Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSalah satu persyaratan kualitas bahan bakar gas bagi mesin gas adalah nilai Methane Number MN yang mengindikasikan kemampuan bahan bakar untuk menghindari terjadinya knocking pada mesin. Semakin tinggi nilai Methane Number mengindikasikan kemampuannya semakin baik. Gas bumi yang memiliki komposisi CH4 lebih tinggi dengan hidrokarbon berat yang lebih sedikit akan cenderung memiliki nilai Methane Number yang lebih besar. Guna mendapatkan peningkatan nilai Methane Number, dapat dilakukan pemisahan/pengurangan hidrokarbon yang lebih berat C2H6 sehingga komposisi CH4 menjadi lebih dominan, dan terhadap C2H6 yang telah terpisahkan dapat digunakan untuk kepentingan lain atau dijadikan produk NGL Natural Gas Liquid . Salah satu metode yang digunakan dalam melakukan pengurangan C2H6 pada gas bumi dalam kondisi LNG Liquefied Natural Gas adalah dengan memanfaatkan karakteristik titik didih komponen hidrokarbonnya saat proses regasifikasi, sehingga pada suhu tertentu terjadi pemisahan karena perubahan fasa pada hidrokarbon tertentu. Proses regasifikasi LNG dengan metode pemisahanan sebanyak mungkin CH4 dari C2H6 guna memaksimalkan nilai MN memerlukan energi lebih banyak daripada melakukan regasifikasi LNG secara langsung yang tidak menghasilkan perningkatan MN pada gas yang dihasilkan. Adanya peningkatan nilai MN pada gas bahan bakar mesin, akan meningkatkan daya mampu mesin tersebut sehingga dapat memberi kenaikan produktifitas.

---

ABSTRACTMethane Number is one of required quality of gas as fuel for gas engine, which indicates fuel capability to avoid knocking in the engine. Higher Menthane Number provides better quality of gas for gas engine. Natural gas with higher CH4 and fewer higher hydrocarbon, tends to have higher Methane Number score. The higher Methane Number in the gas could be obtained by separation or reduction of higher hydrocarbon C2H6 , so that the composition of CH4 become dominant in the gas, and the C2H6 can be used for another purposes or produced as NGL Natural Gas Liquid . Reducing C2H6 can be done by utilizing boiling temperature characteristic of elements in LNG when it regasified, so that at a given temperature, separation occurs due to phase change of certain hydrocarbons. The LNG regasification process by separating as much as possible CH4 of C2H6 to maximize MN values, requires more energy than direct LNG regasification which does not improve MN value of the resulting gas. Increasing the value of MN in gas fuel of an engine, will increase the engine 39 s capacity to increase productivity."

"Bahan Bakar Minyak (BBM) adalah sumber alam yang tidak dapat diperbaharui. Meningkatnya kebutuhan bahan bakar minyak (BBM) tidak seimbang dengan ketersediaan bahan bakar lain padahal setiap tahun produksi kendaraan bermotor naik. Selain itu hasil pembakaran pada kendaraan bermotor menghasilkan polusi udara yang menjadi salah satu faktor pemanasan global. Masalah tersebut perlu dipecahkan dengan cara mencari energi alternatif yang lebih bersih dengan nilai oktan tinggi serta ketersediaanya di alam masih banyak dan dipilih gas alam dengan komposisi utama gas metana (CH4). Walaupun penggunaan gas alam masih sedikit disebabkan tempat penyimpanan yang memiliki tekanan besar 150 bar (CNG), keadaan masyarakat sosial yang bingung akan dalam menggunakannya dan masih jarangnya stasiun bahan bakar gas. Maka dibuatlah sistem ANG yang dianalisa lebih rendah tingkat tekanan gas yang digunakan. Metode isotermal (volumetrik) yang digunakan untuk proses adsorpsi dengan memvariasikan suhu adsorpsi yaitu 5°C, 15°C dan 15°C dengan 5-35 bar dengan menggunakan metode bertahap dalam memasukkan tekanan gas metana (interval 5 bar).

---

Fuel is one of non renewable resources. The consumption of fuel are not balanced with another resources. The biggest consumption of fuel is vehicle. The production of vehicles are increasing every year so that the consumption of fuel to high and longer of time, the fuel resources will be lost while the gas resources are less to use. Furthermore, the effect of fuel in combustion engine can produce CH4 and CO2 and another gases can create green house effect. From green house effect make increase temperature in the earth because the content of CO2 and CH4 are increasing. It has a dangerous impact for another life in the earth. For that we need something way to decrease the emission from the engine combustion vehicles and utilizing the gas resources. Although the gas resources are utilized by vehicle, the consumption of gas still little because the vessel to big size and has the pressure about 150 bar (CNG), that is make the people are so confuse to use it and the gas stations are rare. Adsorption is effective way to reduce pressure in vessel and gas emission which released. This study discusses the capacity adsorption CH4 (ANG) at activated carbon. In this research the activated carbon used is a commercial active carbon. Adsorption measurement use volumetric method (isothermal) at temperatures 5°C, 15°C and 15°C with 5-35 bar pressure with step-by-step method?s (interval 5 bar). The objective from this research is to get capacity data and the rate adsorption at activated carbon until several work cycle."

"Penurunan produksi gas bumi dalam negeri mendorong penerapan sumber energi lain untuk menjaga ketahanan energi nasional. Coalbed Methane (CBM) dianggap sebagai kandidat potensial karena karakteristiknya. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari pemanfaatan CBM untuk menghasilkan Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji simulasi proses produksi CNG dari CBM dengan teknologi yang menghasilkan emisi paling rendah. Penelitian ini mengeksplorasi skenario pemanfaatan gas buang yang dihasilkan dalam proses. Penelitian ini juga akan membahas biaya dan skema transportasi BBG untuk pengguna di Sumatera Selatan. Studi ini menemukan bahwa CBM dapat diolah menjadi CNG menggunakan teknologi yang digunakan dalam pengolahan gas alam konvensional. Studi ini menyimpulkan bahwa ada pengaruh antara penggunaan dan jumlah kombinasi gas buang yang digunakan sebagai sumber energi proses terhadap jumlah CNG dan emisi yang dihasilkan pada akhir proses. Ditemukan bahwa jumlah emisi terkecil diperoleh ketika semua gas buang digunakan sebagai penyumbang energi dalam proses tersebut. Penelitian ini juga menyimpulkan bahwa biaya transportasi CNG akan tergantung langsung pada metode kepemilikan armada transportasi CNG tersebut.

---

The decline in domestic natural gas production has encouraged the application of other energy sources to maintain national energy security. Coalbed Methane (CBM) is considered to be a potential candidate due to its characteristics. This research aims to study the use of CBM to produce Compressed Natural Gas (CNG). This research examines the process simulation of CNG production process from CBM with the technology that produces the lowest emissions. This research explores scenarios for utilizing produced flue gas in the process. This research will also discuss the cost and CNG transportation scheme for users in South Sumatra. This study found that CBM can be processed into CNG using the technology used in conventional natural gas processing. This study concluded that there is an effect between the use and the number of flue gas combinations used as a process energy source on the amount of CNG and emissions produced at the end of the process. It was found that the smallest amount of emission was obtained when all flue gas was used as an energy contributor in the process. This research also concludes that the transportation cost of CNG will depend directly on the ownership method of the CNG transportation fleet."

"Gas alam diubah menjadi LNG (Liquefied Natural Gas) untuk memudahkan dalam pendistribusian gas alam jarak jauh. LNG ini memiliki volume sekitar 1/600 dari volume gas alam sehingga dapat mengangkut jauh lebih banyak dibandingkan pada saat berbentuk gas alam. Sebelum pendistibusiannya ke konsumen, LNG tersebut akan diubah kembali menjadi gas. Proses diubahnya LNG kembali ke bentuk gas disebut sebagai regasifikasi. Pada proses regasifikasi dibutuhkan alat penukar kalor sebagai alat penukar kalor. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hasil sebuah rancangan alat penukar kalor pada proses regasifikasi LNG dengan mempertimbangkan aspek termal dan mekanik. Metode yang digunakan untuk aspek termal adalah metode kern sedangkan untuk aspek mekanik menggunakan TEMA (Turbular Exchanger Manufacturer Association) sebagai standar. Pada metode kern akan didapat diameter sebesar 2.03 m dengan panjang dari tube sebesar 6 m, diameter dalam tube 0.037 m dan diameter luar tube 0.04 m berdasarkan standarnya. Selain itu, didapatkan juga besar diameter shell yang akan menjadi acuan pada bagian mekanik menggunakan TEMA sehingga mendapatkan dimensi pada bagian shell seperti ketebalan shell sebesar 2.43 x 10-2 m, ketebalan tube sheet sebesar 0.112 m, diameter nozzle 0.254 m, dan diameter luar shell 2.08 m. Untuk hasil akhir merupakan sebuah design dari alat penukar kalor sesuai dengan metode yang digunakan dengan kapasitas 7 kg/s. "

"Gas alam merupakan campuran gas yang mudah terbakar dari senyawa hidrokarbon sederhana. Gas alam sudah menjadi sumber energi alternatif yang banyak digunakan banyak kalangan. LNG merupakan salah satu contoh gas alam. Tahapan pendistribusian LNG diawali dengan mengeksplor gas alam, lalu menyaring hingga sesuai dengan spesifikasi yang dikehendaki, setelah itu ada proses liquefaction yang bertujuan untuk mengubah fase gas menjadi fase cair. Setelah gas sudah menjadi cair, LNG akan ditransportasikan dengan kapal tanker khusus. Ketika sampai tujuan, LNG akan dimasukan kedalam tangka penyimpanan (storage). Sebelum didistribusikan, LNG akan diubah lagi fasenya menjadi gas kembali dengan proses regasifikasi. Proses regasifikasi ini melibatkan air laut atau fluida lain dalam proses peningkatan suhu LNG. Dalam prosesnya banyak sekali energi dingin dari proses regasifikasi yang terbuang. Energi dingin yang terbuang ini dapat dimanfaatkan sebagai alat penukar kalor yang ada pada organic rankine cycle. Organic rankine cycle menggunakan fluida propane sebagai fluida kerjanya dikarenakan titik didih lebih rendah daripada air. Perancangan ORC ini dilakukan dengan cara mendesain alat penukar kalor yang ada pada rancangan tersebut. Hasil rancangan alat penukar kalor memiliki batas agar tidak over design dan minimnya pressure drop. Hasil rancangan alat penukar kalor dari siklus ORC ini memiliki effisiensi 75% hingga 99%.

---

Natural gas is a flammable mixtured gas of simple hydrocarbon compounds. Natural gas has become an alternative energy source that is commonly used. LNG is one of natural gas. The LNG distribution stage begins with exploring natural gas, then filtering it according to the desired specifications, then there is a liquefaction process that aims to change the gas phase into a liquid phase. After the gas has become liquefied, the LNG will be transported by special tankers. When it reaches its destination, LNG will be included in the storage tank. Before being distributed, LNG will be converted into gas again by a regasification process. This regasification process involves seawater or other fluids in the process of increasing the temperature of LNG. In regasification process, a lot of cold energy is wasted. This wasted cold energy can be used as a heat exchanger in the organic rankine cycle. Organic rankine cycle uses propane as its working fluid because its boiling point is lower than water. The design of this ORC, started in heat exchanger of ORC. The results of the design of the heat exchanger have a limit so heat exchanger not to get over design and minimalize pressure drop. The design results of the heat exchanger from the ORC cycle have an efficiency of 75% up to 99%."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Penelitian ini bertujuan untuk melakukan optimisasi pada sistem rantai suplai LNG agar didapatkan biaya suplai yang paling murah dari kilang LNG hingga sampai ke FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dan juga jumlah LNG yang seharusnya dipasok oleh setiap kilang dengan menggunakan metode optimasi. Metode optimasi harus menentukan fungsi objektif, variabel keputusan dan juga constrain. Untuk mendapatkan biaya suplai yang murah maka akan menggunakan harga dari ex kilang dan harus mendapatkan biaya transportasi yang murah. Kapasitas kapal yang akan digunakan pada penelitian ini adalah 150.000 m3 dan kecepatan 18 knot. Metode pengiriman yang digunakan pada penelitian ini adalah metode Hub and Spoke. Pada penelitian ini yang akan menjadi sumber yaitu Kilang Tangguh, Masela, Donggi Senoro dan Bontang dengan tujuannya FSRU yang terletak dipulau Jawa dan Sumatera. Yang sangat berpengaruh pada biaya suplai adalah jarak dari setiap kilang LNG menuju FSRU. Dan hasil yang didapatkan kilang Bontang menyuplai LNG ke FSRU Aceh 3,0 MTPA selama 20 tahun dengan biaya suplai tahun ke-1 6,3 $/MMBtu. Kilang Tangguh akan menggunakan 2 kapal untuk memasok LNG 2,1 MTPA ke FSRU Jawa Tengah dengan 35 biaya suplai ditahun ke-1 6,64 $/MMBtu dan 0,9 MTPA untuk FSRU Lampung dengan biaya suplai pada tahun ke-1 6,63 $/MMBtu. Kilang Masela akan menggunakan 3 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Jawa Tengah 0,9 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 9,50 $/MMBtu dan FSRU Jawa Barat 3 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 yaitu 9,58 $/MMBtu. Kilang Donggi Senoro akan menggunakan 1 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Lampung sebanyak 0,6 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-1 yaitu sebesar 6,7 $/MMBtu.

---

This research aims to optimize the LNG supply chain system in order to get the lowest supply cost from the LNG plant to FSRU (Floating Storage Regasification Unit) and also the amount of LNG that is supposed to be supplied by each plant by using optimization methods. Optimization method must determine the objective function, decision variables and constrain. To get a low supply cost, low price of ex plant and transportation cost must be used. Vessels with capacity of 150,000 m3 and a speed of 18 knots will be used.

Shipping method used in this research is Hub and Spoke. In this study, the LNG source is Tangguh, Masela, Donggi Senoro and Bontang plant with the destination are FSRU located in Java and Sumatra. Supply cost is affected by distance of each LNG plant to the FSRU. From the results, it is obtained that Bontang LNG plant supply 3.0 MTPA to the FSRU Aceh for 20 years with supply cost in the first year $ 6.3 / MMBtu. Tangguh plant will use two ships to supply 2.1 MTPA LNG to Central Java FSRU with first year supply costs of $ 6.64 / MMBtu and 0.9 MTPA to Lampung FSRU with first year supply cost of $ 6.63 / MMBtu. Masela plant will use three ships to supply 0.9 MTPA LNG to the Central Java FSRU with the lowest costs in the 4th year of $ 9.50 / MMBtu and 3 MTPA to west Java FSRU 3 with the lowest supply cost in the 4th year of $ 9.58 / MMBtu. Donggi Senoro will use one ship to supply 0.6 MTPA LNG to Lampung FSRU with supply costs in the first year of $ 6.7 / MMBtu."

"ABSTRAKMMPC (Multivariable Model Predictive Control) digunakan untuk mengontrol suhu dan tekanan di kilang regasifikasi LNG untuk mengatasi masalah yang saling mempengaruhi variabel dan mengurangi jumlah pengontrol. Ada empat variabel yang dikontrol (variabel terkontrol, CV) dan empat variabel yang dimanipulasi variabel, MV). CV yang dikontrol adalah tekanan di tangki penyimpanan LNG yaitu tekanan keluaran vaporizer, suhu keluaran vaporizer, dan suhu gas ke pipa. MV dimanipulasi, yang masing-masing berpasangan dengan CV tersebut, adalah laju aliran produk tank top, laju aliran gas pipa, laju aliran air laut, dan pemanas tugas. Identifikasi Model empiris FOPDT (First Order Plus Dead-Time) akan dilakukan terhadap keempatnya pasang CV dan MV untuk menggambarkan interaksi antar variabel. FOPDT diperoleh digunakan sebagai pengontrol di MMPC dan menentukan pengaturan kinerja kontrol Parameter MMPC yaitu P (prediction horizon), M (control horizon), T (waktu sampling). Kinerja kontrol diukur dengan menggunakan metode ISE (Integral Square Error). Hasilnya, parameter MMPC (P, M, T) untuk kondisi regasifikasi LNG adalah optimum masing-masing adalah 330, 1, 1. Ukuran ISE dari pengontrol MMPC dalam setpoint pelacakan: 2.12 × 10-4; 23.834; 0,763; 0,085, dengan perkembangan kinerja pengontrol masing-masing 31.262%, 17%, 175%, 757% dibandingkan kinerja MPC.

---

ABSTRACTMMPC (Multivariable Model Predictive Control) is used to control temperature and pressure in the LNG regasification plant to overcome the problem of interplaying variables and reducing the number of controllers. There are four controlled variables (controlled variable, CV) and four manipulated variablesvariable, MV). CV that is controlled is the pressure in the LNG storage tank, namely the vaporizer output pressure, the vaporizer output temperature, and the gas temperature to the pipe. MV manipulated, each of which is paired with the CV, is the tank top product flow rate, the pipeline gas flow rate, the seawater flow rate, and the heating duty. Identification of the FOPDT (First Order Plus Dead-Time) empirical model will be carried out on the four CV and MV pairs to describe the interactions between variables. The obtained FOPDT is used as a controller in the MMPC and determines the control performance settings for the MMPC parameters, namely P (prediction horizon), M (control horizon), T (sampling time). Control performance is measured using the ISE (Integral Square Error) method. As a result, the MMPC parameters (P, M, T) for the optimum LNG regasification conditions were 330, 1, 1. ISE size of the MMPC controller in the tracking setpoint: 2.12 × 10-4; 23,834; 0.763; 0.085, with the development of the controller performance respectively 31,262%, 17%, 175%, 757% compared to the performance of MPC."

"ABSTRAKRegasifikasi merupakan proses pengubahan kembali LNG berfasa cair menjadi fasa gas. Setelah melalui proses regasifikasi, gas akan digunakan sebagai bahan bakar untuk pembangkit listrik dengan kapasitas 15, 30, 45 dan 60 MW. Untuk keperluan tersebut, maka pada studi ini dilakukan pemilihan teknologi mini regasifikasi secara kualitatif, perancangan desain serta perhitungan keekonomiaan untuk kapasitas 5, 10, 15 dan 20 MMSCFD. Sebagai basis desain dan perhitungan digunakan kapasitas 10 MMSCFD. Berdasarkan perhitungan yang dilakukan untuk basis desain, didapatkan estimasi biaya investasi sebesar USD 12 juta dengan biaya regasifikasi USD 2.6/MMBTU.

---

ABSTRACT

Regasification of LNG is a process that convert the LNG which is in liquid phase into a gas phase. After the regasification process, gas will be used as fuel for power plant that has capacity 15, 30, 45 and 60 MW. For this purpose, in this study we make a qualitative decision to choose the technology that fit for mini scale regasification, design the equipment and calculate the economic value for 5, 10, 15, and 20 MMSCFD. The basic design is 10 MMSCFD. For this basis, the capital investment is about USD 12 million with regasification fee USD 2.6/MMBTU."