Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Kegiatan eksplorasi merupakan faktor yang sangat krusial bagi adanya penemuan cadangan migas baru dan kemampuan supply minyak dan gas di masa mendatang. Melalui penelitian ini dilakukan analisa kinerja eksplorasi dan penemuan minyak dan gas bumi di Indonesia menggunakan data time series periode 1980-2009. Model engineering dan model ekonometri digunakan untuk mengestimasi reward for effort (RE), level eksplorasi dan investasi yang dibutuhkan untuk dapat memenuhi kebutuhan minyak dan gas pada tahun 2020 serta faktor-faktor yang mempengaruhi kegiatan eksplorasi di Indonesia. Berdasarkan penelitian ini ditemukan bahwa nilai RE adalah 9,68 (berdasarkan model ekonometri) dan 11,25 (berdasarkan model engineering) MMBOE per unit pemboran eksplorasi. Dengan nilai RE tersebut, maka jumlah sumur eksplorasi yang harus dibor untuk pemenuhan kebutuhan pada tahun 2020 adalah 70 unit dengan total kebutuhan investasi eksplorasi dan pengembangan adalah sebesar US$ 7,98 miliar. Dari penelitian ini juga ditemukan bahwa harga minyak mentah dunia, konsumsi migas dan survei seismik berpengaruh signifikan terhadap kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi di Indonesia.

---

Exploration activity is a critical factor for new discovery and future oil and gas supply. This research analyses the record of oil and gas exploration and discovery in Indonesia using time series data from 1980 to 2009. Engineering model and econometric model are used to identify reward for effort (RE) and estimate exploration effort and investment level required to meet oil and gas demand in 2020 and factors determine the level of exploration in Indonesia. The results show that RE is estimated at 9,68 (econometric model) and 11,25 (engineering model) MMBOE per unit well. Given the RE value, the exploration level needed to meet demand in 2020 is estimated at 70 wells per year and require annual investment US$ 7.98 billion. This research also found that world oil price, oil and gas consumption and seismic survey have significant effect on exploration effort.

Abstrak :

Berdasarkan RUPTL 2018-2027, pembangkit listrik PLN di Pulau Jawa mengalami defisit pasokan gas mencapai 731 bbtud atau 4,86 mtpa pada tahun 2027. Pasokan gas saat ini dipenuhi dengan mendatangkan LNG dari Terminal LNG Bontang dan Tangguh sehingga fasilitas terminal regasifikasi merupakan komponen utama dalam rangkaian logistik LNG untuk memenuhi pasokan gas ke pembangkit. Pemilihan tipe regasifikasi onshore ataupun offshore merupakan hal penting sebagai dasar untuk mendapatkan biaya regasifikasi terendah pada throughput yang ditetapkan. Dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian, studi komparatif terhadap kedua tipe regasifikasi tersebut dilakukan dan didapatkan bahwa, pada rentang throughput 0,11 – 1,46 mtpa, tipe regasifikasi offshore lebih menguntungkan karena menghasilkan biaya regasifikasi yang lebih rendah dibandingkan dengan tipe regasifikasi onshore sedangkan tipe regasifikasi onshore lebih menguntungkan saat rentang throughput 1,46 – 5,03 mtpa dibandingkan dengan tipe regasifikasi offshore. Biaya regasifikasi terendah untuk tipe regasifikasi onshore adalah 0,50 usd/mmbtu (5,03 mtpa) dan 1,92 usd/mmbtu (0,11 mtpa). Sedangkan untuk tipe regasifikasi offshore adalah 0,54 usd/mmbtu (5,04 mtpa) dan 1,60 (0,11 mtpa).

 

Kata kunci: Terminal Regasifikasi LNG, throughput, onshore, offshore, biaya regasifikasi.

 

---

Based on 2018-2027 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), gas-based power plants in Java will experience natural gas shortage of 731 BBTUD, equivalent to 4.86 MTPA in 2027. Nowadays, natural gas supplies for gas power plants in Java are fulfilled from Bontang LNG and Tangguh LNG plants and it requires regasification terminal as the main infrastructure in LNG supply chain. Regasification type selection becomes critical in order to obtain lowest regasification cost at certain throughput. By considering the technical and economic aspects, comparative analysis on both regasification types shows that on the throughput 0.11 - 1.46 MTPA, offshore LNG regasification terminal gives lowest regasification cost compare to onshore LNG regasification while on throughput 1.46 - 5.03 MTPA it shows the opposite. The lowest regasification cost for the onshore is 0.50 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.92 USD/mmbtu for 0.11 MTPA. For the offshore, it cost 0.56 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.60 USD/mmbtu for 0.11 MTPA.

Abstrak :
Sistem rantai suplai LNG di Indonesia menjadi bagian penting dan krusial dari seluruh bisnis proses LNG. Biaya rantai suplai mencakup sebagian besar dari harga jual LNG. Oleh karena itu, keberhasilan desain sistem rantai suplai akan mengurangi beban pihak pembeli dan pemberi subsidi. Tantangan yang ada saat ini adalah sistem distribusi yang belum merata ke seluruh wilayah di Indonesia, baik dalam bentuk LNG maupun listrik. Pada penelitian ini sistem rantai suplai akan difokuskan pada distribusi LNG ke Kawasan Indonesia bagian Timur, yaitu pada daerah kepulauan Maluku dan Papua. Penelitian dimulai dengan membandingkan demanddan supply dari listrik pada seluruh PLTMG di wilayah Indonesia bagian Timur dengan kondisi serta hasil produksi dari Kilang LNG, yaitu Tangguh dan Donggi-Senoro. Data yang diperlukan seperti kapasitas dan lokasi dari rute distribusi dalam sistem rantai suplai ke setiap pembangkit. Kemudian, peneliti membandingkan beberapa metode rantai suplai yang ada secara teoritis. Metode rantai suplai yang digunakan akan didefinisikan dalam variable optimasi berupa fungsi objektif dan fungsi batasan untuk memperoleh hasil maksimal. Output keluaran dari penelitian ini adalah rute serta biaya rantai suplai yang paling optimal dengan cara mendesain suatu sistem rantai suplai dengan software GAMS. Terakhir, hasil optimasi akan di analisa untuk membandingkan dengan teoritis. ......LNG Supply Chain system has become one of the crucial parts in Indonesia's LNG business process. The overall costs of LNG products consist of the majority from the supply chain costs. Consequently, the successful of system design will decrease the burden for both first and third parties in the business. The optimal distribution system will provide an equivalent for all regions in Indonesia is the main challenge. This research will focus on the equality of electricity supply in the Eastern Region of Indonesia, Maluku, and Papua islands. Preliminary study begins with demand and supply side management will provide insights to balance between the LNG fields, Tangguh and Donggi-Senoro production allocation with the electricity power plants in Eastern Indonesia. The gap for data in the capacity and field facilities condition should be evaluated to help create the efficiency of supply chain systems. The second step is comparison between theoretical supply chain systems with the optimized system. The supply chain systems optimization output is the routing between regions and minimum costs for overall supply chain systems. In this research, we use the GAMS software to solve the optimization process. The final step is analysis for the optimized system for validation.

Abstrak :
Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20. ......The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20.

Abstrak :
PLTGU Tanjung Batu merupakan salah satu andalan kelistrikan di Kaltim. PLTGU Tanjung Batu di bawah PT Z Wilayah Kaltimra menerima pasokan gas dari SKK Migas sebesar 40 MMSCFD secara kontinyu. Pipa gas yang digunakan untuk menyalurkan sumber gas didesain berlebih sebesar 80 MMSCFD. Namun, saat ini terdapat perubahan pasokan gas bumi ke PLTGU Tanjung Batu dari 40 MMSCFD turun menjadi 15 MMSCFD. Perubahan pasokan gas perlu dikaji untuk mengetahui kelayakan proyek pembangunan pipa gas tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan evaluasi teknis dan keekonomian proyek tersebut. Evaluasi teknis yang dikaji meliputi pola aliran, evaluasi penggunaan knock out drum sebelum flash stack, condensate drum dan slug cacther yang digunakan. Evaluasi pola aliran menunjukkan bahwa adanya ketidakstabilan pola aliran di sepanjang pipa dikarenakan kondisi topografi yang berubah-ubah. Hasil pola aliran stratified flow yang didapat pada pipa dengan kilometer 40-55 km menunjukkan bahwa pola aliran tidak menyebabkan perubahan massa liquid secara tiba-tiba pada peralatan Receiving Facility (RF). Desain peralatan RF yang digunakan tidak berbeda jauh dengan hasil perhitungan, dimana berdasarkan hasil perhitungan, desain slug catcher dan knock out drum adalah 48 in/12,5 feet dan 39,4 in/8,2 feet. Hasil evaluasi condensate drum menunjukkan bahwa pada kondisi pigging, dibutuhkan 3 truk tangki berkapasitas 25.000 liter dan pada kondisi operasi normal dibutuhkan 1 buah truk tangki berkapasitas 10.000 liter dengan tangki penampung tambahan berkapasitas 13.000 liter dengan waktu pengambilan setiap 1 minggu sekali. Evaluasi keekonomian proyek yang dikaji pada penelitian ini adalah nilai parameter Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period (PBP). Nilai parameter ekonomi yang didapat adalah NPV sebesar USD 7.868.080, IRR 10,47%, dan PBP 8,3 tahun dengan nilai toll fee pada laju alir pasokan gas 15, 40, 80 MMSCFD berturut-turut adalah 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. Hasil sensitivity analysis menunjukkan bahwa toll fee merupakan variabel yang paling sensitif terhadap kelayakan ekonomi. Nilai laju alir ship or pay yang digunakan pada proyek ini adalah 48 MMSCFD dengan nilai toll fee 0,66 USD/MMBTU.

---

Tanjung Batu PLTGU is one of the mainstays of electricity in East Kalimantan. The Tanjung Batu PLTGU under the Z company of the East Kalimantan Region receives a continuous supply of gas from SKK Migas for 40 MMSCFD. The gas pipe used to transport the gas source is designed to be excess of 80 MMSCFD. However, currently there is a change in the supply of natural gas to the Tanjung Batu PLTGU from 40 MMSCFD down to 15 MMSCFD. Changes in gas supply need to be assessed to determine the feasibility of the gas pipeline construction project. This study aims to conduct a technical and economic evaluation of the project. The technical evaluations examined included flow patterns, evaluations of the use of knock out drums before the flash stack, the condensate drum and the slug cacther used. Evaluation of flow patterns shows that there is instability of flow patterns along the pipe due to changing topographic conditions. The results of stratified flow patterns obtained in the 40-55 km pipeline indicate that the flow patterns do not cause sudden changes in liquid mass on the Receiving Facility (RF) equipment. The design of the RF equipment used does not differ greatly from the calculation results, where based on the calculation results, the design of the slug catcher and knock out drum is 48 in/12,5 feet and 39,4 in/8,2 feet. The results of the condensate drum evaluation show that under the required pigging, it needs 3 tank truck with a capacity of 25.000 liters and under normal operating conditions, it needs 1 tank truck with a capacity of 10.000 liters with an additional holding tank with a capacity of 13.000 liters takes one time every week. The project economic evaluations examined in this study are the Net Present Value (NPV) parameter, the Internal Rate of Return (IRR), and the Payback Period (PBP). The economic parameter values obtained were NPV of USD 7.868.080, IRR of 10,47%, and PBP of 8,3 years with the toll fee on the gas supply flow rate of 15, 40, 80 MMSCFD respectively 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. The sensitivity analysis results show that toll fee is the variable that is most sensitive to economic viability. The value of the ship or pay flow rate used in this project is 48 MMSCFD with a toll fee of 0,66 USD/MMBTU.

Abstrak :
Tujuan dari tesis ini adalah untuk mengusulkan sebuah kerangka kerja analisis risiko dinamis dengan menggunakan metode FMEA dan sistem dinamis. FMEA digunakan sebagai langkah awal untuk mengidentifikasi sistem/ peralatan kritis dengan melihat nilai RPN (Risk Priority Number) tertinggi, kemudian menggunakan nilai dari O (Occurrence/tingkat frekuensi kejadian) sebagai masukan untuk menyimulasikan sejauh mana efektivitas biaya yang dikeluarkan dalam menanggulangi masalah tersebut dan untuk melihat kemungkinan terjadinya penurunan tingkat kejadian dari kegagalan sistem tersebut dari waktu ke waktu. Simulasi dilakukan menggunakan pendekatan sistem dinamis dengan membangun model struktural dari variabel-variabel non-linear (hubungan sebab-akibat) dan mempertimbangkan batasan dari sistem yang terkait dengan manajemen risiko. Dengan kerangka pemodelan ini diharapkan langkah-langkah mitigasi yang berkaitan dengan strategi dan kebijakan manajemen risiko organisasi dapat disimulasikan dan instrumen-instrumen kebijakan dalam manajemen risiko tersebut dapat dievaluasi dalam rangka menurunkan tingkat frekuensi kejadian (Occurrence) dari sistem dan/atau peralatan kritis tersebut. Dalam tesis ini, pendekatan yang diusulkan akan diterapkan untuk menganalisis aspek yang terkait dengan strategi manajemen risiko yang ditimbulkan dari sistem kritis sistem pasokan berbahan bakar gas pada sebuah kapal berbahan bakar gas LNG. ......This thesis aims to propose a risk analysis framework using the FMEA method and system dynamics approach. FMEA is used as a first stage to identify critical equipment/system based on the highest RPN, then uses the value of the O (Occurrence) as an input to simulate the extent of the effectiveness of the costs incurred and to see the possibility of a decrease in critical system failure occurrences from time to time. The simulation carried out using a system dynamic approach by constructing a structural model of non-linear variables (cause-effect relationships) and considering the system boundary associated with risk management. With this modelling framework, it is expected that the various mitigation actions expected can be simulated with this modelling framework, and policy instruments related to risk management on the identified critical equipment can be evaluated to reduce the failure occurrences. In this paper, the proposed approach will apply to analyze various scenarios of risk management strategies implemented for the critical equipment of fuel gas supply systems (FGSS) on an LNG fuelled gas vessel.