the simulation results, CBM Reservoir lsquo T rsquo gained the additional methane recovery with the greatest increase of 3,52 . In other words, this study concludes that CO2 N2 Injections have a positive impact on increasing national production of CBM, particularly in South Sumatra rsquo s CBM lsquo T rsquo field, and can be useful for further CBM development in Indonesia"

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."

"Sejalan dengan semakin menurunnya produksi minyak bumi dan semakin besar permintaan akan minyak dan gas bumi, maka Pemerintah berusaha mengembangkanGas Metana-B sebagai alternatif lain yang diwujudkan dalam Peraturan Menteri (Permen) Nomor 033 Tahun 2006 tentang Pengusahaan Gas Metana-B. Sehubungan dengan adanya persyaratan-persyaratan khusus di dalam kontrak Gas Metana-B, maka pemerintah memerlukan suatu ?tools? berupa model perhitungan keekonomian sebagai acuan dalam mengevaluasi atau melakukan penilaian terhadap blok yang ditawarkan. Model ini bisa dikembangkan dari model perhitungan keekonomian minyak dan gas bumi yang telah ada, dengan melakukan modifikasi yang disesuaikan dengan kebutuhan Gas Metana-B.Tujuan dari penelitian ini adalah mengembangkan model perhitungan keekonomian kontrak bagi hasil Gas Metana-B dengan melakukan modifikasi model minyak dan gas bumi sesuai dengan ketentuan dan syarat yang akan digunakan pada pengusahaan Gas Metana-B. Kemudian menggunakan model tersebut untuk melakukan perhitungan keekonomian pengusahaan Gas Metana-B di Indonesia untuk menghasilkan indikator keekonomian yang layak bagi pengusaha dan pemerintah, atau untuk menentukan keekonomian terhadap blok yang akan ditawarkan.Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa sensitivitas kedua base case tersebut diatas, dapat dirangkum sebagai berikut :Dilihat dari Sisi Investor, berdasarkan parameter ekonomi (jumlah produksi gas tahunan atau harga gas) merupakan parameter yang sangat sensitif terhadap IRR dan NPV, sedangkan berdasarkan parameter kebijakan, kenaikan Split dan Cost Recovery Ceiling sangat sensitif terhadap perubahan IRR, sedangkan perubahan FTP tidak berpengaruh secara signifikan terhadap kenaikan IRR.Dilihat dari Sisi Pemerintah, berdasarkan parameter ekonomi (jumlah produksi gas tahunan atau harga gas) merupakan parameter yang sangat sensitif terhadap Gov. Take, sedangkan berdasarkan parameter kebijakan, kenaikan Split dan Cost Recovery Ceiling sangat sensitif terhadap perubahan Gov. Take, sedangkan kenaikan FTP (shareable) tidak berpengaruh secara signifikan dengan perubahan Gov. Take, kecuali bila FTP (non shareable).Untuk mencapai IRR sekitar 20%, merubah parameter ekonomi hanya dapat dilakukan pada harga gas (dinaikkan sampai sekitar US$ 7.00/MMBTU di kepala sumur/tidak mungkin), bila merubah produksi gas tahunan (tergantung jumlah cadangan Gas Metana-B). Apabila merubah parameter kebijakan, yaitu merubah Split atau Cost Recovery Ceiling tampaknya tidak memungkinkan, karena Split yang dinaikkan untuk kontraktor sudah dibatas kewajaran (diatas 80% setelah pajak untuk kontraktor), sedangkan menaikkan Cost Recovery Ceiling harus diatas 120% (tidak mungkin).

---

According to drastically decline of oil and gas production and more increase of oil and gas demand, in 2006 the Government has cause the CBM effort in Government Regulation Number 033/2006.According to the CBM contracts in the future must have the special terms and conditions, the Government must has ?tools? that is an economics model which can be used to evaluate of blocks in working area CBM bid. The model is modifying from oil and gas economics model.The purpose this tesis is to modify terms and conditions in economy of oil and gas contract model can be a model which appropriate in CBM effort. In the future, we hope the PSC model contract modified for CBM can be used to evaluate of blocks in working area CBM bid. The purpose of this is to get the win-win solution between Government and Contractor with suitable economic indicator. Based on calculate and cencitive analysis result from both base cases can make conclution, that is : From the investor sides, based on economic parameter (yearly gas production or gas price) are very sensitive economic parameters agains IRR and NPV, if based on policy parameter, Split and Cost Recovery Ceiling increases are very cencitive againts IRR changed, and FTP changed not significan influence againts IRR increase.From the government sides, based on economic parameter (yearly gas production or gas price) are very sensitive economic parameters agains Gov. Take, if based on policy parameter, Split and Cost Recovery Ceiling increases are very cencitive againts Gov. Take changed, and FTP shareable changed not significan influence againts Gov. Take increase, but FTP non shareable rather significan. If we want to make IRR approximately 20%, to change economic parameter can do only in gas price (to increase until approximately US$ 7.00/MMBTU welhead price is impossible), if we change gas yearly gas production (depends on CBM resources). If we change policy parameter, that is Split change or Cost Recovery Ceiling change are impossible, because Split increasing for contractor is not reasonable (more than 80% after tax for contractor), and Cost Recovery Ceiling increasing must more than 120% (impossible)."

"ABSTRACTIndonesia diperkirakan memiliki cadangan gas bumi non-konvesional berupa CoalBed Methane (CBM) sebesar 453 Tcf yang dapat dimanfaatkan untuk diversifikasi sumber energi. Namun setelah enam tahun pengembangan, produksi CBM Indonesia hanya mencapai 0,625 MMscfd. Selain ketersediaan rig, kendala lain pengembangan CBM adalah produksi gas yang relatif kecil ~0,1 MMscfd per sumur. Oleh karena itu, diperlukan pendekatan pengembangan CBM dengan fasilitas-fasilitas skala kecil dengan jumlah banyak.Gas-To-Liquid (GTL) skala kecil dapat menjadi pendekatan dalam pengembangan CBM. Kemudahan penyimpanan dan transportasi produk akhir synthetic crude memberikan fleksibilitas pemasaran. Reaktor microchannel yang bersifat modular juga memudahkan relokasi fasilitas ke lokasi CBM lain.Studi ini menganalisis skenario-skenario integrasi CBM dan GTL skala kecil di lima formasi yang berbeda (Sumatera, Kalimantan dan Sulawesi). Metode yang digunakan adalah metode semi-analitis untuk estimasi produksi CBM, metode TPC DOE untuk estimasi biaya investasi, tekno-ekonomi dan simulasi Monte-Carlo. Integrasi CBM dan kilang GTL skala kecil terhitung ekonomis pada formasi Sawah Tambang dengan pemisahan pengelolaan CBM sebagai sektor hulu dan kilang GTL sebagai sektor hilir dengan IRR > 12,1%, NPV > US$30juta dengan PBP < 13 tahun. Perolehan pemerintah dengan skenario ini juga meningkat hingga 25%. Penambahan kilang GTL juga dapat menjadi alternatif yang ekonomis untuk pengembangan formasi Lemau dan Toraja yang berprospek rendah.

---

ABSTRACTIndonesia is estimated to have 453 Tcf of non-conventional gas, CoalbedMethane (CBM) which can be used for energy source diversification. Howeverafter six years of development, CBM production only reached 0,625 MMscfdtotally. Beside availability of CBM rig, CBM low gas production rate which only~0,1 MMscfd/well is also an issue. Therefore, CBM production with small scalefacilities in massive quantity approach is required.Small scale Gas-To-Liquid (GTL) can become approach in the CBMproduction. Storage and transport ease of synthetic crude, GTL's final product,provides marketing flexibility. The modular microchannel reactor also offerspossibility plant relocation to other CBM location.This study analyzes scenarios of CBM and small scale GTL integration infive different formations (Sumatera, Kalimantan and Sulawesi). The methods usedin this study are, semi-analytical method to estimate CBM production, DOE TPCmethod to estimate the cost of investment, techno-economic and Monte-Carlosimulation. Based on calculation results, integration of CBM and economicalsmall-scale GTL plant on Sawah Tambang formation with segregation of CBM as upstream sector and GTL plant as downstream sector with IRR> 14%, NPV> US $30M with PBP < 13 years. Government take is also increased by 25%. Small scale GTL may also be an alternative to monetize low prospect CBM formations,Lemau and Toraja."