Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Adsorbed natural gas ANG adalah teknologi penyimpanan gas bumi yang, berpotensi untuk menjadi teknologi pengangkutan darat dengan skala kecil dan menengah. Oleh karenanya dilakukanlah penelitian ini untuk mengetahui kelayakan teknologi ANG dalam memanfaatkan gas suar bakar yang pada umumnya memiliki volume kecil dan menengah ke sektor pengguna di sekitar sumber gas suar bakar. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi pemodelan proses, simulasi pemodelan keekonomian dan optimalisasi kelayakan proyek dengan variabel yang dioptimalisasi antara lain : harga jual ANG, harga gas suar bakar, dan presentase pembiayaan biaya capital oleh pemerintah. Hasil simulasi proses menghasilkan produk ANG dengan rentang 0,32 ndash; 2,97 mmscfd. Sedangkan hasil simulasi kekeonomian menghasilkan interest rate of return IRR dibawah 10 . Namun dengan optimalisasi kelayakan dapat dihasilkan IRR hingga diatas 20.

---

Adsorbed natural gas ANG is a natural gas storage technology, which potential to be small and medium natural gas transportation technology. Therefore, this study was undertaken to determine the feasibility of ANG technology in the use of gas flaring which generally has a small and medium volume to consument around the source of gas flaring. The method used in this research is the process simulation modeling, economic simulation modeling and optimization of project feasibility with variables include ANG selling price, fuel flare gas price, and percentage of financing of capital cost by the government. The result of process simulation yield ANG product with range 0,32 2,97 mmscfd. While the economic simulation results generate interest rate of return IRR below 10 . However, by optimizing the feasibility, IRR can generate up to over 20 ."

"Lingkungan kita sedang terancam oleh gas rumah kaca dari proses pembakaran gas. Sekitar 4 MMSCFD dikontribusikan oleh gas suar dari lapangan X. Studi ini akan membahas aspek tekno-ekonomi dari teknologi pemanfaatan gas suar. Dalam tulisan ini, tiga metode gas alam terkompresi, Gas Pipa dan gas ke listrik yang dikombinasikan dengan CNG. Menurut hasil, produksi metode pemanfaatan gas suar metode CNG adalah teknologi yang paling ekonomis dengan memiliki IRR yang lebih besar, laba tahunan sekitar $ 4,23 juta, dan waktu pengembalian 1,62 tahun. Analisis ini menunjukkan ada peningkatan nilai ekonomi gas suar dan peningkatan perlindungan lingkungan.

---

Our environment is being endangered by greenhouse gases from gas flaring processes. Approximately 4 MMSCFD is contributed by flare gas from X field. This Study would discuss a techno-economic aspect of flare gas utilization technology. In this paper, three methods of compressed natural gas, pipeline gas and gas to wire was combined with CNG. According to the results, the production of the CNG method of flare gas utilization is the most economical technology; with has a greater IRR, an annual profit of about $4,23 million, and a payback period of 1,62 years. Analysis shows there improved economic gas flare value and improvement environmental protection."

"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."

"Gas suar bakar merupakan gas yang dihasilkan oleh kegiatan eksplorasi dan produksi atau pengolahan minyak atau gas bumi yang dibakar karena tidak dapat ditangani oleh fasilitas produksi atau pengolahan yang tersedia sehingga belum termanfaatkan. Berdasarkan data pemanfaatan gas bumi tahun 2016 yang dikeluarkan oleh ESDM, jumlah gas suar bakar di Indonesia masih cukup besar yaitu sebesar 214.3 MMSCFD. Gas to Liquid merupakan salah satu teknologi yang dapat digunakan dalam pemanfaatan gas suar bakar. Penggunaan teknologi ini membuat produk hasil pengolahan gas menjadi lebih mudah untuk didistribusikan. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan teknis dan ekonomi pemanfaatan gas suar bakar dari lapangan onshore X dan lapangan offshore Y dan Z dengan menggunakan teknologi GTL. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi pemodelan proses dan perhitungan keekonomian. Dengan membuat rancangan simulasi proses sesuai dengan konversi pada reaktor microchannel pada pembuatan syngas dan syncrude, dihasilkan produk berupa syncrude, dari Lapangan X sebesar 714 bbl/day, Lapangan Y menghasilkan 557 bbl/day, sedangkan Lapangan Z sebesar 614 bbl/day. Pada perhitungan keekonomian, dengan menggunakan asumsi harga gas suar bakar 0.35 US$/MMBTU dan harga syncrude 57 US$/bbl, didapatkan IRR untuk Lapangan X sebesar 18.28%, Lapangan Y 13.29% dan Lapangan Z 26.47%.

---

Gas flare is a gas produced by exploration activities and production or processing of oil or natural gas which is burned because it can not be handled by production or processing facilities that is available so it has not been utilized. Based on data of utilization of natural gas issued 2016 by ESDM, the amount of flare gas in Indonesia is still quite large that is equal to 214.3 MMSCFD. Gas to Liquid is one of the technologies that can be used in the utilization of flare gas. The use of this technology makes the product of gas processing becomes easier to distribute.

This study aims to determine the technical and economic viability of the use of flare gas from X onshore field and Y offshore field by using GTL technology. The method used in this research is the simulation of process modeling and economical calculation. By making process simulation with conversion for microchannel reactor on syngas and syncrude production, syncrude is produced from X Field with flowrate 714 bbl/day, whereas from Y Field is 557 bbl/day and Z Field produces 614 bbl/day. Then, the economic calculation obtained IRR result for X field 18.28%, Y Field 13.29% and Z Field 26.47%."

"Aktifitas flaring menyebabkan berbagai permasalahan dibidang lingkungan akibat terlepasnya emisi dan gas asam ke atmosfer dan juga kerugian ekonomi akibat terbakarnya gas dengan kandungan nilai kalor yang masih tinggi. Dengan bertambahnya kapasitas kilang minyak di PT.XYZ, maka gas yang diflaring akan bertambah besar pula sehingga terjadi penambahan kerugian ekonomi an lingkungan akibat flaring. Beberapa teknologi untuk mengurangi dampak negative flaring sudah tersedia namun dalam penerapannya perlu dikaji terhadap aspekaspek teknis, ekonomi, dan efek yang ditimbulkan ke lingkungan. Pada studi ini dilakukan kajian terhadap aspek teknis dan ekonomi dari flare gas recovery yang akan diterapkan di kilang minyak PT.XYZ. Aspen HYSYS digunakan sebagai process simulator untuk memodelkan konfigurasi FGR dalam studi ini. Recovered flare gas yang dihasilkan akan digunakan sebagai suplemen bahan bakar gas pembangkit Combined Cycle Power Plant 72 MW. Dari penelitian ini didapatkan 330,3 TJ energi/tahun atau setara dengan 291 MMSCF/tahun fuel gas yang berhasil didaur-ulang dan pengurangan emisi CO2 sebesar 63 ribu ton/tahun dari instalasi FGR di PT.XYZ. Proyeksi nilai NPV yang didapat sebesar 2,5 juta USD dan Pay Out Time didapat pada tahun ke-7 dengan besaran IRR 13%.

---

Environmental issue and energy losses is the main issue for flaring system in oil refinery plant. The expanding capacity of current refinery plant resulting bigger flaring output for PT.XYZ refinery. While there are currently available solutions to reduce the impact, the implementation of reducing and reusing flare gases generally brings additional question regarding the technical, economic and environment aspect. Technical and economic assessment for proposed flare gas recovery configuration is the main objective of this study. The study is carried out using the process simulator Aspen HYSYS V.11 for the simulation model, and economic evaluation is carried out for the proposed model. Recovered Flare gases will be utilized as fuel gas supplement of PT.XYZ refinery and greatly expected to bring a significant improvement in the savings of fuel gas requirements for the company, reduce the CO2 emission and remove the negative impact of flaring to environment. The result showed that flare gas recovery system significantly recovers yearly energy correspond to 330.3 TJ or 291 MMSCF/year and reduce 63 M ton yearly CO2 emission. Estimated NPV is $ 2,5 Mil USD and the project achieved it is Pay Out Time at 7 years with 13% IRR."

"Lapangan XYZ yang berlokasi di daerah Jatibarang Jawa Barat mengolah gas sebesar 19 MMSCFD dengan kandungan CO2 > 60 %. Lapangan XYZ tidak dapat langsung menyalurkan produksi gas kepada pembeli karena tidak memenuhi syarat perjanjian jual beli gas (PJBG) yang telah disepakati dimana kandungan CO2 yang diperbolehkan adalah < 8 %. Penggunaan teknologi absorpsi telah diterapkan di banyak proses pemurnian gas (gas sweetening) terutama menggunakan pelarut sebagai bahan dasarnya sehingga tingkat kesiapan teknologi ini sangat berkembang dibandingkan teknologi lainnya. Teknologi kriogenik juga memiliki kelemahan utama pada sistem absorpsi berbasis pelarut yaitu kebutuhan daya yang tinggi. Hal tersebut dapat diatasi dengan penggunaan teknologi membran maupun adsorpsi yang secara prinsip memiliki kebutuhan energi yang lebih rendah. Teknologi adsorpsi maupun kriogenik memiliki biaya investasi dan operasional yang tinggi sehingga teknologi membran memiliki prospek yang lebih baik apabila digabungkan dengan absorpsi berbahan dasar pelarut pada proses pemurnian gas. Pada penelitian ini dilakukan simulasi menggunakan gabungan antara teknologi membran serta teknologi absorpsi berbasis pelarut aMDEA untuk menurunkan kadar CO2 dengan menggunakan software Aspen Hysys. aMDEA (activated methyldiethanolamine) dipilih karena menggabungkan keuntungan yang dimiliki oleh pelarut methyldiethanolamine (MDEA) yaitu korosifitas yg rendah dan piperazine (PZ) memiliki laju penyerapan CO2 yang lebih baik. Membran menurukan kadar CO2 ditahap awal sedangkan pelarut aMDEA menurunkan kadar CO2 menjadi < 8%. Tujuan dari penelitian ini untuk mendapatkan kinerja optimal penggunaan gabungan teknologi membran dan absorpsi berbasis pelarut aMDEA serta kelayakan ekonomi terhadap Gas Sweetening Unit untuk penurunan CO2 yang memiliki kadar > 60%. Simulasi dilakukan dengan hasil Gas Sweetening Unit gabungan antara teknologi membran dan absorpsi aMDEA menurukan kadar CO2 menjadi 5,947 % dengan flow rate menjadi 6,95 MMSCFD. Selain itu dibutuhkan luas membran total sebesar 4.611 m2 dan kebutuhan pelarut sebesar 180.218 lb/hr. Nilai IRR yang dihasilkan adalah sebesar -12,67 % dan NPV sebesar USD -35.248.813. Kenaikan harga jual gas menjadi USD 7 / MMBTU meningkatkan kelayakan dengan NPV 4.009.601 dan IRR menjadi 8,8%.

---

XYZ field located in Jatibarang area, West Java, processes 19 MMSCFD of gas with CO2 content > 60%. The XYZ field cannot directly distribute gas production to buyers because it does not meet the terms of the agreed gas sales and purchase agreement (PJBG) where the allowable CO2 content is <8%. The use of absorption technology has been applied in many gas sweetening processes, especially using solvents as the base material, so the readiness level of this technology is very developed compared to other technologies. Cryogenic technology also has a major weakness in solvent-based absorption systems, i.e. high power requirements. This can be overcome by the use of membrane and adsorption technologies which in principle have lower energy requirements. Adsorption and cryogenic technologies have high investment and operational costs so that membrane technology has better prospects when combined with solvent-based absorption in the gas purification process. In this study, simulations were carried out using a combination of membrane technology and aMDEA solvent-based absorption technology to reduce CO2 levels using Aspen Hysys software. aMDEA (activated methyldiethanolamine) was chosen because it combines the advantages possessed by the solvent methyldiethanolamine (MDEA), i.e. low corrosivity and piperazine (PZ) has a better CO2 absorption rate. The membrane reduces CO2 levels in the early stages while the aMDEA solvent reduces CO2 levels to <8%. The purpose of this study is to obtain the optimal performance of the combined use of membrane technology and aMDEA solvent-based absorption and economic feasibility of the Gas Sweetening Unit for reducing CO2 levels > 60%. Simulations were carried out with the results of the Gas Sweetening Unit combined between membrane technology and aMDEA absorption reducing CO2 levels to 5.947% with a flow rate of 6.95 MMSCFD. In addition, it takes a total membrane area of 4,611 m2 and solvent requirements of 180,218 lb/hr. The resulting IRR value is -12.67% and NPV is USD -35,248,813. The increase in gas selling price to USD 7/MMBTU increases the feasibility with NPV 4,009,601 and IRR to 8.8%."

"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."

"Untuk meningkatkan utilisasi cadangan gas marjinal di beberapa wilayah Indonesia (remote area) dibutuhkan usaha memanfaatkan gas tersebut menjadi produk yang mempunyai nilai tambah tinggi dan layak secara ekonomi. Salah satu alternatif pemanfaatan gas alam marjinal tersebut adalah dengan mengkonversi gas alam menjadi bahan bakar sintetik (Gas-to-Liquids/GTL) melalui sintesis Fischer-Tropsch.Teknologi GTL telah dilaporkan dapat meningkatkan utilisasi gas alam marjinal menjadi produk BBM yang bermutu tinggi. Teknologi yang dipakai pada penulisan ini adalah sintesis Fischer-Tropsch pada temperatur rendah (220-25O°C)dengan menggunakan reaktor tipe multitubular fixed bed yang mampu memproduksi middle distillale (Kerosene dan Diesel) dengan yield > 85 % wt.Kapasitas yang digunakan sebesar 50.000 BPD dengan umpan gas alam 500 MMScfD yang berasal dari lapangan Matindok, Sulawesi Tengah.Untuk mengetahui kelayakan tekno-ekonomi dari proses GTL ini dilakukan analisis keuntungan (profitability) dan kepekaan (sensitivity). Dari hasil perhitungan, untuk kapasitas kilang GTL sebesar 50.000 BPD diperlukan investasi sebesar US$ 1,25 Billion dengan diperoleh NPV sebesar US$ 694.047.597, IRR 12,61%, NRR 2,74%, dan PBP 5,81 tahun."

"Lebih dari 80% emisi karbon yang dilepaskan oleh fasilitas hulu pemroses minyak dan gas pada unit produksi terapung (FPU) di lepas pantai pada studi kasus ini merupakan produk dari hasil pembakaran turbin gas. Namun biaya penyerapan karbon yang tinggi menjadi hambatan utama bagi industri minyak dan gas untuk merespon kebutuhan penurunan emisi gas rumah kaca dari produk pembakaran. Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan integrasi konsep power-to-gas (P2G) pada emisi turbin gas melalui pengintegrasian unit pemanfaatan panas sisa gas buang (WHRU), resirkulasi gas buang (EGR), penyerapan karbon pasca pembakaran (PCC) menggunakan pelarut monoethanolamine (MEA), dan proses metanasi untuk produksi gas alam sintetik atau syngas. Evaluasi proses secara detail dalam penelitian ini dilakukan dengan menggunakan Aspen HYSYS. Penyerapan karbon pada kandungan MEA 28% menghasilkan efisiensi sebesar  99,65% pada tekanan absorber 2 bar dan suhu gas umpan 55oC dengan konversi menjadi metana 100% oleh reaktor metanasi pada rasio H2/CO2 sebesar 4,1, berdasarkan hasil permodelan atas beberapa kondisi sensitifitas. Jika produk sampingan berupa syngas diperhitungkan dalam analisis, maka biaya penurunan CO2 untuk unit produksi terapung di lepas pantai pada penelitian ini dapat turun secara substantial dari 138,6 USD/ton CO2 tanpa P2G, menjadi 20,6 USD/ton CO2­ dengan integrasi P2G.

---

More than 80% of the carbon emitted by the offshore oil and gas processing facilities on  a floating production unit (FPU) utilized as a case study in this work is a product of gas turbines combustion. However, the current high cost of CO2 capture is the primary obstacle preventing the oil and gas industry from responding to the increasing need for reducing greenhouse gas emissions from combustion products. This research seeks to determine the viability of incorporating the power-to-gas (P2G) concept on existing gas turbines emissions through the integration of waste heat recovery unit (WHRU), exhaust gas recirculation (EGR), post-combustion carbon capture (PCC) using monoethanolamine (MEA) solvent, and methanation to produce synthetic natural gas or syngas. Aspen HYSYS is used to simulate the evaluation process detailed in this research. The maximum carbon capture efficiency with 28% MEA resulted in 99.65% capture efficiency at 2 bar absorber pressure and 55oC feed temperature with 100% methane conversion produced by a methanation reaktor at an H2/CO2 ratio of 4.1, according to modeling results from a number of sensitivity conditions. When the sales of syngas by-products are accounted for, the cost of avoiding CO2 for the offshore floating production unit represented here lowers substantially from USD 138.6/ton CO2 without P2G to USD 20.6/ton CO2 with P2G. "

"Naskah seminar ini membahas usulan potensi pemanfaatan Natural Gas Hydrates (NGH) sebagai media alternatif transportasi gas bumi. Indonesia saat ini mengalami penurunan produksi gas dan salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah dengan memproduksi gas dari lapangan stranded. NGH merupakan media alternatif transportasi gas alam yang cukup menjanjikan, namun belum banyak dikembangkan. Berbagai skenario rantai suplai NGH, mulai dari proses produksi dan transportasi telah diuji melalui analisis tekno-ekonomi untuk mengkaji kelayakan dari sisi teknis dan ekonomi terkait kemungkinan penerapan di Indonesia. Butana dengan laju alir 30 MMSCFD dipilih sebagai refrigeran pada satu train produksi NGH dengan kapasitas 25 MMSCFD gas alam. Empat skenario rantai suplai NGH telah dianalisis dan didapatkan harga jual NGH untuk skenario pengiriman dari Sorong ke Makassar, Surabaya, Jakarta, dan Arun berturut-turut US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU pada skenario IRR 15%. Berdasarkan analisis tekno-ekonomi yang dilakukan, NGH layak menjadi media alternatif dalam transportasi gas alam dan memungkinkan untuk dikembangkan di Indonesia.

---

The focus of this study is to discusss Natural Gas Hydrates (NGH) utilization potential as alternative medium for natural gas transportation. Indonesia has been facing gas declining problem and one of solution which can be applied is by producing gas from stranded area. NGH is one of promising media for natural gas transportation, but not much developed yet. Various scenarios of NGH supply chain, including production and transportation have been analyzed by applying techno-economic analysis in order to examine its feasibility from technical and economical views concerned with its application in Indonesia. Butane with flow rate of 30 MMSCFD has been chosen as refrigerant at one train of NGH production process with 25 MMSCFD of natural gas capacity. Four NGH supply chain scenarios have been analyzed and NGH sales price has been achieved for delivery scenario from Sorong to Makassar, Surabaya, Jakarta, and Arun respectively with value of US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU at 15% IRR. Based on techno-economical analysis have been performed, NGH may feasible as alternative medium for natural gas transportation and be developed in Indonesia."