Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Skenario pengembangan lapangan adalah salah satu faktor yang memberikan pengaruh besar terhadap perhitungan keekonomian di dalam pengembangan lapangan baru. Analisis yang komprehensif dari sisi keteknikan dan keekonomian diperlukan agar didapatkan skenario pengembangan lapangan yang memberikan nilai tambah paling besar. Tesis ini membahas penerapan analisis opsi riil dalam pengembangan lapangan gas X jika dinilai dengan menggunakan metodologi tradisional Discounted Cash Flow DCF dan Analisis Opsi Riil. Penelitian dimulai dengan menganalisis studi kasus dengan fokus terhadap asumsi, ketidakpastian dan hasilnya dalam hal NPV. Kemudian penulis menawarkan alternatif pendekatan opsi riil yang menggabungkan keputusan manajemen fleksibel di dalam proyek melalui opsi yang disematkan. Untuk memodelkan pilihan, model binomial lattice digunakan karena fleksibilitas dalam menggabungkan latihan awal. Hasil penelitian menunjukkan nilai DCF lebih rendah dari nilai opsi untuk 5 skenario berbeda, yaitu skenario darat-lepas pantai, skenario lepas pantai dengan menggunakan skenario MOPU dan skenario tie-in lepas pantai. Dapat ditunjukkan bahwa skenario pengembangan lapangan darat memberikan nilai NPV tertinggi baik dengan metode DCF ROA.

---

Field development scenario is one of the factors that significantly influences the economic analysis in the development of new field. A comprehensive analysis of technical and economic aspects is needed to obtain the field development scenario that provides the greatest added value. This thesis discusses the application of real option analysis in the development of X gas field when analyzed using the traditional methodology of Discounted Cash Flow DCF and Real Option Analysis. Real Option Analysis is a useful decision making method for making investment decisions on gas field development taking into account the uncertainty and flexibility in the system. The thesis first analyzes the sample case study focussing on its assumptions, uncertainties and the outcomes in terms of the NPV. It then offers the alternate real options approach incorporating the flexible decisions management has in the project via the embedded options. To model the options, the binomial lattice model is used because of the flexibility provides in incorporating early exercise. The results indicate the NPV values by using DCF method lagging behind that of the option values for 5 different scenarios, which are onshore offshore scenario, offshore scenario by using MOPU and offshore tie in scenario. It can be shown that onshore field development scenario gives the highest NPV value both with DCF ROA method. This implies management will be better off by considering these options in their field development decisions. "

"Untuk memenuhi target produksi gas alam, VICO Indonesia mengoptimalkan lapangan gas tua yang ada dengan menerapkan strategi dan teknologi yang tepat. Berdasarkan forecast jumlah kandungan reservoirs yang ada, Lapangan X merupakan yang paling potensial unluk dieksploilasi. Namun tetap dibutuhkan analisis kelayakan investasi untuk mengetahui nilai ekonomis sumur-sumur yang akan dieksplorasi, yang meliputi aktititas mengidentitikasi rencana pengembangan sumur gas baru, perhitungan cash flow, analisis capital budgeting, Serta analisis sensilivitas untuk melihat pengaruh faktor fluktuasi cadangan gas atau produksi, harga pasar, maupun pembelanjaan modal terhadap rencana pengembangan sumur baru. Metode penelilian yang digunakan adalah studi kepuslakaan dan observasi perusahaan melalui Studi data intemal maupun eksternal perusahaan. Hasil analisis berdasarkan perhitungan NPV, IRR, dan Payback Period yang dilakukan memberikan kesimpulan bahwa investasi pada pengembangan 25 sumur baru di lapangan X masih sangat aktraktif secara ekonomis.

---

In order to meet natural gas production target, VICO Indonesia optimizes the existing matured gas field with the implementation of proper .strategy and technology. In accordance with the forecast of its reservoirs contents, the Field X is the most potential gas jield to be explored. But still, the investment feasibility analysis to determine the economic value ofthe gas wells to be explored is critically needed, which includes activities such as identification of new gas well development plan, cash flow calculations, capital budgeting analysis, and sensitivity analysis to oversee the influences of fluctuating factors, such as gas reserves or production, market price, and capital expenditure of the new wells development plan. The research methodology involves literature studies and company observations through the study of company 's internal and external data. The result of analysis with NPK IRR, and Payback Period calculation methods concludes that the investment of the development of 25 new gas wells in Field X is still economically attractive."

"Pengembangan proyek lapangan minyak dan gas merupakan prosedur kompleks yang melibatkan banyak risiko. Oleh karena itu, studi manajemen risiko sangat penting untuk mencapai keunggulan kompetitif jangka panjang dan mencapai keseimbangan antara paparan terhadap risiko dan penciptaan nilai bisnis yang diharapkan. Sebagai industri hulu migas, Conrad Asia Energy Ltd. sedang fokus pada tahap pengembangan produksi di Duyung PSC, kawasan seluas 927 km2 di Provinsi Kepulauan Riau, perairan Indonesia di kawasan Natuna Barat. Perusahan ini menemukan sumur Mako South-1, yang memiliki tangki gas metana kontinu dengan pengotor minimal dan reservoir produktif dengan permeabilitas tinggi. Hasilnya, rencana pengembangan (POD) Lapangan Gas Mako disahkan, yang mengubah PSC dari eksplorasi ke eksploitasi. Empat tahapan proyek pengembangan Lapangan Gas Mako adalah Select, Define, Execute, dan Operate. Proyek ini saat ini sedang dalam tahap Define, dan tahun 2025 ditetapkan sebagai tanggal Ready for Start-Up (RFSU). Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menguji faktor-faktor risiko yang terkait dengan proyek pengembangan Lapangan Gas Mako dan memberikan saran untuk menentukan prioritas dan mitigasi risiko selama proyek berlangsung. Dengan menggunakan Metode Best-Worst (BWM), sebuah teknik baru untuk memecahkan masalah pengambilan keputusan multi-kriteria (MCDM), prioritas risiko proyek pengembangan Lapangan Gas Mako telah tercapai. Berbeda dengan metode konvensional, model prioritas risiko yang diusulkan menerapkan tingkat kepentingan risiko pada nilai kemungkinan dan tingkat keparahan risiko ketika menentukan ukuran risiko, karena berbagai risiko diberi bobot yang berbeda. Oleh karena itu, upaya ini akan memberikan hasil yang lebih menyeluruh dan obyektif, dengan mempertimbangkan pentingnya risiko, dan memanfaatkan sumber daya yang dialokasikan untuk inisiatif pengurangan risiko dengan lebih baik. Pemeringkatan prioritas risiko didukung oleh analisis Pareto, yang menunjukkan bahwa 80% pelaksanaan proyek dipengaruhi oleh 20% risiko—atau 12 risiko yang teridentifikasi—dalam analisis.

---

The development of oil and gas field projects is a complex procedure that involves numerous risks. Consequently, risk management studies are essential to achieving long-term competitive advantages and striking a balance between exposure to risk and expected business value creation. As an upstream oil and gas industry, Conrad Asia Energy Ltd. is focusing on the development stage of production in the Duyung PSC, a 927 km2 area in the Riau Islands Province, Indonesian waters in the West Natuna area. The company discovered The Mako South-1 well, featuring a continuous methane gas tank with minimal impurities and a productive reservoir with high permeability. As a result, the plan of development (POD) for the Mako Gas Field was authorised, moving the PSC from exploration to exploitation. The four phases of the Mako Gas Field development project are Select, Define, Execute, and Operate. The project is in the Define stage now, with 2025 designated as the Ready for Start-Up (RFSU) date. The objective of this research is to examine the risk factors associated with the Mako Gas Field development project and offer suggestions for risk prioritisation and mitigation throughout the course of the project. Using the Best-Worst Method (BWM), a novel technique to solve multi-criteria decision-making (MCDM) problems, the risk prioritisation of the Mako Gas Field development project has been achieved. As opposed to the conventional method, the proposed risk prioritisation model applies the risk importance level to the likelihood and severity values of the risk when determining the risk size, as various risks are assigned different weights. It will therefore get more thorough and objective results, considering the relative importance of the risks, and make better use of the resources allotted for risk reduction initiatives. The risk priority ranking is supported by a Pareto analysis, which shows that 80% of the project's execution is impacted by 20% of the risks—or 12 identified risks in the analysis."

"Penelitian ini menggunakan sebuah model untuk menilai dan melakukan pengambilan keputusan dengan mengintegrasikan analisis discounted cash flow (DCF) dan real options analysis (ROA) secara bersamaan dalam satu analisis. Arus kas dari suatu proyek di masa depan biasanya tidak bisa secara tepat diprediksi, dan oleh karena itu unsur ketidakpastian mengambil peranan penting dalam proses penilaian suatu proyek. Model ekonomi yang saat ini kebanyakan digunakan dalam proses pengambilan keputusan tidak selalu dapat dengan tepat mengindikasikan keuntungan dari suatu proyek. Salah satu cara untuk mengatasi masalah tersebut adalah menambahkan real options analysis ke dalam model ekonomi tersebut. Dalam penelitian ini, akan dijelaskan sebuah metode yang mengintegrasikan real options analysis dalam analisis dari proyek pengembangan sumur minyak dan gas bumi.Penelitian ini menyimpulkan bahwa nilai total dari suatu proyek akan berbeda ketika fleksibilitas (opsi manajemen) dimasukkan ke dalam perhitungan tersebut. Sehingga terlihat jelas bahwa fleksibilitas turut mengkontribusi penambahan nilai suatu proyek.

---

This study presents a model for valuation and decision making by integrating discounted cash flow (DCF) analysis and real options analysis (ROA) into one analysis. The future cash flow of a project is not usually predictable, and therefore uncertainty plays an important role into the process. Current economic models that support decision making process are not always capable of indicating the benefits of the projects. One way to resolve this is to add real options analysis into the economic model. The work presented on this study describes a methodology that incorporates real options analysis into the analysis of oil and gas field development project.

This study shows that there was a difference in the total value of the projects when

flexibility (Management option) is accounted for. It is also highlighted the different manners that flexibility contributes to the project."

"Dalam industri minyak analisis real option telah lama digunakan untuk menganalisis nilai dari ladang minyak. Investasi yang signifikan sangat dibutuhkan untuk operasi pengeboran, dan biasanya membutuhkan waktu bertahun-tahun sebelum mulai berproduksi minyak. Mendapatkan kesempatan untuk mengelola ladang minyak memberikan perusahaan suatu hak, bukan kewajiban, untuk mengebor minyak, sehingga dengan demikian munculah suatu opsi yang disebut call option. Tapi seperti opsi lainnya, hak untuk mengebor memiliki nilai dan nilai tersebut perlu ditentukan. Real option adalah metode umum yang digunakan untuk mendapatkan penilaian dalam industri minyak. Harga minyak yang mudah berubah sangat bergantung pada permintaan pasar serta keseimbangan permintaan-pasokan di pasar minyak. Namun dewasa ini, isu-isu politik dan teknologi juga mempengaruhi harga minyak. Oleh karena itu, perusahaan yang memperoleh sewa untuk ladang minyak mungkin ingin menunggu sampai ketidakpastian pada harga minyak menjadi jelas untuk membuat keputusan untuk berinvestasi. Tesis ini menunjukkan bagaimana analisis real option dapat digunakan untuk melengkapi analisis keputusan untuk memaksimalkan pengembalian dari proyek dan meminimalkan kerugian yang mungkin. Hasilnya menunjukkan bahwa analisis real option memberikan nilai tambah terhadap valuasi sebuah proyek.

---

In the oil industry, real option analysis has long been used to value oil field. Sigificant investments are required for the drilling operations, and it usually takes years before the production of oil begins. getting a lease for an oil field provides a company the right, but not an obligation to drill, and then creating call option. But just like any other option, the right to drill has value and needs to be determined. Real option analysis is a common tool for valuation oil Project.

Oil prices are volatile and depend on market demand as well as the demand-supply equilibrium in the oil market. But now, political issues and technology also impact oil price. Therefore, a company that acquires the lease for an oil field may want to wait until the uncertainty on the oil prices clear befor making the decision to accept the investment.

This thesis shows how real options analysis can be used to complement decision analysis in order to maximize the returns of the project and minimize possible losses. The result show that the real options approach adds significant value to project valuations."

"ABSTRAKBerdasarkan data Pertamina, lapangan gas X yang terletak di Kalimantan Timur memiliki cadangan gas terbukti 89 BSCF. Terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Timur dan tidak terdapatnya konsumen disekitar lapangan mengakibatkan lapangan gas X belum dapat diproduksi. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Tanjung Batu yang berjarak 400 km dari lapangan gas memerlukan pasokan gas sebesar 11 MMSCFD untuk melakukan program konversi dari bahan bakar minyak ke bahan bakar gas. Mencairkan gas menjadi LNG adalah salah satu metode yang paling banyak dipakai untuk mentransportasikan gas dari produsen ke konsumen.Pada studi ini dilakukan analisis pemilihan mini LNG unit yang paling menguntungkan serta cocok untuk kilang mini LNG X dengan menggunakan metode Analytical Hierarchy Process AHP . Analisis keekonomian dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan Lapangan Gas X dengan skema mini LNG. Produksi LNG dari Lapangan X diperkirakan 83.404 TPA selama 20 tahun. Berdasarkan Simulasi dengan Analytical Hierarchy Process AHP didapat bahwa Mini LNG Unit PRICO dari Black Veatch lebih unggul dibandingkan dengan LIMUM dari Linde. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US 177.787.380 untuk mini LNG unit dan Regasification Plant Tanjung Batu dengan IRR 14 didapatkan harga gas di plant gate Tanjung Batu adalah US 16,49 /MMBTU dengan nilai NPV sebesar US 65.96.509.87 dan payback period selama 12,2 tahun. Analisis sensitivitas terhadap proyek ini menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual dan volume Gas.

---

ABSTRACTBased on data from Pertamina, X gas field located in East Kalimantan has proven 89 BSCF gas reserves. Limited gas infrastructure in East Kalimantan and the absence of consumers around the field resulted in the X gas field being unable to be produced. Tanjung Batu Gas Power Plant which is 400 km away from gas field requires gas supply of 11 MMSCFD to convert from fuel to gas. Liquefying gas into LNG is one of the most widely used methods to transport gas from producer to consumer.In this study conducted an analysis of the technical and economical ways to assess the feasibility Analytical Hierarchy Process AHP was used to get the most profitable and suitable X mini LNG unit. Economic analysis was conducted to assess the feasibility of developing X gas field with LNG mini scheme. LNG production from X Field is estimated at 83,404 TPA for 20 years. Based on Simulation with Analytical Hierarchy Process AHP it is found that Mini LNG Unit PRICO from Black Veatch is superior compared to LIMUM from Linde.Economic parameters analysis shows CAPEX cost about US 177,787,380 for mini LNG unit and Regasification Plant Tanjung Batu with IRR 14 obtained gas price at plant gate of Tanjung Batu is US 16.49 MMBTU with value of NPV equal to US 65,96,509,87 And payback period for 12.2 years. The sensitivity analysis of this project shows that the most influential parameters are gas selling price and volume.Keywords Economic Study, Analytical Hierarchy Process AHP , Regasification Plant"

"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."

"Tesis ini merupakan aplikasi analisis Discounted Cash Flow dan real options dalam memvaluasi proyek minyak dan gas bumi di Blok Whale. Pada proyek migas yang memiliki banyak ketidakpastian, analisis real options seharusnya menjadi metode umum untuk melengkapi valuasi proyek migas yang biasanya hanya dilakukan dengan analisis DCF. Analisis real options merupakan cara untuk membatasi, menilai risiko, dan menghadapi risiko. Hasilnya merupakan keputusan strategis yang dapat berupa keputusan untuk mengekspansi, mengurangi, menghentikan, mengalihkan proyek, dan lain-lain. Real options ditambahkan pada valuasi proyek sehingga manajer mampu membatasi risiko negatif dan mengambil keuntungan yang ditimbulkan sebuah investasi.

---

This thesis is the application of Discounted Cash Flow analysis and real options to valuate an oil and gas project in Whale Block. In the oil and gas projects that contains abundance of uncertainty, real options analysis should be a common method to complete the valuation of oil and gas projects that are usually performed by analysis of DCF. Real options analysis is a way to limit, assess, and accepting risks.

The result is a strategic decision that may include a decision to expand the project or to reduce, abandon, switch, and others. Real options analysis is added to the project valuation so that managers are able to limit downside risk and take advantage brought by an investment."

"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."

"[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.]"