Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.

---

Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.

One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.

Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.

The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."

"Tingginya permintaan gas di Jawa Barat tidak dapat diimbangi dengan produksi lapangan gas yang terus turun. Tujuan dari penelitian ini adalah memperoleh analisis keekonomian dari komersialisasi stranded gas field dengan kandungan CO2 tinggi dalam upaya menambah pasokan gas bumi. Metode pemisahan CO2 dari gas bumi menggunakan teknologi pemisahan membran jenis polimer berbahan selulosa asetat. Pemisahan membran memiliki faktor perolehan hidrokarbon tinggi, tidak membutuhkan regenerasi, dan desain yang kompak. Strategi komersialisasi gas bumi dikelompokkan dalam tiga skenario yaitu pembangunan pipa gas, transportasi compressed natural gas (CNG), dan penjualan gas ditempat. Skenario pipa gas melakukan pembangunan pipa sepanjang 26 km dan investasi 3-unit separasi membran. Skenario CNG melakukan pembangunan pipa sepanjang 35,5 km, 1 CNG plant, dan 1-unit separasi membran. Sementara, skenario penjualan gas ditempat melakukan pembangunan pipa sepanjang 8 km dan 3-unit separasi membran. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan skema Production Sharing Contract - Cost Recovery. Hasil separasi CO2 dari gas bumi pada skenario pipeline, CNG, dan gas sales onsite secara berturut-turut memberikan hydrocarbon recovery sebesar 83%, 90%, dan 83%. Skenario CNG memberikan kelayakan keekonomian yang paling tinggi dengan NPV sebesar 10,02 juta dollar, IRR 16,2%, dan pay out time selama 5,1 tahun. Komersialisasi gas area JT memiliki tantangan finansial terkait tingginya kandungan CO2 dan skenario monetisasi lapangan gas stranded.

---

The high demand of natural gas in West Java creates a shortage between supply and demand. The aim of this study is to obtain economic analysis of commercialization strategies for stranded gas field with high CO2 content in order to increase gas supply. The method of separating CO2 from natural gas uses a polymer membrane made of cellulose acetate material. Membrane separation is chosen due to its high hydrocarbon recovery, absence of regeneration, and simple module as membrane skid. Natural Gas commercialization strategies is grouped into three scenarios including pipeline construction, compressed natural gas (CNG) transportation, and gas sales onsite. Pipeline scenario builds 26-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. CNG scenario builds 35-km section of pipeline, invests 1 CNG plant, and 1 membrane separation unit. Furthermore, gas sales onsite scenario builds 8-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. Economic analysis is done by using production sharing contract scheme – cost recovery. Membrane separation results for pipeline, CNG, and sales onsite scenario gives 83%, 90%, and 83% of hydrocarbon recovery respectively. CNG scenario gives the highest economic viability with 10.02 million USD of NPV, 16.2% IRR, and 5.1 years pay-out time, which is better than other scenarios. Therefore, gas monetization of stranded gas development in the JT area presents a financial barrier due to the CO2 separation and commercialization scenario."

"Monetisasi sumur gas X di perusahaan Y yang terletak didaerah Jambi belum dapat dilakukan karena terkendala jumlah cadangan yang minim yaitu hanya sekitar 21 BCF dan kadar impurities yang berada diatas nilai desain fasilitas pengolahan gas eksisting menjadikan sumur gas ini tidak termanfaatkan (stranded gas well). Pemilihan teknologi yang sesuai diperlukan agar gas dari sumur tersebut dapat dimanfaatkan. Perbandingan keekonomian digunakan untuk memilih kelayakan beberapa opsi teknologi pemanfaatan gas yang mencakup jalur pipa, CNG dan LNG skala kecil melalui perhitungan cash flow NPV dan IRR terhadap tiga lokasi tujuan penjualan. Dari hasil simulasi dan perhitungan didapatkan opsi LNG skala kecil adalah yang paling baik untuk target konsumen ke pembangkit listrik di Pusaka Riau dan ke kota Palembang. Sedangkan untuk target konsumen ke Jambi opsi terbaik adalah dengan jalur pipa.

---

Monetization of gas well X in the company Y located in Jambi can not be completed yet because it is constrained with minimum amount of reserves which is only about 21 BCF and levels of impurities which is above the design value of the existing gas processing facilities make this gas wells is not utilized (stranded gas well). Selection of appropriate technology is required to utilized the gas well.

Comparative economics used to select the feasibility of several gas utilization technologies that includes pipelines, CNG and small scale LNG by calculating the cash flow NPV and IRR of the three different sales gas location.

From the simulation results and calculations obtained the small scale LNG option is the best for the target consumers to the power plant in Pusaka Riau and to Palembang. As for the target consumers to Jambi best option is by pipeline."

"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."