Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Pemerintah Indonesia mencanangkan program pembangunan ketenagalistrikan sebesar 35.000 MW untuk memenuhi pertumbuhan penggunaan listrik yang terus meningkat dengan rata-rata 8,1% pada tahun 2010-2014. Untuk menunjang program tersebut maka kebutuhan gas bumi diperkirakan akan mencapai 1063 MMSCFD di tahun 2030. Saat ini yang menjadi hambatan adalah penentuan harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia, karena harga gas pipa masih beragam dan belum terdapat formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan yang dapat diterapkan untuk seluruh lapangan gas di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah mendapatkan formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Terdapat dua sektor yang akan dianalisa, yaitu sektor Hulu (Upstream) dan sektor Antara (Midstream). Optimisasi dilakukan dengan menggunakan metode linear optimization dengan menggunakan pendekatan harga Indonesian Crude Price ('ICP') untuk harga gas hulu, lalu ditambahkan dengan komponen Toll Fee didekati menggunakan komponen panjang pipa dan diameter pipa, sehingga selanjutnya didapatkan formula harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Rata-rata harga gas untuk sektor kelistrikan berdasarkan formula hasil pengembangan memiliki rentang antara 2.63 - 6.33 US$/MMBTU tergantung pada besaran ICP, dan masih dibawah harga maksimum yang dapat diterima oleh Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), yaitu sebesar 6.4745 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas untuk sektor kelistrikan selama ini. ......The Indonesian government has launched 35,000 MW electricity development program to fulfil the growth in electricity usage which continues to increase by an average of 8.1% in 2010-2014. To support the program, the natural gas demand is estimated to reach 1063 MMSCFD in 2030. Currently, the obstacle is the determination of pipeline gas prices for the electricity sector in Indonesia, because the pipeline gas price for the power sector in Indonesia are still diverse and there isn't any pipeline gas price formula that can be applied to entire gas field in Indonesia for the electricity sector. The purpose of this study is to obtain a pipeline gas prices formulation for the electricity sector in Indonesia. There are two sectors to be analyzed, Upstream sector and Midstream sector. Optimization is done by using the linear optimization method using the Indonesian Crude Price ('ICP') price approach for upstream gas prices, then added with Toll Fee components by being approached with the pipe length and pipe diameter component, to get the pipeline gas price formula for electricity sector in Indonesia. The average gas price for the electricity sector based on formula results has a range between 2.63 - 6.33 US $ / MMBTU depending on the ICP amount, and is still below the maximum price that can be received by the Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), which is equal to 6.4745 US $ / MMBTU. The development formula is able to provide gas prices that range from current gas prices, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the trend of rising gas prices for the electricity sector so far.

Abstrak :
Adanya masalah korosi dan pengendapan scale pada peralatan di dalam sumur produksi dapat menganggu integritas sumur yang akan mengakibatkan rilisnya minyak dan gas ke permukaan. Untuk menjalankan sistem manajemen well integrity dalam fase produksi maka manajemen korosi dan pengendapan scale harus dilakukan. Pemompaan corrosion dan scale inhibitor ke dalam sumur dengan cara pressure pumping dari stimulation vessel merupakan salah satu cara dalam mencegah korosi dan pengendaan scale di dalam sumur. Dalam operasinya pemompaan dilakukan dengan melawan tekanan aliran dari sumur sehingga terdapat risiko back pressure. Belum adanya penelitian di Indonesia yang menganalisis risiko pressure pumping maka pada tesis ini dilakukan analisis risiko tersebut. Skenario yang dianalisis adalah kegagalan pompa akibat masalah kritis. Penelitian dimulai dengan mengidentifikasi risiko, kemudian risiko dianalisis menggunakan metode event tree analysis yang dimulai dengan menentukan iniating event, pivotal events, dan outcomes yang dapat terjadi. Nilai probabilitas outcomes kemudian dievaluasi dan ditentukan level risikonya kemudian ditentukan pengendalian risikonya. Hasil analisis menunjukkan bahwa outcome 3 yaitu ketika terjadi kegagalan pompa, SCSSV gagal menutup, Production Master Valve gagal menutup, X-mass Tree gagal menutup, Cap tree bocor, minyak rilis ke permukaan tetapi tidak terjadi pengapian dan operator berhasil melakukan evakuasi sehingga outcome-nya adalah polusi minor yaitu minyak tumpah 50 barrel memiliki risiko yang paling besar dikarenakan memiliki nilai probabilitas tertinggi yaitu sebesar 1,65×10-8. Selain itu, pada penelitian ini dianalisis potensi penerapan pressure pumping di Indonesia. Hasilnya potensi cukup tinggi dilihat dari kesamaan jenis platform dengan yang ada di Abu Dhabi, serta memiliki banyak keuntungan dari segi waktu, biaya dan risiko bila dibandingkan dengan well intervention lainnya, serta dari banyaknya jumlah kegiatan work over dan well intervention yang terkait dengan masalah korosi dan pengendapan scale.

---

The problems of corrosion and deposition of scale on equipment in production wells can disrupt the integrity of the well which will result in the release of oil and gas to the surface. To implement a well integrity management system in the production phase, the management of scale corrosion and precipitation must be carried out. Pumping of corrosion and scale inhibitors into the well by means of pressure pumping from the stimulation vessel is one way to prevent corrosion and scaling in the well. Pumping operations are carried out by fighting the flow pressure from the well so that there is a risk of back pressure. The absence of a study in Indonesia that analyzes the risk of pressure pumping then analyzes this risk. The scenario analyzed is pump failure due to critical problems. The research begins with identifying risks, then the risk is analyzed using event tree analysis method that begins with determining the initiating event, pivotal events, and outcomes that can occur. The probability values ​​are then evaluated and the risk level determined and then the risk control is determined. The analysis shows that outcome 3 is when a pump failure occurs, SCSSV fails to close, Production Master Valve fails to close, X-mass Tree fails to close, Cap tree leaks, oil is released to the surface but ignition does not occur and operator successfully evacuates so that the outcome is minor pollution, ie spilled oil 50 barrels has the greatest risk because it has the highest probability value of 1.65 × 10-8. In addition, this study analyzed the potential application of pressure pumping in Indonesia. The result is quite high potential seen from the similarity of types of platforms with those in Abu Dhabi, and has many advantages in terms of time, cost and risk compared to other well interventions, and from the large number of work over and well intervention activities related to corrosion problems and scale deposition.