Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kekurangan energi listrik di Propinsi Riau hingga 150MW menyebabkan perlunya segera dilakukan penambahan pembangkit listrik baru. Penambahan pembangkit listrik baru harus diikuti dengan ketersediaan bahan bakar. Lapangan gas Segat merupakan salah satu alternatif sumber bahan bakar tersebut.Tujuan dari penelitian adalah mencari nilai keekonomian yang terbaik untuk pengembangan lapangan gas Segat. Pada suatu lapangan gas yang terdiri dari beberapa sumur-sumur gas yang mempunyai cadangan gas yang terbatas untuk dijual ke konsumen.Metode yang dilakukan adalah dengan melakukan kajian dan simulasi beberapa skenario pengembangan menggunakan software seperti GAP, Hysys, Pipesim, dan Excel. Melakukan analisis tentang karakteristik reservoar dan memilih sumur-sumur gas yang harus dibor dan dibuka lebih dahulu serta desain fasilitas produksi di permukaan, jadwal diperlukannya gas kompresor pada saat tekanan sudah tidak dapat mengalirkan gas secara alami dari sumur gas menuju ke konsumen.Perbedaan kondisi tersebut akan berpengaruh pada biaya investasi (capital expenditure) dan biaya operasi (operating expenditure) yang harus dikeluarkan sehingga berakibat terhadap nilai keekonomiannya berdasarkan indikator-indikator keuntungan berupa NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) dan GOI (Government Take). kemudian memilih skenario pengembangan yang paling baik untuk Pemerintah dan Produsen gas.Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa skenario yang terbaik dalam nilai keekonomian selama 10 tahun adalah Skenario VI dengan nilai NPV sebesar US$ 58,75 juta dan IRR sebesar 38% namun masih lebih kecil dari target IRR sebesar 40%. Untuk mendapatkan nilai keekonomian dengan target IRR 40% dilakukan dengan menaikkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 5,33 per MMBTU atau dengan meningkatkan laju alir gas dari 25 MMSCFD menjadi 26,60 MMSCFD. Reservoar dapat dioptimalkan laju alirnya hingga 28,5 MMSCFD. Kenaikan volume gas tersebut meningkatkan nilai IRR menjadi 43% dan meningkatkan NPV menjadi US$ 70,53 juta. Perubahan titik serah menjadi di Unit Pengolahan Gas dapat menjadi alternatif pilihan karena dapat menurunkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 3,78 per MMBTU.

---

Electricity deficit in Riau Province until 150MW is causing the needed of additional power generator to solve the problem soon. The additional of the power generator should be following with availability of fuel source. Segat gas field is one of the best alternatives for supply of fuel gas for power generator.

The objective of the study is to find the best attractive economic value of Segat gas field development. Gas field, which has a several well to produce gas with a limitation reserve.

Study and simulating with several scenarios of development using GAP, Hysys, Pipesim, and Excel software. Analyses the reservoir characterization data to determine reserves and gas deliverability predictions and also to estimate drilling schedule. Surface facilities design, by arranging pipeline and process plant design to consider wells location through out market sales point and needed of gas compressor. Economic evaluation, by demonstrating economic indicators result such as NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) and GOI (Government Take) to make the most attractive for both Government and Gas Producer.

The best scenario in 10 years deliverability is Scenario VI with US$ 58.75 million of NPV and 38% IRR, still lower than 40% IRR target. Several solutions to meet the 40% IRR target is by increasing the gas price to US$ 5.33 per MMBTU instead of US$ 5.00 per MMBTU and increasing gas flow rate from 25 MMSCFD to 26.60 MMSCFD. Reservoir simulation has optimize the flow rate until 28.5 MMSCFD and increasing the IRR value from 40% IRR target to 43% and also increasing the NPV to US$ 70.53 million. Gas delivery point at Gas Processing Unit is alternative because can reduce the gas price from US$ 5.00 per MMBTU become US$ 3.78 per MMBTU."

"ABSTRAKSuatu sistem kompresi dibutuhkan untuk menaikkan tekanan sumur produksi gasyang mengalami penurunan secara alami. Sistem kompresi yang akan dipasangterdiri atas 3 train kompresor paralel berpenggerak turbin gas. Sesuai kondisiproses dan spesifikasi kompresor ditetapkan bahwa hanya 2 kompresor yang akandioperasikan secara paralel selama total 8 tahun operasi. Hasil evaluasi ditemukanbahwa masing-masing kompresor adalah non identik ditinjau dari kurva kinerjayang berbeda satu sama lain. Untuk mengetahui 2 kompresor paralel mana yangmenghasilkan efisiensi sistem paling tinggi selama total masa operasi makadilakukan simulasi nilai efisiensi sistem terhadap penurunan tekanan gas umpan.Efisiensi sistem kompresi diidentifikasi dengan parameter yang dinamakanS-Ratio. Hasil simulasi antar kombinasi kompresor dibandingkan untukmengetahui peringkat kinerja kompresor. Berdasarkan peringkat kinerja dan aspekperawatan turbin gas kompresor, terdapat 2 opsi urutan pengoperasian kompresordimana perbedaan kedua opsi tersebut hanya pada urutan pengoperasian di tahunke 4 dan ke 5 dan urutan pelaksanaan overhaul. Setelah penentuan opsi urutanpengoperasian, kemudian dicari nilai beban alir optimal melalui pendekatanoptimalisasi. Beban alir optimal akan menghasilkan power total kompresoroptimal. Nilai penghematan biaya bahan bakar turbin gas diperoleh melaluipengurangan biaya dengan pembebanan aliran merata dan dengan pembebananaliran optimal. Kemudian ditinjau dari prosentase penghematan biaya terhadaptotal biaya energi menghasilkan nilai yang kurang signifikan.

---

ABSTRACTA compression system is required to raise the gas production well pressure whichdecrease naturally. Compression system consist of three parallel compressor trainsdriven by gas turbines. According to the process requirement and compressorcapability, it is decided that only 2 compressors to be operated in parallel for totalof operation lifetime. The evaluation results found that each compressor is nonidentical in terms of performance curves. To know which compressorcombination will generate the highest system efficiency over the total operationperiod then process simulation which comparing system efficiency to feed gaspressure is conducted. The system efficiency is identified by a parameter calledthe S-Ratio. The simulation results among compressor combinations are thencompared to determine the performance rating of the compressor. Ranked byperformance and maintenance aspects of gas turbine compressors, there are twooptions for the compressor operation sequence where the differences betweenboth options are on the operation order in the 4th and 5th year, and the executionorder of the engine overhaul. After operation sequence is determined, thenoptimal load distribution values is analysed through the optimization approachwhere optimal load flow will produce optimal compressor total poweraccordingly. The cost saving value is obtained by deducting cost generated byequal load flow and cost by optimal load flow. Furthermore, its cost savingpercentage compared total energy cost is insignificant."

"Turbin gas mikro (MGT) merupakan salah satu alternatif pembangkit daya dengan daya dibawah 200 kW untuk mengatasi kebutuhan energi yang semakin meningkat. Dalam satu dekade terakhir, MGT telah diproyeksikan sebagai salah satu sistem pembangkit daya maupun termal yang prospektif, secara teknis, dimensi, biaya, dan lingkungan. Dari berbagai komponen pada turbin gas, kompresor merupakan salah satu komponen yang berperan sangat penting karena mensuplai udara pembakaran. Rancang bangun dilakukan terhadap prototype MGT GT85-2, dengan menggunakan turbocharger Garrett TA31 sebagai komponen mesin turbo. Kompresor TA31 memiliki jumlah full blade 6 buah, spliter blade 6 buah, diameter inducer dan exducer masing-masing 47,4 mm dan 74,9 mm, serta sudut alir relatif inlet dan outlet masing-masing 32,64o dan 26,5o yang didapatkan melalui metode reverse engineering. Berdasarkan data ini, parameter-parameter unjuk kerja kompresor, yaitu: rasio tekanan, Mach Number, laju alir massa dan volume, serta kecepatan sudu dapat diketahui dengan metode teoritis. Selanjutnya, metode CFD digunakan untuk mengetahui pola alir kecepatan pada permukaan meridional antara full dan spliter blade. Pada simulasi CFD selanjutnya, radius splitter blade divariasikan menjadi 3 buah, yaitu radius standar 26.75mm, variasi a 25.68mm, dan variasi b 27.82 mm untuk masing-masing putaran poros uji (7480 rpm, 8002 rpm, 8892 rpm, 11820 rpm, dan 13000 rpm). Hasil simulasi dengan menggunakan CFDSOF® menunjukkan bahwa penggunaan splitter blade dengan variasi a menurunkan kecepatan sudu sebesar 0.37% secara rata-rata dan variasi b akan meningkatkan kecepatan sudu pada setiap putaran poros uji secara rata-rata sebesar 0.04% terhadap penggunaan splitter blade standar. Verifikasi hasil simulasi CFD terhadap hasil perhitungan teoritis menunjukkan bahwa terdapat perbedaan nilai rata-rata sebesar 8.22% untuk kompresor uji dengan splitter blade standar. Analisa terhadap hasil pengujian menunjukkan bahwa kompresor bekerja dengan kecepatan di bawah spesifikasinya.

---

To meet increased energy demand, Micro Gas Turbine (MGT) has become an alternative power source for power less than 200kW. On the last decade, MGT has been projected as a prospective power and thermal source in technical, dimension, cost, and environmental aspects. Prototype design of MGT GT85-2 has been done with the use of Garrett TA31 turbocharger as the turbomachine component. In gas turbine, compressor is a very important component for combustion air supply. The TA31 compressor consist of 6 full blades and 6 spliter blades with inducer and exducer diameter respectively 47.4 mm and 74.9 mm. Blade relative angle 32.64 degree inlet and 26.5 degree outlet angle was found from reverse engineering method, 3D scanning. Based on 3D scan output, compressor performance parameters, such as pressure ratio, Mach number, mass and volume flow rate has been found theoritically. Furthermore, CFD method used to understand the flow in meridional surface between full and splitter blade. Further CFD simulation varying the radius of splitter blade in 3 vaiant: standard radius 26.75mm, variation a 25.68mm, and variation b 27.82 mm for each testing speed (7480 rpm, 8002 rpm, 8892 rpm, 11820 rpm, dan 13000 rpm). CFD simulation done with CFDSOF® shows that the a variant radius decreased the blade speed of 0.37% on average compared to standard radius. Meanwhile the b variant increased the blade speed of 0.04% on average, compared to standard radius. Verification of the blade speed between CFD simulation result with theoretical results for standard radius showed that the CFD results are 8.22% lower on average. Analysis of the test result indicated that compressor operates at lower speed than specified."

"Kegiatan Risk Assassement menjadi bagian penting dari upaya pengoptimalan kinerja dan kehandalan dari suatu sistem selama operasi. Dengan demikian dibutuhkan pendekatan Risk Assassement yang sesuai untuk menilai resiko yang terjadi. Pada penelitian ini menggunakan pendekatan FMECA dan simulasi Monte Carlo (Crystall Ball) dalam proses menilai resiko. Hasil dari Risk Assassement menggunakan FMECA menunjukan bahwa peralatan yang mempunyai nilai prioritas paling tinggi (RPN) serta memiliki resiko tinggi adalah pada sub system Scrubber, Kompresor, serta gas turbin. Sementara hasil simulasi Monte Carlo menunjukan bahwa hanya sub system kompresor dan gas turbin yang mempunyai resiko tinggi.

---

The risk assessment activity becomes an important part of the effort of a system performance and reliability of a system during operation.Thus, it takes appropriate Risk Assessment approacth to assessing the risk. In this study, Monte Carlo and FMECA method are used in the process of assessing risk. The risk assessment result based on FMECA analysis show that the equipment have risk priority number as well as high risk are scrubber,compressor and gas turbin.while by Monte Carlo Method show that only compressor and turbin gas that have highest risk."

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"Prospek pengembangan laut dalam yang terletak di cekungan Kutai, yang berpotensi menghasilkan gas sebesar 115 MMSCFD dan kondensat sebesar 4000 SBCPD. Gas dan kondensat yang dihasilkan sumur E akan dikirim ke existing FPU (Floating Production Unit) melalui pipeline 9.5? untuk diproses yang kemudian diteruskan juga melalui existing pipeline dari FPU tersebut ke terminal Z yang diharapkan dapat berproduksi pada pertengahan tahun 2016. Penambahan peralatan untuk produksi gas alam dari sumur E ini adalah penambahan Slug Catcher, Pig Receiver, Inlet Heater, Condensate Cooler, Production Separator, Coalescer Separator, pemipaan juga peralatan Instrumentation dan Electrical yang termasuk MCC dan battery room. Sementara FPU X akan menyediakan sebagian fasilitasnya untuk produksi gas alam sumur E yang berupa gas compression system dan gas dehydration system.Pada karya tulis ini, untuk memodifikasi FPU X dambil empat langkah utama yaitu pertama dengan mensimulasikan gas masukan dengan mempertimbangkan lima skenario yang mungkin terjadi dan memprediksi nilai ICP (Indonesian Crude Price), kemudian menentukan desainnya berdasarkan kondisi terburuknya, kemudian mengevaluasi jumlah keluaran produksi gas dan kondensat dan terakhir menganalisa nilai keekonomian proyek ini.Berdasarkan hasil analisa didapatkan data design condition untuk peralatannya berupa tekanan operasi, temperatur operasi dan heat duty dimana sumur ini akan memproduksi gas sebanyak 206.584,5 MMSCF dan kondensat 6.117.339,8 barel selama tujuh tahun beroperasi. Sementara CAPEX maksimum yang layak dikeluarkan adalah sebesar 571.190.717 USD.

---

The prospect of developing deep water located in Kutai basin, which have potensial to produce 115 MMSCFD of gas and 4000 SBCPD of condensate. The gas and condensate which produced by this E well will go to the existing FPU (Floating Production Unit) first via 9.5? of subsea pipeline to be proceeded then transferred to the Z terminal also via existing pipeline. This E well is expected to start operating in the middle of 2016. The additional equipment for this E gas processing are additional Slug Catcher, Pig Receiver, Inlet Heater, Condensate Cooler, Production Separator, Coalescer Separator, piping and also instrumentation and electrical including MCC and battery room. Thus the existing X FPU will provide some of its facilitity for E gas processing such as gas compression system and gas dehydration system.In this thesis, to modify this FPU X, there are four main steps first by simulating the gas procesing considering five scenarios which might happen and by predicting the price of Indonesia crude oil, then deciding the design condition based on the worst scenario, after that by evaluating the gas and condensate output, last but not least by evaluating the economical value for this project development.Based on the analysis done, there are inputs of the design condition such as the operating pressure, operating temperature and the heat duty while this well will produce as much as 206.584,5 MMSCF of gas and 6.117.339,8 barel of condensate for seven years of operation. While the maksimum CAPEX that worth to be expended is 571.190.717 USD."

"Pengembangan sebuah lapangan gas bumi memerlukan perencanaan akurat dalam rangka menentukan laju produksi gas yang merupakan salah satu tantangan utama dalam menentukan kelayakan proyek gas. Laju produksi gas optimum ditentukan tidak hanya oleh karakteristik cadangan gas dan reservoirnya, tetapi juga oleh persyaratan konsumen terkait tekanan gas jual, jangka waktu kontrak penjualan gas dan harga gas. Penelitian ini mengembangkan model optimisasi produksi gas yang didasarkan pada pendekatan biaya marjinal untuk memaksimumkan keuntungan ekonomi dengan menggunakan studi kasus lapangan gas bumi Blok Matindok di Sulawesi Tengah. Hasil penelitian mengungkapkan bahwa meningkatkan tekanan gas jual dan harga gas meningkatkan laju produksi gas optimum dan meningkatkan keuntungan maksimumnya. Sementara itu, peningkatan jangka waktu kontrak penjualan gas akan mengurangi tingkat produksi gas optimum dan mengurangi atau menaikkan keuntungan maksimumnya tergantung atas cadangan gas dan karakteristik reservoirnya. Karena keterbatasan cadangan dan karakteristik reservoir gas, maka peningkatan harga gas membatasi laju produksi optimumnya hingga batas laju maksimum reservoirnya, namun keuntungan maksimumnya akan naik terus mengikuti kenaikan harga gas. Hasil riset ini dengan jelas menunjukkan hubungan yang kuat antara persyaratan kebutuhan konsumen gas dan laju produksi gas optimum, yang merupakan bagian penting untuk negosiasi harga gas dan perencanaan produksi.

---

The development of a gas field requires accurate planning, in order to determine the gas production rate which is one of the main challenges in determining the gas project feasibility. An optimum gas production rate is determined not only by the gas reserve and reservoir characteristics but also by the consumer’s requirements of the sales gas pressure, duration of the gas sales contract and gas price. This paper presents a gas production optimization model using marginal cost approach to maximize economic profit with Matindok Block as field data.

The results reveal that increasing the sales gas pressure and gas price raises the optimum gas production rate and maximum profit. Meanwhile, increasing the duration of a gas sales contract will reduce the optimum gas production rate and reduce or increase the maximum profit depending on the gas reserve and reservoir characteristics. Due to limitation of gas reserves and reservoir characteristics, then an increase in gas prices limit the optimum production rate up to reservoir maximum rate limits, but the maximum profit will continue to follow up the gas price hike. This work clearly shows the relationship between the user's requirements and optimum gas production rate, which is an important piece of information for negotiating the gas price and planning production."

"Bahan bakar fosil merupakan salah satu sumber energi utama dan terbesar penggunaannya di Indonesia. Kebutuhannya pun dinilai cenderung meningkat dari tahun ke tahun. Emisi dari pembakaran gas disebut dapat menimbulkan isu lingkungan. Selain dalam tahap penggunaannya, proses produksi gas juga perlu ditinjau peranan dan dampaknya terhadap lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi hal tersebut lewat metode Life Cycle Assesment (LCA). Penelitian ini dibatasi oleh sistem gate-to-gate yang meliputi proses dari tahap produksi saja, dan digunakan untuk menentukan dampak lingkungan dari langkah produksi atau proses. Tinjauan proses yang dinilai dampak lingkungannya terdiri atas alur produksi gas dan kondensat serta produk samping air terproduksi.Analisa LCA proses produksi akan dihitung menggunakan peranti lunak SimaPro versi 9.0.049 dan berbasis pada neraca massa yang disimulasikan pada Aspen HYSYS versi 11. Data yang menjadi input LCA dalam penelitian ini merupakan data bahan baku, produk, produk samping, pemakaian energi, serta gas buang atau emisi pembakaran. Dari hasil penilaian dampak lingkungan, didapatkan nilai beban emisi yang dihasilkan dari proses produksi gas jual adalah 409,35 kg CO2/ton produk; 0,062 kg CH4/ton produk; 0,0062 kg NOx/ton produk; dan 0,0007 kg SOx/ton produk dengan total emisi ke udara dari proses produksi gas adalah 1,929 107 UBP/ton produk. Pada alur produksi kondensat dihasilkan beban emisi sebesar 0,206 kg CO2/ton produk; 4,05 10-5 kg CH4/ton produk; 4,37 10-6 kg NOx/ton produk; dan 9,96 10-6 kg kg SOx/ton produk dengan nilai total emisi ke udara dari proses produksi kondensat adalah 6,38 102 UBP/ton produk. Sedangkan pada hasil produk selanjutnya yaitu air dihasilkan beban emisi sebesar 102,981 kg CO2/ton produk; 1,566 CH4/ton produk; 0,157 kg NOx/ton produk; dan 0,018 kg kg SOx/ton produk dengan total emisi ke udara dari proses produksi air adalah 8,3410 107 UBP/ton produk. Kontribusi beban emisi terhadap lingkungan ini dapat diminalisasi dengan beberapa upaya seperti memaksimalkan efisiensi energi dari peralatan yang beroperasi di lapangan, injeksi CO2 sequestration, pemanfaatan gas H2S menjadi bahan kimia H2SO4 dan menggalangkan gerakan green electricity.

---

Fossil fuels are one of the main and biggest sources of energy in Indonesia. Their needs are also considered to increase from year to year. Emissions from combustion of gas are said to cause environmental issues. In addition to the use phase, the gas production process also needs to be reviewed for its role and impact on the environment. This study aims to identify this through the Life Cycle Assessment (LCA) method. This method is a method used to estimate the environmental impact resulting from a production process starting from exploration to the final process and disposal to the environment, or commonly known as the cradle to grave approach. This study is limited by the gate-to-gate system which includes processes from the production stage only, and is used to determine the environmental impact of the production steps or processes. A review of the processes assessed for environmental impacts consists of gas and condensate production flows and produced water byproducts. Production process LCA will be calculated using SimaPro software version 9.0.049 and based on mass balance which is simulated in Aspen HYSYS version 11. The data which is input for LCA in this research is data of raw materials, products, by-products, energy consumption, and exhaust gas or combustion emissions. From the results of the environmental impact assessment, the value of the emission load generated from the sales gas production process is 409.35 kg CO2/ton product; 0.062 kg CH4/ton product; 0.0062 kg NOx/ on product; and 0.0007 kg SOx/ton product with total emissions to the air from the gas production process is 1.929×107 UBP/ton product. In the condensate production process, emissions load of 0.206 kg CO2/ton of product is produced; 4.05×10-5 kg ​​ CH4/ton product; 4.37×10-6 kg NOx/ton product; and 9.96×10-6 kg kg SOx/ton product with total emissions to the air from the condensate production process is 6.38×102 UBP/ton product. Whereas in the next product result, water is produced an emission load of 102.981 kg CO2/ton product; 1,566 CH4/ton product; 0.157 kg NOx/ton product; and 0.018 kg kg SOx/ton product with total emissions to the air from the produced water production process is 8.3410×107 UBP/ton product. The contribution of the emission load to the environment can be finalized by several efforts such as maximizing the energy efficiency of equipment operating in the field, CO2 equesterian injection, utilization of H2S gas into H2SO4 chemicals and promoting the movement of green electricity."