Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penelitian pada Cekungan Sumatera Utara telah dilakukan dengan tujuan untuk mengevaluasi efektivitas metode Pseudo 3D Seismik menggunakan algoritma Simulasi Gaussian Sekuensial (SGS) dalam mendelineasi geometri zona karbonat Formasi Tampur. Hal ini dikarenakan keterbatasan kemampuan data 2D dalam mendeleniasikan batasanbatasan fasies yang menyusun carbonate buildup. Peneliti menggunakan 38 lintasan seismik 2D PSTM yang tersebar pada area studi ini. Peneliti membangun volume pseudo 3D melalui proses gridding, injeksi amplitudo, dan interpolasi berbasis model peta struktur pada domain waktu. Peneliti menganalisis volume pseudo 3D menggunakan atribut seismik RMS Amplitude dan edge detection untuk mengidentifikasi batas fasies karbonat. Hasil interpretasi menunjukkan bahwa metode SGS mampu memetakan reef core dan reef margin yang menyusun dari carbonate buildup. Peneliti juga mengidentifikasi komponen sistem petroleum (batuan induk, reservoir, dan penutup) berdasarkan hasil interpretasi spasial dari volume pseudo 3D. Hasil penelitian membuktikan bahwa metode SGS efektif untuk membangun model spasial bawah permukaan pada wilayah studi di lepas pantai Cekungan Sumatera Utara.

---

Research in the North Sumatra Basin was carried out with the aim of evaluating the effectiveness of the Pseudo 3D Seismic method using the Sequential Gaussian Simulation (SGS) algorithm in delineating the geometry of the carbonate zone of the Tampur Formation, this is due to the limited ability of 2D data in delineating the facies boundaries that make up the carbonate buildup. Researchers used 38 2D PSTM seismic trajectories spread across this study area. Researchers built pseudo 3D volumes through a process of gridding, amplitude injection, and model-based interpolation of structure maps in the time domain. Researchers analyzed the 3D pseudo volume using the RMS Amplitude and edge detection seismic attributes to identify carbonate facies boundaries. The interpretation results show that the SGS method is able to map the reef core and reef margin that make up the carbonate buildup. Researchers also identified the components of the petroleum system (source rock, reservoir and cover) based on the results of spatial interpretation of the 3D pseudo volume. The research results prove that the SGS method is effective for building subsurface spatial models in the study area off the coast of the North Sumatra Basin."

"Penelitian pada Cekungan Sumatera Utara telah dilakukan dengan tujuan untuk mengevaluasi efektivitas metode Pseudo 3D Seismik menggunakan algoritma Simulasi Gaussian Sekuensial (SGS) dalam mendelineasi geometri zona karbonat Formasi Tampur. Hal ini dikarenakan keterbatasan kemampuan data 2D dalam mendeleniasikan batasanbatasan fasies yang menyusun carbonate buildup. Peneliti menggunakan 38 lintasan seismik 2D PSTM yang tersebar pada area studi ini. Peneliti membangun volume pseudo 3D melalui proses gridding, injeksi amplitudo, dan interpolasi berbasis model peta struktur pada domain waktu. Peneliti menganalisis volume pseudo 3D menggunakan atribut seismik RMS Amplitude dan edge detection untuk mengidentifikasi batas fasies karbonat. Hasil interpretasi menunjukkan bahwa metode SGS mampu memetakan reef core dan reef margin yang menyusun dari carbonate buildup. Peneliti juga mengidentifikasi komponen sistem petroleum (batuan induk, reservoir, dan penutup) berdasarkan hasil interpretasi spasial dari volume pseudo 3D. Hasil penelitian membuktikan bahwa metode SGS efektif untuk membangun model spasial bawah permukaan pada wilayah studi di lepas pantai Cekungan Sumatera Utara.

---

Research in the North Sumatra Basin was carried out with the aim of evaluating the effectiveness of the Pseudo 3D Seismic method using the Sequential Gaussian Simulation (SGS) algorithm in delineating the geometry of the carbonate zone of the Tampur Formation, this is due to the limited ability of 2D data in delineating the facies boundaries that make up the carbonate buildup. Researchers used 38 2D PSTM seismic trajectories spread across this study area. Researchers built pseudo 3D volumes through a process of gridding, amplitude injection, and model-based interpolation of structure maps in the time domain. Researchers analyzed the 3D pseudo volume using the RMS Amplitude and edge detection seismic attributes to identify carbonate facies boundaries. The interpretation results show that the SGS method is able to map the reef core and reef margin that make up the carbonate buildup. Researchers also identified the components of the petroleum system (source rock, reservoir and cover) based on the results of spatial interpretation of the 3D pseudo volume. The research results prove that the SGS method is effective for building subsurface spatial models in the study area off the coast of the North Sumatra Basin."

"Berdasarkan RUPTL 2017-2026, kebutuhan pasokan gas bumi untuk Pusat Pembangkit Listrik milik PLN semakin meningkat dari tahun ke tahun, termasuk untuk Pusat Pembangkit Listrik di Jawa Bagian Timur yang berlokasi di Gresik, Perak, Grati (Pasuruan) dan Madura (Sumenep). Sayangnya peningkatan kebutuhan pasokan gas bumi ini tidak diimbangi dengan ketersediaan pasokan gas pipa dari sumber-sumber gas bumi di sekitar Jawa Timur, sehingga diperlukan tambahan pasokan gas bumi dalam bentuk LNG dari luar area Jawa Timur dan sekitarnya. Pada penelitian ini dilakukan optimasi rantai pasokan gas bumi, dalam bentuk gas pipa dan LNG, sehingga didapatkan biaya penyediaan gas bumi terendah di plant gate Pusat Pembangkit Listrik Gresik, Perak, Grati dan Madura. Untuk pola logistik pasokan LNG disimulasikan menggunakan 2 (dua) skenario pasokan, yaitu tanpa Hub LNG dan dengan menggunakan Hub LNG di Gesik. Dari hasil optimasi yang dilakukan menggunakan aplikasi LINGO didapatkan model rantai pasokan gas yang paling optimal dengan skema distribusi LNG tanpa menggunakan Hub serta menggunakan kapal pengangkut LNG berukuran 35.000 m³, 55.000 m³ dan 65.000 m³. Biaya Penyediaan bahan bakar gas terendah untuk periode 2020-2027 adalah 8.022 Juta US$ dengan rata-rata harga gas di plant gate Pembangkit sebesar 8,50 ^US$/_MMBTU.

---

Based on RUPTL 2017-2026, the need of natural gas supply for PLNs Power Station will increase from year to year, including for Power Station in Eastern Java located in Gresik, Perak, Grati (Pasuruan) and Madura (Sumenep). Unfortunately, the increasing demand is not followed by the availability of nearby pipeline gas supply sources, so that additional natural gas supply in the form of LNG from outside the area is needed. In this research, natural gas supply chain, both in the form of pipeline gas and LNG will be optimized, so as to obtain the lowest gas supply plant gate cost at Gresik, Perak, Grati and Madura Power Station. LNG supply logistics scheme it is simulated by using 2 (two) supply scenarios, without LNG Hub scenario and using LNG Hub scenario which located at Gresik.  Based on LINGOs optimization result, the most optimal supply chain model obtained by implementing the without LNG Hub scenario using 35.000 m3, 55.000 m3 dan 65.000 m3 LNG vessels. The lowest fuel gas supply cost during 2020-2027 is 8.022 million US$ with an average plantgate gas price at 8,50 US$/MMBTU."

"Ketersediaan dan kemudahan akses energi di daerah remote Indonesia masih belum cukup baik, hal ini merupakan suatu permasalahan yang serius. Oleh karena itu perlu adanya sistem terintegrasi yang menghasilkan multi utilitas dalam menghasilkan energi untuk memenuhi kebutuhan lokal. Sistem poligenerasi merupakan salah satu jawaban dari tantangan tersebut yang dibahas dalam penelitian ini. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan antara efisiensi energi pada sistem pembangkit listrik berbahan bakar gas yang beroperasi secara standalone dibandingkan dengan menggunakan sistem poligenerasi yang dapat menghasilkan multi utilitas berdasarkan analisis teknis dan ekonomi. Utilitas yang dihasilkan berupa energi listrik, pendingin dan pemanas. Sistem poligenerasi ini disimulasikan dengan perangkat lunak Unisim Design R390.1 dan dianalisis secara tekno-ekonomi. Hasil yang diperolah menunjukkan bahwa sistem poligenerasi dapat meningkatkan efisiensi sistem pembangkit listrik sebesar 26,89% dari efisiensi pembangkit listrik standalone  32,9% menjadi 59,7% setelah mengimplementasikan sistem poligenerasi serta menurunkan tarif listrik pembangkit standalone dibandingkan dengan skema bisnis Special Purpose Company dengan Insentif Finansial dan Insentif Fiskal (SPC IFN IFC) sebesar 36,2%.

---

The availability and easy of energy access in Indonesias remote areas are still not good enough, this is a serious problem. Therefore it is necessary to have an integrated system that produces multi-utility in producing energy to meet local needs. The polygeneration system is one of the answers to the challenges discussed in this study.

In this study a comparison between energy efficiency in a gas-fired power plant system that operates in a standalone operation compared to a polygeneration system that can produce multi-utility based on technical and economic analysis. The output utilities are electricity, cooling and heating. This polygeneration system is simulated with Unisim Design R390.1 software and analyzed technically and economically.

The results showed that the polygeneration system could increase the efficiency of the power generation system by 26.89% from the efficiency of the standalone power plant 32.9% to 59.7% after implementing the polygeneration system as well as reducing the standalone generator electricity tariff compared to the Special Purpose Company scheme with Financial Incentives and Fiscal Incentives (SPC IFN IFC) of 36.2%."

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini menggambarkan desain sumur eksplorasi migas di Lapangan "A" di Indonesia. Fokus utama adalah pada eksplorasi sumber daya migas yang terdapat dalam formasi batuan. Karena target eksplorasi berada dalam kondisi High Pressure & High Temperature (HPHT) dan pada kedalaman yang signifikan, desain sumur menjadi krusial untuk menjamin keberhasilan dan keselamatan operasi pengeboran. Proses desain dimulai dengan penetapan well trajectory dimana metode Minimum Curvature digunakan untuk menentukan lintasan pengeboran berbentuk 'S' dari permukaan ke target. Desain ini memungkinkan pencapaian target vertikal meski terdapat keterbatasan koordinat permukaan, mengakomodasi isu pembebasan lahan. Selanjutnya, ukuran lubang dan casing sumur ditetapkan. Desain ini didasarkan pada kebutuhan akuisisi data, metode coring, dan wireline logging. Diagram hole and casing size selector membantu menentukan ukuran yang paling sesuai untuk setiap trayek sumur. Pertimbangan efisiensi biaya mengarah pada pemilihan liner daripada casing penuh untuk tahap tertentu, terutama di trayek terakhir yang memerlukan hydraulic fracturing. Penentuan casing setting depth dilakukan dengan menggunakan data gradien tekanan pori dan tekanan rekah formasi batuan, dengan mempertimbangkan safety factor dan hasil analisis sumur offset di lapangan. Proses ini menetapkan kedalaman kaki casing yang optimal untuk setiap trayek sumur, dengan mempertimbangkan aspek perlindungan sumber air bawah tanah dan pengaturan peralatan pengeboran. Desain casing dan pemilihan spesifikasi casing dilakukan berdasarkan standar internasional API. Aspek teknis seperti burst, collapse, axial, dan triaxial stress diperhitungkan untuk memastikan integritas struktural sumur. Secara keseluruhan, laporan ini menyajikan metodologi desain sumur eksplorasi migas di Lapangan "A", menyoroti tantangan dan solusi dalam eksplorasi migas di lingkungan HPHT. Pendekatan ini diarahkan untuk mencapai pengeboran yang efisien dan aman, esensial dalam industri migas.

---

This Engineering Practice Report describes the design of oil and gas exploration wells in "A" Field in Indonesia. The primary focus is on the exploration of hydrocarbon resources found in rock formations. Given that the exploration target is in a High Pressure & High Temperature (HPHT) environment and at significant depth, the well design is crucial for ensuring the success and safety of drilling operations. The design process begins with the determination of the well trajectory, using the Minimum Curvature method to define an 'S'-shaped drilling path from the surface to the target. This design allows for the achievement of vertical targets despite limitations in surface coordinates, accommodating land acquisition issues. Next, the sizes of the wellbore and casing are established. This design is based on data acquisition needs, coring methods, and wireline logging. The hole and casing size selector diagram aids in determining the most suitable sizes for each well trajectory. Cost efficiency considerations lead to the selection of liners over full casing for certain stages, particularly in the final trajectory requiring hydraulic fracturing.

The determination of casing setting depth is conducted using data on pore pressure gradients and formation fracture pressures, considering a safety factor and results from the analysis of offset wells in the field. This process sets the optimal casing shoe depth for each well trajectory, considering aspects such as protection of underground water sources and the arrangement of drilling equipment. The design and selection of casing specifications are based on international API standards. Technical aspects such as burst, collapse, axial, and triaxial stress are considered to ensure the structural integrity of the well. Overall, this report presents a methodology for designing hydrocarbon exploration wells in "A" Field, highlighting the challenges and solutions in hydrocarbon exploration in HPHT environments. This approach is aimed at achieving efficient and safe drilling, essential in the oil and gas industry."

"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."

"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."

"Permasalahan industri gas domestik di Indonesia saat ini adalah ketidakpastian alokasi pasokan gas domestik, minimnya infrastruktur, serta permasalahan harga jual gas. Untuk meningkatkan alokasi gas industri, harga gas domestik seharusnya dinaikkan, sehingga disparitasnya tidak terlalu jauh dengan harga gas ekspor. Di sisi lain, adanya monopoli akses transportasi jalur pengangkutan gas di Indonesia menyebabkan industri harus membayar harga gas lebih mahal dari yang sewajarnya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi untuk mendapatkan harga gas yang layak dalam rangka membantu Pemerintah dalam menetapkan harga gas agar tidak selalu terpaku pada harga gas yang ditetapkan oleh pedagang gas (trader) dan pengangkut gas (transporter). Metode yang digunakan dalam penentuan harga gas ini adalah metode Netback Value (NBV). Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan analisis ketidakpastian untuk mendapatkan validasi ketidakpastian dengan simulasi Monte Carlo menggunakan piranti lunak Crystal Ball. Berdasarkan penelitian, didapatkan rasio pembiayaan antara sektor hulu dan hilir untuk harga jual gas rekalkulasi dengan kondisi ideal (biaya transmisi jalur pipa Pertagas serta prediksi biaya distribusi didasarkan informasi laporan tahunan PGN) sebesar lebih dari satu atau mendekati satu. Hal ini masih wajar mengingat sektor hulu memiliki nilai investasi lebih tinggi untuk melakukan aktivitas ekplorasi dan produksi, dibandingkan dengan sektor hilir. Sementara itu, jika dibandingkan dengan harga jual gas bumi PGN baik untuk sektor listrik dan sektor industri non pupuk, terdapat perbedaan yang sangat signifikan sehingga menyebabkan rasio pembiayaan sektor hulu dan hilir tidak realistis.

---

Domestic gas industry?s problems in Indonesia are uncertain allocation for domestic gas supply, lack of infrastructure, and also gas price issue. To improve the gas allocation for domestic industrial sector, domestic gas prices should be raised, so that the disparity between domestic gas price and export gas price is not too far away. On the other hand, the existence of monopoly of gas trader and transporter in Indonesia caused the industry has to pay the price of gas more expensive than normal. In this study conducted a simulation to get decent gas prices in order to give recommendation to the Government in determining the price of gas that does not always get hung up on the price of gas that is determined by gas traders and transporters. The method used in determining the gas price is the Netback Value method (NBV). The data in this study is processed using uncertainty analysis to with Monte Carlo simulation using Crystal Ball software. Based on the study, the cost ratio between the upstream and downstream sectors for gas price recalculation with ideal conditions (using Pertagas pipeline transmission costs and distribution cost based on annual report of PGN) is more than one or close to one. It is still reasonable considering the upstream sector has a higher investment value for exploration and production activities than the downstream sector. Meanwhile, when compared with the gas price from PGN, there are very significant differences that cause the cost ratio of the upstream and downstream sector is not realistic."

"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"

"Dalam proses mengalirkan hasil eksplorasi minyak dan gas, pola aliran slug menjadi jenis aliran multifasa yang sering muncul (slugging). Fenomena ini tidak diinginkan karena dapat menyebabkan getaran mekanik yang dapat merusak pipa, pengurangan laju produksi minyak dan gas, kerusakan peralatan proses seperti separator,  kerusakan pada pipeline dan flowline yang disebabkan oleh erosi dan fatigue sebagai hasil dari penumpukan liquid dan variasi kecepatan dari partikel fluida. Berbagai teknologi digunakan dalam mengatasi permasalah tersebut, salah satu teknologi terbaru yang murah dan mudah digunakan adalah pompa multifasa. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dampak penggunaan pompa multiphase terhadap pengurangan potensi terbentuknya slugging dalam pipa multifasa campuran minyak bumi dan gas alam. Dalam studi ini, simulasi dilakukan menggunakan simulator OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 dengan bantuan PVTSim 20 sebagai input perangkat lunak untuk karakteristisasi fluida menggunakan data suatu lapangan gas di Kalimantan. Variasi parameter ini dilakukan untuk mendapatkan fenomena yang terjadi pada pipa dan efeknya terhadap pola aliran, laju produksi, liquid hold-up, dan tekanan di pipeline sebagai akibat penggunaan MPP. Hasil penelitian menunjukkan semakin besar laju alir minyak dan gas, semakin stabil dan terjaminnya fluida mengalir di pipeline dengan mengalami sedikit gangguan slugging, baik terrain slugging ataupun riser-based slugging. Selain itu, peletakan posisi pompa multifasa pada jarak 20 m dari wellhead adalah jarak yang menjadi rekomendasi untuk laju alir 5 kg/s, 10 kg/s, dan 15 kg/s. Penggunaan pompa multifasa dapat menurunkan nilai liquid hold-up 0.05 hingga 0.1, meningkatkan production rate (QLT) pada bagian top riser dengan rentang 200 – 600 m3/d, dan menurunkan pressure drop sebesar 1-4 bara.

---

In the process of flowing the results of the oil and gas exploration, the slug flow pattern is a type of multiphase flow that often appears (slugging). This phenomenon is not desirable because it can cause mechanical vibrations that can damage pipes, reduce the rate of oil and gas production, damage process equipment such as separators, damage to pipelines and flowlines caused by erosion and fatigue as a result of liquid build-up and speed variations of fluid particles. Various technologies are used in overcoming these problems, one of the latest cheap and easy to use technologies is multiphase pumps. This study aims to determine the impact of the use of multiphase pumps on reducing the potential for the formation of slugging in multiphase pipes in a mixture of petroleum and natural gas. In this study, simulations were carried out using the OLGA Dynamic Multiphase Flow 2017 2.0 simulator with the help of PVTSim 20 as input software for fluid characterization using data from a gas field in Kalimantan. This parameter variation is done to obtain the phenomena that occur in the pipeline and their effects on flow patterns, production rates, liquid hold-ups, and pressure in the pipeline as a result of using MPP. The results showed that the greater the oil and gas flow rate, the more stable and guaranteed fluid flows in the pipeline with a slight slugging disturbance, either terrain slugging or riser-based slugging. In addition, laying the position of the multiphase pump at a distance of 20 m from the wellhead is the distance that is recommended for the flow rates of 5 kg / s, 10 kg / s, and 15 kg / s of each oil and gas used. The use of multiphase pumps can reduce the liquid hold-up value from 0.05 to 0.1, increase the rate of production (QLT) in the top riser section with a range of 200 - 600 m3 / d, and decrease in pressure drop by 1-4 bar."

"Minyak dan gas bumimerupakan salah satu jenis energi yang sangat penting bagi kehidupan masyarakat Indonesia, akan tetapi ketersediaan migas nasional tidak mencukupi untuk memenuhi kebutuhan tersebut. Oleh karena itu, pemerintah melakukan impor migas yang menyebabkan neraca perdagangan migas di Indonesia mengalami defisit sejak tahun 2012. Untuk mengurangi dampak yang ditimbulkan dari ketergantungan akan impor namun tetap mempertimbangkan pemenuhan kebutuhan energi migas domestik, pemerintah berupaya menggalakkan produksi dalam negeri yang salah satunya dengan memberi fasilitas berupa insentif PPN Tidak Dipungut untuk kegiatan usaha hulu migas bagi Kontraktor Kontrak Kerja Sama dengan sistem cost recovery. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis penerapan fasilitas PPN Tidak Dipungut atas kegiatan usaha hulu migas yang diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 ditinjau dari asas kepastian hukum serta menganalisis faktor-faktor penghambat dalam penerapan fasilitas tersebut. Penelitian ini merupakan penelitian deskriptif dengan menggunakan pendekatan kualitatif di mana pengumpulan data dilakukan melalui studi pustaka dan wawancara mendalam. Hasil penelitian menunjukkan bahwa penerapan Fasilitas PPN Tidak Dipungut atas kegiatan usaha hulu migas sebagaimana diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 telah memenuhi asas kepastian hukum untuk subjek, objek dan prosedurnya. Akan tetapi terdapat beberapa faktor penghambat yang menyebabkan penerapan fasilitas PPN Tidak Dipungut tersebut belum dapat dimanfaatkan secara optimal.

---

Oil and gas are one type of energy that is very important for the life of the Indonesian people, however, the national oil and gas availability is not sufficient to meet these needs. Therefore, the government imports oil and gas which causes the oil and gas trade balance in Indonesia facing a deficit since 2012. To reduce the impact of dependence on imports while still considering to fulfill the domestic needs, the government is trying to promote domestic production, one of which is by providing facilities in the form of zero rate VAT incentives for upstream oil and gas business activities for contractors with a cost recovery contract. The purpose of this study is to analyze the application of the zero rate VAT facilities for upstream oil and gas business activities as regulated in Government Regulation Number 27 of 2017 in terms of the principle of legal certainty and to analyze the inhibiting factors in the application of these facilities. This research is a descriptive study using a qualitative approach where data collection is carried out through literature study and in-depth interviews. The results showed that the application of Free VAT Facilities for upstream oil and gas business activities as regulated in Government Regulation Number 27 of 2017 has fulfilled the principles of legal certainty for the subject, object and procedure. However, there are several inhibiting factors that cause the application of the zero rate VAT facility can not utilized optimally."

"Konsumsi dan kebutuhan minyak dan gas bumi di Indonesia semakin tahun semakin meningkat sayangnya produksi minyak dan gas di Indonesia belum bisa mengimbangi permintaan yang terus naik, sehingga diperlukan metode eksplorasi dan interpretasi yang lebih efektif sehingga produksi bisa ditingkatkan, salah satu nya dengan menggunakan Colored Inversion. Tujuan dari penelitian yang dilakukan pada kasus offshore sebuah lapangan di Kalimantan , Indonesia adalah mengkarakterisasi reservoir daerah tersebut berdasarkan metode Colored Inversion dan metode yang lebih konvensional yaitu Atribut Seismik. Metode Colored Inversion adalah salah satu metode inversi impendansi Akustik seismik 3D yang semua datanya berasal dari data seismik, sehingga mempersingkat waktu pemodelan. Dalam penelitian ini terdapat dua proses analisis reservoir, yang pertama berdasarkan atribut Envelope, Frekuensi, dan Fasa, kedua analisa berdasarkan hasil dari Colored Inversion. Kedua analisa ini kemudian di korelasikan sebagai pembuktian keakuratan identifikasi reservoir hidrokarbon dari proses Colored Inversion. Berdasarkan Hasil penelitian, Metode Colored Inversion sudah bisa memetakan parameter target yang diduga batuan reservoir serta memiliki korelasi yang cukup baik dengan analisi atribut seismik untuk mengkarakterisasikan reservoir hidrokarbon.

---

The consumption and demand for oil and gas in Indonesia is increasing year by year. Unfortunately, oil and gas production in Indonesia has not been able to keep up with the ever-increasing demand, so more effective exploration and interpretation methods are needed so that production can be increased, one of which is by using Colored Inversion. The purpose of the research conducted on the offshore case of a field in Kalimantan, Indonesia is to characterize the reservoir area based on the Colored Inversion method and the more conventional method, namely Seismic Attributes. The Colored Inversion Method is one of the 3D seismic acoustic impedance inversion methods in which all the data comes from seismic data, thus shortening the modeling time. In this study, there are two reservoir analysis processes, the first is based on the Envelope, Frequency, and Phase attributes, the second analysis is based on the results of the Colored inversion. These two analyzes are then correlated to prove the accuracy of the identification of the hydrocarbon reservoir from the Colored inversion process. Based on the results of the study, the Colored Inversion Method was able to map the target parameters suspected to be reservoir rocks and had a fairly good correlation with seismic attribute analysis to characterize hydrocarbon reservoirs."

"Pengembangan lapangan gas bumi baru setelah ditemukan memerlukan desain pabrik pengolahan gas bumi, termasuk di Lapangan X. Selain desain proses, desain kontrol proses juga sangat penting. Untuk itu, pada pemisahan awal gas bumi yang akan diproses lebih lanjut, dirancang pengendalian proses menggunakan pengontrol proporsional-integral berbasis sistem identifikasi ulang (PI-SRI). Terdapat tiga sumur (Alpha, Betha, dan Charlie), separator dan cooler pada proses pemisahan awal dan terdapat tiga jenis kontroler (tekanan [PC], level [LC] dan temperatur [TC]). Untuk menentukan parameter kontroler PI yang optimal, dilakukan tiga kali identifikasi sistem untuk menghasilkan tiga model first-order plus dead-time (FOPDT). Ketiga model tersebut dimasukkan dalam persamaan tuning untuk metode Ziegler-Nichlos sehingga dihasilkan tiga parameter kontroler PI. Untuk menguji kinerja kendali yang optimal digunakan perubahan set point (SP) pada PC, LC dan TC, serta gangguan berupa perubahan laju aliran gas bumi yang berasal dari ketiga sumur tersebut. Indikator kinerja pengendalian yang digunakan adalah overshoot dan settling time. Hasil penelitian menunjukkan bahwa model FOPDT untuk proses pemisahan awal produksi gas bumi berdasarkan tiga variabel terkontrol memiliki =−1,614, =0,24 dan =0,01 untuk PC; =−0.882, =0.2295 dan =0.2385 untuk LC dan =−0.063, =1.5075 dan =0.0425 untuk TC. Harga parameter kontroler PI yang memberikan performansi kontrol optimum (overshoot dan settling time) adalah =−13,383, =0,033 untuk PC; =−132.6, =0.483 untuk LC, dan =−506.7, =0.142 untuk TC.

---

The development of a new natural gas field after being discovered requires the design of a natural gas processing plant, including in Field X. In addition to process design, process control design is also very important. For this reason, at the initial separation of natural gas which will be further processed, process control is designed using a proportional-integral controller based on a re-identification system (PI-SRI). There are three wells (Alpha, Betha, and Charlie), separator and cooler in the initial separation process and there are three types of controllers (pressure [PC], level [LC] and temperature [TC]). To determine the optimal PI controller parameters, three system identifications were carried out to produce three first-order plus dead-time (FOPDT) models. The three models are included in the tuning equation for the Ziegler-Nichlos method so that three PI controller parameters are produced. To test the optimal control performance, changes in the set point (SP) of the PC, LC and TC are used, as well as disturbances in the form of changes in the flow rate of natural gas originating from the three wells. The control performance indicators used are overshoot and settling time. The results showed that the FOPDT model for the initial separation process of natural gas production based on three controlled variables had =−1.614, =0.24 and =0.01 for PC; =−0.882, =0.2295 and =0.2385 for LC and =−0.063, =1.5075 and =0.0425 for TC. The parameter values ​​for the PI controller that provide optimum control performance (overshoot and settling time) are =−13,383, =0.033 for PC; =−132.6, =0.483 for LC, and =−506.7, =0.142 for TC."

"

Pada industri pemurnian gas alam, umumnya CO₂ hasil pemisahan dari gas alam di lepas ke atmosfer. Pelepasan CO₂ secara langsung ke atmosfer dapat menimbulkan permasalahan lingkungan salah satunya adalah pemanasan global. Ada beberapa alternatif usaha mitigasi pengurangan emisi CO₂ salah satunya adalah dengan pemanfaatan CO₂ untuk EOR. Injeksi CO₂ ke dalam reservoir minyak dapat meningkatkan kinerja pemulihan minyak dan dapat menyimpan CO₂ secara permanen ke dalam tanah untuk mengurangi efek gas rumah kaca. Proses penangkapan CO₂, transportasi ke sumur injeksi dikenal dengan teknologi Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS). Penelitian ini membahas tekno-ekonomi dari pemanfaatan CO₂ dengan pembangunan fasilitas CCUS pada industri pemurnian gas alam di lapangan X. Emisi yang di lepas sebesar 3,56 Mt CO₂e/tahun akan ditangkap dan di transportasikan ke sumur di lapangan Y dengan jarak 44 km. Penelitian ini membandingkan fasa superkritis dan fasa gas pada transportasi pipa CO₂ point-to-point. Penelitian ini juga menghitung jumlah emisi yang dapat dikurangi oleh penerapan CCUS. Dari hasil perhitungan diperoleh bahwa pada jarak 44 km, transportasi pipa CO₂ dalam fasa gas lebih ekonomis dibanding fasa superkritis dengan investasi sebesar US$ 252.974.905. Dari analisa kelayakan proyek diperoleh IRR 54% dengan dua tahun masa pengembalian. Penerapan teknologi CCUS di lapangan X juga dapat mengurangi emisi sebesar  3 Mt CO₂e/ tahun.

 

---

 

In the natural gas sweetening industry, CO₂ from natural gas separation generally released into the atmosphere. The direct release of CO₂ into the atmosphere can cause environmental problems, such as global warming. There are several alternative mitigation efforts to reduce CO₂ emissions, one of which is the utilization of CO₂ for EOR. Injection of CO₂ into oil reservoirs can improve oil recovery performance and can permanently store CO₂ into the geological storage to reduce the effects of greenhouse gases. The process of CO₂ capture, transportation to injection wells is known as Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) technology. This study discusses the techno-economics of CO₂ utilization with the development of CCUS facilities in field X. Emissions released at 3.56 Mt CO₂e / year will be captured and transported to wells in the Y field at 44 km distance. This study compares the supercritical phase and gas phase in the CO₂ pipeline point-to-point transportation. This study also calculates the amount of emissions that can be reduced by the application of CCUS. The results obtained that at a distance of 44 km, CO₂ pipeline transport in the gas phase is more economical than the supercritical phase with an investment of US$ 252,974,905. From the project feasibility analysis give an IRR of 54% with a two year return period. The application of CCUS technology in field X can also reduce emissions by 3 Mt CO₂e / year.

 

"

"Aktivitas pembakaran gas sisa (Gas flare) pada lapangan Oseil milik PT. CSEL dinilai tidak ekonomis, sementara terdapat perusahaan listrik (PLN) yang membutuhkan energi alternatif sebagai pengganti HSD untuk bahan bakar pembangkit. Thesis ini membahas aspek keteknikan dan keekonomian penggunaan gas sisa sebagai bahan bakar turbin untuk PLN Kabupaten Bula. Investasi yang digunakan, yaitu unit pemurnian gas DEA-MDEA, pipa transmisi, dan turbin gas atau modul bifuel. Unit pemurnian gas diinvestasikan oleh produsen gas (PT.CSEL), sedangkan pipa transmisi dan turbin gas atau modul bifuel diinvestasikan oleh PLN. Sistem pemurnian gas amin DEA15%MDEA 20% efektif menurunkan kandungan H2S dan CO2 gas umpan dari 1,79 % dan 6,95 % mol menjadi 0,96 ppm dan0,01%mol dengan laju alir 44.000 kg/h dan energi 370.800 kJ/h. Pengiriman gas dilakukan dengan menggunakan pipa baja karbon 3in skedul 40 sepanjang 5 km dengan laju alir gas di dalam pipa sebesar 16,885 m/s dan penurunan tekanan 15,59%. Penggunaan turbin gas secara ekonomi lebih menguntungkan dibandingkan dengan penggunaan modul bifuel. Penggunaan turbin gas menghasilkan NPV positif pada penggunaan harga gas lebih dari 3,5$/MMBTU, namun pada penggunaan modul gas terjadi jika harga gas lebih dari 5$/MMBTU. Berdasarkan pertimbangan aspek keekonomian dari produsen gas dan PLN, harga gas 6$/MMBTU r = 7% dengan penggunaan skenario turbin gas layak secara ekonomi karena periode pengembalian investasi yang singkat, yaitu 0,6 tahun untuk produsen gas IRR 31,90% dan 2 tahun untuk PLN IRR 27,85%. Sehingga PLN dapat menghemat biaya produksi sampai 1.101.571,24 $ pertahun dan produsen gas dapat memperoleh keuntungan bersih sebesar 210.621 $ pertahun.

---

The gas flaring activity on the Oseil field owned by PT. CSEL considered uneconomical, while there's electricity company (PLN) which require an alternative energy to substitute HSD for generator fuel. Discussions in this thesis are aspect of engineering and economical of gas utilization as fuel of turbines to PLN of Bula District. Investments are used, there are the sweetening unit of gas DEA-MDEA, transmission pipelines, and gas turbine, or bifuel module. Gas sweetening unit invested by the gas producer (PT.CSEL), while the transmission pipeline and a gas turbine or module bifuel invested by PLN. The amine gas purification system DEA 15% MDEA 20% effective in reducing of H2S and CO2 contents, the feed gas are 1.79% and 6.95% reduced to 0.96 ppm and 0.01% mol with a flow rate of 44,000 kg/h and energy of 370 800 kJ/h. Gas is transmitted by using a carbon steel pipe 3 inch with schedule of 40 along the 5 km with a flow rate of gas in the pipes of 16.885 m/s and pressure drop 15.59%. Gas turbines usage is economically more advantageous than modules bifuel usage. Gas turbines usage generate a positive NPV on the use of gas prices over $ 3,5$/MMBTU, nevertheless the NPV of module gas will be positive when the gas prices more than 5 $/MMBTU. Based on consideration of economic aspects of gas producers and PLN, the gas prices $ 6/MMBTU r = 7% with gas turbines scenarios are economically is feasible, because investment return can be achieved in a short time, that is: 0,6 year for gas producers IRR of 31,90% and 2-year for PLN 27,85% IRR. So that PLN could save on production costs up to $ 1.101.571,24 per year and gas producers can earn a net profit of $ 210.621 per year."

"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."

"Tesis ini bertujuan untuk menganalisis uji penurunan nilai yang dilakukan di industri minyak dan gas bumi. Penelitian ini merupakan analisis studi kasus pada PT Medco Energi Internasional, Tbk. Hasil penelitian menunjukkan bahwa aset minyak dan gas bumi serta aset eksplorasi dan evaluasi mengalami penurunan nilai paling besar, termasuk aset yang ada di UPK Tarakan. Dalam perhitungan uji penurunan nilai, ICP sangat mempengaruhi nilai terpulihkan aset. Uji penurunan nilai dihitung dengan metode bagi hasil dan selisihnya diakui sebagai rugi penurunan nilai aset minyak dan gas bumi. Pengungkapan penurunan nilai aset lebih diprioritaskan untuk aset minyak dan gas bumi serta aset eksplorasi dan evaluasi.

---

This study analyses impairment test performed in oil and gas industry. This is a case study at PT Medco Energi Internasional, Tbk. The result shows oil and gas properties and exploration and evaluation asset is the biggest impaired asset, including assets in CGU Tarakan. In impairment test calculation, ICP strongly affects the recoverable amount of asset. Impairment test is calculated using production sharing method and the difference is recognized as loss on impairment of oil and gas properties. Disclosure of impairment is prioritized for oil and gas properties and exploration and evaluation asset."

"Cadangan gas bumi Indonesia yang masih berlimpah menjadikan Indonesia berkesempatan untuk meraih masa keemasan gas bumi sebagai sumber energi utama, karena gas bumi merupakan hidrokarbon yang efisien dan mudah digunakan pada cakupan industri yang cukup luas. Temuan hasil eksplorasi lapangan minyak dan gas bumi di Indonesia pada beberapa tahun belakangan ini didominasi oleh temuan cadangan gas bumi, baik dalam jumlah besar ataupun jumlah kecil. Penelitian ini berfokus pada pemanfaatan cadangan gas bumi dalam jumlah terbatas yang tidak bisa diproduksikan (gas stranded) dan gas suar bakar yang merupakan associated gas produk bawaan dari produk minyak mentah, untuk bisa dimanfaatkan secara komersial dan memiliki nilai jual. Opsi seleksi produk dan teknologi untuk pemanfaatan sumber gas stranded dan gas suar bakar tersebut adalah menjadi gas jual pipa transmisi, CNG, LNG, dan LPG yang dikaji secara aspek teknis dan keekonomian. Studi kasus yang dikaji pada penelitian ini menggunakan data dari KKKS yang berlokasi di remote area Pulau Salawati, Papua Barat Daya, Indonesia. Lokasi yang merupakan daerah dengan tingkat perkembangan industri dan sosial politik yang belum sebagus seperti di Indonesia bagian barat ini dinilai memiliki tingkat tantangan tertinggi terutama dalam ketersediaan / kelangkaan pengguna gas bumi dan aspek logistik, sehingga lokasi ini dianggap dapat memberikan analisa dengan perhitungan tertinggi untuk mewakili kasus sejenis di wilayah Indonesia bagian lainnya. Hasil dari penelitian ini didapatkan bahwa pemanfaatan sumber gas menjadi produk CNG dan LPG adalah opsi terbaik yang berhasil memenuhi ketentuan teknis dan keekonomian sesuai dengan tujuan proyek. Gas umpan dengan volume rata-rata 2,5 MMSCFD sepanjang 15 tahun umur produksi dapat menghasilkan produk CNG rata-rata 1.264 MMBTU per hari dan LPG rata-rata 4 MT per hari. Serta didapatkan parameter keekonomian NPV sebesar USD 1,83 juta, IRR sebesar 13,01%, dan POT selama 6,31 tahun. Produk terpilih dengan moda transportasi yang menggabungkan antara skid transportation module dan tongkang menjadi solusi yang sesuai untuk kondisi geografis kompleks di Indonesia Timur.

---

Indonesia's natural gas reserves are still abundant, allowing Indonesia to reach the golden age of natural gas as the primary energy source since natural gas is an efficient hydrocarbon and is easy to use in a relatively wide range of industries. Natural gas reserves, both in large and small quantities, have dominated discoveries from the exploration of oil and gas fields in Indonesia in recent years. This research focus on using limited amounts of natural gas reserves that cannot be produced (stranded gas) and flare gas, a gas-associated product derived from crude oil products, so that it can be used commercially and has commercial value. The product and technology selection options for utilizing stranded gas sources and flare gas are sales gas pipeline, CNG, LNG, and LPG, which have been studied from technical and economic aspects. The case study in this research uses data from KKKS located in the remote area of Salawati Island, Southwest Papua, Indonesia. This location, which is an area with a level of industrial and socio-political development that is not as good as in western Indonesia. It is considered to have the highest level of challenges, especially in the availability/scarcity of natural gas users and logistical aspects, so this location is supposed to be able to provide analysis with the highest calculations to represent the case. Similar in other parts of Indonesia. The results of this research indicate that utilizing gas resources to produce CNG and LPG is the best option, successfully meeting the technical and economic requirements in line with the project’s objectives. Feed gas with an average volume of 2.5 MMSCFD for 15 years production lifetime can produce an average of 1,264 MMBTU per day of CNG and 4 MT per day of LPG. Additionally, the economic parameters show an NPV of USD 1.83 million, an IRR of 13.01%, and a POT of 6.31 years. The selected products, transported using a combination of skid transportation modules and barges represent a suitable solution for the complex geographical conditions of Eastern Indonesia."

"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."

"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."

"ABSTRACTPenyetelan ulang pengendali proportional integral dilakukan pada pabrik penghilangan CO2 pengolahan gas alam lapangan Subang. Penyetelan ulang ini dilakukan untuk meningkatkan kinerja pengendali pada pabrik tersebut. Pengendali pada pabrik yang diteliti pada penelitian ini adalah pengendali tekanan gas umpan PIC 1101, pengendali laju alir air FIC 1102, dan pengendali laju alir sirkulasi amina FIC 1103. Metode penyetelan ulang pengendali yang diusulkan adalah metode Ziegler-Nichols PRC, Wahid-Rudi-Victor WRV, Cohen-coon, setelan hasil autotuner pada simulator, dan fine tuning. Dari hasil pengujian terhadap setiap metode penyetelan yang diusulkan, didapatkan hasil setelan yang memberikan hasil paling baik untuk setiap pengendali, yaitu setelan fine tuning. Penyetelan menggunakan fine tuning berhasil meningkatkan kinerja pengendali PIC 1101 sebesar 77,42, FIC 1102 sebesar 90.59 dan FIC 1103 sebesar 13,06 untuk penurunan nilai setpoint SP sebesar 5. Sementara untuk kemampuan pengendali mengatasi gangguan didapatkan peningkatan kinerja pengendali PIC ndash; 1101 sebesar 86,04, FIC 1102 sebesar 90,8 dan FIC 1103 sebesar 24,8.

---

ABSTRACTA proportional ndash integral controller retuning is performed on CO2 removal plant in natural gas processing Subang field. Retuning is performed to increase controller performance on the plant. Retuning will be performed on feed gas pressure controller PIC ndash 1101, make up water flow controller FIC 1102 , and amine circulation flow controller FIC 1103 on the plant. Retuning methods used are Ziegler ndash Nichols PRC, Wahid Rudi Victor WRV, Cohen coon, tuning from simulator autotuner, and fine tuning method. Result of this research shows that retuning that gives the highest improvement for the controllers is tuning with fine tuning method for every controller. Retuning with fine tuning can give 77,42 improvement for PIC ndash 1101, 90,59 improvement for FIC 1102, and 13,06 improvement for FIC ndash 1103 for 5 setpoint SP reduction. While for controller capability to handle disturbance, fine tuning can give 86,04 improvement for PIC ndash 1101, 90,8 improvement for FIC ndash 1102, and 24,8 improvement for FIC 1103."

"Gas alam merupakan sumber energi yang saat ini dibutuhkan oleh negara maju maupun negara berkembang. Selama ini gas bumi diangkut menggunakan pipa dari sumber gas ke pembeli gas, namun di Indonesia tentunya hal ini menjadi tantangan tersendiri mengingat Indonesia merupakan negara kepulauan yang didominasi oleh perairan, sehingga membangun jaringan pipa tentunya membutuhkan biaya investasi yang besar. Dalam proses komersialisasi LNG terjadi proses jual beli antara pihak-pihak yang berkepentingan, dimana proses jual beli ini akan dilakukan dengan metode custody transfer untuk menghitung volume LNG yang dibeli atau dimasukkan ke tangki penyimpanan di terminal penerima LNG. Perhitungan penentuan jumlah LNG mengacu pada beberapa standar yang telah disepakati antar pihak. Tujuan dari makalah ini adalah untuk menentukan jumlah energi Liquefied Natural Gas (LNG) selama bongkar muat di terminal Floating Storage Regasification System

---

Natural gas is an energy source that is currently very much needed by both developed and developing countries. So far, natural gas has been transported using pipes from gas sources to gas buyers, but in Indonesia, of course, this will be a challenge considering that Indonesia is an archipelagic country that is dominated by waters, so building a pipeline will certainly require a large investment cost. In the LNG commercialization process, there is a buying and selling process between interested parties, where this buying and selling process will be carried out by Custody Transfer to calculate the energy of LNG purchased or put into storage tanks at the LNG receiving terminal. The calculation for determining the amount of LNG refers to several standards that have been agreed upon between parties. The objective of this paper is to share a method to determine the energy of Liquefied Natural Gas (LNG) during loading/unloading in FSRU/LNG terminal, as a result, given the understanding of LNG custody measurement in LNG operation and commercial terms.

"

"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."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"