Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Perancangan LPG Plant bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan LPG Plant di daerah Sumatera Selatan ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik terutama untuk daerah Sumatera Selatan. Proses dasar LPG dari gas bumi adalah menggunakan pemisahan pada temperatur rendah. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara komersial yaitu jumlah komponen propana dan butana lebih dari 97,5 %. Dari hasil simulasi diperoleh produk LPG sebesar 62,28 ton per hari, kondensat 139,01 barrel per hari dan lean gas ke jalur pipa sebesar 16,71 MMSCFD. Biaya investasi LPG Plant dengan kapasitas 20 MMSCFD adalah $23.072.644 dan biaya operasional per tahunnya sebesar $1.064.262. Dengan tingkat nilai pengembalian yang disyaratkan 10%/tahun diperoleh nilai NPV sebesar $ 65.279.475, IRR 43 % dan Payback Period kurang dari 2 tahun.

---

The objection of this design is to study whether Gas Field of South Sumatera feasible or not to be developed technically and economically. Beside that, this study could be recommended as an alternative to fulfill the LPG demand especially in South Sumatera. Selected process for LPG recovery is Low Temperatur and Separation system. The product has to fulfill the LPG specification which contains more than 97.5 % of propane and butane.

From the simulation, the result product of LPG Plant is 62,28 tonne/day of LPG, 139,01 barrel/day of condensates and 16,71 MMSCFD of lean gas to pipeline. Economic analysis shows that the total capital investment of this plant with 20 MMSCFD capacity is US $ 23.072.644 and operational cost is US $ 1.064.262 per year. In case of 10 % MARR, NPV results are $ 65.279.475, IRR 42 % and payback period is less than 2 years. "

"EMP Gebang Ltd., diperkirakan menyimpan potensi gas yang cukup besar, salah satunya pada Lapangan "X" dengan cadangan gas sebesar 247 BCF. Potensi gas di Lapangan ini belum dapat dikembangkan karena sebelumnya terkendala rendahnya harga gas. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi produksi, memperkirakan skenario pengembangan dan untuk menghitung nilai keekonomian sehingga Lapangan "X" dapat diproduksikan dengan baik. Kendala terbesar yang dihadapi adalah area offshore, zona produksi yang dalam, tekanan dan temperatur tinggi serta kandungan gas CO2 dan H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) diperlukan untuk menghitung data forecast pada tiga skenario yaitu Skenario A dengan laju bertahap (20 MMSCFD 2 tahun pertama dan dilajutkan 40 MMSCFD), Skenario B dengan laju tinggi (40 MMSCFD) dan Skenario C dengan laju produksi rendah (20 MMSCFD). Simulasi Hysis diperlukan untuk menghitung desain fasilitas produksi tambahan (amine untuk Acid Gas Removal dan TEG Dehydration) untuk pemisahan CO2, H2S dan air. Perhitungan keekonomian menunjukkan bahwa Lapangan "X" memberikan keuntungan yang paling baik apabila dikembangkan melalui skenario B (laju agresif), menghasilkan cash flow kontaktor sebesar USD 236.342.665, Government take USD 607.135.797, dengan IRR 34,76% dan POT 5,21 tahun. Analisa sensitivitas menunjukkan bahwa pengembangan Lapangan "X" melalui Skenario B sangat sensitif terhadap perubahan harga gas dan fluktuasi produksi.

---

EMP Gebang Ltd., supposed has potential gas reserve in "X" Field with estimation gas reserve 247 BCF. Gas potential in this Field has not been exploited due to low gas price. The purpose of this study is to calculate the production potential, estimate development scenario and calculate economic value for optimum development of "X" field. The Biggest challenges on developing this Field are offshore area, deep reservoir zone, high pressure & temperature, and presence of CO2 and H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) predicted the production forecast for Scenario A with in stage production rate (from 20 MMSCFD for 2 years and followed by 40 MMSCFD), Scenario B at highes production rate (40 MMSCFD) and Scenario C at low production rate (20 MMSCFD). Hysis simulation calculate the need of additional facilities (Amine for acid gas removal unit and TEG Dehydrator) for separating CO2, H2S and water. Economic calculation shows that "X" Field will give the best economic calculation while developed by Scenario B (aggressive rate), resulting contractor cash flow USD 236,342,665, Government Take USD 607,135,797, IRR 34.76 % and POT 5.21 years. Sensitivity analysis shows that development X Field will be very sensitive on gas price fluctuation and production rate."

"Penemuan lapangan gas besar di Indonesia saat ini semakin sulit sehingga jumlah cadangan gas akan semakin menurun. Cadangan gas yang tersisa adalah cadangan yang belum termonetisasi karena marjinal untuk dikembangkan. Produksi gas nasional dapat ditingkatkan dengan monetisasi cadangan gas baru atau yang sudah ditemukan terutama pada lapangan gas marjinal yang jumlahnya sangat banyak. Lapangan gas marjinal dapat disebabkan oleh keterbatasan jumlah cadangan, lokasi yang jauh dari fasilitas produksi ataupun kandungan impuritis hidrokarbon yang tinggi (H2S, CO2). Lapangan gas marjinal SS merupakan lapangan gas yang berada di lepas pantai pulau Kalimantan dan berjarak 30 km dari fasilitas produksi terdekat dengan perkiraan jumlah cadangan gas 765 Bcf. Metode yang dilakukan untuk dapat mengembangkan lapangan gas marjinal SS agar menguntungkan adalah dengan melakukan perhitungan multi skenario pengembangan lapangan menggunakan simulasi produksi terintegrasi untuk mendapatkan perkiraan produksi dan menggunakan cost estimation software untuk menghitung biaya yang dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Multi skenario pengembangan lapangan dibuat berdasarkan faktor teknis yang sangat mempengaruhi pada lapangan gas marjinal SS yaitu pemilihan penggunaan sumur vertikal atau horizontal, pemilihan laju produksi gas mulai dari 90 MMSCFD hingga 140 MMSCFD dan pemilihan ukuran diameter pipeline dari 16 inci hingga 30 inci. Setelah itu dilakukan perhitungan perkiraan produksi dan perhitungan biaya pengembangan lapangan gas marjinal SS sebagai dasar untuk perhitungan keekonomian dan melakukan analisis sensitivitas. Hasil dari multi skenario pengembangan lapangan gas marjinal SS adalah skenario pengembangan lapangan yang memberikan keuntungan terbesar yaitu menggunakan jenis sumur horizontal dengan jumlah sumur 8, laju produksi gas 140 MMSCFD, ukuran diameter pipeline 18 inci dan komulatif produksi 574.62 Bcf dengan total biaya pengembangan lapangan adalah USD 432 Million. Hasil perhitungan keekonomian skenario ini dapat memberikan keuntungan net present value (NPV) USD 75.14 Million dan internal rate of return (IRR) 15.88% sehingga lapangan gas SS dapat dikembangkan secara menguntungkan. Adapun faktor yang paling mempengaruhi keekonomian dari analisis sensitivitas adalah perubahan harga gas.

---

The discovery of large gas fields in Indonesia is currently increasingly difficult, so that the amount of gas reserves will decrease. The remaining gas reserves are reserves that have not been monetized because they are marginal to develop. National gas production can be increased by monetizing new or discovered gas reserves, especially in the large number of marginal gas fields. Marginal gas fields can be caused by limited reserves, remote locations from production facilities or high levels of hydrocarbon impurities (H2S, CO2). The SS marginal gas field is a gas field located off the coast of the island of Kalimantan and is 30 km from the nearest production facility with an estimated total gas reserve of 765 Bcf. The method used to make the SS marginal gas field profitable is to calculate multi-scenario field developments using integrated production simulations to obtain production estimates and use cost estimation software to calculate the costs required for field development. Multi-scenario field development is made based on technical factors that greatly affect the SS marginal gas field, namely selecting the use of vertical or horizontal wells, selecting gas production rates from 90 MMSCFD to 140 MMSCFD and selecting pipeline diameter sizes from 16 inches to 30 inches. After that, the calculation of production estimates and the calculation of the cost of developing the SS marginal gas field is carried out as a basis for economic calculations and conducting a sensitivity analysis. The results of the multi-scenario development of the SS marginal gas field are the scenarios that provide the greatest profit, namely using a horizontal well type with a total of 8 wells, a gas production rate of 140 MMSCFD, a pipeline diameter of 18 inches and a cumulative production of 574.62 Bcf with a total field development cost of USD 432 Million. The results of the economic calculation of this scenario can provide a net present value (NPV) profit of USD 75.14 Million and an internal rate of return (IRR) of 15.88% so that the SS gas field can be developed profitably. The factor that most influences the economics of the sensitivity analysis is the change in gas prices."

"Investasi pada konstruksi pabrik gas kota dan elpiji dilakukan mengingat potensi sumber daya gas alam Indonesia yang sangat besar yaitu 65 TCF (trillion cubic feet) tetapi pemanfatannya terbatas, pasar yang menjanjikan dan melonjaknya beban subsidi bahan bakar minyak.Pabrik gas kata dan elpiji akan didirikan di kecamatan Batui, Kabupaten Banggai Sulawesi Tengah Lapangan gas Matindok akan menjadi pemasok bahan baku pada industri pengoiahan gas elpiji dan pemprnian gas. Gas alam yang berasal dari lapangan gas Matindok dikategorikan sebagai gas alam asam (sour natural gas) karena mengandung hidrogen sulfida (H2S) dengan kadar 5000 ppm dan eadangan gas alam sebesar 0,45 BCF G (billion cubic feet gas).Gas alam melalui proses tiaksionasi dipisahkan rnenjadi elpiji propana, elpiji campuran, gas alam(metana, etana dan HZS) Serta kondensat sebagai produk bawah. Gas asam diolah kembali melalui proses absorbsi oleh pelarut kimia MEA (monoethanolamine) sehingga memenuhi spesifikasi gas kota yang didistribusikan ke Makassar melalui jalur pemipaan. Unjuk kerja proses yang baik dinyatakan oleh eiisiensi massa (99%) dan efisiensi energi (78%).Proyek konstruksi diperkirakan selesai pada 2 tahun dimulai dari tahun 2005 dan selesai pada tahun 2007 dan diharapkan beroperasi selama 20 tahun dengan kapasitas 70.275 MMSCFD. Biaya investasi pabrik yang diperlukan sebesar USS 37,206,278 sementara biaya manufakitur pabrik sebesar US$ 58,327,925.50.Setelah dilakukan analisa kelayakan pabrik didapatkan nilai dari parameter kelayakan pabrik yaitu NPV (US$58,094,075), IRR (42%) dan PBP (4 tahun ) yang memenuhi syarat kelayakan ekonomi. Analisa sensitivitas yang dilakukan faktor harga beli (gas alam, MEA), harga jual (gas kota, elpiji) dan kapasitas produksi menyatakan harga jual gas kota, faktor yang paling sensitif dengan toleransi sebesar 53 % (US$ 1.65/MMBTU) dari harga jual gas kata pada kasus dasar (US$ 2,8/MMBTU).Analisa resiko dengan metode Monte-Carlo berdasarkan parameter IRR lebih besar dari tingkat diskonto (11%) menyatakan peluang kelayakan pabrik sebesar 87,02% pada skenario kasus dasar dan 38,81% pada skenario batas bawah."

"Gas hasil gasifikasi mengandung partikel-partikel dan senyawa organik dalam hal ini disebut tar. Gas yang mengandung tar berlebih pada motor pembakaran dalam dapat mengakibatkan kerusakan mesin. Pada gasifier tipe downdraft yang memiliki kandungan tar rata-rata <1 g/m3 akan sulit jika aplikasikan di motor pembakaran dalam dimana kandungan tar dalam gas produser harus 50-100 mg/m3. Pengukuran tar adalah langkah awal dalam meminimalisasi kerusakan pada mesin. Metode pengukuran tar menggunakan metode gas sampling dengantabung impinger dan solvent sebagai penangkap tar. Pengukuran tar ini juga menjelaskan alat yang digunakan, cara pengambilan gas sampling, proses penimbangan hingga diperoleh kandungan tar. Gas sampling dilakukan pada sebelum dan sesudah gas cleaning dengan yang digunakan selama pengujian adalah flowrate primary air 189.6 lpm, 131.4 lpm dan 89.6 lpm dan flowrate air pada venturi scrubber 10 lpm, 20 lpm, 30 lpm. Pengujian ini juga menganalisa karakteristik tar yang terbentuk berdasarkan temperatur pada zona pirolisis.

---

AbstractGas that produces from gasification contains particles and organic compound in this case called tar. Gases that contain high level tar in internal combustion engine would damage the engine. Downdraft type of gasifier who had average mass of tar <1 g/m3 will be difficult to apply it in internal combustion engine that the tar contain in gas producer must be 50-100 g/m3. Tar measurement is the first step to minimize damage in engine. Tar measurement method using gas sampling with impinger bottles and solvent as tar absorber. This measurement also explain, tool that use on experiment, how to collect gas sampling and how to scale it until gaining mass of tar. Gas sampling collected before and after gas cleaning system with variation on primary air flowrate 189.6 lpm, 131.4 lpm and 89.6 lpm andalso water flowrate on venturi scrubber 10 lpm, 20 lpm and 30 lpm. The experiment also analyze tar forming characteristic based on temperature on pyrolysis zone."

"Studi "Analisa Keekonomian Dalam Pembangunan Stasiun Pengisian Bulk Elpiji (SPBE) Di Sulawesi Tengah" dilakukan agar investor swasta tertarik untuk dapat ikut berpartisipasi dalam mendukung program kebijakan konversi minyak tanah ke LPG, salah satunya dengan berinvestasi dalam pembangunan pendukung infrastruktur SPBE sebagaisalahsatumata rantai pendistribusian LPG di Indonesia bagian tengah. Salah satu tujuan program konversi adalah penghematan dan penurunan subsidi bahan bakar dari minyak tanah ke LPG. Pada tahun 2015 terdapat beberapa wilayah yang mengalami konversi minyak tanah ke LPG, salah satunya adalah Sulawesi Tengah. Program konversi membutuhkan dukungan dari masyarakat dan tentunya swasta untuk ikut berperan membangun mata rantai pendistribusian LPG sampai konsumen akhir. Penulis menganalisis kebutuhan LPG 3Kg di Sulawesi Tengah berdasarkan kesetaraan energy realisasi kuota minyak tanah bersubsidi. Berdasarkan tingginya kebutuhan LPG 3 Kg pada suatu wilayah dan belum tersedianya SPBE di wilayah tersebut, dipilih KabupatenToli-Toli dan Kabupaten Poso sebagai 2 (dua) alternatif utama wilayah pembangunan SPBE. Nilai CAPEX pembangunan SPBE di Sulawesi Tengah adalah sebesar Rp 11,98 milyar. Sedangkan nilai OPEX SPBE sebesar Rp 498,45 juta/tahun di Kabupaten Toli-Toli dan sebesar Rp 358, 92 juta/tahun di Kabupaten Poso. Dengan basis kuota pengisian 30 Ton/hari -yang merupakan kebutuhan LPG hasil kesetaraan energi kuota minyak tanah bersubsidi- di Kabupaten Toli-Toli, didapatkan nilai IRR 15 %, NPV (+) Rp 3,2 milyar dan PBP 3,8 tahun. Sedangkan dengan basis kuota pengisian 27,7 Ton/hari -yang merupakan hasil kesetaraan energi kuota minyak tanah bersubsidi- di Kabupaten Poso, didapatkan nilai IRR 14 %, NPV (+) Rp 1,9 milyar , dan PBP 3,9 tahun. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa kuota pengisian produksi sangat berpengaruh pada tingkat pengembalian modal.

---

The study "The Economic Analysis in LPG Bottling Plant Project in Central Sulawesi" conducted so that investors are interested to be able to participate in supporting the policy of kerosene to LPG, including by investing in the project of LPG infrastructure or LPG supply chain in the central part of Indonesia. One of the purpose of this conversion program is saving and reduction if fuel subsidy from kerosene to LPG. In 2015, Central Sulawesi become one of some provinces which will undergo this program. This program need supports from society and of course private sector to participate develop the LPG supply chain to the end user. This study analyze the demand of LPG 3 Kg in Central Sulawesi based on the energy equivalence of subsidized kerosene quota. By the high demand of LPG 3 Kg and unavailability LPG bottling plant in regency, Toli-Toli and Poso are chosen as two main alternatives of LPG bottling plant project area. CAPEX of LPG bottling plant values IDR Rp 11,98 billions, OPEX values IDR 498,45 millions/year in Toli-Toli and IDR 358, 92 millions/year in Poso. Based on 30 Ton/day as bottling "which is the demand of LPG 3 Kg based on the energy equivalence of subsidized kerosene" in Toli-Toli regency, IRR results IRR 15 %, NPV (+) Rp 3,2 billions and PBP 3,8 tahun. And based on 27,7 Ton/day as bottling "which is the demand of LPG 3 Kg based on the energy equivalence of subsidized kerosene" in Poso regency, IRR 14 %, NPV (+) Rp 1,9 billions, and PBP 3,9 tahun. This study shows that bottling quota significantly influences the return of LPG bottling plant investment."

"Pengembangan lapangan stranded menjadi perhatian utama saat ini, bagaimana menjadikannya sebagai asset yang berharga. Operator blok offshore Natuna berupaya keras dalam melakukan evaluasi terhadap dua lapangan temuan minyak dan gas bumi yang belum dikembangkan, yang teridentifikasi sebagai lapangan marjinal yang memiliki cadangan kecil, jauh dari infrastrutur, biaya pengembangan tinggi dan sisa durasi umur PSC yang pendek. Tujuan dari kajian ini adalah memonetisasi asset yang belum dikembangkan agar dapat memberikan nilai tambah yang maksimal baik bagi Pemerintah maupun Kontraktor KKS dengan menentukan desain fasilitas produksi, nilai keekonomian dan akhirnya memilih skenario pengembangan terbaik. Melalui analisa tekno-ekonomi melalui implementasi teknologi tepat guna, menilai skenario pengembangan dan mengubah cara pandang dalam perspektif keekonomian sebagai metode riset. Hasil kajian ini menunjukkan bahwa skenario pengembangan secara terintegrasi memberikan nilai ekonomi terbaik pada IRR 18,5% dan NPV Kontraktor sebesar US$44,5 Juta dengan estimasi Pendapatan Pemerintah hingga 39,7%, dengan demikian melalui kajian ini berhasil mengubah paradigma lapangan stranded yang marjinal menjadi asset produktif yang berharga.

---

Nowadays, the development of the stranded oil and gas field has become the main concern, how to make it a valuable asset. The Natuna offshore block operator is doing a deep evaluation of two undeveloped oil and gas discovery fields that are identified as marginal fields, which have a small reserve, a remote area, high development costs, and a short remaining PSC expiry duration. The purpose of this study is to monetize undeveloped assets in order to provide maximum added value for the government and PSC contractors by determining facility design and economic values and finally selecting the best development scenario. Through the techno-economic analysis using the implementation of fit-for-purpose technology, assessing development scenarios, and changing economic perspectives as a research methodology, the results of this study show that an integrated development scenario provides best economic value at IRR 18,5% and NPV Kontraktor US$44,5 Juta with Government Take up to 39,7%; therefore, the study has successfully changed the paradigm of stranded fields, which are marginal, into valuable productive assets."

"Terus meningkatnya kebutuhan gas bumi di Indonesia perlu dipenuhi dengan mengeksploitasi lapangan-lapangan gas bumi yang baru, termasuk lapangan Natuna Timur. Namun pemanfaatan lapangan gas ini menghadapi tantangan yang besar berupa kadar CO2 yang tinggi 71 dan lokasi lapangan lepas pantai yang jauh dari konsumen, sehingga menimbulkan kebutuhan biaya investasi yang besar, sekitar US 27 miliar. Agar pengembangan lapangan Natuna Timur layak secara ekonomi, penelitian ini antara lain fokus pada perlunya pemberian insentif bagi hasil dan insentif fiskal kepada kontraktor kontrak kerja sama KKKS. Selain itu, pengembangan lapangan perlu dilakukan sesuai prinsip pengelolaan sumber daya alam natural resources management, NRM yang berkelanjutan melalui penerapan skema dana migas petroleum fund, PF. Kelayakan penerapan skema dana migas, berupa alokasi persentasi tertentu dari bagian negara government take, GT, dievaluasi menggunakan metode multi-criteria decision analysis MCDA berdasarkan model Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluation PROMETHEE. Untuk memperoleh nilai PF yang terbaik, keempat alternatif PF yakni Alternatif 1 0 GT, Alternatif 2 10 GT, Alternatif 3 15 GT dan Alternatif 4 25 GT dianalisis dan diperbandingkan berdasarkan empat kriteria utama berupa aspek-aspek teknis, ekonomi, lingkungan, dan sosial-politik. Hasil penelitian menunjukkan untuk mencapai nilai IRR proyek Natuna minimum 12, pemerintah perlu menawarkan pola bagi hasil 55 :45, tax holiday selama 10 tahun dan nilai first trench petoleum 10, serta toll-fee pipa gas Natuna-Cirebon sebesar US 2,3/MMBtu. Penerapan dana migas untuk pengembangan lapangan Natuna Timur yang berkelanjutan adalah relevan dan layak dilanjutkan, dimana Alternatif 4 25 GT merupakan pilihan yang paling baik. Pilihan tersebut memiliki dampak positif pada penciptaan lapangan kerja, pengurangan emisi gas rumah kaca, dan perolehan dukungan publik, serta pada peningkatan cadangan terbukti migas dan kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi. Namun, kelemahan alternatif ini terletak pada aspek ekonomi, seperti pengurangan pendapatan pemerintah GT dan potensi kenaikan utang negara, serta pada aspek sosial-politik berupa potensi sikap keberatan pemerintah government resistance atas penerapan skema PF. Penelitian ini menawarkan solusi bagi para pembuat kebijakan, termasuk di negara lain, ketika dihadapkan dengan kompleksitas pengelolaan pendapatan migas, terutama berkaitan dengan pemanfaatan sumber daya alam yang berkelanjutan.

---

The East Natuna gas field in Indonesia has reserves of 46 trillion cubic feet thus, it should be developed to meet the increasing natural gas demand of Indonesia. The high CO2 content and the offshore location of the gas reserves require development costs of around US 27 billion. This research investigates the techno ecnomic feasiblity of the gas field development by offering profit split dan fiscal incentives. It also studies the sustainable development of the field through the implementation of natural resource management, using a multi criteria decision analysis method, namely the preference ranking organisation method for enrichment of evaluations PROMETHEE. The concept of natural resource management NRM is represented by the implementation of a petroleum fund. As such, four alternatives to petroleum funds are considered, based on the government rsquo s take GT associated with each, namely Alternative 1 0 GT, Alternative 2 10 GT, Alternative 3 15 GT dan Alternative 4 25 GT. Moreover, an assessment model to compare and appraise these alternatives against sustainable development criteria derived from technical, economic, environmental, and socio political aspects.

The results show that to achieve minimum IRR value of 12, the government needs to offer incentives of 30 year contract period, profit sharing of 55 45, first tranche petroleum to 10, and tax holiday of 10 years. Toll fee for Natuna Cirebon pipeline is US 2.3 MMBTU at IRR of 12.6. Further, adopting a petroleum fund scheme to achieve sustainable development is both relevant and feasible. In addition, employing 25 of the government rsquo s revenue towards this fund is found to be the most preferable choice. Such an option would have positive impacts on the creation of jobs, reduction of greenhouse gas emissions, and gaining of public support, as well as on the increase of petroleum reserves and installed capacity of geothermal power plants. However, the downside of this alternative lies in the economic aspects, such as the reduction of government revenues and potential increase in government debt that lead to government resistance. This study could offer valuable insights to policymakers elsewhere, when confronted with the complexity of managing petroleum revenues, especially with regard to the sustainable use of natural resources."

"Lapangan gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara yang belum berproduksi dan memiliki cadangan total mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan kandungan CO2 yang tinggi mencapai 71% sehingga jumlah hidrokarbon yang dapat dimanfaatkan mencapai 46 TCF. Tingginya kandungan CO2 pada lapangan gas Natuna menyebabkan adanya beberapa isu kritis yang menghambat proses pengembangan lapangan sehingga diperlukan penanganan khusus proses pemisahan CO2 dan CH4 menjadi LNG, produk kimia (metanol, blue methanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat), dan bahan bakar sintesis (synfuel dan blue synfuel) melalui teknologi carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS). Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan strategi pengembangan pada lapangan gas Natuna Timur melalui simulasi proses dan optimisasi multi-objektif superstruktur dari gas bumi kaya CO2 menjadi LNG, produk kimia dan bahan bakar dengan fungsi objektif: maksimum net profit dan minimum emisi GHG. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen HYSYS v11. Sedangkan optimisasi multi-objektif superstruktur model mixed integer non-linear programming (MINLP) dengan menggunakan piranti lunak General Algebraic Modeling System (GAMS) dan solver Standard Branch and Bound (SBB). Hasil dari optimisasi multi-objektif superstruktur menunjukkan bahwa produk optimum yang terpilih pada tahun 2022 adalah LNG, metanol, dimetil eter, asam format, dan asam asetat dengan annual net profit sebesar 27,75 juta $/tahun dan emisi GHG sebesar 6,91 juta ton CO2-eq per tahun. Pada periode 2022 hingga 2060, besar annual net profit meningkat dengan pertumbuhan rata-rata sebesar 18,58% per tahun, dan emisi GHG mencapai puncak pada tahun 2030 sebesar 8,26 juta ton CO2-eq per tahun kemudian menurun sampai dengan tahun 2060. Blue methanol, metanol, LNG, synfuel, asam format dan asam asetat terpilih sejak tahun 2040. Oleh karena itu, pathway yang terpilih bisa menjadi strategi pengembangan rendah karbon untuk memonetisasi sumber gas bumi kaya CO2 di lapangan gas Natuna Timur di masa depan.

---

The East Natuna gas field is the largest in Southeast Asia that is not yet producing and has a total reserve of 222 trillion cubic feet (TCF) with a high CO2 content so that the amount reaches 71%, which can be utilized to reach 46 TCF. The high CO2 content in Natuna gas causes several critical things needed for the development process, so a unique process is needed for a more complex CO2 and CH4 separation and conversion into LNG, chemical products, and fuels through carbon capture, utilization, and sequestration (CCUS) technology. This study aims to obtain a development strategy in the East Natuna gas field through process simulation and multi-objective optimization of the superstructure from CO2-rich natural gas into LNG, chemical products, and fuels with objective functions: maximum net profit and minimum GHG emissions. Process simulation was carried out using Aspen HYSYS v11 software. Meanwhile, multi-objective superstructure with mixed integer non-linear programming (MINLP) model using General Algebraic Modeling System (GAMS) software and Standard Branch and Bound (SBB) solver. The results of the multi-objective superstructure optimization show that the optimum products selected in base year (2022) are LNG, methanol, dimethyl ether, formic acid, and acetic acid, with an annual net profit and annual net GHG emission of 27.75 million $/year and 6.91 megatons of CO2-eq per year, respectively. In the period 2022 and 2060, the annual net profit will increase at a CAGR of 18.58% per year, and GHG emissions will peak in 2030 (8.26 million tons CO2-eq per year) and decline until 2060. Blue methanol, methanol, LNG, formic acid, acetic acid, and synfuel has been selected as the optimum product since 2040. Therefore, this could be a low-carbon development strategy to monetize CO2-rich natural gas sources in the East Natuna gas field in the future."