Abstrak –  Gas  alam  dapat  ditemukan  di  ladang  minyak, ladang  gas  bumi  dan  juga  tambang  batu  bara.  Gas  alam  cair (Liquefied  Natural  Gas,  LNG)  adalah  gas  alam  yang  telah diproses untuk menghilangkan pengotor dan hidrokarbon berat, kemudian  gas  alam  dikondensasi  menjadi  cairan  pada  tekanan atmosfer  dengan  mendinginkannya  sekitar  -160°  C. Proses pembuatan  LNG  dari  gas  alam  terdiri  dari  3  unit  utama, diantaranya 1. Treating unit: yang terdiri dari dehydration unit. 2. Fractionation unit : Plant  Fractionation Unit bertujuan untuk memisahkan  hidrokarbon  berat  dalam  gas  alam  sehingga menghasilkan  LNG  dengan  kandungan  methane  tinggi.  3.  CO 2 Removal  Unit  dan  Liquefaction  unit  :  yang  terdiri  dari Refrigeration  Unit  dan  Liquefaction  Unit  diikitu  oleh  CO 2 Removal.  Sekitar  sepertiga  atau  60  Trillyun  Ft3  cadangan  gas alam  di  dunia  berada  di  lepas  pantai,  sehingga  dengan  adanya Floating  LNG  plant  dapat  memaksimalkan  sumber  daya  gas alam  yang  selama  ini  masih  belum  terjamah.  Maka  dari  itu, Floating  LNG  Plant  ini  diproyeksikan  menjadi  solusi  jangka panjang guna memenuhi  pasokan gas untuk pembangkit listrik. Selain  itu  dapat  mengatasi  permasalahan  pembebasan  tanah untuk jalur pipa yang selama ini sulit untuk dilakukan, sehingga lebih  memungkinkan  untuk  membangun  pabrik  LNG  terapung (Floating  LNG  Plant). Proses  FLNG  ini  berlangsung  secara kontinyu,  selama  24  jam/hari  dan  330  hari/tahun  dengan perencanaan  sebagai  berikut  dengan  kapasitas  produksi  =  2,5 MTPA (Juta Ton/Tahun). Berdasarkan analisa ekonomi  dengan menggunakan  metode  pendekatan  Discounted  Cash  Flow  yang terdiri  dari  perhitungan  biaya  produksi  dan  aliran  kas/kinerja keuangan yang telah dilakukan, diperoleh hasil sebagai berikut: IRR  =  40,05  %  pertahun  Pay  Back  Periode  =  3,23  tahun  dan BEP  =  46,8  %  Ditinjau  dari  uraian  di  atas,  dapat  disimpulkan secara teknis dan ekonomis, bahwa pra desain pabrik “Floating LNG” ini layak untuk didirikan.
Kata Kunci — Floating, Gas Alam, Liquefaction, Pabrik

## I. PENDAHULUAN
I sektor gas alam, Indonesia masih tercatat sebagai salah satu  negara  penghasil  gas  alam  yang  diakui  dunia. Menurut  data  Departemen  ESDM  pada  2010  total  cadangan gas  alam  Indonesia  tercatat  mencapai  157,14  TCF  (triliun cubic  feet)  atau  4,449  x  1015  liter  (1  ft3  =  1027  btu  = 0,0283168  m3  =  0,21875  ton  =  0,0001767  boe,  barrel  of  oil equivalent). Dari jumlah tersebut, sebanyak 108,4 TCF (3,185 × 1015 liter) merupakan gas alam terbuktikan sementara 48,74 TCF  (1,914  ×  1015  liter)  sisanya  belum  terbuktikan  atau potensial. Indonesia memiliki cadangan gas alam yang sangat besar  dan  tersebar  di  berbagai  daerah  tetapi  untuk  saat  ini sumber gas alam Indonesia baru terdapat di empat tempat saja. Keempat  tempat  tersebut  adalah  Arun  (Nangroe  Aceh Darussalam), Pulau Natuna, Bontang (Kalimantan Timur), dan
Tangguh (Irian Jaya Barat).Pada tahun 2012 jumlah cadangan gas bumi yang ada telah mencapai 150.70 Trilyun ft3 dimana terdiri  atas  103.35  Trillyun  ft3  cadangan  terbukti  dan  47.35 Trillyun  ft3  cadangan  potensial [1] .  Dengan  tingkat  cadangan dan  tingkat  produksi  diatas,  maka  diperkirakan  kita  akan masih bisa menikmati gas alam dan hasil penjualannya selama kurun  waktu  62  tahun  ke  depan.  Gas  alam  merupakan  salah satu kekayaan alam Indonesia yang dapat dimanfaatkan untuk berbagai  produk,  salah  satunya  diolah  menjadi  LNG (Liquefied Natural Gas) yang merupakan energi bersih, bebas polusi  sehingga  banyak  diminati  oleh  negara-negara  industri maju  seperti  Jepang,  Korea,  dan  Taiwan.  LNG  (Liquefied Natural  Gas)  adalah  gas  alam  yang  telah  diproses  untuk menghilangkan  ketidakmurnian  dan  hidrokarbon  berat  yang kemudian dikondensasi menjadi cairan pada tekanan atmosfer dengan mendinginkannya  sekitar  -160°C. Pencairan gas alam menjadi  LNG  ini  bertujuan  untuk  memudahkan  transportasi dan penyimpanan.
Penyaluran  gas  dari  fasilitas  produksi  lepas  pantai  melalui pipa  ke  darat  biasanya  merupakan  opsi  pertama  dalam pemanfaatan  produksi  gas  lepas  pantai.  Meskipun  demikian penyaluran  gas  melalui  pipa  baru  dapat  secara  ekonomis dilakukan apabila produksi gas tersebut memadai dengan jarak yang relatif dekat. Hal tersebut juga menjadi alasan mengapa gas  lepas  pantai  sulit  untuk  dibawa  ke  darat  untuk dimanfaatkan. Untuk mengatasi hal seperti itu, dibuatlah suatu fasilitas  pengisian  gas  terapung  (Mini  LNG  Floating Production Storage Offloading) yang sifatnya dapat dipindah- pindahkan dan dapat diparkir dalam jangka  waktu yang lama sesuai kebutuhan.
Sekitar sepertiga atau 60 Trillyun Ft3 cadangan gas alam di dunia berada di lepas pantai, sehingga dengan adanya floating LNG plant dapat memaksimalkan sumber daya gas alam yang selama  ini  masih  belum  terjamah.  Pengembangan  teknologi LNG  lepas  pantai  pada  dasarnya  merupakan  penggabungan dari  teknologi  pencairan,  transportasi,  penyimpanan,  dan regasifikasi  LNG  yang  telah  berkembang  hingga  saat  ini dengan  teknologi  substruktur  lepas  pantai  yang  digunakan  di industri  minyak  dan  gas.  Pengembangan  terminal  produksi dan  ekspor  LNG  lepas  pantai  dapat  meningkatkan  peluang untuk pemanfaatan  gas terasosiasi  serta  stranded gas di lepas pantai  yang  selama  ini  tidak  termanfaatkan.  Sedangkan pengembangan  terminal  penerimaan  LNG  lepas  pantai  dapat menjadi  solusi  alternatif  di  tengah  semakin  semakin  sulitnya mendapatkan  lahan  yang  memenuhi  berbagai  kriteria  untuk terminal  penerimaan  LNG.  Permasalahan  keterbatasan  area, lingkungan,  keselamatan,  dan  keamanan  juga  mendorong adanya terminal penerimaan LNG di lepas pantai.

## Pra Desain Pabrik Floating Lng Di Blok Masela
Hadi Wiratama, Hezron Yerido, Gede Wibawa dan Kuswandi Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
e-mail : gwibawa@chem-eng.its.ac.id
D
FLNG  adalah  LNG  FPSO  (Floating,  Production,  Storage, dan Offloading System), dimana kapal dibangun sebagai suatu fasilitas  mandiri  yang  dapat  menerima  gas  dari  subsurface, melakukan  processing  (pengolahan,  pemisahan, dan pencairan),  penyimpanan,  dan  off-loading  di  suatu  lapangan gas di laut.
Sistem  pengoperasian  FLNG  sendiri  terdiri  dari pengondisian  gas  dan  pencairan  di  dalam  kapal  yang beroperasi di lautan lepas, kapal LNG pengirim, dan FSRU.
Gambar 1. Onshore LNG Value Chain

## Gambar 2. Offshore LNG Value Chain

## II. URAIAN PROSES PENELITIAN
Untuk  proses  pembuatan  LNG  terdapat  4  main  unit  yang diperlukan,  yaitu  Acid  Gas  Removal,  H2O  Removal, Fractination  Unit,  dan  Liquefaction  Unit [2] .  Namun  pada penelitian  ini  dipilih  proses  integrasi  antara  CO2  removal dengan liquefaction unit, dikarenakan pentingnya meminimalisir unit operasi di atas kapal yang memiliki tempat terbatas.
Di  setiap  unit  proses  perlu  dilakukan  seleksi  untuk menentukan proses yang paling efisien agar dapat memperoleh hasil  yang  maksimal  dalam  waktu  yang  seminimal  mungkin bergantung terhadap berapa banyak komposisi pengotor sperti H2O, CO2 dan H2S pada komposisisi feed gas. Berikut adalah komposisi gas di Blok Masela.
Tabel 1 Komposisi gas alam di Blok Masela Komposisi % mol N 2 0.933 CO 2 9.291 C 1 81.49 C 2 4.288 C 3 1.512 i-C 4 0.296 n-C 4 0.143 i-C 5 0.187 n-C 5 0.157 C 6 0.230
C 7 + 1.474 H 2 S 0.001 Total 100
Dari berbagai macam proses pembuatan LNG, perlu dilakukan suatu pemilihan proses untuk menentukan proses yang paling efisien agar dapat memperoleh hasil yang semaksimal mungkin dalam waktu yang seminimal mungkin.
Natural Gas Plant 1 Purification Unit (Acid gas Removal) Plant 2 Dehydration & Mercury Removal Unit Plant 3
Fractionation Unit
Plant 5 Liquefaction  Unit Plant 4 Refrigeration  Unit (C 3 & MCR) Flash Separation Acid Gas (CO 2 & H 2 S) H 2 O      Hg
Condensate Storage Tank LPG
Storage Tank Fuel Gas LNG Storage Tank
Gambar 3. Blok Diagram Proses Pembuatan LNG Secara Umum
Berdasarkan  seleksi  proses  yang  telah  dilakukan,  sehingga proses  yang  dipilih  adalah Expander  Cycle .  Hal  ini berdasarkan pertimbangan bahwa  proses ini  memiliki banyak keunggulan  untuk  diaplikasikan  pada  offshore  plant.  Sistem yang  dipilih  ini  membutuhkan  alokasi  tempat  yang  relatif paling  minim  dibandingkan  dengan  sistem  lainnya,  selain  itu tidak  terdapat  bahaya  pada  sistem  penampungan  refrijeran. Sistem  ini  juga  merupakan  yang  paling  flexible  terhadap perubahan  komposisi  feed  gas  sehingga  sangat  cocok  untuk diaplikasikan pada offshore plant. Sedangkan penggunaan dua expander ditujukan untuk menghindari kebutuhan pre-cooling, sehingga dengan menggunakan sistem ini tidak diperlukan lagi sistem  refrijerasi  (Plant  4).  Berdasarkan  pemilihan  sistem diatas,  maka  pada  pabrik Floating  LNG yang  akan  didirikan ini  tidak  terdapat  plant  untuk  refrijerasi  karena  telah terintegrasi langsung dengan sistem likuefaksi.
Dari  seluruh  tahapan  seleksi  proses  yang  telah  dilakukan untuk  tiap  plant,  berdasarkan  pertimbangan-pertimbangan kriteria  pemilihan teknologi Floating LNG Plant maka  untuk tahapan  Dehydration  proses  yang  dipilih  adalah  Adsorbsi menggunakan  Molecular  Sieve,  sedangkan  untuk  tahapan Acid  Gas  Removal  dan  Liquefaction  proses  yang  dipilih adalah Integrated  Liquefaction  and  CO 2 Removal yang merupakan  modifikasi  dari  proses Cryogenic  Freeze  Out (CFO).  Proses  Integrated  Liquefaction  and  CO 2 Removal  ini memiliki  prinsip  kerja  yang  sama  seperti  proses  CFO,  hanya saja  terdapat  sedikit  modifikasi  yakni pendinginan pada  Cold Box Exchanger hanya sampai pada titik triple point dari CO 2 kemudian  proses  pembekuan  dilakukan  di  luar Cold  Box Exchanger dengan  menggunakan JT-Valve kemudian dipisahkan  dengan  hydrocyclone.  Metode  Integrated Liquefaction  and  CO 2 Removal  ini  sampai  sekarang  masih dalam  proses  penelitian  dan  pengembangan  lebih  lanjut  oleh tim  peneliti  dari  Institut  Teknologi  Sepuluh  Nopember Surabaya

## A. Gas Dehydration Unit
Plant ini berfungsi untuk menghilangkan kandungan uap air (H 2 O)  padaa  feed  gas  untuk  mencegah  terbentuknya  hidrat serta  menghindari  terjadinya  pembekuan  air  pada  sistem perpipaan. Gas umpan (feed gas) yang berasal dari sumur akan dilewatkan  melalui  unit  pengering.  Penghilangan  uap  air  ini dilakukan dengan cara adsorpsi fisik menggunakan adsorbent molecular  sieve  tipe  3A  (ukuran  molekul  H2O  2,8Å). Penyerapan  uap  air  ini  dilakukan  hingga  kadar  uap  air (moisture) yang tersisa di dalam feed gas kurang dari 0.5 ppm.
Proses yang terjadi di (plant 1) adalah sebagai berikut. Feed gas  yang  berasal  dari  sumur  akan  masuk  ke Mixer  to Dehydration bersama  dengan  gas  hasil  recycle  proses regenerasi  molecular  sieve,  untuk  kemudian  dialirkan  ke dalam unit Molecular Sieve type 3A. Melalui proses adsopsi, gas  umpan  tersebut  akan  dihilangkan  kadar  moisture  nya hingga  dicapai  kadar  maksimum  0,5  ppm.  Gas  yang  sudah bebas  H 2 O  ini  dialirkan  ke De-Methanizer  Pre-Cooler sebagai  proses  pedinginan  awal  sampai  temperature  -50 o C melalui  pertukaran  panas  dengan  produk  atas  dari De- Methanizer untuk  kemudian  diproses  lebih  lanjut  pada  unit fraksinasi (Plant 2).
Molecular Sieve  akan diregenerasi tiap delapan jam secara bergantian, dengan tujuan untuk menghilangkan uap air yang terakumulasi  di  dalam  molecular  sieve.  Waktu  yang dibutuhkan  untuk  regenerasi  adalah  8  jam,  yang  terbagi menjadi  tiga  tahapan.  Tahapan  pertama  adalah  tahap pemansana  selama  270  menit,  kemudian  tahap  pendinginan selama  150  menit  lalu  diakhiri  dengan  tahap  standby  untuk menunggu  sebelum  kolom  lain  di  regenerasi.  Saat  salah  satu drier diregenerasi, dua drier yang lain akan beroperasi. Untuk mengaktifkan  kembali  molecular  sieve  yang  sudah  jenuh, dipakai  gas  panas  bertekanan  66  bar  dan  temperatur  270 o C yang  telah  dipanaskan  oleh Regenerator  Heater .  Gas  panas tersebut  dilewatkan  secara  berlawanan  arah  dari  sistem pengering,  yaitu  dari  bawah  ke  atas.  Air  yang  sudah teradsorbsi  oleh  molecular  sieve  akan  menjadi  uap  bersama- sama hidrokarbon berat dan ikut dengan gas regenerasi keluar kemudian  didinginkan  di Drier  Reactivation  Cooler . Selanjutnya dialirkan ke Knock Out Water  untuk memisahkan air yang terikut. Air yang telah terserap keluar sebagai  waste water,  sedangkan  gas  sisa  regenerasi  akan  ditarik  oleh Drier Reactivation  Compresor sampai  tekanan  69  bar  dan dikembalikan  lagi  sebagai  gas  umpan  ke Mixer  to Dehydration .

## B. Fractionation Unit
(Plant  2)  atau  fractionation  unit  berfungsi  untuk memisahkan  fraksi  ringan  dengan  fraksi  berat  dari  gas  alam berdasarkan  titik  didih  komponennya.  Pada  plant  ini  akan dihasilkan produk sebagai berikut :
1. Komponen  metana  sebagai  bahan  baku  utama  proses pembuatan LNG
2. Campuran Propana  dan butana  langsung  masuk  menjadi kondensat karena komposisinya yang sangat kecil.
3. Kondensat C5+ sebagai produk samping.
Sistem  fraksinasi  ini  bekerja  berdasarkan  prinsip  distilasi dan  hanya  memakai De-Methanizer dikarenakan  komposisi propane  yang  kecil  sehingga  tidak  memerlukan  lebih  lanjut unit fraksinasi.
De-Methanizer Fungsi De-Methanizer adalah untuk memisahkan komponen methane  dari  feed  gas  dengan  kadar  minimal  55%  sebelum masuk  ke  sistem  penghilangan  CO 2 di  kolom  CFZ.  Feed  gas kering yang telah bebas dari H 2 O dipertukarkan panas dengan De-Methanizer untuk didinginkan hingga temperatur sekitar  - 20 o C. Selanjutnya akan dilewatkan melalui expansion valve untuk diturunkan tekanannya sampai 45 bar. Feed gas masuk ke De- Methanizer  pada temperatur sekitar -20 o C dan tekanan 45 bar.
Pada  temperatur  ini,  hidrokarbon-hidrokarbon  berat  (C3  ke atas)  dalam  gas  alam  akan  mengembun  dan  mengalir  ke bawah.,  sedangkan  hidrokarbon  ringan  naik  ke  atas  menara De-Methanizer . Steam pemanas pada reboiler akan memberikan panas yang dibutuhkan  untuk  memisahkan  hidrokarbon  ringan  yang terikut  ke  bawah  bersama  hidrokarbon  berat  dengan  jalan mendidihkan  kembali  cairan  yang  turun  ke  bawah.  Uap  dari puncak  De-Methanizer  akan  didinginkan  hingga  temperatur  - 60 o C  di De-Methanizer  Overhead  Condensor dengan menggunakan  refrijeran  nitrogen.  Aliran  kemudian  menuju ( Scrub Reflux Accumulator ) untuk dilakukan pemisahan antara aliran  reflux  dengan  aliran  produk.  Aliran  reflux  akan dikembalikan  ke De-Methanizer ,  sedangkan  produk  atas  dari kolom  akan  dialirkan  ke Controlled  Freeze  Zone (Plant-3) untuk  dihilangkan  kadar  CO 2 nya.  Sebagian  besar  aliran  ini terdiri  dari  fraksi  metana.  Cairan  dari  bottom  langsung menjadi kondensat karena jumlah propane yang sangat sedikit. Faktor-faktor yang harus dikontrol pada kolom ini diantaranya tekanan kolom, laju refluks, dan komposisi produk atas.
Plant ini tidak  memakai  unti  fraksinasi lainnya  seperti De- Ethanizer dll  dikarenakan  komposisi  feed  (C3+)  yang  sangat kecil,  untuk  menghemat  biaya  pengoperasian,  maka pemisahan  kondensat  dengan methane hanya  di De- Methanizer.
C. Integrated CO 2 Removal and Liquefaction
Gas  hasil  produk  atas  distillation  column  I  yang  banyak mengandung  metana,  etana  dan  CO 2 akan  dialirkan  menuju unit  CO 2 removal.  CO 2 removal  unit  ini  menggunakan  CFO yang  terintegrasi  sebagai  purification  unit  dan  liquefaction unit.  Pada  unit  ini  akan  terjadi  pembekuan  CO 2 yang terkandung  dalam  aliran,  pembekuan  ini  dikarenakan  adanya pendinginan  oleh  refrigerant  nitrogen  dan  ditekan  oleh JT- Valve ,  dengan  cara  ini  maka  metana  dan  etana  akan  berupa liquid sedangkan CO 2 akan memadat.
Aliran  gas  alam  akan  mengalir  ke LNG  exchanger yang bekerja  dengan  sistem  refrigeration  system  menggunakan Nitrogen  Cycle.  Aliran  proses  masuk  ke LNG  exchanger dengan  suhu  68.04 o C  kemudian  akan  keluar  dari LNG exchanger dengan suhu -99,7 o C. Satu  aliran  akan  ditarik  dari LNG  exchanger ,  yaitu  aliran propane. Aliran propane yang sebelumnya tidak dipisahkan di Fraksinasi  unit  akan  dipisahkan  melalui  De-Propanizer. Pengambilan  aliran  ini  untuk  mengurangi  kadar  propane didalam    campuran  methane.  Propane  dipisahkan  dari LNG exchanger ketika  sudah  dalam  fase  liquidnya,  sekitar  suhu  - 78,70 o C dan tekanan 42 bar.
Aliran  keluaran  utama  (methane) LNG  exchanger akan ditekan dengan JT-Valve dan aliran akan terbentuk solid CO2. Aliran  ini  akan  masuk  ke  Hydrocyclone  untuk  memisahkan solid  CO 2 dengan  fase  liquidnya.  Produk  atas  dari hydrocyclone akan menghasilkan campuran gas liquid produk utama (LNG), dan produk bawah (solid CO 2 ) akan dikirim ke tempat  pembuangan.  Aliran  overflow  yang  keluar  dari hydrocyclone aka  dimasukkan  ke  dalam  flash  drum  sehingga terpisah menjadi gas alam fase cair dan gas. Produk gas alam cair  berikutnya  dimasukkan  ke  dalam  storage  pada  suhu  - 164.7 o C dan tekanan 80 kPa, sedangkan gas alam yang masih
berfase gas akan direcycle ke awal proses sebelum memasuki proses Dehydration Unit.
Tabel 2 Spesifikasi Produk

## Gambar 4. Process Flow Diagram Floating LNG Plant

## III. PEMBAHASAN

## A. Produksi
Berikut merupakan hasil perhitungan dari material balance pabrik Floating  LNG, dimana  kapasitas feed sebesar 16.584.476  ton  gas  alam/tahun  dan  produk  yang  dihasilkan sebesar 2.482.539 ton LNG/tahun

## B. Analisa Ekonomi
Dari  hasil  perhitungan  pada  neraca  ekonomi  didapatkan Total  Cost  Investment pabrik  ini  sebesar  USD  5.005.948.841 dengan bunga 12% per tahun  dan NPV 25 tahun sebesar USD 24.179.640.000.
Selain itu, diperoleh IRR sebesar 40.05% dan BEP sebesar 46.8  %  dimana  pengembalian  modalnya  selama  3.23  tahun. Umur  dari  pabrik  ini  diperkirakan  selama  25  tahun  dengan masa periode pembangunannya selama 2 tahun.

## IV. KESIMPULAN
Berdasarkan  hasil  analisa  ekonomi  didapatkan  nilai  IRR sebesar 40.05% yang lebih tinggi dari suku bunga bank yaitu 12%  per  tahun,  NPV  25  tahun  sebesar  USD  24.179.640.000 dimana  pengembalian  modalnya  selama  3.23  tahun  maka pabrik Floating LNG ini layak didirikan.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Putri  PA,  Hajar  SS,  Wibawa  G,  Kuswandi.  Plant  Design  of  Cluster Energy  (Liquefied  Natural  Gas)  in  Bukit  Tua,  Gresik.  Teknik  Pomits 2013; Vol. 2, No. 1: 53-55
[2] Fahmi  M,  Fauzi  M,  Wibawa  G.  Studi  Awal  Desain  LNG  (Liquefied Natural Gas) Plant Dari Coal Bed Methane (CBM) Dengan Kapasistas Feed 40 MMSCFD. Teknik Pomits 2013; Vol. 2, No. 2: 224-227
[3] Brownell,  Lloyd  E.  dan  Edwin  H.  Young,  ” Process  Equipment Design ”, John  Wiley & Sons, New York, 1959.
[4] Coulson,  JM,  and  Richardson,  JF,” Chemical  Engineering ”,  Vol  6, John Willey and Sons, Inc.,1957.
[5] Crownover,C.F. " Solidification of Acidic Components in Natural Gas ," U.S. Patent 3,398,544, Aug. 27, 1968.
[6] Geankoplis,  Christie  J., ”Transport  Processes  and  Unit  Operations ”, 3 rd edition,         Prentice-Hall of India, New Delhi, 1997.
[7] Hetland,  Jens.  “ Security  of  Natural  Gas  Supply  Through  Transit Countries ”, Kluwer Academic Publisher. Georgia, 2003.
[8] HANDBOOK  ESDM  2013,  Departemen  Energi  dan  Sumber  Daya Mineral. 2013
[9] ITS – DSME, “ Conceptual Design of LNG Top Side Process ”, Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co.Ltd, Korea, 2010.
[10] ITS – DSME, “ Process Description for Indonesia Gas Data ”, Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co.Ltd, Korea, 2010.
[11] Kern,  Donald  Q.,  ” Process  Heat  Transfer ”,  International  Edition, McGraw-Hill Book Company, Tokyo, 1965.
[12] Kidnay, Arthur J dan Parrish, William R., ”Fundamentals of Natural Gas Processing”, Taylor & Francis Group, London, 2006.
[13] Kirk  Othmer,” Encyclopedia  of  Chemical  Technology ”,  2 nd Edition, volume  3,  Interscience  Publisher  John  Willey  and  Sons.,  Inc,  New York, 1998.
[14] McCabe,  W.L.,  dan  J.C.  Smith.  1985. Unit  Operation  of  Chemical Engineering. Singapura: McGraw-Hill International Book Company.
[15] Neraca  Gas  Indonesia  2010-2025,  Departemen  Energi  dan  Sumber Daya Mineral,2012.
[16] Perry,  Robert  H.  and  Don  Green,  “ Perry’s  Chemical  Engineers’ Handbook ”, 7 th edition, McGraw-Hill Book Company, New York.
[17] Peters,  Max  S.,  Klaus  D.  Timmerhaus,  dan  Ronald  E.  West,  “ Plant Design and Economics for Chemical Engineers ”, 5 th edition, McGraw- Hill Book Company, Boston, 2003.
[18] Shreve, R.N., “ Chemical Process Industries ”, 2 nd edition, Kogakusa Co Ltd, Tokyo,1959.
[19] Shukri,  Tariq.,  ‘”LNG  Technology  Selection”,  Foster  Wheeler,  UK. 2004.
[20] Suprapto  Yoga.N.,  “ LNG  and  The  World  of    Energy ”,  1 st edition, Pertamina (Persero), Jakarta,2007.
[21] Ulrich,  Gael  D.,  ” A  Guide  to  Chemical  Engineering  Process  Design and Economic” , John Wiley & Sons, Canada, 1984.
[22] United States Patent Document, No : 4533372. Agustus 1985.
[23] Van Ness, S, “ Introduction to Chemical Engineering Thermodynamics ”, 4 th edition, International edition, McGraw Hill  Inc, Singapore, 1967.
[24] Vilbrant,  Dryden, “Chemical  Engineering  Plant  Design” ,  4 th edition, McGraw Hill, New York, 1959.
[25] Walas,  Stanley  M, “Chemical  Process  Equipment” ,  Butterworth- Heinemann, USA, 1988.
[26] Warren L. Mc. Cabe, Julia C. Smith, “Unit Operations of
[27] Chemical  Engineering ”,  Mc  Graw  Hill  Book  Company,  New
York,1976. Limit Product Product LNG HHV 950-1150 btu/scf 1038 btu/scf C1 content Min 75 mol % 95,6 % CO 2 content < 50 ppmv 35 ppmv H 2 S content < 4 ppmv 3,4 ppmv H 2 O < 0,5 ppmv 0,004 ppmv C 4 + content < 2.0 mol % 0,000296 %
C 5 + content < 0.1 mol % 0,00000311 %