Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

---

Utilization of LNG Arun refinery plant, which it’s operational contract will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity.

The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change.

The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change."

"Pemanfaatan fasilitas kilang LPG (Liquefied Petroleum Gas) milik PT Arun NGL yang telah berhenti beroperasi sejak tahun 2000 menjadi fasilitas LPG Storage and Transshipment Terminal dilakukan guna memenuhi kebutuhan LPG di Provinsi Aceh dan Sumatera Utara. Konsep yang digunakan adalah dengan menjadikan fasilitas tersebut untuk menerima LPG refrigerated dari sumber lain, menyimpan ke dalam tangki penyimpanan, dan mengirimkannya sesuai kebutuhan dengan memuat ke dalam kapal berpendingin dan tangki penyimpan bertekanan serta menyalurkan LPG refrigerated dan pressurized tersebut dengan truk LPG. Analisis keekonomian yang dilakukan mencakup perhitungan beberapa parameter kelayakan ekonomi yang umum digunakan yaitu IRR, NPV, benefit cost ratio, dan payback period. Selain itu analisis sensitivitas dan kajian resiko secara kualitatif dilakukan pula untuk mengetahui parameter yang sensitif terhadap keekonomian proyek serta langkah pengelolaan resiko yang terencana. Hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang LPG Storage and Loading menjadi LPG Storage and Transshipment Terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar USD 91.600.000, IRR 11,77%, benefit cost ratio 1,76, dan payback period selama 8 tahun 8 bulan setelah operasi kilang berlangsung. Sementara hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa revenue dan CAPEX merupakan faktor yang berpengaruh terhadap keekonomian proyek.

---

The utilization of PT Arun’s LPG Storage and Loading facilities that has not been operated since 2000 as LPG Storage and Transshipment Terminal is performed to fulfill LPG demand in Aceh Province and North Sumatra. The concept of the LPG Storage and Transshipment Terminal is primarily utilizing the existing LPG storage and loading facilities to receive LPG in refrigerated condition from other resources, then store it in the refrigerated storage tanks, and deliver it in refrigerated state as needed by loading into the refrigerated ships and pressurize storage tank as well as deliver it in pressurize condition as needed by particular LPG truck.

Economic analysis is performed by calculating the economic parameters such as IRR, NPV, benefit cost ratio, and payback period. Sensitivity analysis and qualitative risk assessment are also conducted to determine the sensitive parameters and to set the risk management plan of the project.

The results of the economic analysis of the utilization of LPG plant into LPG Storage and Transshipment Terminal indicates that the project is feasible with NPV of USD 91,600,000, IRR of 11.77%, benefit cost ratio of 1.76, and the payback period for 8 years and 8 months after plant operation. Whereas the sensitivity test results reveal that the revenue and CAPEX are the sensitive factors that potentially impact the project."

"Indonesia sebagai negara penghasil gas, dengan iklim tropis (tidak mengenal empat musim), sangat cocok untuk mengembangkan teknologi pemanfaatan energi dingin LNG, terlebih dengan adanya rencana pembangunan LNG Receiving Terminal di Pulau Jawa. Pada Tesis ini dilakukan analisis aspek teknis dan ekonomi terhadap potensi aplikasi LNG Receiving Terminal yang memanfaatkan energi dingin LNG untuk pembangkit listrik di Pulau Jawa. Kajian teknologi dilakukan dengan melakukan simulasi tiga model proses yaitu; Siklus Rankine, Proses Gabungan, dan Combined Cycle Power Plant. Berbagai parameter proses di tiap alat disimulasikan dan dioptimisasi dengan bantuan perangkat lunak HYSYS. Untuk evaluasi kinerja proses digunakan analisis pinch. Untuk kapasitas LNG Receiving Terminal 1286 MMscfd dengan 50% laju alir LNG di utilisasi, didapat hasil sebagai berikut; Untuk model proses Siklus Rankine dihasilkan listrik sebesar 22 MW untuk DTmin 2,0°C. Model Proses Gabungan dihasilkan listrik 41 MW (31 MW net power) pada DTmin 2,0 °C. Untuk proses Combined Cycle Power Plant, jumlah LNG yang dibakar 50 MMscfd. Total listrik bersih yang dapat dihasilkan dari proses ini adalah sekitar 400 MW, dimana 86 MW merupakan hasil dari pemanfaatan energi dingin LNG. Analisis ekonomi yang dilakukan, secara umum menunjukkan ketiga model proses layak untuk diaplikasikan, kecuali Combined Cycle Power Plant (Desain-3) yang Pay Back Period masih sedikit diatas 8 tahun.

---

Indonesia as LNG producing country, which do not have four season, gas demand in this country does not fluctuate as much as it is in Japan. For these reason Indonesia have good prospect to develop cold energy utilization technology, especially Indonesia had plan to built LNG Receiving Terminal. In this research, technical and economical analysis for application LNG receiving terminal with cryogenic power plant unit, which built in Java Island will be studied. For better utilize LNG's low temperature, pinch analysis will be used for process optimization. Three processes model will be simulated, there are: cryogenic Rankine cycle, combined cryogenic Rankine cycle and direct expansion, combined cycle power plant. LNG receiving terminal with capacity 1286 MMSCFD, 50% of this capacity will be utilized to produced electricity in cryogenic power plant. From cryogenic Rankine cycle, resulting 22 MW electricity at DTmin 2,0°C. Combined cryogenic Rankine cycle and direct expansion, resulting 41 MW (31 MW net power) at DTmin 270°C. Net power which producing from combined cycle power plant is 400 MW, where it is 86 MW come from LNG cold temperature utilization. Analysis are continued with economical aspect analysis and sensitivities analysis. From economical analysis, in general, show that all design that simulated are feasible and applicable."

"Tesis ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan secara teknis maupun komersial dari pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal di Benoa Bali serta untuk mengetahui angka ketidakpastian/uji sensitivitas dari proyek pembangunan fasilitas terminal LNG tersebut. Dari hasil analisa teknik untuk kebutuhan pembangkit listrik kapasitas 200 MW dibutuhkan gas sebesar 35 MMSCFD dengan kapasitas penampungan LNG sebesar 24.000 m3. Tipe terminal yang sesuai dengan kondisi lokasi adalah onshore mini terminal dan barge FSRU. Hasil analisis keekonomian pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan. Untuk tipe onshore NPVsebesar USD 58.748.482, IRR 17,44%, B/C Ratio 1,7 dan PBP selama 9 tahun, 1 Bulan. Sedangkan untuk tipe onshore sebesar USD 9.662.306, IRR sebesar 158%, B/C Ratio 9,9 dan PBP selama 1 tahun, 9 bulan. Hasil uji sensitivitas keekonomian pembangunan LNG receiving and regasification terminal tipe onshore menunjukkan faktor yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan keekonomian adalah ketidakpastian CAPEX sedangkan untuk tipe offshore ialah ketidakpastian volume gas, regasification, dan OPEX.

---

This thesis aims to assess the technical and commercial feasibility of the mini LNG receiving and regasification terminal project in Benoa Bali as well as to determine the numbers of uncertainty/sensitivity testing of the LNG plant facilities project.

From the analysis techniques for the needs of power generation capacity of 200 MW is required by 35 MMSCFD gas with LNG storage capacity of 24,000 m3 . Terminal mode in accordance with the site conditions are mini onshore terminal and barge FSRU.

The results of the economic analysis of the development of mini LNG receiving and regasification terminal indicates that the project is feasible. For the type of onshore NPV is USD 58,748,482, IRR 17.44 %, B/C ratio of 1.7 and PBP for 9 years, 1 month. As for the type of offshore USD 9,662,306, IRR of 158%, B/C ratio of 9.9 and PBP for 1 year, 9 months.

The results of the sensitivity test the economic development of LNG receiving and regasification terminal onshore type indicates the factors that most influence on changes in the economics is the uncertainty CAPEX while for the type of offshore uncertainty is the volume of gas, regasification, and OPEX."

"Industri aluminium di Kuala Tanjung membutuhkan listrik 2 × 350 MW untuk mendukung peningkatkan produksi. Gas bumi adalah salah satu pilihan bahan bakar untuk memenuhi kebutuhan listrik.  Saat ini, pipa transmisi gas menuju Kuala Tanjung belum bisa memenuhi kebutuhan bahan bakar gas untuk industri Aluminium tersebut. Suplai LNG dari daerah lain menjadi alternatif. Untuk menerima kiriman LNG, industri Alumunium membutuhkan pembangunan terminal penerima LNG. Seleksi pemilihan tangki penyimpanan dan teknologi regasifikasi dibahas secara kualitatif. Hasil seleksi terminal penerima LNG onshore menyatakan bahwa tipe tangki penyimpanan yang terseleksi adalah  full containment dan teknologi regasifikasi adalah Open Rack Vaporizer (ORV). Sedangkan hasil perhitungan keekonomian dengan formula harga untuk 13,5%ICP adalah IRR yang dicapai sebesar 13,5% dan NPV $70.448.815. Perubahan IRR dari kedua variabel yaitu kenaikan capex dan penurunan ICP menunjukkan bahwa penurunan ICP lebih sensitif dibanding kenaikan capex. Hal ini terjadi karena dengan perubahan ICP dan capex masing-masing sebesar 10%, IRR pada penurunan ICP turun menjadi 12,54%. Sedangkan IRR pada kenaikan capex, turun menjadi 13,07%.

---

The aluminum industry in Kuala Tanjung needs 2 × 350 MW of electricity to support increased production. Natural gas is one of the fuel choices to meet electricity needs. At present, the gas transmission pipeline to Kuala Tanjung has not been able to meet the needs of gas fuel for the Aluminum industry. LNG supply from other regions is an alternative. To receive LNG shipments, the Aluminum industry requires the construction of an LNG receiving terminal. Selection of storage tank selection and regasification technology are discussed qualitatively. The selection results of the onshore LNG receiving terminal stated that the type of storage tank selected was full containment and the regasification technology was the Open Rack Vaporizer (ORV). While the economic calculation results with the price formula for 13.5% ICP are IRR achieved at 13.5% and NPV $ 70,448,815. Changes in IRR of the two variables, namely increases in capex and decreases in ICP indicate that decreases in ICP are more sensitive than increases in capex. This happened because with changes in ICP and capex each by 10%, the IRR on ICP decreased to 12.54%. While IRR on the increase in capital expenditure dropped to 13.07."

"Perancangan LPG Plant dengan memanfaatkan gas suar bakar sebagai bahan baku kilang LPG bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan LPG Plant ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik dengan memanfaatkan gas suar bakar yang dihasilkan dari lapangan gas Tambun, Bekasi. Proses dasar LPG dari gas suar bakar adalah pemisahan menggunakan sistem refrijerasi. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara komersial yaitu jumlah komponen propana dan butana lebih dari 97,5 %. Dari hasil simulasi diperoleh produk LPG sebesar 120 ton per hari, kondensat 240 barrel per hari dan lean gas sebesar 11 MMSCFD. Biaya investasi LPG Plant dengan kapasitas 15 MMSCFD adalah US $ 31.63 juta dengan tingkat nilai pengembalian yang disyaratkan 10%/tahun NPV sebesar US $ 121,45 juta, IRR 62,58 % dan Payback Period 2 tahun.

---

LPG Plant design is to study whether the utilization of flare gas as the feed gas of LPG Plant feasible or not to be developed technically and economically. This study could be recommended as an alternative to fulfill the LPG demand in domestic. Selected process for LPG recovery is Refrigeration system. The product has to fulfill the LPG specification which contains more than 97.5 % of propane and butane.

From the simulation, the result product of LPG Plant is 120 tonne/day of LPG, 240 barrel/day of condensates and 11 MMSCFD of lean gas to pipeline. Economic analysis shows that the total capital investment of this plant with 15 MMSCFD capacity is US $ 31.63 million. In case of 10 % MARR, NPV results are US $ 121,45 million , IRR 62,58 % and payback period is 2 years."

"Dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo, PT X dihadapkan pada tantangan dalam memenuhi kebutuhan listrik proyek pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Bitung dan Palu. Tidak terjangkaunya jaringan pipa gas yang bersumber di sekitar Kota Luwuk dan kecilnya kebutuhan gas menjadi kendala. Gas alam dalam bentuk cair (LNG) menjadi alternatif untuk pasokan gas ke pembangkit listrik di Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) dan Gorontalo (100 MW) menggunakan sumber LNG dari Bontang maupun Sengkang dengan kebutuhan gas total sebesar 26,41 MMSCFD. Optimasi Logistik LNG perlu dilakukan untuk mendapatkan biaya transportasi minimum. Dengan membandingkan lima kapal LNG yang akan digunakan yaitu kapal berkapasitas 10.000 m³ sampai dengan 22.500 m³ yang ada di pasaran. Metode penelitian menggunakan Solver Add-In yang ada pada Microsoft Excel dengan objective function meminimalkan biaya Distribusi LNG. Hasil optimasi berdasarkan tiga skenario dan dua sumber LNG terhadap jarak sumber LNG ke tujuan pengiriman dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi LNG yang menghasilkan biaya distribusi minimum adalah menggunakan skenario Milk-Run dari sumber LNG Bontang dengan total biaya transportasi diperoleh sebesar USD 17.207.897 atau setara dengan 1,53 USD/MMBTU dengan satu buah kapal LNG berkapasitas 12.000 m³.

---

In the framework of fulfilling the electricity needs in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo, PT X is faced with challenges in fulfilling the electricity needs of the Special Economic Zone (KEK) development project in Bitung and Palu. The inaccessibility of gas pipelines sourced in and around Luwuk City and the small gas requirement becomes an obstacle. Liquefied Natural Gas (LNG) becomes an alternative to supply gas to a power plant in Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) and Gorontalo (100 MW) using LNG sources from Bontang and Sengkang with total gas requirements of 26.41 MMSCFD. LNG Logistics Optimization is necessary to obtain minimum transportation costs. By comparing five LNG vessels that will be used, with a capacity of 10,000 m³ up to 22,500 m³ on the market. The research method uses a Solver Add-In in Microsoft Excel with an objective function minimizing the cost of LNG distribution. The optimization results based on three scenarios and two sources of LNG on the distance of the LNG source to the delivery destination in a one-year period found that the LNG transportation method that produces minimum distribution costs using the Milk-Run scenario from the Bontang LNG source with total transportation costs of USD 17,207,897 or equivalent with 1.53 USD/MMBTU with one 12,000 m³ LNG capacity vessel."

"Sistem Ketenagalistrikan Provinsi Aceh dipasok oleh Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) berbahan bakar Liquefied Natural Gas (LNG), PLTU Batubara dan PLTD berbahan bakar solar serta transfer dari sistem Sumatera Utara saat beban puncak. Dimana bahan bakar LNG mendapat kiriman dari Kilang Tangguh Papua yang diregasifikasi di Perta Arun Gas, Lhokseumawe Provinsi Aceh, sehingga biaya produksi nya mahal karena jauhnya sumber pasokan gas. Untuk mendapatkan biaya produksi listrik yang lebih murah dapat dilakukan dengan menggunakan potensi gas yang ada di provinsi Aceh. Pada penelitian ini akan menghitung nilai keekonomian dengan membandingkan pemakaian dua jenis bahan bakar gas yaitu bahan bakar gas mulut sumur dan gas LNG untuk pembangkit listrik PLTG dan PLTMG, untuk mengetahui biaya produksi listrik masing-masing pembangkit dengan bahan bakar yang sama. Berdasarkan hasil perhitungan, Pembangkit listrik tenaga mesin gas dengan bahan bakar gas mulut sumur memiliki biaya produksi dengan nilai keekonomian paling baik yaitu 1,231.12 Rp/kWh lebih rendah dari tarif listrik sebesar 1,467 Rp/kWh, serta memiliki IRR sebesar 21,15% dan waktu pengembalian modal 5,54 tahun. Dengan mengetahui nilai yang paling ekonomis untuk pembangunan pembangkit dengan bahan bakar gas mulut sumur maka dapat dijadikan dasar untuk pengambilan kebijakan dalam pemilihan pembangunan pembangkit listrik yang ekonomis untuk daerah dengan potensi gas seperti di provinsi Aceh.

---

The Aceh Province Electricity System is supplied by Gas Engine Power Plant (GEPP) fuelled by Liquefied Natural Gas (LNG), Coal-fired power plant and Diesel Engine with Diesel fuel and transfers from the North Sumatra system during peak loads. LNG fuel is sent by ship from the Tangguh Papua Refinery which is regasification in Perta Arun Gas, Lhokseumawe, Aceh Province, so the production costs are expensive due to the distance from the gas supply sources. To get cheaper electricity production costs, it can be done by using the gas potential in Aceh province. In this study, the economic value will be calculated by comparing the use of two types of gas fuel, namely wellhead gas fuel and LNG gas for Gas Turbine and Gas Engine power plants, to determine the cost of electricity production for each power plant with the same fuel. Based on the calculation results, gas engine power plant with fuel from the Wellhead Gas has the best production costs with value of IDR 1,231.12/ kWh lower than the electricity tariff of IDR 1,467 /kWh, and has an IRR of 21,15% and a payback period of 5,54 years. By knowing the most economic value for the construction of power plant with Wellhead Gas, it can be used as a basis for policy making in choosing an economical power plant development for areas with gas potential, such as in Aceh province"

"Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi pemanfaatan gas suar bakar melalui pressurized LNG baik secara teknis maupun ekonomi untuk gas suar bakar pada Lapangan Gas Cemara Barat. Pressurized LNG merupakan metode untuk mencairkan gas pada tekanan yang tinggi, sehingga suhu pencairan gas tersebut akan lebih tinggi. Hasil penelitian ini menunjukkan perbedaan kondisi tekanan dan temperatur mengakibatkan teknik pencairan gas yang berbeda, dimana PLNG memiliki jumlah peralatan dan konsumsi energi yang lebih sedikit dibandingkan dengan LNG mini. Gas cair yang dihasilkan oleh kedua metode berbeda dimana LNG mini dengan mass flow 21,51 ton/hari dengan heating value 1065 BTUSCF sedangkan PLNG dengan mass flow 20,23 ton/hari dengan heating value 1050 BTUSCF. Secara ekonomi PLNG lebih menguntungkan dan tidak beresiko dengan nilai IRR yang lebih tinggi dari LNG mini sebesar 19,20% dengan PBP yang lebih kecil 5,6 tahun.

---

This study aims to know the potential of pressurized LNG in flared gas utilization both technically and economically for flared gas in Cemara Barat Gas Field. Pressurized LNG is a method to liquefy gas at high pressure, so that the liquefaction temperature of the gas will be higher.

The results showed that differences in pressure and temperature conditions resulting in different gas liquefaction technique, where the PLNG has a less number of equipmet and energy consumption than LNG mini. Liquefied gases produced by the two methods has some difference where LNG mini produced liquefied gas that has a mass flow of 22.09 tonnes/day with a heating value of 1065 BTUSCF, while PLNG produced liquefied gas that has a mass flow of 20,77 ton/day with a heating value of 1050 BTUSCF. Economically PLNG is more profitable and has a lower risk than LNG mini with hinger value of IRR at 19,20% and a smaller PBP at 5,6 years."

"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."