Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKKualitas LNG didalam tanker yang dinyatakan dalam nilai kalor, densitas,Wobbe Index mengalami perubahan akibat terbentuknya Boil-off Gas (BOG).Pendekatan termodinamik kesetimbangan uap-cair dapat diaplikasikan denganmembuat model tanki non adiabatis. Laju transfer panas yang masuk ke dalam tankidihitung untuk menentukan temperatur dan tekanan tanki serta laju evaporasi LNG.Multiparameter Equation of State GERG:2008 digunakan untuk meningkatkanakurasi perhitungan sifat termodinamik. Model yang dibuat bersifat dinamik dandiselesaikan dengan menggunakan bahasa pemrograman Visual Basic. Penggunaanpersamaan keadaan GERG, untuk perhitungan nilai densitas menunjukkanperbedaan perhitungan model dengan pengukuran maksimal sebesar 0.22%,Perkiraan nilai kalor maksimal deviasi sebesar 0.3%. dan perhitungan Wobbe Indexmaksimal deviasi 0.18%. Untuk model yang dikembangkan perkiraan kualitas LNGpada terminal penerimaan deviasi perhitungan untuk volume LNG maksimalsebesar 0.6%, densitas LNG sebesar 0.35%, nilai kalor LNG sebesar 0,45% danWobbe Index sebesar 0.31%. Temperatur lingkungan luar mempengaruhi lajupembentukan boil off gas dimana perubahan sebesar 1 derajat celciusmengakibatkan boil off rate meningkat sebesar 0.6%.

---

ABSTRACTLNG quality in tankers expressed in heating value, density, Wobbe indexchanges due to the formation Boil-off gas (BOG). Thermodynamic approach vaporliquidequilibrium can be applied to create a model of non-adiabatic tank. The rateof heat ingress into the tank is calculated to determine the temperature and pressureof the tank as well as the rate of evaporation of LNG. Multiparameter Equation ofState GERG: 2008 is used to improve the accuracy of the calculation of thethermodynamic properties. Models created is dynamic and solved by using theVisual Basic programming language. The use of equation of state GERG, for thecalculation of density values show the difference measurement and modelcalculations is 0.22%, heating value deviation is 0.3% and Wobbe Index deviationis 0.18 %. Models developed to estimate the quality of the LNG receiving terminaldeviation calculation for maximum LNG volume is 0.6%, the density of LNG is0.35%, calorific value of LNG is 0.45% and the Wobbe Index is 0.31%. Outsidetemperature affects the rate of formation of the boil off gas which changes by 1degree Celsius results in boil off rate increased by 0.6%."

"Titik embun hidrokarbon gas alam dapat didefinisikan sebagai titik di mana kondensat hidrokarbon mulai terbentuk. Sangat penting untuk mengetahui kondensasi hidrokarbon cair saat mengangkut gas alam dengan pipa di industri karena keberadaan cairan menyebabkan masalah operasional. Dengan demikian, keakuratan estimasi titik embun hidrokarbon gas alam sangat penting. Estimasi tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan model termodinamika. Model termodinamika yang paling umum digunakan adalah CEOS dan terutama yang dikeluarkan dari SRK dan PR karena kesederhanaan dan akurasinya. Namun, meski sangat populer, kemampuan SRK dan PR CEOS masih dapat ditingkatkan terutama dalam memprediksi VLE. Pada 2016, Le Guennec et al. mengusulkan versi CEOS mereka dengan mempekerjakan SRK dan PR CEOS tetapi dengan pendekatan α yang berbeda dalam fungsi atraktif dari kedua CEOS. Selanjutnya, pada tahun 2018, Piña‐Martinez et al. meningkatkan kemampuan Le Guennec et al. CEOS yang diusulkan dengan memperbarui parameter dalam persamaan aslinya. Oleh karena itu, dalam penelitian ini kinerja, Le Guennec et al. modifikasi SRK dan modifikasi PR CEOS dalam mengestimasi titik embun gas alam menggunakan sampel dari Mu & Cui yang mewakili komponen gas alam di Indonesia dievaluasi terhadap SRK, PR CEOS, dan referensi titik embun eksperimental Mu & Cui.

---

The hydrocarbon dew point of natural gas can be defined as the point where hydrocarbons condensate first begins to form. It is very important to know the condensation of liquid hydrocarbons when transporting natural gas with pipelines in industry as the presence of liquids cause operational problems. Thus, the accuracy of the hydrocarbon dew points of natural gas estimation is of high importance. Such estimation can be done using a thermodynamic model. The most commonly used thermodynamic model is CEOS and especially the ones issued from the SRK and PR due to their simplicity and accuracy. However, although they are very popular, SRK and PR CEOS still has room of improvement especially in predicting VLE. In 2016, Le Guennec et al. proposed their version of CEOS by employing SRK and PR CEOS but with different α approach in the attractive term of both CEOS. Furthermore, in 2018, Piña‐Martinez et al. improves capability of the proposed Le Guennec et al. CEOS by updating the parameters in the original equations. Therefore, in this research, the performance of Le Guennec et al. modified SRK and modified PR CEOS in estimating natural gas dew points using sample from Mu & Cui which represents the component of real natural gas in Indonesia is evaluated against SRK, PR CEOS, and Mu & Cui experimental reference dew points."

"Gas alam asam, yang mengandung H2S dan CO2, pada komposisi, tekanan dan suhu tertentu akan mempengaruhi propertu volumetrik. Estimasi volume dengan persamaan keadaan Peng-Robinson (PR) dapat memberikan kemudahan dan hasil lebih baik dibandingkan persamaan keadaan lain, namun memiliki kekurangan dalam menghitung volume di daerah dekat titik kritis secara akurat. Perhitungan volume pada kondisi suhu dan tekanan tinggi juga memiliki penyimpangan volume gas (3-5%) dan volume cair (6-12%). Selain itu, PR umumnya diperuntukkan untuk senyawa non-polar, sedangkan H2S bersifat sedikit polar. Oleh karena itu, dilakukan modifikasi PR dengan cara melakukan pergeseran volume menggunakan persamaan pergeseran. Persamaan pergeseran membutukan beberapa parameter tambahan yang didapatkan dari data eksperimen untuk setiap senyawa. Hal ini tentunya membutuhkan biaya tinggi dan waktu yang lama. Untuk mengatasi kesulitan tersebut maka diperlukan persamaan umum dimana parameter persamaan pergeseran dikorelasikan dengan karakteristik khusus senyawa. Penelitian terdahulu telah merumuskan persamaan pergeseran dimana parameter merupakan fungsi dari berat molekul, faktor asentrik dan keduanya untuk berbagai senyawa murni. Namun, saat ini belum ada yang mengaplikasikan Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) untuk estimasi volume campuran gas alam asam menggunakan persamaan pergeseran baik sebagai fungsi berat molekul, faktor asentrik maupun keduanya dimana data referensinya melibatkan H2S dan CO2. Pada penelitian ini akan dirumuskan persamaan pergeseran VTPR dimana parameternya sebagai fungsi berat molekul, fungsi faktor asentrik dan fungsi keduanya untuk dapat mengestimasi volume gas alam asam secara akurat pada kondisi mendekati sumur P. Hasil yang didapat dari penelitian ini adalah persamaan VTPR yang memiliki persen Average Absolute Deviation (%AAD) perkiraan volume sangat kecil terhadap data referensi yang didapatkan dari NIST REFPROP jika diterapkan pada senyawa murni dalam gas alam asam yaitu 2.07%, 1.05%, dan 1.47% masing-masing untuk tiga metode VTPR yang diterapkan. Ketiga metode VTPR tersebut memiliki %AAD lebih kecil dibandingkan persamaan PR. Selain itu jika diterapkan pada campuran gas alam asam menggunakan VTPR dan mixing rule, %AAD yang didapatkan masing-masing adalah 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%. Dari penelitian ini direkomendasikan menggunakan persamaan eksponensial VTPR yang bergantung dengan suhu dan sebagai fungsi faktor asentrik yang melibatkan Zc dari masing-masing senyawa agar didapatkan %AAD yang lebih kecil.

---

Sour natural gas, which contains H2S and CO2, at a certain composition, pressure, and temperature will affect the volumetric properties. Volume estimation using the Peng-Robinson (PR) equation of state can provide convenience and better results than other equations of state but has drawbacks in calculating the volume near the critical point accurately. Volume calculations in high temperature and high pressure also have deviations of gas volume (3-5%) and liquid volume (6-12%). In addition, PR is generally reserved for non-polar compounds, while H2S is slightly polar. Therefore, the PR modification was carried out by performing a volume translation using the translation equation. The translation equation requires some additional parameters obtained from the experimental data for each compound. This requires high costs and a long period of time. To overcome these difficulties, a general equation is needed where the translation equation parameters are correlated with the specific characteristics of the compound. Previous studies have formulated translation equations in which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both for various pure compounds. However, currently, no one has applied the Volume Translation Peng-Robinson (VTPR) to estimate the volume of a sour natural gas mixture using the translation equation as a function of molecular weight, acentric factor and both which the reference data involve H2S and CO2. In this study, the VTPR’s translation equation will be formulated, which the parameters are a function of molecular weight, acentric factor, and both, to estimate the volume of sour natural gas accurately at conditions close to the P well. The results obtained from this study are the VTPR equations which have small percentage of Average Absolute Deviation (%AAD) estimated volumes compared with the reference data which is obtained from NIST REFPROP when applied to pure compounds in sour natural gas which are 2.07%, 1.05%, and 1.47% respectively for the three VTPR methods applied. The three VTPR methods have the smaller %AAD than the PR equation. In addition, if applied to a mixture of sour natural gas using VTPR and the mixing rule, the %AAD obtained are 0.03618%, 0.00097%, 0.00825%, respectively. From this research, it is recommended to use the VTPR exponential equation that depends on temperature and as a function of the acentric factor involving Zc of each compound in order to obtain a smaller %AAD."

"Permasalahan industri gas domestik di Indonesia saat ini adalah ketidakpastian alokasi pasokan gas domestik, minimnya infrastruktur, serta permasalahan harga jual gas. Untuk meningkatkan alokasi gas industri, harga gas domestik seharusnya dinaikkan, sehingga disparitasnya tidak terlalu jauh dengan harga gas ekspor. Di sisi lain, adanya monopoli akses transportasi jalur pengangkutan gas di Indonesia menyebabkan industri harus membayar harga gas lebih mahal dari yang sewajarnya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi untuk mendapatkan harga gas yang layak dalam rangka membantu Pemerintah dalam menetapkan harga gas agar tidak selalu terpaku pada harga gas yang ditetapkan oleh pedagang gas (trader) dan pengangkut gas (transporter). Metode yang digunakan dalam penentuan harga gas ini adalah metode Netback Value (NBV). Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan analisis ketidakpastian untuk mendapatkan validasi ketidakpastian dengan simulasi Monte Carlo menggunakan piranti lunak Crystal Ball. Berdasarkan penelitian, didapatkan rasio pembiayaan antara sektor hulu dan hilir untuk harga jual gas rekalkulasi dengan kondisi ideal (biaya transmisi jalur pipa Pertagas serta prediksi biaya distribusi didasarkan informasi laporan tahunan PGN) sebesar lebih dari satu atau mendekati satu. Hal ini masih wajar mengingat sektor hulu memiliki nilai investasi lebih tinggi untuk melakukan aktivitas ekplorasi dan produksi, dibandingkan dengan sektor hilir. Sementara itu, jika dibandingkan dengan harga jual gas bumi PGN baik untuk sektor listrik dan sektor industri non pupuk, terdapat perbedaan yang sangat signifikan sehingga menyebabkan rasio pembiayaan sektor hulu dan hilir tidak realistis.

---

Domestic gas industry?s problems in Indonesia are uncertain allocation for domestic gas supply, lack of infrastructure, and also gas price issue. To improve the gas allocation for domestic industrial sector, domestic gas prices should be raised, so that the disparity between domestic gas price and export gas price is not too far away. On the other hand, the existence of monopoly of gas trader and transporter in Indonesia caused the industry has to pay the price of gas more expensive than normal. In this study conducted a simulation to get decent gas prices in order to give recommendation to the Government in determining the price of gas that does not always get hung up on the price of gas that is determined by gas traders and transporters. The method used in determining the gas price is the Netback Value method (NBV). The data in this study is processed using uncertainty analysis to with Monte Carlo simulation using Crystal Ball software. Based on the study, the cost ratio between the upstream and downstream sectors for gas price recalculation with ideal conditions (using Pertagas pipeline transmission costs and distribution cost based on annual report of PGN) is more than one or close to one. It is still reasonable considering the upstream sector has a higher investment value for exploration and production activities than the downstream sector. Meanwhile, when compared with the gas price from PGN, there are very significant differences that cause the cost ratio of the upstream and downstream sector is not realistic."

"Gas Natuna merupakan salah satu cadangan gas bumi terbesar di Indonesia, mencapai 50,27 TSCF. Pemanfaatan gas Natuna terhambat oleh kandungan CO2 tinggi, mencapai 71%. Kandungan CO2 tinggi membutuhkan proses separasi CO2 dari gas bumi dan penanganan limbah gas asam secara khusus karena dapat menyebabkan pemanasan global. Selain CO2, gas Natuna juga mengandung 0,6% H2S. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas Natuna dengan teknologi LNG-EOR-CCS. Fokus utama dari penelitian ini adalah perbandingan membran dan CFZ untuk separasi CO2 dari gas bumi, aspek teknis dan aspek ekonomi. Berdasarkan hasil simulasi dan perhitungan, proses separasi CO2 menggunakan membran (hydrocarbon losses 6,5%; konsumsi energi 0,86 MJ/kg CO2) memberikan hasil lebih bagus daripada CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; konsumsi energi 0,48 MJ/kg CO2) dari aspek teknis. CFZ dapat memberikan hasil lebih bagus jika dikombinasikan dengan membran sebagai proses separasi lebih lanjut terhadap produk bawah CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; konsumsi energi 0,50 MJ/kg CO2). Dari aspek ekonomi, biaya proses produksi LNG menggunakan CFZ + membran (12,82 $/MMBtu) membtuhkan biaya produksi sedikit lebih murah daripada membran (12,92 $/MMBtu).

---

Natuna gas is one of the largest natural gas reserves in Indonesia, reaching 50.27 TSCF. Natuna gas utilization is limited by high CO2 content, reaching 71%. High CO2 content requires special method for CO2 separation from natural gas and sour gas waste handling because it could lead to global warming. In addition to CO2, Natuna gas also contains 0.6% H2S. In this study, simulation process for Natuna gas treatment is done using LNG-CCS-EOR technology. The main focus in this study is to compare membrane and CFZ for CO2 separation from natural gas, technical aspects and economic aspects.

Based on simulation and calculation, CO2 separation process using membrane technology (hydrocarbon losses 6,5%; energy consumption 0,86 MJ/kg CO2) shows a better result than CFZ (hydrocarbon losses 9,6%; energy consumption 0,48 MJ/kg CO2) in technical performance. CFZ will give a better result than membrane if combined with membrane as the further separation process for the bottom product of CFZ (hydrocarbon losses 1,66%; energy consumption 0,50 MJ/kg CO2). From the economical aspect, the cost of LNG production process using CFZ + membrane (12,82 $/MMBtu) is a bit cheaper than membrane (12,92 $/MMBtu)."

"Gas alam merupakan sumber energi yang saat ini dibutuhkan oleh negara maju maupun negara berkembang. Selama ini gas bumi diangkut menggunakan pipa dari sumber gas ke pembeli gas, namun di Indonesia tentunya hal ini menjadi tantangan tersendiri mengingat Indonesia merupakan negara kepulauan yang didominasi oleh perairan, sehingga membangun jaringan pipa tentunya membutuhkan biaya investasi yang besar. Dalam proses komersialisasi LNG terjadi proses jual beli antara pihak-pihak yang berkepentingan, dimana proses jual beli ini akan dilakukan dengan metode custody transfer untuk menghitung volume LNG yang dibeli atau dimasukkan ke tangki penyimpanan di terminal penerima LNG. Perhitungan penentuan jumlah LNG mengacu pada beberapa standar yang telah disepakati antar pihak. Tujuan dari makalah ini adalah untuk menentukan jumlah energi Liquefied Natural Gas (LNG) selama bongkar muat di terminal Floating Storage Regasification System

---

Natural gas is an energy source that is currently very much needed by both developed and developing countries. So far, natural gas has been transported using pipes from gas sources to gas buyers, but in Indonesia, of course, this will be a challenge considering that Indonesia is an archipelagic country that is dominated by waters, so building a pipeline will certainly require a large investment cost. In the LNG commercialization process, there is a buying and selling process between interested parties, where this buying and selling process will be carried out by Custody Transfer to calculate the energy of LNG purchased or put into storage tanks at the LNG receiving terminal. The calculation for determining the amount of LNG refers to several standards that have been agreed upon between parties. The objective of this paper is to share a method to determine the energy of Liquefied Natural Gas (LNG) during loading/unloading in FSRU/LNG terminal, as a result, given the understanding of LNG custody measurement in LNG operation and commercial terms.

"

"Penyimpanan Liquified Natural Gas (LNG) dapat terjadi Boil-off Gas (BOG) karena suhu lingkungan lebih tinggi dari suhu LNG sehingga berpengaruh terhadap kuantitas dan kualitas LNG. Banyaknya BOG yang terbentuk disepanjang rantai suplai, berubah terhadap waktu. Penelitian ini bertujuan mengetahui banyaknya BOG yang terbentuk dan perubahan kualitas LNG seperti wobbe index, methane number dan heating value yang terintegrasi disepanjang rantai suplai serta untuk mengetahui pengaruh jarak shipping. Metode yang digunakan yaitu proses simulasi dengan sistem dinamik menggunakan software UniSim Design R390.1. Dari hasil yang didapat, Pada proses loading LNG, BOG yang terjadi sebanyak 2.966 m3 atau sekitar 2,7% dari total LNG yang dibawa. Pada shipping 4.118 m3 atau sekitar 4%. dan pada unloading LNG 2.545 m3, sekitar 2,63% dari sisa LNG setelah proses shipping. Semakin lama waktu shipping maka dapat meningkatkan nilai heating value dan Wobbe index serta menurunkan methane number.

---

Storage of Liquified Natural Gas (LNG) can occur Boil-off Gas (BOG) because the ambient temperature is higher than the temperature of LNG, it affects on the quantity and quality of LNG. The number of BOGs that are formed along the supply chain changes with time. This study aims to determine the amount of BOG formed and changes in LNG quality such as the Wobbe index, methane number and integrated heating value along the supply chain and also to determine the effect of shipping distance.

The method used is a dynamic system simulation process using UniSim Design R390.1 software. From the results obtained, in the LNG loading process, the BOG that occurred was 2,966 m3 or about 2.7% of the total LNG carried. At shipping 4,118 m3 or about 4%. and on LNG unloading of 2,545 m3, around 2.63% of the remaining LNG after the shipping process. The longer shipping time can increase the heating value and Wobbe index and reduce the methane number."

"ABSTRAKIndonesia merupakan negara kaya akan sumber daya energi. Kekayaan alam Indonesia sudah keharusan untuk kesejahteraan bangsanya. Namun, saat ini Indonesia belum termaksimalkan dalam pemanfaatan gas alam. Indonesia masuk dalam 11 besar negara terbesar penghasil gas alam. Cadangan gas alam Indonesia adalah per Januari 2017 mencapai 142.72 Triliun Standard Cubic Feet (TSCF), sebesar 100.36 TSCF merupakan cadangan terbukti dan 42.36 TSCF merupakan cadangan potensial. Program peningkatan elektrifikasi, mendorong pertumbuhan penggunaan gas alam. Distribusi LNG dari Kilang Badak menuju FSRU PLMTG Maumere akan menaikkan elektrifikasi wilayah NTT. Small LNG Carrier digunakan untuk mendistribusikan LNG ke FSRU. Pengadaan armada kapal dihasilkan kecepatan kapal 10 knot, frekuensi pengapalan 50 kali, PL 2479,8 ton, dan jumlah armada yang dibutuhkan 1 kapal. estimasi harga LNG Carrier US$20000000. Analisis keekonomian bisnis Small LNG Carrier menghasilkan output yaitu estimasi Capex dan Opex sebesar US$20000000 dan US$1656007 /tahun. PP sebesar 6,66 tahun, NPV sebesar  US$11794522 , dan IRR sebesar 13,9%. Hasil analisis investasi dapat dinyatakan bahwa investasi Small LNG Carrier 3000 layak untuk direkomendasikan dan diaplikasikan.

---

ABSTRACTIndonesia is a rich country in energy resources. Indonesias natural gas is a must for the welfare of Indonesia people. However, currently Indonesia has not been maximized in the utilization of natural gas. Indonesia is one of the 11 largest producers of natural gas. Indonesia's natural gas reserves are as of January 2017 reaching 142.72 Trillion Standard Cubic Feet (TSCF), amounting to 100.36 TSCF as proven reserves and 42.36 TSCF as potential reserves. The program to increase electrification, encourages the growth of natural gas use. Distribution of LNG from the Badak Refinery to the PLMTG FSRU Maumere will increase the electrification of the NTT region. Small LNG Carrier is used to distribute LNG to the FSRU. The procurement of the fleet produced ship speeds of 10 knots, shipping frequency 50 times, PL 2479.8 tons, and the number of fleets needed by one ship. estimated LNG Carrier price of US $ 20000000. The economic analysis of the Small LNG Carrier business produces output, namely the estimation of Capex and Opex of US $ 20000000 and US $ 165,6007 / year. PP of 6.66 years, NPV of US $ 11794522, and IRR of 13.9%. The results of the investment analysis can be stated that the investment of Small LNG Carrier 3000 is feasible to be recommended and applied. "

"Pengaturan pengelolaan sumber daya gas bumi yang tercantum dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi mengatur bahwa dalam melakukan pengelolaan sumber daya migas saat ini dilakukan dengan prioritas kepada pemanfaatan pengembangan dalam negeri untuk gas yang merupakan bagian negara. Adapun dalam rangka pengelolaan gas bumi yang merupakan bagian negara tersebut dilibatkan pula pihak Pemerintah Daerah sebagai upaya peningkatan kualitas kesejahteraan daerah. Upaya peningkatan kualitas daerah ini dilakukan dengan memberikan peluang langsung kepada daerah untuk dapat mengelola bagian Gas Bumi yang merupakan sumber daya alam yang penting untuk berbagai sektor perindustrian dan produksi energi. Dengan diterbitkannya peraturan pada Pedoman Tata Kerja BP MIGAS Nomor 029 Tahun 2009 yang tetap menjadi acuan bagi sistem penerapan pembagian pengelolaan Gas Bagian Negara untuk daerah maka terbuka jalur partisipasi pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara oleh Pemerintah Daerah. Permasalahan yang diangkat dalam skripsi ini adalah pelaksanaan partisipasi Daerah dalam PTK 029 Tahun 2009 masih dianggap kurang tepat guna pemberian jalur partisipasi kepada Pemerintah Daerah tersebut dikarenakan timbulnya konflik kepentingan dalam rangka pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara. Tidak optimalnya sistem pengelolaan atas konflik kepentingan yang timbul pada akhirnya menciptakan kerugian dan kebocoran pada sistem tersebut. Metode yang digunakan untuk menganalisis permasalahan tersebut adalah yuridis normatif. Hasil dari penelitian ini yaitu alternatif pembatasan pada Partsipasi Daerah dalam hal bentuk hukum Badan Usaha Milik Daerah dalam rangka Pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara yang dapat mengoptimalkan pemanfaatan Gas Bumi.

---

Resource management arrangements of natural gas contained in Undang-Undang Nomor 21 Tahun 2001 on Oil and Gas set tha ini managing oil and gas resources is currently done with priority to the development of domestic utilization of state share natural gas. As in the regulatory of state share natural gas invollved as well as the Provincional Government efforts to improve the quality of regional welfare. Efforts to improve the quality of this area is done by providing a direct opportunity for district to be able to manage part of the natural gas is a natural resource that is essential for various sectors of industry and energy production. With the issuance of regulations on BP Oil and Gas Working Procedure Manual No. 029 of 2009 which remains the reference for the distribution management system implementation Gas Section of the State to the area then open lanes Gas management participation by the State Local Government Section. Issues raised in this thesis is the implementation of regional participation in PTK 029 of 2009 is still considered to be less efficient provision of pathways to local government participation is because of conflict of interest in the management of the State Gas Section. Not optimal management system over conflicts of interest that arise in the end creating losses and leaks in the system. The methods used to analyze these problems is normative. The results of this research that involves participation of alternative restrictions on the region in terms of the legal form of provincial enterprises in order Gas Management Section State to optimize the utilization of natural gas."

"Teknologi proses Thiopaq rencananya akan dikembangkan pada lapangan gas alam X. Proses Thiopaq merupakan teknologi terintegrasi untuk pemrosesan gas yang efisien dan ramah lingkungan karena menggunakan bakteri dari alam. Input proses Thiopaq adalah acid gas 3 MMSCFD dengan kandungan hidrogen sulfida mencapai 12% mol berhasil memperoleh kembali sulfur lebih dari 94%. Kadar H2S pada gas buang dapat diturunkan hingga 0 ppm. Kapasitas produksi sulfur 13 ton per hari. Dengan menggunakan proses Thiopaq, apabila harga sulfur sebesar 500 USD/ton maka didapatkan IRR sebesar 33%, harga NPV sebesar USD 53.237.964 dan PBP selama 2,35 tahun. Semakin tinggi harga sulfur maka revenue akan semakin meningkat dan mengakibatkan naiknya nilai NPV dan IRR sedangkan nilai PBP semakin rendah yang berarti bahwa waktu yang diperlukan untuk mencapai angka nol (titik balik modal) akan semakin cepat. Dan analisis sensitivitas menunjukan bahwa harga sulfur yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan NPV dan IRR.

---

Thiopaq process technology will be developed in the field of natural gas X. Thiopaq is an integrated process technology for gas processing. It is an efficient and friendly environmental because of using the natural bacteria. Feed stream of Thiopaq process is acid gas 3 MMSCFD with hydrogen sulfide 12% mole able to recover sulphur more than 94%. Level of hydrogen sulfide in flue gas can be reduced to 0 ppm. The production capacity is 13 ton per day of sulfur. By using technology Thiopaq, when the sulphur price of 500 USD/ton, it will obtain 33% of IRR, the price of NPV USD 53.237.964 and PBP of 2,35 years. The higher price of sulphur will also increase the amount of revenue and lead to the higher NPV and IRR. The lower value of PBP means the required time to reach zero (turning point of the capital) will be faster. And the sensitivity analysis of the increasing of sulfur price will have a significant influence in the NPV and IRR."