Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pada masa lalu pengembangan wilayah eksplorasi migas tidak terlalu komplek, namun seiring perjalanan waktu cadangan reservoar yang tersisa memiliki tingkat kompleksitas tinggi dan dikategorikan marginal. Perlu upaya ekstra untuk dapat mengembangkan wilayah marginal menjadi proyek bernilai ekonomis. Lapangan X adalah ladang minyak berlilin marginal yang tidak memiliki kecukupan tekanan reservoar, sementara Y adalah lapangan gas kecil terletak tidak jauh dari X. Dalam penelitian ini penulis menyajikan skema pengembangan terintegrasi antara lapangan minyak marginal X dengan memanfaatkan produksi gas lapangan Y, untuk injeksi, gas angkat dan bahan bakar.Tahapan metodologi 1. menentukan parameter penyusun kerangka dasar, 2. merangkai menjadi beberapa konfigurasi, 3. kajian teknis, 4. kajian ekonomi. Hasil yang belum optimal mendorong dilakukannya rekayasa teknik, yaitu integrasi dengan ladang gas Y. Opsi tunggal terpilih disimulasikan terhadap parameter sensitifitas untuk mengetahui titik kritis operasi. 5. Optimasi manajemen resiko melalui lokakarya HAZID/ HAZOPS guna melihat dan memastikan sistem telah memiliki proteksi yang baik.Total investasi (USD) CAPEX 270 MM dan OPEX 340 MM, mampu menghasilkan pendapatan 1,068 MM, porsi Pemerintah 349 MM (33%), porsi Kontraktor 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% dan POT 3.8 tahun. Usulan proyek menguntungkan, biaya investasi dapat dikembalikan dalam 3.8 tahun dan terus menghasilkan aliran modal positif selama jangka waktu operasi.Kesimpulan bahwa pengembangan lapangan minyak marginal X dengan pengurasan sekunder, kontrol sumur permukaan dengan MFP, fasilitas sewa FPSO yang terintegrasi dengan lapangan gas Y adalah skema paling optimum yang mampu memberikan aliran dana dan finansial paling menarik bagi Pemerintah maupun Kontraktor.

---

Pass decade, development to find oil and gas sources seem not complicated, but over the time remaining reserves become more difficult and could be categorized as marginal, required high effort to develop marginal field become an economical project. X is marginal waxy oil field which didnt have enough internal reservoir pressure. While Y is small gas reserve near to X. In this research, editor present integrated development scheme between marginal oil field X by utilizing gas production from Y for gas injection, gas lift and source of fuel.

Methodology of research: 1. determining basic parameters of concept, 2. assembly into a number of configurations, 3. technical study, 4. economical study. Since the result was still not optimum, it encourage editor to create value added engineering by performing integrate development with gas Y field. Simulation of sensitivity on single option selected been performed to obtain critical points of operation. 5. Optimization of risk management thru HAZID/ HAZOPS workshop, shall be performed to see and to ensure designed system embedded with sufficient protection.

Investment (USD) CAPEX 270 MM and OPEX 340 MM, could generate revenue 1,068 MM, Government portion 349 MM (33%), Contractor portion 110 MM (10%), cost recovery 609 MM (57%), IRR 12.8% and POT 3.8 years. Proposal is valuable, investment could be back within 3.8 years and will generate positive cash flow among time of operation.

Development scheme of marginal oil field X with secondary drainage, wellhead with topsite MPF, facility with lease FPSO and integrated with field gas Y is the most optimum solution that could give the best cash flow and financial benefit for both Government and Contractor."

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

---

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

"Pengembangan lapangan migas marjinal wilayah lepas pantai pada skema Production Sharing Contract (PSC) gross split memiliki tantangan teknis dan ekonomis. Pada penelitian ini berfokus pada analisis secara ekonomis terhadap pengembangan lapangan migas lepas pantai marjinal. Metode pengembangan lapangan menggunakan tiga skenario yaitu skenario I dengan Konvensional Platform; skenario II dengan Floating Production Storage and Offloading (FPSO); skenario III dengan Sea Moveable Platform (SMP). Analisis ekonomis menggunakan indikator penganggaran modal, seperti NPV, IRR, dan Payback Period. Evaluasi keekonomian dilakukan untuk mencari metode terbaik pengembangan lapangan migas marjinal dengan menerapkan skema PSC Gross Split. Diharapkan dari skenario pengembangan tersebut, mampu meningkatkan keekonomian perusahaan. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui sensitivitas perubahan parameter berikut: biaya kapital (CAPEX), biaya operasi produksi (OPEX), dan harga minyak dan gas berpengaruh terhadap nilai NPV, IRR, dan bagian pemerintah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah Skenario I untuk produksi 7 tahun maupun produksi 10 tahun. Analisis keekonomian menunjukkan bahwa Skenario I dengan waktu produksi 7 tahun memberikan NPV sebesar USD 37,6 juta, IRR sebesar 30,1% dengan Payback Period 3 tahun. Sedangkan untuk waktu produksi 10 tahun diperoleh NPV sebesar USD 35,9 juta, IRR sebesar 25,2% dengan Payback Period 3 tahun.

---

The development of marginal oil and gas fields in the offshore area in the gross split Production Sharing Contract (PSC) scheme has technical and economic challenges. This research focuses on economic analysis of the development of marginal offshore oil and gas fields. The field development method uses three scenarios, scenario I with Conventional Platforms; scenario II with Floating Production Storage and Offloading (FPSO); scenario III with Sea Moveable Platform (SMP). The duration of production time uses 7 years and 10 years. Economic analysis uses capital budgeting indicators, such as NPV, IRR, and Payback Period. An economic evaluation was carried out to find the best method for developing marginal oil and gas fields by applying the Gross Split PSC scheme. It is expected from the development scenario, it can improve the companys economy. The sensitivity analysis is then performed to determine the sensitivity of the following parameter changes: capital costs (CAPEX), production operating costs (OPEX), and oil and gas prices affect the value of NPV, IRR and the Government take. The results show that the best scenario is Scenario I both of production time 7 years and 10 years. The economic analysis show that Scenario I with production time 7 years is attributed to NPV of USD 37.6 million, IRR of 30.1% with Payback Period of 3 years. While for production time 10 years, NPV of USD 35.9 million, IRR of 25.2% with Payback Period of 3 years.

"

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

---

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

"Environmental, Social and Governance (ESG) merupakan tiga faktor penting dari pelaku industri untuk mendukung keberlanjutan (sustainability). Target utama kriteria lingkungan dalam ESG antara lain adalah upaya mengatasi perubahan iklim dengan mengurangi dampak lingkungan dari kegiatan operasi yang dilaksanakan. Studi ini bertujuan untuk mengidentifikasi potensi dampak lingkungan dari produksi minyak mentah berat di lapangan Zuli melalui melakukan Life Cycle Assessment (LCA) menggunakan software SimaPro. Ruang lingkup penelitian ini adalah cradle-to-gate, meliputi proses pemboran, well service, ekstraksi bahan baku, proses pemisahan, proses flaring, pengangkutan fluida kotor, dan pengolahan air terproduksi. Dengan menggunakan beberapa metodologi karakterisasi dampak, yaitu IPCC 2013, CML-baseline dan non-baseline, dan Cumulative Energy Demand, hasil penilaian dampak menunjukkan bahwa untuk 1 MJ minyak yang dihasilkan, kontribusi potensial 2.49 g CO2-eq GWP, 1.49×10-10 kg CFC11-eq Ozone Layer Depletion, 2.66×10-6 kg PO4-eq Eutrophication, 1.05 MJ Fossil Abiotic Depletion, 9.42×10-10 kg Sb-eq non-Fossil Abiotic Depletion, 1.71×10-5 kg ​​SO2-eq Acidification, 1.10 × 10-4 MJ dan 1.03 × 10-4 MJ Cumulative Energy Demand non-Renewable dan Renewable.

---

Environmental, Social and Governance (ESG) are three important factors for industry players to support sustainability. The main targets of the environmental criteria in the ESG include efforts to overcome climate change by reducing the environmental impact in every stages of their activities. This study aims to identify the environmental impact of crude oil production in the Zuli field through conducting a Life Cycle Assessment (LCA) using SimaPro software. The scope of this research is cradle-to-gate, covering the drilling process, well service, raw material extraction, separation process, flaring process, dirty fluid transportation, and produced water treatment. By using several impact characterization methodologies, namely IPCC 2013, CML-baseline and non-baseline, and Cumulative Energy Demand, the impact results show that for 1 MJ of oil produced, potential to contribute 2.49 g CO2-eq GWP, 1.49×10-10 kg CFC11-eq Ozone Layer Depletion, 2.66×10-6 kg PO4-eq Eutrophication, 1.05 MJ Fossil Abiotic Depletion, 9.42×10-10 kg Sb-eq non-Fossil Abiotic Depletion, 1.71×10-5 kg ​​SO2-eq Acidification, 1.10 × 10-4 MJ and 1.03 × 10-4 MJ Cumulative Energy Demand non-Renewable dan Renewable."

"Industri Minyak dan Gas Lepas Pantai PT M Tahun 2018 Paparan kebisingan merupakan penyebab paling umum gangguan pendengaran, menyebabkan noise induced hearing loss (NIHL). Penelitian ini mengevaluasi gangguan pendengaran yang berhubungan dengan pajanan bising dikaitkan dengan usia, masa kerja, lama pajanan, pemakaian alat pelindung diri, kebiasaan merokok, hobi berhubungan kebisingan dan penyakit Diabetes Mellitus, hyperlipidemia dan hipertensi pada pekerja. Ini adalah penelitian observational cross sectional meneliti variabel independen, variabel dependen dan variabel perancu pada waktu bersamaan. Menggunakan data sekunder perusahaan melalui pengamatan, pengukuran dan questioner. Hasil pengukuran kebisingan area berpotensi kebisingan menunjukan potensi kebisingan terendah adalah 63 dBA dan tertinggi 110, 6 dBA,tingkat kebisingan area field berkisar 84.88 - 93 dBA. Kebisingan di area nonfield tertinggi 79.5 dBA. Pajanan bising efektif di bawah 80 dBA, baik di area field maupun nonfield; 7.1% pekerja bekerja > 20 tahun, didapatkan hubungan antara masa kerja > 20 tahun, terjadinya gangguan pendengaran pekerja sebanyak 5.6%, 40.5% pekerja berusia > 40 tahun, didapatkan hubungan antara usia pekerja dengan kejadian gangguan pendengaran. 42.9% pekerja memiliki kebiasaan merokok, tidak didapatkan hubungan antara perilaku merokok dengan gangguan pendengaran. Tingkat pemakaian APT pada pekerja didapatkan sebanyak 90.5% pekerja yang selalu memakai APT, tidak ada hubungan antara pemakaian APT dengan gangguan pendengaran. Tidak didapatkan hubungan antara hobi dengan terjadinya gangguan pendengaran Tidak didapatkan hubungan antara status kesehatan berupa profil lipid pekerja (kolesterol total, HDL, LDL, dan trigliserida), kadar glukosa darah pekerja dan tekanan darah dengan gangguan pendengaran.

---

Exposure to noise is the most common cause of hearing loss, leading to noise induced hearing loss (NIHL). This study evaluated hearing loss associated with noise exposure related to age, length of employment, length of exposure, the use of personal protective equipment, smoking habits, hobbies associated noise and diabetes mellitus, hyperlipidemia and hypertension in workers. This is a cross-sectional observational study examined the independent variable, the dependent variable, and confounding variables at the same time. Using the company secondary data, through observation, measurement and questionnaire. Noise measurement results indicate that the potential area of potential noise is 63 dBA as the lowest noise and the highest is 110, 6 dBA, field noise level area ranging from 84.88 - 93 dBA. Nonfield noise area 79.5 dBA. Exposure effective noise below 80 dBA, either in the field or nonfield area; 7.1% of workers worked > 20 years, working life > 20 years, the hearing loss of workers 5.6%, workers aged > 40 years 40 is 5%. 42.9% of workers have a smoking habit, not found a relationship between smoking behavior with hearing loss. HPD consumption levels in workers earned as much as 90.5% of the workers who always wear APT, there is no relationship between the use of HPD with hearing loss. There were no relationship between hobby with hearing loss. As well as no relationship found between workers health status such as lipid profile (total cholesterol, HDL, LDL, and triglycerides), worker glucose blood levels and blood pressure with hearing loss."

"Produksi gas bumi non-associated Lapangan X setiap tahun semakin menurun dimana gas bumi tersebut digunakan sebagai bahan bakar Gas Turbine Generator untuk menghasilkan listrik yang akan digunakan sebagai sumber energi sumur minyak yang diproduksikan dengan Electric Submersible Pump (ESP). Dalam sistem ESP kehilangan energi terbesar salah satunya yaitu energi hilang pada motor ESP yaitu sebesar 13%. Tesis ini mendiskusikan analisis penggunaan teknologi berbagai jenis motor ESP sebagai upaya untuk melakukan efisiensi energi dan menghasilkan penghematan konsumsi gas bumi di Lapangan X. Kemudian dilakukan penggunaan motor ESP baru yaitu Motor Induksi Efisiensi Tinggi dan Permanent Magnent Motor pada beberapa sumur dilapangan X dan dibandingkan efisiensi motor dan penghematan konsumsi listriknya. Penggunaan Permanent Magnet Motor menghasilkan penurunan konsumsi total energi listrik terbesar sebesar 15 MW dibandingkan dengan yang menggunakan induksi motor biasa, perbaikan efisiensi sistem ESP meningkat menjadi 33,1%. Perhitungan penghematan gas alam di seluruh sumur minyak Lapangan X ESP menggunakan Permanent Magnet Motor diproyeksikan sebesar 3,3 MMSCFD atau 15.755 USD/hari dan dapat disimpulkan bahwa penghematan listrik sensitif terhadap Net Present Value (NPV) dan Internal Rate of Return (IRR) namun kurang sensitif terhadap Pay Out Time (POT).

---

Offshore Field X production of non-associated natural gas is declining every year. Natural gas is used as fuel for a gas turbine generator to generate electricity, which will be used as an energy source for oil wells, produced with an Electric Submersible Pump (ESP). In the ESP system, one of the most significant energy losses is the energy lost in the ESP motor, which is 13%. Using ESP motors such as High-Efficiency Induction Motors and Permanent Magnet Motors was carried out in several wells in Field X and comparing the motor efficiency and savings in electricity consumption. Permanent Magnet Motor resulted in the most significant decrease in total electrical energy consumption of 15 MW compared to those using induction motor, and the average improvement of ESP system efficiency increased to 33.1%. Calculating natural gas savings in all oil well Field X ESP using Permanent Magnet Motor projected to 3.3 MMSCFD or 15,755 USD/day and it can be concluded that power savings are sensitive to NPV and IRR, and less sensitive to POT."

"Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran). 

---

East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane)."

"Electrical submersible pump (ESP) yang digunakan mengangkat minyak dari formasi, tidak bisa bekerja dengan baik karena sering mengalami gas lock sebagai akibat banyaknya gas associated yang terproduksi didalam well bore. Untuk mengatasinya, Gas associated ini dialirkan lewat casing dan di-venting ke atmosfir. Venting system ini  berpontesi menimbukan polusi udara. Karean itu, 5 MMSCFD associated  gas yang terproduksi di Anjungan Y ini, perlu dimanfaatan secara close system dengan mengalirkanya ke Anjungan Process melalui scrubber  55” OD x 8’0”S/S, gas pipeline 8” sepanjang 5700 ft serta dikompessi dengan kompesor sampai tekanan discharge 400 psig sehingga dapat dimafaatkan sebagai umpan gas plant atau fuel gas turbine. Nilai keekonomisan  proyek ini sangat layak dengan NPV positip 141,5 Juta US$, nilai IRR positip 408%, Payback time 3 bulan dan  Revenue sebesar 11,1 Juta US$/tahun.

---

The electrical submersible pump that used to lift oil from the formation, can not work properly because it often experiences gas lock as a result of the amount of associated gas produced in the well bore. To overcome this, Associated gas has to be flowed through the casing and vented to the atmosphere. This venting system has the potential to cause air pollution. Therefore, 5 MMSCFD of associated gas produced at Platform Y, needs to be utilized in a close system by flowing it to the Process Platform through a scrubber 55 "OD x 8'0" S/S, 8" gas pipeline 5700 ft length and compressed by the compressor until 400 psig discharge pressure, so that it can be used as a feed gas plant or fuel gas turbine. The economic value of this project is very feasible since positive NPV 141.5 Million US $, positive IRR value of 408%, Payback time of 3 months and Revenue of 11.1 Million US $ / year."