Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara yang belum berproduksi dan memiliki cadangan total mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan kandungan CO2 yang tinggi mencapai 71% sehingga jumlah hidrokarbon yang dapat dimanfaatkan mencapai 46 TCF. Tingginya kandungan CO2 pada lapangan gas Natuna menyebabkan adanya beberapa isu kritis yang menghambat proses pengembangan lapangan sehingga diperlukan penanganan khusus proses pemisahan CO2 dan CH4 menjadi LNG, produk kimia (metanol, blue methanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat), dan bahan bakar sintesis (synfuel dan blue synfuel) melalui teknologi carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS). Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan strategi pengembangan pada lapangan gas Natuna Timur melalui simulasi proses dan optimisasi multi-objektif superstruktur dari gas bumi kaya CO2 menjadi LNG, produk kimia dan bahan bakar dengan fungsi objektif: maksimum net profit dan minimum emisi GHG. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen HYSYS v11. Sedangkan optimisasi multi-objektif superstruktur model mixed integer non-linear programming (MINLP) dengan menggunakan piranti lunak General Algebraic Modeling System (GAMS) dan solver Standard Branch and Bound (SBB). Hasil dari optimisasi multi-objektif superstruktur menunjukkan bahwa produk optimum yang terpilih pada tahun 2022 adalah LNG, metanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat dengan annual net profit sebesar 27,75 juta $/tahun dan emisi GHG sebesar 6,91 juta ton CO2-eq per tahun. Pada periode 2022 hingga 2060, besar annual net profit meningkat dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 18,58% per tahun, dan emisi GHG mencapai puncak pada tahun 2030 sebesar 8,26 juta ton CO2-eq per tahun kemudian menurun sampai dengan tahun 2060. Blue methanol, metanol, LNG, synfuel, asam format dan asam asetat terpilih sejak tahun 2040. Oleh karena itu, pathway yang terpilih bisa menjadi strategi pengembangan rendah karbon untuk memonetisasi sumber gas bumi kaya CO2 di lapangan gas Natuna Timur di masa depan.

---

The East Natuna gas field is the largest in Southeast Asia that is not yet producing and has a total reserve of 222 trillion cubic feet (TCF) with a high CO2 content so that the amount reaches 71%, which can be utilized to reach 46 TCF. The high CO2 content in Natuna gas causes several critical things needed for the development process, so a unique process is needed for a more complex CO2 and CH4 separation and conversion into LNG, chemical products, and fuels through carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS) technology. This study aims to obtain a development strategy in the East Natuna gas field through process simulation and multi-objective optimization of the superstructure from CO2-rich natural gas into LNG, chemical products, and fuels with objective functions: maximum net profit and minimum GHG emissions. Process simulation was carried out using Aspen HYSYS v11 software. Meanwhile, multi-objective superstructure with mixed integer non-linear programming (MINLP) model using General Algebraic Modeling System (GAMS) software and Standard Branch and Bound (SBB) solver. The results of the multi-objective superstructure optimization show that the optimum products selected in base year (2022) are LNG, methanol, dimethyl ether, formic acid, and acetic acid, with an annual net profit and annual net GHG emission of 27.75 million $/year and 6.91 megatons of CO2-eq per year, respectively. In the period 2022 and 2060, the annual net profit will increase at a CAGR of 18.58% per year, and GHG emissions will peak in 2030 (8.26 million tons CO2-eq per year) and decline until 2060. Blue methanol, methanol, LNG, formic acid, acetic acid, and synfuel has been selected as the optimum product since 2040. Therefore, this could be a low-carbon development strategy to monetize CO2-rich natural gas sources in the East Natuna gas field in the future."

"Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran). 

---

East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane)."

"Pengembangan lapangan stranded menjadi perhatian utama saat ini, bagaimana menjadikannya sebagai asset yang berharga. Operator blok offshore Natuna berupaya keras dalam melakukan evaluasi terhadap dua lapangan temuan minyak dan gas bumi yang belum dikembangkan, yang teridentifikasi sebagai lapangan marjinal yang memiliki cadangan kecil, jauh dari infrastrutur, biaya pengembangan tinggi dan sisa durasi umur PSC yang pendek. Tujuan dari kajian ini adalah memonetisasi asset yang belum dikembangkan agar dapat memberikan nilai tambah yang maksimal baik bagi Pemerintah maupun Kontraktor KKS dengan menentukan desain fasilitas produksi, nilai keekonomian dan akhirnya memilih skenario pengembangan terbaik. Melalui analisa tekno-ekonomi melalui implementasi teknologi tepat guna, menilai skenario pengembangan dan mengubah cara pandang dalam perspektif keekonomian sebagai metode riset. Hasil kajian ini menunjukkan bahwa skenario pengembangan secara terintegrasi memberikan nilai ekonomi terbaik pada IRR 18,5% dan NPV Kontraktor sebesar US$44,5 Juta dengan estimasi Pendapatan Pemerintah hingga 39,7%, dengan demikian melalui kajian ini berhasil mengubah paradigma lapangan stranded yang marjinal menjadi asset produktif yang berharga.

---

Nowadays, the development of the stranded oil and gas field has become the main concern, how to make it a valuable asset. The Natuna offshore block operator is doing a deep evaluation of two undeveloped oil and gas discovery fields that are identified as marginal fields, which have a small reserve, a remote area, high development costs, and a short remaining PSC expiry duration. The purpose of this study is to monetize undeveloped assets in order to provide maximum added value for the government and PSC contractors by determining facility design and economic values and finally selecting the best development scenario. Through the techno-economic analysis using the implementation of fit-for-purpose technology, assessing development scenarios, and changing economic perspectives as a research methodology, the results of this study show that an integrated development scenario provides best economic value at IRR 18,5% and NPV Kontraktor US$44,5 Juta with Government Take up to 39,7%; therefore, the study has successfully changed the paradigm of stranded fields, which are marginal, into valuable productive assets."

"Terus meningkatnya kebutuhan gas bumi di Indonesia perlu dipenuhi dengan mengeksploitasi lapangan-lapangan gas bumi yang baru, termasuk lapangan Natuna Timur. Namun pemanfaatan lapangan gas ini menghadapi tantangan yang besar berupa kadar CO2 yang tinggi 71 dan lokasi lapangan lepas pantai yang jauh dari konsumen, sehingga menimbulkan kebutuhan biaya investasi yang besar, sekitar US 27 miliar. Agar pengembangan lapangan Natuna Timur layak secara ekonomi, penelitian ini antara lain fokus pada perlunya pemberian insentif bagi hasil dan insentif fiskal kepada kontraktor kontrak kerja sama KKKS. Selain itu, pengembangan lapangan perlu dilakukan sesuai prinsip pengelolaan sumber daya alam natural resources management, NRM yang berkelanjutan melalui penerapan skema dana migas petroleum fund, PF. Kelayakan penerapan skema dana migas, berupa alokasi persentasi tertentu dari bagian negara government take, GT, dievaluasi menggunakan metode multi-criteria decision analysis MCDA berdasarkan model Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluation PROMETHEE. Untuk memperoleh nilai PF yang terbaik, keempat alternatif PF yakni Alternatif 1 0 GT, Alternatif 2 10 GT, Alternatif 3 15 GT dan Alternatif 4 25 GT dianalisis dan diperbandingkan berdasarkan empat kriteria utama berupa aspek-aspek teknis, ekonomi, lingkungan, dan sosial-politik. Hasil penelitian menunjukkan untuk mencapai nilai IRR proyek Natuna minimum 12, pemerintah perlu menawarkan pola bagi hasil 55 :45, tax holiday selama 10 tahun dan nilai first trench petoleum 10, serta toll-fee pipa gas Natuna-Cirebon sebesar US 2,3/MMBtu. Penerapan dana migas untuk pengembangan lapangan Natuna Timur yang berkelanjutan adalah relevan dan layak dilanjutkan, dimana Alternatif 4 25 GT merupakan pilihan yang paling baik. Pilihan tersebut memiliki dampak positif pada penciptaan lapangan kerja, pengurangan emisi gas rumah kaca, dan perolehan dukungan publik, serta pada peningkatan cadangan terbukti migas dan kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi. Namun, kelemahan alternatif ini terletak pada aspek ekonomi, seperti pengurangan pendapatan pemerintah GT dan potensi kenaikan utang negara, serta pada aspek sosial-politik berupa potensi sikap keberatan pemerintah government resistance atas penerapan skema PF. Penelitian ini menawarkan solusi bagi para pembuat kebijakan, termasuk di negara lain, ketika dihadapkan dengan kompleksitas pengelolaan pendapatan migas, terutama berkaitan dengan pemanfaatan sumber daya alam yang berkelanjutan.

---

The East Natuna gas field in Indonesia has reserves of 46 trillion cubic feet thus, it should be developed to meet the increasing natural gas demand of Indonesia. The high CO2 content and the offshore location of the gas reserves require development costs of around US 27 billion. This research investigates the techno ecnomic feasiblity of the gas field development by offering profit split dan fiscal incentives. It also studies the sustainable development of the field through the implementation of natural resource management, using a multi criteria decision analysis method, namely the preference ranking organisation method for enrichment of evaluations PROMETHEE. The concept of natural resource management NRM is represented by the implementation of a petroleum fund. As such, four alternatives to petroleum funds are considered, based on the government rsquo s take GT associated with each, namely Alternative 1 0 GT, Alternative 2 10 GT, Alternative 3 15 GT dan Alternative 4 25 GT. Moreover, an assessment model to compare and appraise these alternatives against sustainable development criteria derived from technical, economic, environmental, and socio political aspects.

The results show that to achieve minimum IRR value of 12, the government needs to offer incentives of 30 year contract period, profit sharing of 55 45, first tranche petroleum to 10, and tax holiday of 10 years. Toll fee for Natuna Cirebon pipeline is US 2.3 MMBTU at IRR of 12.6. Further, adopting a petroleum fund scheme to achieve sustainable development is both relevant and feasible. In addition, employing 25 of the government rsquo s revenue towards this fund is found to be the most preferable choice. Such an option would have positive impacts on the creation of jobs, reduction of greenhouse gas emissions, and gaining of public support, as well as on the increase of petroleum reserves and installed capacity of geothermal power plants. However, the downside of this alternative lies in the economic aspects, such as the reduction of government revenues and potential increase in government debt that lead to government resistance. This study could offer valuable insights to policymakers elsewhere, when confronted with the complexity of managing petroleum revenues, especially with regard to the sustainable use of natural resources."

"Produksi 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.

---

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."

"Tesis ini bertujuan untuk mengevaluasi formula harga Bahan Bakar Gas (BBG) untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di sisi hilir dalam rangka program konversi dari BBM ke BBG. Formula harga BBG dievaluasi dengan memperhitungkan kepentingan konsumen dan keekonomian badan usaha. Tesis ini memulai evaluasi dengan menentukan skala konversi yang akan diterapkan guna menghitung volume kebutuhan BBG. Ruang lingkup basis perhitungan dibatasi untuk wilayah DKI Jakarta dan Banten saja. Kemudian, tesis ini merencanakan sistem distribusi alternatif penyaluran BBG dengan menggunakan sumber (feed) gas dalam bentuk LNG. Ada dua sistem distribusi yang diusulkan oleh tesis ini, pertama, Sistem Distribusi LNG Package, dimana feed LNG dikirim dari LNG Plant dengan LNG carrier ship ke LNG Floating Storage Unit (FSU) sebagai receiving and storage terminal LNG. Selanjutnya, LNG ditransportasikan menggunakan truk LNG sampai ke Stasiun Pengisian LNG-LCNG untuk kemudian disalurkan ke konsumen dalam kemasan NGV ataupun LNG. Kedua, Sistem Distribusi CNG Package, dimana LNG dari FSU ditransportasikan ke LNG Regasification Plant untuk divaporasi dan dikompresi menjadi Compressed Natural Gas (CNG). CNG kemudian diangkut dalam tabung-tabung silinder menggunakan truk trailer menuju Wholesaler NGV (CNG). Terakhir, tesis ini menghitung harga jual NGV dan LNG yang merupakan penjumlahan seluruh biaya investasi dan biaya operational & maintenance yang diamortisasi dengan asumsi masa manfaat infrastruktur selama 20 tahun, dan tingkat suku bunga 15% per tahun. Berdasarkan hasil perhitungan didapat harga jual NGV di Wholesaler sebesar Rp 5.485/lsp dan harga jual LNG di SPBG LNGLCNG sebesar Rp 6.142/lsp.

---

This thesis aims to evaluate gas fuel pricing formula of Natural Gas for Vehicle (NGV) and Liquefied Natural Gas (LNG) for transportation at the downstream, in line with the conversion program from oil fuel to gas. Gas price formula is evaluated by taking into account the consumers interests and the economic factor of business entities. This thesis starts the evaluation by determining the scale of conversion to be applied in order to calculate the volume of gas demand. The scope of the calculation is limited within the Area of Jakarta and Banten. Furthermore, this thesis plans alternative gas distribution systems which utilized feed gas in the form of LNG. There are two distribution system proposed by this thesis, first, LNG Distribution System Package, which feed LNG from LNG Plant shipped by LNG carrier to LNG Floating Storage Unit (FSU) as an LNG receiving and storage terminal. Moreover, LNG is transported by LNG trucks to LNG-LCNG Refuling Station then to be distributed to consumers as NGV or LNG. Second, CNG Distribution System Package, where LNG from FSU is transported to LNG regasification plant, then to be vaporized and compressed into Compressed Natural Gas (CNG). Thus, CNG is transported in small cylinder tubes using truck trailers to NGV Wholesaler. Finally, this thesis calculates the price of NGV and LNG, which is the sum of all amortized investment costs and amortized operational & maintenance costs over its lifetime (20 years to be assumed), and an interest rate of 15% per year. Based on the calculation, the price of NGV at wholesaler is Rp 5.485/lge and the price of LNG at LNG-LCNG station is Rp 6.142/lge."

"Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF. Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas Natuna dengan teknologi LNG-EOR-CCS. Fokus utama dari penelitian ini adalah perbandingan membran dan CFZ untuk separasi CO2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) dari aspek teknis. CFZ dapat memberikan hasil lebih bagus jika dikombinasikan dengan membran sebagai proses separasi lebih lanjut terhadap produk bawah CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; konsumsi energi 0,50 MJ/kg CO2). Dari aspek ekonomi, biaya proses produksi LNG menggunakan CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).

---

Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO2, Natuna gas also contains 0.6% H2S. In this study, simulation process for Natuna gas treatment is done using LNG-CCS-EOR technology. The main focus in this study is to compare membrane and CFZ for CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects.

Based on simulation and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO2) in technical performance. CFZ will give a better result than membrane if combined with membrane as the further separation process for the bottom product of CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; energy consumption 0,50 MJ/kg CO2). From the economical aspect, the cost of LNG production process using CFZ + membrane (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu)."

"Information is an important resource for new product development (NPD) process in subsidiary. However, we still lack of research to analyze NPD process from information perspective in subsidiary context. This research is an exploratory research and it exploited 8 cases of NPD process in consumer goods subsidiaries operating in Indonesian market. Three types of information have been identified and analyzed NPD process; global, regional and local information.

The result of this research reveals that new product will be resulted is determined by the type of information used. This research reveals four new product typology using information types. The semi-structured interview and archive studies generate global, regional, integrated and local NPD process. Each process has its own characteristics such as type of information used and interaction pattern among subsidiary-regional office-headquarter."

"ABSTRAKLapangan minyak atau gas marginal adalah lapangan yang keekonomiannya marginal, artinya rate of return dari lapangan tersebut sedikit lebih rendah dibandingkan dengan Minimum Atractive Rate of Return pengusaha. Hal ini disebabkan karena melemahnya harga minyak internasional dan gas serta biaya total produksi yang tinggi. Rate of return digunakan sebagai standar indikator ekonomi untuk menilai keekonomian suatu usulan lapangan. Lapangan marginal dapat menjadi menarik untuk dikembangkan apabila keekonomiannya diperbaiki. Perbaikan keekonomian ini dapat dilakukan dengan merubah besaran-besaran yang mempengaruhi keekonomian tersebut, salah satunya melalui pemberian kebijakan insentif.Penelitian ini menetapkan sebuah model paket insentif untuk pengembangan lapangan minyak dan gas dengan keuntungan marginal. Model disusun berdasarkan variabel eksogen dan endogen yang mempengaruhi hasil keluaran sistem. Melalui analisa sensitivitas telah dapat dilihat pengaruh perubahan rate of return kontraktor terhadap perubahan variabel eksogen contractor share, kredit investasi, Domestic Market Obligation (DMO), dan First Tranche Petroleum (FTP).Berdasarkan penelitian ini telah diperoleh beberapa alternatif usulan paket insentif untuk lapangan minyak pada kondisi harga minyak internasional sebesar 14 US$/Barel; 16 US$/Barel, dan 18 US$/Barel serta biaya total produksi sebesar 7 US$/Barel dan 8 US$/Barel. Sedangkan lapangan gas pada kondisi harga jual 2.0 US$/MMBTU; 2.5 US$/MMBTU dan 3.0 US$/MMBTU serta biaya total produksi sebesar 1.0 US$/MSCF dan 1.2 US$/MSCF. Hasil perhitungan model pada beberapa alternatif paket insentif telah memberikan kenaikan rate of return kontraktor dari 15% sampai 20%, sesuai dengan rata-rata rate of return kontraktor yang beroperasi di Indonesia. Dengan demikian dapat menggairahkan kembali investasi eksplorasi dan produksi migas di Indonesia pada wilayah bagi hasil produksi-konvensional.

---

ABSTRACT

Oil and gas marginal field can be categorized as a field, which the rate of return (ROR) is slightly lower than the minimum attractive rate of return (MARK). Low oil price in the international market and high production cost are the main factor that caused the ROR is slightly lower than MARR. Rate of return is used as economic indicator to determine the feasibility of oil and gas marginal field. With economic improvement, marginal field can be attractive for investment. Economic improvement can be done by modifying the main variables that influence the economic of oil field. One example of modifying variables is by offering incentive policy to the investor.

This research developed a model of incentive package for oil and gas in marginal field. The model consist of exogenous variables and endogenous variables that influence the output of the system. With the sensitivity analysis the contractor rate of return changed by modifying main exogenous variables such as: contractor share, investment credit, Domestic Market Obligation (DMO), and First Tranche Petroleum (FTP).

This research showed, that there are several incentive policy alternatives that can be offered to the investor. For the oil field, alternatives are computed, based on three different international oil price at $14/Barrel; $16/Barrel; $18/Barrel and the total production cost of $7/Barrel and $8/barrel. The gas field computation are based on the selling price at 2.0 US$/MMBTU; 2.5 US$/MMBTU; 3.0 US$/MMBTU and the total production cost of 1.0 US$/MSCF and 1.2 US$/MSCF. Computing the above numbers into a model will result an increase in Rate of Return of investor from 15% to 20%, which is the average of Rate of Return for an investment in Indonesia. With this recalculated Rate of Return, the production sharing contract of oil and gas exploration and production in conventional area in Indonesia can be very attractive to the investor."

"Salah satu sumber gas alam Indonesia yang terletak di area Natuna Barat memiliki potensi besar untuk memenuhi peningkatan kebutuhan energi. Flow assurance diperlukan untuk menjamin gas alam dapat terus mengalir pada sistem transportasi perpipaan gas alam dalam berbagai kondisi. Hal yang mampu menghambat mengalirnya pasokan gas alam adalah terbentuknya slugging karena penurunan laju alir gas alam serta beberapa faktor lainnya. Studi ini bertujuan untuk memperoleh profil aliran multifasa yang terbentuk di sepanjang pipa transportasi gas alam jika laju alir gas alam mengalami penurunan, mendapatkan pengaruh profil aliran multifasa terhadap terjadinya slugging di dalam sistem perpipaan gas alam, dan memperoleh metode penanganan cairan yang dilakukan di fasilitas penerima. Studi dianalisis menggunakan simulator aliran multifasa minyak dan gas. Simulasi dilakukan pada 3 skenario kondisi sumur, yaitu initial life, mid life, dan late life yang berturut-turut memiliki laju alir gas sebesar 57, 31, dan 5 MMSCFD. Berdasarkan hasil simulasi diperoleh bahwa semakin rendah laju alir gas alam, maka kemungkinan terjadi slugging akan meningkat. Pada studi ini, slugging terjadi pada kondisi late life. Penanganan cairan yang diajukan oleh penulis untuk memitigasi slugging adalah dengan penambahan control valve yang diletakkan pada aliran masukan separator dan memiliki bukaan 60%

---

Indonesia's natural gas sources located in the West Natuna area has great potential to meet increasing energy needs. Flow assurance is needed to ensure that natural gas can continue to flow in the natural gas pipeline transportation system under various conditions. One of the things that can hinder the supply of natural gas is the formation of slugging due to a decrease in the flow rate of natural gas and several other factors. This study aims to simulate the multiphase flow that forms along the natural gas transportation pipeline if the flow rate of natural gas decreases, to obtain the effect of the multiphase flow profile on the occurrence of slugging in the natural gas piping system, and to obtain the method of handling liquids carried out at the receiving facility. The study was analyzed using a multiphase oil and gas flow simulator. Simulations were carried out on 3 scenarios of well conditions, namely initial life, mid life, and late life which had gas flow rates of 57, 31, and 5 MMSCFD, respectively. Based on the simulation results, it is found that the lower the natural gas flow rate, the higher the probability of slugging. In this study, slugging occurs in late life conditions. The liquid handling and process improvement proposed by the author to mitigate slugging is by adding a control valve which is placed at the inlet flow of the separator and has an opening of 60%.

"