Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Dalam industri pengolahan gas bumi, proses penyingkiran gas asam seperti H2S diperlukan untuk memenuhi spesifikasi gas jual pada LPG Recovery. Beberapa unit pengolahan gas bumi di Indonesia memiliki konsentrasi H2S dalam gas asam yaitu > 50-%mol. Gas asam ini kemudian diolah di unit pengubahan gas asam yang disebut Sulfur Recovery Unit. Sudah ada beberapa teknologi SRU yang dikembangkan baik industri di dunia maupun di Indonesia, namun yang sudah terbukti secara komersial diaplikasikan adalah teknologi Claus dan teknologi WSA (Wet Sulfuric Acid). Software Aspen HYSYS V.12 digunakan untuk simulasi kedua teknologi tersebut. Hasil simulasi dengan kapasitas umpan gas asam 250-500 kgmole/hr dengan komposisi H2S >50%-mol didapatkan hasil untuk teknologi Claus Selectox menghasilkan laju alir produk sulfur = 96-115.5 ton/day; komposisi SO2 produk gas buang = 1396 – 1862 mg/Nm3; total konversi keseluruhan reaktor 75%; efisiensi termal dari sistem boiler yaitu 46.2-50.8%; pemanfaatan listrik dari steam yang dihasilkan yaitu 26,064-29,664 MW,sedangkan teknologi WSA menghasilkan laju alir produk asam sulfat = 123.9-133.6 ton/day; SO2 produk gas buang = 1369 – 1396 mg/Nm3; total konversi keseluruhan reaktor 82%; efisiensi termal dari sistem boiler yaitu 78-83%; pemanfaatan listrik dari steam yang dihasilkan yaitu 3,973-4,068 MW. Analisa keekonomian dari Teknologi Claus Selectox IRR = 5.5%; NPV = 12,802 USD juta; POT = 9 tahun, sedangkan Teknologi WSA IRR = 13.7%; NPV = 31,029 USD juta; POT = 8 tahun. Hasil analisa teknis dengan simulasi serta analisis keekonomian, maka teknologi WSA dipilih sebagai teknologi yang lebih baik untuk proses sulfur recovery di LPG unit

---

In the oil and gas processing industry, acid gas removal processes such as H2S are required to meet the sales gas specifications for LPG Recovery. Several natural gas processing units in Indonesia have a concentration of H2S in acid gas, namely> 50-% mol. This acid gas is then treated in acid gas conversion unit called the Sulfur Recovery Unit. There have been several SRU technologies developed by both industry in the world and in Indonesia, but what has been proven to be commercially applied is Claus technology and WSA technology (Wet Sulfuric Acid). Aspen HYSYS V.12 software is used to simulate the two technologies. The simulation results with acid gas feed capacity of 250-500 kgmole/hr with composition of H2S> 50%-mol obtained results for the Claus Selectox technology resulting in flow rate of sulfur products = 96-115.5 ton/day; composition of exhaust gas product SO2 = 1396-1862 mg/Nm3; the total conversion of the reactor 75%; the thermal efficiency of the boiler is 46.2-50.8%; electricity utilization from steam produced is 26,064-29,664 MW while the WSA technology produces sulfuric acid product flow rate = 123.9-133.6 ton/day; SO2 exhaust gas products = 1369-1396 mg/Nm3; total conversion of the reaktor 82%; the thermal efficiency of the boiler is 78-83%; electricity utilization from steam produced is 3,973-4,068 MW. Economic analysis obtained from Claus Selectox Technology IRR = 5.5%; NPV = 12,802 USD million; POT = 9 years, while WSA Technology IRR = 13.7%; NPV = 31,029 USD million; POT = 8 years. The result of technical analysis with simulation and economic analysis, the WSA technology was chosen as a better technology for the sulfur recovery process at the LPG plant."

"Indonesia merupakan salah satu negara di dunia yang mempunyai potensi minyak dan gas bumi yang cukup besar. Nusa Tenggara Timur (NTT) merupakan salah satu wilayah dengan kebutuhan gas bumi yang cukup besar. Pulau Flores merupakan salah satu pulau di NTT yang memiliki potensi energi khususnya energi terbarukan yang cukup besar. Namun, masih banyak proyek pemanfaatan energi terbarukan yang belum terealisasi. Selain rasio elektrifikasi yang rendah, Pulau Flores memiliki permasalahan lain berupa harga LPG yang masih cukup mahal dikarenakan letak terminal LPG terdekat cukup jauh. Salah satu bentuk pemanfaatan gas bumi yang dapat diaplikasikan pada terminal regasifikasi adalah LPG recovery. Hasil simulasi menggunakan Aspen Hysys v11 menunjukkan bahwa terminal regasifikasi terintegrasi dapat menghasilkan 4,54 MMSCFD gas bumi dan 9,71 ton LPG/hari. Hasil dari analisis profitabilitas mendapatkan skema S-1b sebagai opsi terbaik dari segi ekonomi dengan nilai NPV $ 14.365, IRR 8,61%, dan PBP 9,42 tahun. Harga gas plant gate yang didapat dari perhitungan adalah sebesar $ 7,6/MMBTU dengan biaya regasifikasi sebesar $ 1,7/MMBTU.

---

Indonesia is one of the countries in the world that has considerable oil and gas potential. East Nusa Tenggara (NTT) is one of the regions with considerable natural gas needs. Flores Island is one of the islands in NTT which has considerable energy potential, especially renewable energy. However, there are still many renewable energy utilization projects that have not yet been realized. Besides the low electrification ratio, Flores Island has another problem in the form of LPG prices which are still quite expensive because the location of the nearest LPG terminal is quite far away. One form of natural gas utilization that can be applied to the regasification terminal is LPG recovery. Simulation results using Aspen Hysys v11 show that an integrated regasification terminal can produce 4.54 MMSCFD of natural gas and 9.71 tons of LPG / day. The results of the profitability analysis obtained the S-1b scheme as the best option in terms of economics with a NPV value of $ 14,365, an IRR of 8.61%, and a PBP of 9.42 years. The gate plant gas price obtained from the calculation is $ 7.6 / MMBTU with a regasification fee of $ 1.7 / MMBTU."

"Dalam industri pengolahan minyak (Refinery), proses peningkatan angka oktan dari fraksi naphtha dilakukan di Unit Naphtha Reforming. Unit Naphtha Reforming (NRU) PT X memiliki spesifikasi produk gas hidrogen dengan kemurnian minimum 93,5%. Tingginya kemurnian produk gas hidrogen berkorelasi dengan naiknya yield reformat dan LPG dimana produk utama Unit Naphtha Reforming adalah reformat (HOMC). Penelitian ini mengevaluasi lima skema recovery yaitu recovery kontak satu tahap, teknologi kontak dua tahap, dan teknologi deep cooling menggunakan chiller juga akan diujikan konfigurasi tanpa teknologi recovery. Pengujian dilakukan dengan membandingkan produk yang dihasilkan dan perhitungan keekonomian teknologi. Hasilnya menunjukkan bahwa Skema 5 (Skema 2 dengan kondisi operasi tekanan kontak 40 kg/cm2g dan suhu kontak 0 oC) menghasilkan spesifikasi produk yang sesuai dan nilai keekonomian yang paling baik dengan nilai IRR 12%, NPV 336,2 MUSD dan POT 12,9 tahun (POT gross 1,07 tahun). Sensitifitas Skema 5 terhadap harga umpan menunjukkan bahwa pada kenaikan harga umpan lebih dari 3% tidak lagi menguntungkan karena IRR-nya telah menyentuh hurdle rate dan NPV-nya negatif.

---

In the oil processing industry (Refinery), the process of increasing the octane number of the naphtha fraction is carried out at Naphtha Reforming Unit. PT X Naphtha Reforming Unit (NRU) has a hydrogen gas product specification with minimum purity of 93.5%-mol. The high purity of the hydrogen gas product correlates with the increase in yield of reformate and LPG where the main product of the NRU is reformate (HOMC). This study evaluates five recovery schemes, namely single-stage contact recovery, two-stage contact technology, and deep cooling technology using a chiller. The configuration without recovery technology will also be evaluated. Evaluation was done by comparing the product results and calculating the economics of technology. The results show that scheme five (scheme two with operating conditions in the recontact section pressure of 40 kg/cm2g and temperature of 0 oC) produces the appropriate product specifications and the best economic value with IRR 12%, NPV 336.2 MUSD and POT 12.9 years (gross POT 1.07 years). The sensitivity of Scheme five to the feed price shows that an increase in the feed price of more than 3% is no longer profitable because the IRR has touched the hurdle rate and the NPV is negative."

"Gas alam yang memiliki kandungan H2S tinggi dapat menyebabkan masalah lingkungan karena gas H2S merupakan gas berbahaya. Oleh karena itu, penghilangan gas H2S sangat dibutuhkan. Oleh karena itu, dibuatlah rancangan beserta estimasi biaya dari Sulfur Recovery Unit. Rancangan SRU disimulasikan menggunakan software PROMAX serta estimasi biaya mencakup Capital Expenditure dan Operating Expenditure. Produksi sulfur dengan membakar H2S didalam tungku dan juga secara katalitik. Sulfur kemudian dikondensasi untuk mendapatkan sulfur cair. SRU ini memproduksi sulfur sebesar 54,55 ton/hari dan listrik netto sebesar 320 kW dengan nilai Capital Expenditure sebesar USD 11,92 juta serta Operating Expenditure sebesar USD 2,05 juta.

---

Natural gas which has large H2S amount can cause many environmental issue because H2S is a harmful toxic gas. Therefore, it is required to reduce H2S amount and it is important to design the Sulfur Recovery Unit and calculate its cost estimation. The SRU design simulated with PROMAX software and the cost estimations are included Capital Expenditure and Operating Expenditure. Sulfur produced by burning H2S in furnace and by catalytic process. Furthermore, sulfur condensed to produce liquid sulfur. This SRU produce sulfur and sellable electricity about 54.55 ton/day and 320 kW respectively. The estimation of Capital Expenditure and Operating Expenditure were about USD 11.92 millions and USD 2.05 millions."

"Pemilihan proses Tail Gas Treatment yang tepat dan efisien menjadi permasalahan bagi pabrik pengolahan gas alam. Superclaus, salah satu proses sulfur recovery, menjawab permasalahan tersebut dengan mengeliminasi proses Tail Gas Treatment pada skema SRU konvensional. Input proses Superclaus adalah acid gas 2,54 MMSCFD dengan kandungan hidrogen sulfida mencapai 41% berhasil memperoleh kembali sulfur lebih dari 96% dan kemurnian sulfur mencapai 99,9%. Kadar H2S di gas buang dapat diturunkan hingga 0 ppm. Kapasitas produksi adalah 52,96 ton per hari. Biaya modal untuk SRU Superclaus sebesar 101,5 milyar rupiah dan biaya operasional sebesar 15,6 milyar rupiah per tahun.

---

Selection of an appropiate and cost effective Tail Gas Treatment is a challenge for natural gas plant. Superclaus, one of sulfur recovery process, able to solve this problem by eliminating Tail Gas Treatment process at SRU conventional scheme. Feed stream of Superclaus is acid gas 2.54 MMSCFD with hydrogen sulfide 41% mole able to recover sulfur more than 96% and sulfur purity reach 99.9%. Levels of H2S in flue gas can be reduced to 0 ppm. Production capacity is 52.96 tonne per day. Capital expenditure for SRU Superclaus is 101.5 billion IDR and operational expenditure is 15.6 billion IDR per year."

"Kandungan sulfur pada biosolar menyebabkan menyebabkan dua kerugian, yaitu menurunkan umur mesin dan pencemaran lingkungan. Salah satu proses yang telah banyak dilakukan oleh para peneliti untuk mengurangi kandungan sulfur adalah reaksi desulfurisasi oksidatif atau oxidative desulfurization (ODS). Metode yang umum digunakan dalam proses ODS terdiri dari dua tahap, yaitu oksidasi dan ekstraksi menggunakan senyawa polar. Pada penelitian ini, proses ODS dilakukan dengan oksidator hidrogen peroksida, katalis asam format dan asam sulfat, dan pelarut polar metanol. Proses oksidasi dilakukan pada wadah berpengaduk dengan variasi jumlah oksidator, suhu oksidasi, dan waktu oksidasi. Variasi rasio oksidator dengan Biosolar™ adalah 1:15, 1:45, 1:56, 1:67, 1:89, dan 1:112 (mol/mol). Variasi suhu oksidasi adalah 35°C dan 60°C, dan variasi waktu oksidasi dilakukan pada 30 menit, 45 menit, dan 60 menit. Setelah itu, dilakukan ekstraksi cair-cair untuk memisahkan biosolar dari sulfur yang telah teroksidasi. Hasil penelitian diuji dengan metode FTIR untuk menentukan kandungan sulfur total dalam biosolar. Hasil desulfurisasi tertinggi adalah 20,07% dengan rasio molar oksidator 1:89 (mol/mol), suhu 35°C, dan waktu reaksi 60 menit.

---

The contained of sulfur in biosolar can caused two disadvantages. These are decreased the term of a machine and environmental pollution. One of process that all researchers did to decreased the contain of sulfur is oxidative desulfurization (ODS). The common method used in ODS consists of two steps, there are oxidation and extraction using the polar compound. In this research, ODS process will be done with hydrogen peroxide as oxidizing agent, formic acid and sulfuric acid as a catalyst, and methanol as a solvent. Oxidation process carried out in agglomerated reactor with variations in the amount of oxidizing agent, the temperature of oxidation, and the time of oxidation. The variation of oxidant ratio with biosolar is 1:15, 1:45, 1:56, 1:67, 1:89, and 1:112 (mol/mol). The variant temperature of oxidation is 35°C and 60°C, and the oxidation time variant occur in 30 minutes, 45 minutes, and 60 minutes. After that, the extraction will be done to separate biosolar from the oxidized sulfur. The result of the research tested by FTIR method to examine total content of sulfur in biosolar. The highest desulfurization result is 20,07% in 60 minutes with the molar ratio of oxidant 1:89 (mol/mol) in 35°C.

"

"Menurut UU Nomor 22 Tahun 2021, Bahan bakar minyak (BBM) adalah bahan bakar yang berasal dan/atau diolah dari minyak bumi. BBM yang dijual dipasaran pada umumnya berupa bensin dan solar dengan berbagai variasi bilangan oktan dan setana. Salah satu fasilitas yang digunakan untuk distibusi BBM ke masyarakat adalah Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum (SPBU). Kegiatan operasi di SPBU memiliki potensi bahaya yang dapat menimbulkan kecelakaan kerja, seperti dari vapor dari bahan bakar yang dapat mengakibatkan terjadinya kebakaran dan ledakan, emisi seperti CO dan H2S yang dapat mengakibatkan gangguan Kesehatan pada pekerja, dan lain sebagainya. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui jumlah vapor yang bisa dipulihkan oleh Vapor Recovery Unit (VRU), mengetahui % konsentrasi LEL vapor bahan bakar serta CO, H2S yang terdeteksi di lingkungan SPBU, dan mengetahui kelayakan ekonomi pemasangan VRU. Penelitian ini dilakukan dalam dua tahap yaitu: 1) pengukuran % konsentrasi Lower explosive limit (LEL) dari vapor dengan menggunakan gas tester di Lokasi, 2) analisis kelayakan ekonomi dengan menggunakan data yang didapat. hasil dari penelitian ini adalah tidak ditemukan adanya vapor dan emisi lainnya pada saat VRU beroperasi serta secara keekonomian VRU yang dipasang pada SPBU PT. X Karang Tengah dengan kapasitas unloading 3.000 kL per tahun memiliki NPV pada tahun ke-20 adalah Rp. 2.178.349.743, IRR 22,6%, dan payback period selama pada tahun ke-6 dan apabila dioptimalkan pada SPBU dengan kapasitas unloading 8.000 kL per tahun, maka akan mendapatkan Rp 5.345.145.184, IRR 42,8%, dan payback period pada tahun ke-3.

---

According to Law Number 22 of 2021 Indonesian Constitution, fuel oil (BBM) is fuel that originates and/or is processed from petroleum. Fuel sold on the market is generally petrol and diesel with various octane and cetane numbers. One of the facilities used to distribute fuel to the public is a Public Fuel Filling Station. Operational activities at gas stations have potential dangers that can cause work accidents, such as vapor from fuel which can cause fires and explosions, and then CO and H2S which can cause health problems for workers, and so on. The aim of this research is to determine the amount of vapor that can be recovered by a Vapor Recovery Unit (VRU), to determine the vapor detected in the gas station environment, and to determine the economic feasibility of installing a VRU. This research was carried out in two stages, namely: 1) measuring the concentration LEL of vapor, CO, and H2S using a gas tester at the location, 2) economic feasibility analysis using the data obtained. The results of this research are that no vapor and other emissions were found when the VRU was operating and and economically, the VRU installed at the PT gas station. X Karang Tengah with an unloading capacity of 3,000 kL per year has an NPV in the 20th year of Rp. 2.178.349.743, IRR 22,6%, and payback period during the 6th year and if optimized at gas stations with an unloading capacity of 8,000 kL per year will get IDR 5.345.145.184, IRR 42,8%, and payback period in the 3rd year."

"Sektor hilir migas memberikan kontribusi yang signifikan terhadap emisi CO2, khususnya dari steam methane reforming (SMR), yang menghasilkan 4,33 tCO2e/kbbl minyak mentah yang diolah. Studi ini menyelidiki kelayakan teknis dan ekonomis pemanfaatan CO2 dari tail gas SMR untuk memproduksi metanol. Simulasi proses dilakukan menggunakan Aspen HYSYS v14, memodelkan proses sintesis metanol melalui hidrogenasi CO2 dengan hidrogen (H2) yang bersumber dari Naphtha Reforming Unit. Hasil simulasi menunjukkan yield metanol optimal sebesar 81,16% pada suhu 235°C dan tekanan 50 bar, menghasilkan 70 ton/jam (612 KTA) metanol dengan kemurnian 99,85% berat. Analisis ekonomi menunjukkan IRR sebesar 8,04%, NPV sebesar -26,5 juta USD, dan pay-out time (POT) selama 22 tahun, yang menunjukkan bahwa proyek tersebut belum layak secara ekonomis dalam kondisi saat ini. Analisis sensitivitas menghasilkan bahwa harga jual metanol dan kapasitas produksi merupakan faktor paling penting yang memengaruhi kelayakan proyek. Peningkatan harga metanol atau kapasitas produksi sebesar 20% dapat meningkatkan IRR secara signifikan di atas tingkat ambang batas sebesar 10,83%. Studi ini memberikan wawasan tentang potensi pemanfaatan CO2 untuk produksi metanol, yang berkontribusi pada pengurangan emisi dan diversifikasi produk di kilang. Optimalisasi lebih lanjut terhadap biaya bahan baku dan integrasi dengan produk hilir seperti MTBE dapat meningkatkan kelayakan ekonomi.

---

The downstream oil and gas sector contributes significantly to CO2 emissions, particularly from steam methane reforming (SMR), which produces 4,33 tCO2e/kbbl of crude oil processed. This study investigates the technical and economic feasibility of utilizing CO2 from SMR tail gas to produce methanol. The process simulation was conducted using Aspen HYSYS v12, modelling the methanol synthesis process through the hydrogenation of CO2 with hydrogen (H2) sourced from the Naphtha Reforming Unit. Results from the simulation indicate an optimal methanol yield of 81,16% at 235°C and 50 bar, producing 70 tons/hour (612 KTA) of methanol with a purity of 99,85% wt. The economic analysis reveals an IRR of 8,04%, an NPV of -26,5 million USD, and a pay-out time (POT) of 22 years, showing that the project is not yet economically feasible under current conditions. Sensitivity analysis highlights that methanol selling price and production capacity are the most critical factors impacting the project's viability, where a 20% increase in methanol price or production capacity could significantly improve IRR above the hurdle rate of 10,83%. This study provides insight into the potential of CO2 utilization for methanol production, contributing to emission reduction and product diversification in refineries. Further optimization of feedstock costs and integration with downstream products like MTBE could enhance economic feasibility."

"Kejadian kecelakaan di Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum (SPBU) merupakan kejadian yang mendominasi kecelakaan jika dilihat berdasarkan jenis kegiatan usaha niaga migas. Seiring terus naiknya statistik kecelakaan, pada tahun 2018 diterbitkan Pedoman Teknis Keselamatan SPBU. Namun setelahnya masih terjadi juga beberapa kecelakaan yang didominasi oleh faktor eksternal, sehingga perlu ada solusi untuk menekan angka kecelakaan SPBU tersebut yang sekiranya belum tertulis di Pedoman tersebut yakni tentang Penerapan Vapor Recovery Unit (VRU) pada SPBU. Berdasarkan permasalahan tersebut maka tujuan penelitian adalah untuk mengkaji dampak pemasangan VRU di SPBU, sehingga dapat memberikan masukan rekomendasi pada revisi pedoman termaksud. Penelitian yang dilakukan dengan Forum Group Discussion (FGD) dengan para pelaku usaha bidang migas dan hasil penelitian menunjukkan bahwa pemasangan VRU memberikan keuntungan secara ekonomi dengan syarat jika dipasang dalam kapasitas penyaluran besar. Pemasangan VRU telah digambarkan dalam pemasangan di Terminal yang menyajikan data keuntungan secara kuantitatif meliputi keuntungan materi, safety, kesehatan, dan lingkungan. Meskipun pemasangan VRU di SPBU dengan kapasitas penyaluran kecil maka dipastikan kurang memberikan keuntungan materi, bahkan terjadinya cost waste, namun kontribusi terhadap safety, kesehatan, dan lingkungan layak diperhitungkan. Rekomendasi untuk memasukkan kewajiban penerapan VRU pada Pedoman Keselamatan SPBU perlu ditambahkan namun dengan batasan kapasitas penyaluran dan beberapa hal tentang pemeliharaan.

---

Accidents at Gas Stations (SPBU) are events that dominate accidents when viewed based on the type of oil and gas trading business activities. As accident statistics continue to rise, in 2018 the Gas Station Safety Technical Guidelines were published. However, after that, there were still several accidents that were dominated by external factors, so there needed to be a solution to reduce the number of gas station accidents that had not been written in the Guidelines, namely the application of Vapor Recovery Units (VRU) at gas stations. Based on these problems, the purpose of the study was to examine the impact of installing VRUs at gas stations, so that they could provide recommendations for the revision of the guidelines. The research was conducted through a Forum Group Discussion (FGD) with oil and gas business actors and the results showed that the installation of a VRU provides economic benefits provided that it is installed in a large distribution capacity. The VRU installation has been described in the installation at the Terminal which provides quantitative profit data covering material, safety, health, and environmental benefits. Although the installation of a VRU at a gas station with a small distribution capacity will certainly not provide material benefits, even the occurrence of cost waste, but the contribution to safety, health, and the environment deserves to be taken into account. Recommendations to include the mandatory application of VRU in the Gas Station Safety Guidelines need to be added but with limitations on distribution capacity and a few things about maintenance."

"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."