PT PERTAMINA HULU ENERGI
FT-PROVE FT-PROVE DURIAN NAMBO NAMB O MENING MENINGKATK KATK AN CADANGAN GAS TERBUKTI ( PROVED) SEBESAR ~1 TCF DENGAN MENGGUNAKA MENGGUNAKAN N NAMBO INTEGRATED GGRP STUDY ” “NAMBO INTEGRATED DI LAPANGAN SENORO – JOB PERTAMINA MEDCO E&P TOMORI SULAWESI
JOB PERTAMINA MEDCO E&P TOMORI SULAWESI PT PERTAMINA HULU ENERGI 2018
0
FT-PROVE DURIAN NAMBO Nama Gugus
:
FT-PROVE DURIAN NAMBO
Fungsi
:
SUBSURFACE
UO/UB/AP
:
JOB-PMTS-PHE
Direktorat Fasilitator
: :
Ketua
:
Sekretaris
:
An gg ot a
:
Didirikan pada Jumlah Tema yang diselesaikan
:
HULU Waris Budi Raharjo (35000073-Exploitation SH) Danny Hutagalung (36000031-Res. Eng) Victor Purba (20149073-Prod.Eng) 1. Diniko Nurhajj (36000035-Geologist) 2. Putu Yoga (20129055-Geophysicist) 3. Shun Dotoku (90500252-Res. Eng) 2016
:
0
Diagram Diagram Proses : Reservoir Volume Analysis
Production Data Analysis
-SeismicInterpretation -Fluid Contact (Integrated Pressure Test, PVT & Saturation Log) DN
-Material Balance Analysis -Multiwell Rate Transient Analysis DN -Integrated Volumetric Analysis using Advanced p/Z p/Z and RTA RTA Analysis DN
Produk dan Bid ang Usaha: Usaha: JOB PMTS adalah anak perusahaan dari PHE, Medco E&P, dan TEL yang bergerak di bidang eksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi dengan wilayah kerja di Kabupaten Banggai, Sulawesi Tengah, dengan produksi gas sebesar 310 MMscfd dan kondensat 7,750 Bcpd. Lingkup Kerja Gugus: FT-Prove Durian Nambo beranggotakan 5 profesional dengan berbagai disiplin (Geophysicist, Geologist, Reservoir Engineer, Production Engineer ) di bawah Technical Planning Department . Sesuai deskripsi tugas dan tanggung jawab serta arahan manajemen JOB PMTS, Gugus Durian Nambo bertugas untuk melakukan integrated dan comprehensive study dalam menentukan jumlah cadangan Original Gas In Place (OGIP) dan Estimated Ultimate Recovery (EUR) di Lapangan Senoro, terkait dengan penentuan strategi pengembangan lapangan dalam bentuk POD Senoro fasa-2. FT Prove Durian Nambo dibentuk dari 4 disiplin antara lain: 1. Geophysic : Melakukan interpretasi seismic, structural modeling, dan petrophysic analysis 2. Geology : Melakukan interpretasi geology , property modeling, dan perhitungan cadangan 3. Reservoir Engineering : Melakukan analisa PVT dan core, pressure test, material balance, well testing , RTA, dynamic modeling, optimisasi lapangan, keekonomian lapangan, dan sertifikasi cadangan 4. Production Engineering : Melakukan alokasi produksi, produksi, data surveillance dan nodal analysis Struktur Organisasi : Achmad Zaidy General Manager
(TBA) Technical Technical Planning Senior Manager
Core Analysis -Porosity -Net to Gross -Water Saturation from High Pressure Centrifuge Measurement DN
Static Model
OGIP
Dynamic Model
EUR
Petrophysics Analysis
History Matching and Aquifer Performance Prediction
-Net To Gross using Spectroscopy MineralogyAnalysis DN -Porosity -Water Saturation
-HM Quality Analysis Applying Objective Function DN -Periodic Fluid Contact Monitoring using Saturation Log DN -Core Analysis -Well Test Analysis
Junaedi Subsurface Eng. SH
Danny Hutagalung Shun Dotoku Victor Purba Reservoir Engineer Reservoir Engineer Production Engineer
Waris Budi Exploitation SH
Diniko Nurhajj Geologist
Putu Yoga Geologist
Jadwal Rencana Rencana Kegiatan dan Realisasi Realisasi : PDCA
Langkah Kegiatan
RENCANA KEGIATAN DAN REALISASI Mar-16 Apr-16 May-16 Jun-16 Jul-16 A ug ug- 16 16 S ep ep -1 -1 6 O ct ct -1 -1 6 N ov ov -1 -1 6 D ec ec -1 -1 6 J an an -1 -1 7 F eb eb -1 -1 7 Ma rr- 17 17 A pr pr -1 -1 7 Ma yy- 17 17 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Plan Actual Plan 2. Menetapkan Faktor-Faktor Penyebab Actual PLAN Plan 3. Menetapkan Penyebab Dominan Actual Plan 4. Merencanakan Perbaikan Actual Plan DO 5. Melaksanakan Perbaikan Actual Plan CHECK 6. Mengevaluasi Hasil Actual Plan 7. Standardisasi Actual ACTION Plan 8. Menetapkan Tema Berikutnya Actual 1. Menentukan Tema dan Sasaran
1
FT-PROVE DURIAN NAMBO
Ringkasan Risalah
Continuous Improvement Program (CIP) Judul Risalah
: Meningkatkan Cadangan Gas FT-Prove PC-Prove I-Prove Terbukti Terbukti (Proved) Proved ) Sebesar ~1 Tcf Dengan Menggunakan “Nambo Integrated GGRP Nama Gugus : FT-PROVE DURIAN NAMBO Study” Study ” di di Lapangan Senoro – Senoro – JOB Pertamina Medco E&P Tomori Sulawesi
Direktorat : Hulu
Uraian Singk at Masalah / Kejadian / Fakt Fakt a : JOB PMTS memiliki komitmen penjualan gas sebesar 310 MMscfd sam pai tahun 2027, yang saat ini dipasok dari Lapangan Senoro Utara. Berdasarkan hasil sertifikasi cadangan oleh independent certificator , “Gaffney, Cline & Associates” (GCA) pada pada tahun 2014, plateau gas dari lapangan Senoro Utara akan mulai decline pada tahun 2023. Dampak dari Masalah / Kejadian / Fakta : Akibat dari kejadian di atas, akan mengakibatkan terjadinya shortfall (selisih antara komitmen penjualan gas dengan penjualan aktual) sebesar 455 Bcf atau senilai Rp 27,3 Triliun gross revenue dengan asumsi harga gas USD 4/MMbtu (berdasarkan harga floor price ke salah satu pembeli). Faktor Penyebab Masalah / Kejadian / Fakta : Adanya uncertainty yang tinggi dari aspek subsurface menyebabkan nilai Original Gas in Place (OGIP) atau cadangan awal di reservoir, dan Estimated Ultimate Recovery (EUR) atau cadangan maksimum yang dapat diproduksikan, memiliki variasi angka P90 (estimasi paling rendah dengan tingkat kemungkinan di atas 90%) sampai P10 (estimasi paling tinggi dengan tingkat kemungkinan di atas 10%) yang sangat lebar. Angka P90 merupakan volume gas yang dapat dijual sehingga hasil sertifikasi cadangan oleh GCA tahun 2014 menjadi pesimis dari aspek komersial. Solusi Penyelesaian / Upaya Perbaikan : Perlu dilakukan integrasi studi yang comprehensive dari aspek Geophysic, Geology, Petrophysic, Reservoir dan Production Engineering dengan advanced method untuk mengevaluasi kembali parameter volumetrik dan analisa data dinamik agar mendapatkan OGIP dan EUR yang konsisten dan akurat. Value : Quality Cost Delivery HSSE Morale Creation Kondis i Saat Ini Hasil Setelah Perbaikan Perbaikan : Berdasarkan hasil sertifikasi cadangan oleh sertifikator cadangan internasional yang independen yaitu GCA ditahun 2016, dengan total biaya akuisisi data dan studi sebesar Rp 8,1 Milyar, diperoleh kenaikan cadangan terbukti (proved) yang signifikan sebesar ~1 T cf dari lapangan Senoro Utara dan Selatan. Hal ini berimplik asi pada terpenuhinya komitmen penjualan gas sampai akhir kontrak sehingga tidak terjadi shortfall sebesar 455 Bcf. Sebaliknya, hasil sertifikasi ini memberikan potensial revenue kepada Perusahaan sebesar Rp 58 Triliun dari peningkatan cadangan sebesar ~1 Tcf. Selain divalidasi oleh sertifikasi internasional, angka cadangan ini juga telah divalidasi oleh sertifikator cadangan nasional, LEMIGAS, dan oleh Komite Cadangan Hulu (KCH) Pertamina (Persero).
Dari hasil persetujuan amandemen Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) dengan Panca Amara Utama (PAU) dan PJBG baru dengan Perusahaan Listrik Negara (PLN), diperoleh perubahan alokasi cadangan kategori C1 ke P1 sebesar 37 Bcf atau minimum projected income ke perusahaan sebesar Rp 2,6 Triliun (tidak termasuk kondensat). Konvensi
: APQA
Tahun : 2018
Nomor CIP : 2017-Upstream-05-CIP-014
Kode Upload KOMET : 170730001
2
FT-PROVE DURIAN NAMBO PLAN
LANGKAH 1 – MENEN MENENTUKAN TUKAN TEMA & SASARAN
1.A IDENTIFI IDENTIFIKASI/ANAL KASI/ANAL ISA MASALAH MASAL AH Lapangan Senoro merupakan lapangan gas yang terletak dalam Blok Senoro – Toili di Sulawesi Sulawesi Tengah. Berdasarkan sertifikasi cadangan oleh GCA tahun 2014, Proved EUR dari Lapangan Senoro sebesar 1,65 Tcf, yang terdiri dari Senoro Utara sebesar 1,07 Tcf dan Senoro Selatan sebesar 0,58 Tcf. JOB PMTS memiliki kontrak Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) sebesar 1,42 Tcf ke Donggi Senoro LNG (DSLNG) dan Panca Amara Utama (PAU). Adanya klausal penalti dalam kontrak penjualan gas mendorong agar Lapangan Senoro mampu untuk memenuhi komitmen dalam kontrak. Saat ini, 10 sumur telah berproduksi di Senoro Utara untuk memenuhi kebutuhan penjualan gas sebesar 310 MMscfd ke pembeli. Oleh karena keterbatasan data dan ketidakpastian yang ada dari aspek subsurface, maka permasalahan yang dapat timbul adalah sebagai berikut: A. Ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas (2014 – 2027) B. Fluida reservoir yang lebih korosif C. Kerusakan permanent downhole gauge D. Kerusakan pada choke valve
LOCATION LOCATION MAP MAP OF OF JOB JOB PERTAMINA-MEDCO PERTAMINA-MEDCO E&P E&P TOMORI TOMORI SULAWESI SULAWESI SENORO SENORO – TOILI BLOCK BLOCK – TOILI
Tg. Pangkalasen
Tg. Batuhitam
1590
Tg. Api
Ampana
Poh Bantayan
Bunta
S . M
i n
h a
a
n t a w a
G. Tokala
KABUPATEN G. Tenamatua MOROWALI
l . T o m Morowali o r i
KOLONEDALE
Momo
G. Morowali
C o M n o s r e o r w v a a t i l i o n A r e T a e
700
Rata Pandauke
T
e
. B
l
a
n
P.Bangkalan
g
Tataba
k a
l
Bulag
1059
a n
Salakan
G. Tombila
k
i
Toili
Donggi -1
G. Tambusini
A L
E
S
a
S . M
G. Ponggawa
Watambayoli
Batui
o r a
Sabal Balo
P.Peleng
E L E
n
Balantak Tg. Dongo
a
P
.
H n S g A - W W i l i
S . T o
SULAWESI TENGAH 1400
1224
t a
T
S S i
Bangkiriang ConservationArea
PROPINSI
Uekali
Te l. L a
N G
G. Tumpu
2284
G. Lumut
G. Katoposa
POSO POSO POSO
G. Balantak
m
Tg. Tuwis
BANGGAI 2400
2835
Tongku
TELUKPOSO
1512
Biak
LUWUK
KABUPATEN
G. Lontio
Pangkalaseng
G. Tumputiga
Pagimana
Mantawa
g n e l e P . T
SENORO SENORO GAS GASFIELD FIELD
SENORO AREA SENORO AREA
KEP. BANGGAI
Kolo Bawah
Baturube
Tabulan
TIAKA TIAKA OILFIELD OILFIELD
Liang
Mansalean
P.Labobo
P.Bangkulu
MATINDOK MATINDOK BLOCK BLOCK operated operate d by by PT. PT.PERTAMINA PERTAMINA
TOILI TOILI AREA AREA
Tinompo
Moahino
Solonsa
Bahumbelu
Ronta
Wosu
PROPINSI
SULAWESI SELATAN Wotu
D . M a t a a n o
Bungku
SOROAKO SOROAKO Malili
Bahaldopi
D. Mahalona
0
35 Km
1422
D. Towuti
G. Karoni
Permasalahan tersebut di atas sesuai dengan lingkup kerja gugus FT Prove Durian Nambo yang beranggotakan personil dengan kompetensi meliputi Geology, Geophysics, Reservoir dan Production Engineering dalam Departemen Technical Planning JOB PMTS. Tugas utama gugus ini adalah untuk mengevaluasi karateristik dan performance sumur reservoir di Lapangan Senoro dalam memastikan produksi yang berkesinambungan.
1.B ANALISA/STRATIFIKASI ANALISA/STRATIFIKASI MASALA H No
Identifikasi Masa Masalah lah
Analisa/Potensi Masa Masalah lah
Loss/Kerug ian
Ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas
Terjadinya shortfall sebesar 455 Bscf
B
Fluida reservoir yang lebih korosif
Kebocoran pada tubular
C
Kerusakan permanent downhole gauge
Tidak dapat diperoleh data tekanan dan temperatur bawah sumur
Biaya akuisisi data dengan Slickline sebesar Rp 60 Milyar
D
Kerusakan pada Choke Valve
Tidak dapat mengatur rate sumur dengan akurat
Biaya well service untuk penggantian choke valve sebesar Rp 9,7 Milyar
A
Potensi kehilangan revenue sebesar Rp 27,3 Triliun Pekerjaan well service sebesar Rp 270 Milyar
Berdasarkan hasil sertifikasi cadangan oleh GCA tahun 2014, forecast produksi lapangan Senoro Utara tidak mampu untuk memenuhi komitmen penjualan gas sampai akhir kontrak di tahun 2027 (PJBG sebesar 1,42 Tcf). Shortfall (selisih antara komitmen penjualan gas dengan penjualan aktual) diperkirakan sebesar 455 Bcf atau setara dengan Rp 27,3 Triliun. North Senoro 2014 GCA 400 350 ] d 300 / f c s M M250 [ e t a r n 200 o i t c u d 150 o r p s a 100 G
Shortf Shortfall all 455 Bcf (Rp 27,3 Triliun)
50 0 2014 20 14 20 2015 15 20 2016 16 20 2017 17 20 2018 18 20 2019 19 20 2020 20 20 2021 21 20 2022 22 20 2023 23 20 2024 24 20 2025 25 20 2026 26 20 2027 27
3
FT-PROVE DURIAN NAMBO 1.C PRIORITAS MASALAH (PARETO) Identifikasi Masalah
A
B C D
Ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas Fluida reservoir yang lebih korosif Kerusakan permanent downhole gauge Kerusakan pada Choke Valve Jumlah
Potensi Kerugian (Milyar IDR)
% Relatif
% Kumulatif
27300
98.77%
98.77%
270
0.98%
99.75%
60
0.22%
99.96%
9.7
0.04%
100.00%
27640
100%
Pareto Masalah ) h 900 a i 27300 p u 800 R r 700 a y l i 600 M ( n 500 a i g 400 u r e 300 K i s 200 n e t 100 o P 0
100% 98.77%
99.96%
99.75%
100%
e v i t a l u m 90% u C t n e c r 85% e P 95%
27300
270
60
9.7
A
B
C
D
80%
Berdasarkan Diagram Pareto di atas, permasalahan utama yang harus diselesaikan adalah ketidakmampuan pemenuhan kontrak PJBG yang berpotensi menimbulkan kerugian sebesar Rp 27,3 Triliun dengan persent ase sebesar 98%.
1.D PENETAPAN TEMA & K OMPLEKSITAS MASAL AH Sesuai dengan arahan Operation Committee dalam OCM meeting pada tanggal 24 Maret 2016 ( Lampiran 1.D.1), maka dibentuklah FT-Prove “Durian Nambo” untuk menjamin pasokan gas ke pembeli dengan melakukan efisiensi biaya dan meningkatkan nilai aset Perusahaan, sehingga tema yang dipilih adalah “Meningkatkan Cadangan Terbukti sebesar ~1 Tcf di Lapangan Senoro ”. Lapangan ini memiliki kompleksitas yang tinggi dikarenakan terdiri dari reef dan platform carbonate yang sangat heterogen. Hal ini sesuai dengan d eskripsi tugas dan tanggung jawab FT-Prove Durian Nambo dalam melakukan improvisasi dan inovasi untuk memberikan nilai tambah bagi Perusahaan, serta menjadi KPI sesuai arahan manajemen JOB PMTS dan Share Holders (PHE, Medco, TEL) dalam mempersiapkan POD Senoro Fasa-2 (Lampiran 1.D.2).
1.E ANALISA RISIKO ( RISK MATRIX PERTAMINA) Inherent No
1
P ro se s Bi sn is
Pemenuhan Supply Gas ke Existing Buyer
Kejadian Risiko (Risk Event)
Tidak dapat Strategic & memenuhi supply Planning Risk gas ke existing buyer
Penyebab Risiko (Risk Agent)
-Cadangan Gas yang lebih kecil -Produktivitas sumur yang rendah -Produksi air formasi yang lebih cepat -Formation damage
Gejala Risiko (KRI)
-Property reservoir yang lebih rendah -Heterogeneity di Reservoir -Adanya fracture dan fault -Mechanical skin akibat drilling/completion fluid
Faktor Positif (Control)
-Penurunan Tekanan Reservoir yang kecil -Data welltest -Tersedia data deliverability dari 10 sumur -Permeability aquifer yang kecil -Telah dilakukan simulasi
Dampak Kualitatif
Ter jadi Shortfall sebesar 455 Bc f
Dampak Kuantitatif (Milyar IDR)
27300
PETA RISIKO INHERENT Definetely Almost Certain Likely
1
Moderate Unlikely Rare Insignificant
Minor
Moderate
Significant
Catastrophic
1.E PERSETUJUAN ATASAN
4
) yt
s
Kategori Risiko
N ir
at
P
k lii a a m
p
r
R(
a k
b
b
oi
b ro P
4
r P
D
5
e is R
20
N
u
m
FT-PROVE DURIAN NAMBO
PLAN
LANGKAH 2 – MENETAPKAN FAKTOR-FAKTOR PENYEBAB
2.A DIAGRAM TULANG IKAN ( FISHBONE DIAGRAM) Method
Material Semen di belakang casing tidak baik
Produksi air akibat channeling
Manajemen reservoir yang tidak baik
Perhitungan OGIP dan EUR yang kecil
Prediksi penurunan tekanan yang lebih cepat
Man Engineer kurang pengalaman dan kompeten
Produktivitas sumur turun
Produksi gas terganggu
Ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas (Terjadi Shortfall sebesar 455 Bscf atau Rp 27,3 Triliun)
Produksi air akibat coning Produksi gas terganggu
Produksi gas terganggu Produktivitas sumur turun
Produktivitas sumur turun
Terobosan air lebih awal
Penetrasi reservoir tidak optimal
Kerusakan pada formasi
Kenaikan level air formasi
Perforasi tidak sesuai target
Akumulasi kondensat di lubang sumur
Tekanan aquifer yang kuat
Machine
Environment
Environment
2.B ANALISA SEBAB-AKIBAT Faktor Penyebab
d o ht
Perhitungan OGIP dan EUR yang kecil
Analis a/ Uraian
e
l
M
ia r et
Semen di belakang casing tidak baik
a M
n a M
Engineer kurang pengalaman dan kompetensi
Perforasi tidak sesuai target
e
h
ni
c a
Perhitungan OGIP dan EUR yang kecil menyebabkan tekanan reservoir diprediksikan akan turun lebih cepat dari seharusnya. Hal ini akan menyebabkan penurunan produktivitas sumur yang berimplikasi pada ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas (terjadi shortfall sebesar 455 Bcf atau setara Rp 27,3 triliun). Kondisi semen di belakang casing yang kurang baik dapat menyebabkan terjadinya channeling (air mengalir melalui pori-pori semen yang jelek) di belakang casing yang akan mengganggu laju produksi sehingga dapat menyebabkan ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas. Engineer yang kurang pengalaman atau kurang kompeten akan mengakibatkan manajemen reservoir yang kurang baik, seperti aplikasi tekanan di lubang sumur yang terlalu kecil sehingga terjadi water conning (penetrasi air) di lubang sumur. Hal ini akan mengakibatkan terganggunya aliran gas yang berdampak pada ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas. Perforasi yang tidak sesuai target menyebabkan penetrasi reservoir tidak optimal. Hal ini akan menurunkan produktivitas sumur dan mengak ibatkan ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas.
E
n
v
ri
o
n
m
e
n
t
M
Akumulasi kondensat di lubang sumur Tekanan aquifer yang kuat
Akumulasi kondensat di lubang sumur mengakibatkan terjadinya kerusakan formasi di sekitar lubang sumur. Kondisi ini berdampak menurunnya produktivitas sumur yang berimplikasi pada ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas. Tekanan aquifer yang kuat menyebabkan level air f ormasi akan naik dengan cepat sehingga air formasi akan terproduksi lebih awal dan mengganggu aliran produksi. Hal ini akan berimplikasi pada ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas.
5
FT-PROVE DURIAN NAMBO
PLAN
LANGKAH 3 – MENETAPKAN PENYEBAB DOMINAN
3.A ANALISA FAK TOR PENYEBAB
1
Ak ar Pen yeb ab Masalah (Presumption ) Perhitungan OGIP dan EUR yang kecil
2
Tekanan aquifer yang kuat
3
Semen di belakang casing tidak baik
No
4
5
6
Akumulasi kondensat di lubang sumur Perforasi tidak sesuai target
Engineer yang kurang pengalaman dan kompetensi
Hasil Uji Lapangan ( Ac tu al Co nd it io n)
Perhitungan OGIP dan EUR yang lebih kecil ini sesuai dengan hasil sertifikasi cadangan oleh GCA tahun 2014, dimana l apangan Senoro Utara tidak mampu memenuhi komitmen penjualan gas sebesar 455 Bcf. (Langkah 1.B) Dengan data yang ada dan analisa saat ini, performa aquifer belum dapat dipastikan. Diperlukan analisa pergerakan level air formasi setiap 6 bulan. (Lampiran 3.A.1) Dari hasil analisa cement evaluation tool, 3 sumur produksi memiliki kondisi semen yang kurang baik, sehingga jika level air naik akan mempercepat terjadinya channeling . (Lampiran 3.A.2) Hasil analisa PVT menunjukkan potensi terjadinya kondensat di lubang sumur cukup kecil, dimana komposisi C7+ hanya sekitar 1% mole dan Liquid Drop Out < 2%. (Lampiran 3.A.3) Hasil interpretasi logging di sumur menunjukkan tidak terdapat permasalahan pada perforasi. Hal ini didukung dari analisa well test yang menunjukkan productivity yang cukup tinggi, dengan total Absolute Open Flow sekitar 3,000 MMscfd, sedangkan kebutuhan hanya 310 MMscfd. (Lampiran 3.A.4) G&G dan engineer di JOB PMTS memiliki kompetensi serta pengalaman yang cukup banyak (7 – 13 tahun) dalam melakukan manajemen reservoir. (Lampiran 3.A.5)
Sesuai tabel di atas, akar penyebab yang berdampak langsung dengan ketidakmampuan pemenuhan kontrak penjualan gas adalah: perhitungan OGIP dan EUR yang kecil, tekanan aquifer yang kuat dan kondisi semen dibelakang casing yang jelek (Point 1 – 3). Sedangkan akar penyebab akumulasi kondensat, perforasi yang tidak sesuai target, dan engineer yang kurang pengalaman (Point 4 – 6) sudah tidak menjadi masalah karena telah dimitigasi dengan baik. Oleh karena itu, permasalahan yang menjadi perhatian utama adalah point 1 – 3.
Fail ure Mode & Effect Analys is (FMEA) Deskripsi Proses Perhitungan A OGIP dan EUR yang kecil
No
Penyebab Kegagalan
Volume gas yang kecil menyebabkan tekanan akan turun lebih cepat Aquifer dapat Tekanan aquifer menyebabkan kenaikan B yang kuat level air yang mengganggu produksi
S
O
D RPN
9
8
7
504
8
4
3
96
Semen di Kondisi semen yang jelek C belakang casing akan mengganggu aliran 5 5 3 75 tidak baik produksi gas TOTAL RISK PRIORITY NUMBER 675
6
FT-PROVE DURIAN NAMBO
PLAN
LANGKAH 4 – MERENCANAKAN PERBAIKAN
4.A DESIGN & CREATIVITY 4.A.1 Analisa Solusi Al ternatif Melakukan Pengembangan N Parameter Minahaki Tight Carbonate O Reservoir
1
Resources
2
Penambahan cadangan
3
Resiko
4
Durasi kerja
5
Biaya
6
Kesimpulan
Melakukan 3D OBN Seismic dan Ap pr ais al Wel l di Transition Zone
Melakukan Nambo Integrated GGRP Stud y Insan Mutu Durian Nambo (Kontraktor hanya untuk akuisisi data)
Kontraktor
Kontraktor
500 - 600 Bcf
200 - 400 Bcf
800 - 900 Bcf
Permasalahan kedalaman laut di zona transisi saat akuisisi seismic dan pemboran
Resiko Minimal
21 bulan
12 bulan
Rp 3,05 Triliun
Rp 418,5 Milyar
Rp 13,5 Milyar
Tidak dipilih
Tidak dipilih
Dipilih
Permasalahan saat pengembangan tight carbonate reservoir yang memiliki low reservoir quality 36 bulan
Berdasarkan alternatif solusi di atas, maka gugus Durian Nambo memilih solusi dengan integrated study yang memberikan penambahan cadangan p aling besar dengan biaya dan resiko palin g kecil dan waktu paling singkat . Opsi ini juga diharapkan dapat meningkatkan nilai aset Perusahaan. Inovasi dalam studi ini adalah studi terintegrasi dan komprehensif yang dilakukan untuk mendapatkan hasil yang konsisten dan tervalidasi dengan metode atau pengukuran yang advance. 4.A.2 Penjelasan Detail Al ternatif Terpili h Integrated Pressure Test Analysi s (P = ρgh) dan Saturation Log Integrated pressure test dilakukan dengan analisa PVT untuk mengurangi uncertainty fluid contact , yang divalidasi dengan analisa pengukuran saturation log dengan menggunakan metode sigma mengacu kepada Am eri can Petr ol eum Ins ti tu te (API) GVT053 - Wireline Operations and Procedures.
Referensi: Mark A. Proett, et al. “ Formation Testing Tool With Advanced Sampling Technology ”. SPE71317-PA; E. R. Crain, P.Eng. “Water Saturation From Pulsed Neutron Logs”. 1978 -2017.
Improved Seismi c Interpretation Interpretasi seismik, konversi time to depth menggunakan data checkshot sumur, serta data Accoustic Impedance untuk properti reservoir.
Referensi: Alistair Brown.” Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data”. Fifth Edition. AAPG memoir; 42. SEG investigations in geophysics; 9.
Enhanced Core Analysis Analisa core dengan menerapkan capillary pressure yang lebih tinggi untuk memperoleh kondisi irreducible water saturation.
....... Equation 1
P
....... Equation 2
Referensi: E. R. Crain, P.Eng. “ Capillary Pressure” 1978-2017.
An ali sa Spectroscopy (Wi = F * Yi / Si, Qi = F * Xi * Yi / Si) Analisa mineralogi batuan menggunakan spectroscopy untuk identifikasi interval reservoir dengan baik mengacu kepada Am eri can Pet ro leu m Ins ti tu te (API) GVT053 - Wireline Operations and Procedures. 7
FT-PROVE DURIAN NAMBO Referensi: E. R. Crain, P.Eng. “ Capture Spectroscopy Basics” 1978-2017.
Ad van ced p/Z An aly si s Analisa p/Z menggunakan dynamic wellbore gas density untuk koreksi ke datum, produced volume weighted untuk perata-rataan, dan multi well Rate Transient Analysis untuk pemilihan data.
Referensi: John W. Lee, and Robert A. Wattenbarger. "Gas Reservoir Engineering". Society of Petroleum Engineers Inc. (1996) Volume 5.
Complex Rate Transient A nalysis (RTA) Selain untuk melakukan screening terhadap data pressure dalam p/Z plot, complex RTA methods juga diaplikasikan dalam penentuan OGIP. Beberapa metode RTA yang akan dilakukan adalah: o o o
Flowing material balance (single & multi well analysis) History matching (analytical & numerical untuk single well analysis) Material balance time solution untuk single & multi well analysis dengan type curve analysis (Agarwal-Gardner, Blasingame, dan Normalized Pressure Integral)
Referensi: T.A. Blasingame, J.L. Johnston, and W.J. Lee. "Type-Curve Analysis Using the Pressure Integral Method." SPE Paper 18799. 1989.
Static Model Dari input GRV dan petrophysical parameter, dilakukan pemodelan static model dengan membuat structure model, facies model, dan property model sehingga diperoleh nilai OGIP.
Referensi: R.J. Williams, D. Zipser. “A learning Algorithm for Continually Running Fully Recurrent Neural Networks” . Neural Information Processing Systems, vol. 1, pp. 270 –280. 1989.
Material Balance Analysi s dan Dynamic Model Data pressure dan produksi dari p/Z plot digunakan untuk analisa material balance dalam mengestimasi OGIP dan EUR. Sedangkan dari static model dilakukan analisa PVT, water saturation modeling, history matching dan optimisasi produksi menggunakan simulator reservoir sehingga diperoleh nilai EUR.
Referensi: L. P. Dake. “Fundamentals of Reservoir Engineering” 1978; D.W. Peaceman. “Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation” 1996.
8
FT-PROVE DURIAN NAMBO
Klasifik asi Cadangan Penentuan klasifikasi cadangan dibagi berdasarkan komersialitas dan probabilitasnya mengikuti pedom an dal am SPE PRMS 2007 dan pedoman Klasif ikasi, Kategorisasi, Perhitungan Cadangan dan Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi Pertamina No. A-003/D00000/2017-S0 (revisi ke-0) , yaitu Reserves (1P, 2P dan 3P) dan Contingent Resources (1C, 2C dan 3C). Reserves adalah cadangan yang sudah memiliki pembeli atau kontrak jual beli, sedangkan Contingent Resources adalah cadangan yang belum ada pembelinya atau k ontrak.
Kategori 1P atau 1C adalah angka cadangan yang memiliki probabilitas 90% sama atau lebih besar dari angka tersebut. Kategori 2P atau 2C adalah angka cadangan yang memiliki probabilitas 50% sama atau lebih besar dari angka tersebut. Kategori Kategori 3P atau 3C adalah angka cadangan yang memiliki probabilitas 10% sama atau lebih besar dari angka tersebut. Kategori
Angk a yang d apat d ij ual at au di terim a oleh market in ter nasio nal ad alah k ategori d engan probabilit as 90%.
Nambo Integrated GGRP Study
*DN : Inovasi oleh Durian Nambo
9
FT-PROVE DURIAN NAMBO 4.A.3 Analisa Potensi Masalah Ac ti vi ty Core analysis (Water saturation from high pressure centrifuge measurement)
Analisa spectroscopy (NTG)
Fluid Contact (Integrated pressure test, PVT and saturation logging) Multiwell RTA
Integrated Volumetric Analysis ( Advanced p/Z and RTA)
Potential Problem
Concequences
Possible Causes
Preventive Actio n
Hasil analisa yang tidak sesuai prediksi atau tidak konklusif
Tidak ada kenaikan nilai OGIP dari parameter Sw
Kondisi fisik core yang sudah lama sehingga tidak representatif
Melakukan QC/QA dalam melakukan screening core sample yang akan ditest
Hasil analisa tidak sesuai prediksi atau tidak konklusif
Tidak ada kenaikan nilai OGIP dari NTG
Membeli/menyewa atau meminjam software dari induk perusahaan.
Hasil analisa tidak sesuai prediksi atau tidak konklusif Hasil analisa tidak sesuai prediksi atau tidak konklusif
Tidak ada kenaikan nilai OGIP dari parameter GOC
Tidak ada software tersedia dan tidak ada expert petrophysicist yang dapat melakukan analisa spectroscopy - operation problem - akuisisi dan interpretasi data kurang baik
Tidak ada kenaikan nilai OGIP dari analisa data produksi dan tekanan
Data produksi dan tekanan yang tersedia kurang banyak dan belum mencapai pseudo state condition. Data alokasi produksi yang kurang tepat.
Melakukan akuisisi data tekanan darI Permanent Downhole Gauge (PDG) dari DCS atau SAU. Melakukan rutin well test dan alokasi data produksi
Hasil analisa tidak sesuai prediksi atau tidak konklusif
Tidak ada kenaikan nilai OGIP dari analisa data produksi dan tekanan
Data produksi dan tekanan yang tersedia kurang banyak. Data produksi yang kurang tepat. Asumsi parameter aquifer yang kurang tepat
Melakukan akuisisi data tekanan dari Permanent Downhole Gauge. Melakukan rutin well test dan alokasi data produksi. Melakukan analisa aquifer berdasarkan data core dan well test di aquifer serta saturation log
Merekrut seasoned petrophysicist untuk analisa spectroscopy - Supervisi pelaksanaan sesuai SOP dan HSSE - Melakukan QA/QC, kalibrasi dan validasi
Contigency Plan
Melakukan analisa sample dalam jumlah yang banyak untuk mendapatkan interpretasi yang konklusif serta analisa core dari sumur baru yang telah dibor Melakukan evaluasi mineralogi dari spectroscopy dengan hasil analisa XRD dari core
Melakukan frequent monitoring untuk saturation log setiap 6 bulan untuk melihat konsistensi hasil Melakukan rutin validasi terhadap PDG menggunakan slickline EMR untuk mengetahui drift yang terjadi pada PDG
Melakukan rutin validasi terhadap PDG menggunakan slickline EMR. Running saturation logging setiap 6 bulan untuk melihat performance aquifer
10
FT-PROVE DURIAN NAMBO HM and Aquifer Aquifer Performance yang kuat Prediction (Objective function and saturation log) Kualitas HM yang jelek
Recovery factor yang rendah dan produksi air yang lebih cepat
Karakter dan parameter aquifer yang tidak diketahui
Melakukan analisa aquifer berdasarkan data core dan well test di aquifer serta saturation log.
Prediksi produksi yang tidak akurat dalam melakukan manajemen reservoir
Input data produksi yang tidak akurat
Melakukan akuisisi data tekanan darI Permanent Downhole Gauge. Melakukan rutin well test dan alokasi data produksi.
Running saturation logging setiap 6 bulan untuk melihat performance aquifer. Melakukan rutin validasi terhadap PDG menggunakan slickline EMR.
4.B. CIP PLANNING / RENCANA KERJA (5W+2H) WHY
Adanya uncertainty OGIP dan EUR
HOW Melakukan analisa pressure test dengan mengintegrasikan seluruh data RFT dan PVT dari beberapa sumur Melakukan core analysis untuk mengukur saturasi air dengan metode high pressure centrifuge Melakukan validasi GOC dengan saturation logging Melakukan analisa NTG dengan spectroscopy mineralogy analysis
WHAT Menentukan kedalaman GOC
WHEN 1 Apr – 13 Mei 2016
WHO Victor
WHERE JOB PMTS Office
HOW MUCH Rp 0
Menentukan Sw
16 Mei – 29 Jul 2016
Diniko
Corelab
Rp 3,38 Milyar (Core analysis di Corelab)
Menentukan kedalaman GOC Menentukan NTG
13 Jun – 13 Jul 2016 26 Jun – 23 Jul 2016
Victor
Senoro Field
Rp 2,02 Milyar (Run SatLog)
Putu Yoga
JOB PMTS Office
Melakukan analisa Multiwell RTA
Menentukan OGIP dari data produksi dan flowing pressure Menentukan OGIP dari data produksi dan static pressure Menentukan OGIP & EUR
Rp 675 Juta (pembelian data) Rp 2,7 Milyar (Jasa Petrophysicist) Rp 1,3 Milyar (Pembelian Software)
Melakukan analisa advanced p/Z
Melakukan analisa material balance Melakukan interpretasi seismic dan konversi time to depth untuk mengurangi velocity uncertainty Static model
Menentukan GRV
Menentukan OGIP dari volumetric parameters
18 Jul – 14 Agu 2016
Danny
JOB PMTS Office
25 Jul – 14 Agu 2016
Danny
JOB PMTS Office
Rp 0
14 Aug – 11 Sep 2016 22 Aug – 22 Sep 2016
Shun
JOB PMTS Office
Rp 0
Putu Yoga
JOB PMTS Office
Rp 0
1 Sep – 7 Oct 2016
Diniko
JOB PMTS Office
Rp 0
TARGET
Memperoleh kenaikan EUR sebesar 800 – 900 Bcf (1P)
11
FT-PROVE DURIAN NAMBO Dynamic model
Melakukan sertifikasi cadangan
Melakukan evaluasi reservoir
Menentukan OGIP dan EUR Mendapatkan sertifikasi untuk estimasi OGIP dan EUR serta klasifikasi cadangan
1 – 31 Oct 2016
Shun
JOB PMTS Office
Rp 0
24 Oct – 11 Jan 2017
Danny
Singapura
Rp 3,38 Milyar
Memonitor respon tekanan terhadap produksi
12 Jan – 31 Mar 2017
Shun
Jakarta
Rp 0
4.C SCHEDULING (S-CURVE) Detail rencana perbaikan yang akan dilakukan oleh FT-Prove Durian Nambo adalah sebagai berikut: Process
Integrated Pressure Test Analysis Enhanced Core Analysis
PLAN 2016 % Man April May June July A ug u st S ep t em be r O ct o be r N o ve mb er D ec em be r J an u ar y Weigh days t 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
11
3%
26
7%
18
5%
15
4%
22
6%
15
4%
Material Balance Analysis
18
5%
Improved Seismic Interpretation
22
6%
Static Model
51
14%
Dynamic Model
40
11%
Reserve Certification
99
27%
Reservoir Evaluation
29
8%
Saturation Logging Analisa Spectroscopy Complex Rate Transient Analysis (RTA) Advanced p/Z Analysis
2017 Feb ru ar y 1 2
M ar ch
3 4
1
2 3
4
1 1 1 1 1 1 % % % % % % 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 % % % % % % % % % % 1 1 1 1 1 % % % % % 1 1 1 1 % % % % 1 2 2 1 % % % % 1 1 1 1 % % % % 1 1 2 1 % % % %
1 1 1 2 1 % % % % % 2 2 3 4 3 % % % % % 1 4 4 2 % % % % 2 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 % % % % % % % % % % % 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 % % % % % % % % % %
1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 3 3 3 3 4 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % %
T ot al P r oc es s
3 65
1 00 %
1 1 2 2 2 3 3 3 4 4 5 5 5 6 6 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 1 1 1 2 2 3 3 4 4 5 7 9 1 4 1 7 9 3 6 9 2 5 9 3 7 1 5 9 3 7 0 3 6 9 2 4 6 8 0 2 3 4 5 6 7 8 9 9 0 % % % % % % % % % % % % 1 % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % 0 %
1 0 0 %
4.D IDENTIFIKASI POTENSI VALUE CREATION (PANCA MUTU) Panca Mutu Quality
Cost
Sasaran Perbaikan
Meningkatkan kualitas dan akurasi perhitungan Proved EUR (P1 + C1) dengan keyakinan 90% Meningkatkan kuantitas perhitungan Proved EUR (P1 + C1) untuk mencegah shortfall sebesar 455 Bcf
Potensi Manfaat
Mendapatkan angka cadangan yang akurat dalam upaya memperoleh kepercayaan dari stakeholder, shareholder dan mitra bisnis Terhindar dari penalti akibat shortfall
Potensi Kerugian
Perhitungan cadangan tidak akurat Membayar penalti akibat terjadinya shortfall
12
FT-PROVE DURIAN NAMBO
Delivery
Safety
Morale
Memenuhi komitmen penjualan gas sesuai existing kontrak dengan tambahan Proved EUR sebesar 455 Bcf (Rp 27,3 Triliun) Menghindari resiko HSSE untuk pekerjaan pengembangan lapangan, pengeboran dan seismik Meningkatkan keyakinan terhadap nilai OGIP melalui evaluasi internal serta validasi sertifikator independen
Mendapatkan tambahan revenue bagi Perusahaan
Menjaga KPI perusahaan dalam menargetkan zero accident policy .
Meningkatkan reputasi perusahaan dan menjadi referensi bagi lapangan lainnya
Tidak dapat memenuhi komitmen penjualan
Adanya kecelakaan kerja
Menurunkan tingkat keyakinan terhadap nilai OGIP
4.E PERSETUJUAN PERUBAHAN Untuk melaksanakan rencana perbaikan melalui metode di atas, manajemen Share Holders menyetujui dilakukannya studi dalam rangka peningkatan cadangan melalui OCM meeting bulan Maret 2016 (Lampiran 1.D.1).
4.F PERSETUJUAN ATASAN
DO
LANGKAH 5 – MELAKSANAKAN PERBAIKAN
5.A PELAKSANAAN PERBAIKAN 5.A.1 Realisasi Kegiat an 100% = Rencana Ac ti vi ty (Rencana vs Realis asi) N O
1
HOW RENCANA AKTUAL PERBAIKAN PELAKSANAAN Melakukan Melakukan analisa pressure analisa pressure test dengan test dengan mengintegrasika mengintegrasikan n seluruh data seluruh data RFT RFT dan PVT dan PVT dari dari beberapa beberapa sumur sumur Melakukan core analysis
2
Melakukan core analysis
WHEN
WHO
WHERE
1 Apr – 13 Mei 2016
Victor
JOB PMTS Office
16 Mei – 29 Jul 2016
Diniko
Corelab
GAMBAR
HASIL
Integrated pressure test dengan data PVT memberikan hasil GOC yang lebih optimis, dimana sebelumnya GOC bervariasi dari 6465 – 6496 ftss, menjadi 6496 ft ss Hasil analisa core menggunakan capillary pressure yang lebih tinggi memberikan range nilai Sw yang lebih kecil, dari
13
FT-PROVE DURIAN NAMBO sebelumnya 13 – 40% menjadi 3 – 7%
3
Melakukan validasi GOC dengan saturation logging
13 Jun – 13 Jul 2016
Victor
Senoro Field
Melakukan analisa spectroscopy
Melakukan analisa spectroscopy
26 Jun – 23 Jul 2016
Putu
JOB PMTS Office
Melakukan analisa complex RTA
Melakukan analisa complex RTA
18 Jul – 14 Agu 2016
Danny
JOB PMTS Office
Dari analisa RTA menggunakan flowing material balance, history matching dan type curve analysis menunjukkan OGIP sekitar 2,9 – 3,0 Tcf
Melakukan analisa advanced p/Z
Melakukan analisa advanced p/Z
25 Jul – 14 Agu 2016
JOB PMTS Office
Melakukan analisa material balance
Melakukan analisa material balance
14 Aug – 11 Sep 2016
Shun
JOB PMTS Office
Hasil individual p/Z dengan conventional analysis menunjukan OGIP bervariasi dari 2,3 – 3,2 Tcf. Dari hasil advanced p/Z plot dengan koreksi menggunakan dynamic pressure gradient, produced volume weighted, perhitungan shrinkage 2.4% dan screening dengan RTA data, diperoleh OGIP sebesar 2,8 – 3,1 Tcf. Dari hasil pembuatan static model diperoleh OGIP sebesar 2,95 Tcf
Melakukan interpretasi seismik dan konversi time to depth untuk mengurangi velocity uncertainty
Melakukan interpretasi seismik dan konversi time to depth untuk mengurangi velocity uncertainty
22 Aug – 22 Sep 2016
Putu
JOB PMTS Office
4
5
Danny
6
7
8
Hasil sigma log menunjukan GOC pada kedalaman 6496 ft ss, dimana hasil ini konsisten dengan hasil integrated pressure test Hasil analisa spectroscopy menunjukan hasil porosity 25%, NTG 99%, Sw 5% yang konsisten dengan hasil core analysis
Melakukan validasi GOC dengan saturation logging
Hasil interpretasi seismik menunjukkan kenaikan GRV menjadi 1662 acre.ft
14
FT-PROVE DURIAN NAMBO Static model
Static model
1 Sep – 7 Oct 2016
Diniko
JOB PMTS Office
Dari hasil pembuatan static model diperoleh OGIP sebesar 3,0 Tcf
Dynamic model
Dynamic model
1 – 31 Oct 2016
Shun
JOB PMTS Office
Dari hasil pembuatan dynamic model diperoleh OGIP sebesar 3,1 Tcf
Melakukan sertifikasi cadangan
Melakukan sertifikasi cadangan
24 Oct – 11 Jan 2017
Danny
Singapur
Melakukan evaluasi reservoir
Melakukan evaluasi reservoir
24 Oct – 11 Jan 2017
Shun
Jakarta
Dari hasil sertifikasi cadangan oleh GCA tahun 2016, diperoleh kenaikan cadangan EUR 1P sebesar 974 Bcf. Dari evaluasi reservoir selama 3 bulan, respon tekanan terhadap produksi masih sesuai dengan estimasi sebelumnya
9
1 0
1 1
1 2
5.A.2 Data Pengendalian Proses & Penyimpangan Terhadap Standard (S-CURVE PROJECT) PLAN Process
Integrated Pressure Test Analysis
Enhanced Core Analysis
Saturation Logging
Analisa Spectroscopy
Complex Rate Transient Analysis (RTA)
Advanced p/Z Analysis
Material Balance Analysis
Improved Seismic Interpretation
Man days
ACTUAL 2017
2016
% April
Weigh t
May
1
2
3
4
1
2
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
June
July
August
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
1 %
1
2
11
3%
1 %
11
3%
1 %
26
7%
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
23
6%
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
2 %
2 %
1 %
18
5%
20
6%
15
4%
15
4%
3
September 4
1
2
3
1 %
4
1
2
3
4
D ec em be r
J an ua ry
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
F eb ru ar y
March
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
22
6%
18
5%
1 %
2 %
1 %
1 %
4%
1 %
1 %
1 %
1 %
5%
1 %
1 %
2 %
1 %
5%
1 %
1 %
2 %
1 %
5%
1 %
1 %
2 %
1 %
1 %
1 %
2 %
2 %
1 %
1 %
14%
2 %
2 %
3 %
4 %
3 %
58
16%
2 %
3 %
4 %
4 %
3 %
40
11%
1 %
4 %
4 %
2 %
40
11%
1 %
4 %
4 %
2 %
99
27%
2 %
3 %
3 %
3 %
3 %
3 %
2 %
2 %
2 %
2 %
2 %
99
27%
2 %
3 %
3 %
3 %
3 %
3 %
2 %
2 %
2 %
2 %
2 %
29
8%
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
8%
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
15 16 18 18 22
6%
1 %
17
5%
1 %
51
Dynamic Model
Reservoir Evaluation
N o ve mb e r
1 %
Static Model
Reserve Certification
O ct o b er
29
1 %
365
100% 1
Total Process
365
100%
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
2 %
2 %
3 %
3 %
3 %
3 %
4 %
3 %
3 %
3 %
3 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
3 %
3 %
3 %
3 %
3 %
2 %
2 %
2 %
2 %
2 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 1
1 7 %
1 9 %
2 3 %
2 6 %
2 9 %
3 2 %
3 5 %
3 9 %
4 3 %
4 7 %
5 1 %
5 5 %
5 9 %
6 3 %
6 7 %
7 0 %
7 3 %
7 6 %
7 9 %
8 2 %
8 4 %
8 6 %
8 8 %
9 0 %
9 2 %
9 3 %
9 4 %
9 5 %
9 6 %
9 7 %
9 8 %
9 9 %
9 9 %
1 0 0 %
1 0 0 %
%
1 %
2 %
2 %
3 %
3 %
4 %
4 %
5 %
7 %
9 %
%
1 4 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
2 %
2 %
2 %
3 %
3 %
3 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
4 %
3 %
3 %
3 %
3 %
3 %
2 %
2 %
2 %
2 %
2 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
1 %
9 %
1 1
1 4 %
1 6 %
1 9 %
2 3 %
2 7 %
3 1 %
3 5 %
3 9 %
4 3 %
4 7 %
5 1 %
5 5 %
5 9 %
6 3 %
6 7 %
7 0 %
7 3 %
7 6 %
7 9 %
8 2 %
8 4 %
8 6 %
8 8 %
9 0 %
9 2 %
9 3 %
9 4 %
9 5 %
9 6 %
9 7 %
9 8 %
9 9 %
9 9 %
1 0 0 %
1 0 0 %
1 %
1 %
2 %
2 %
3 %
3 %
4 %
4 %
5 %
6 %
8 %
%
15
FT-PROVE DURIAN NAMBO Setelah dilakukan sertifikasi, FT-Prove Durian Nambo melakukan monitoring data produksi dan tekanan untuk melihat performa reservoir. Hasil analisa setelah 10 minggu kemudian (Januari – Maret 2017), cadangan OGIP di Lapangan Senoro Utara masih sesuai dengan anali sa sebelumnya, yaitu 2.8 – 3.0 Tcf.
5.B VALIDASI DATA IMPROVEMENT ACTIVITY Hasil Nambo integrated GGRP study telah divalidasi oleh Lembaga Sertifikator Internasional yang independen, yaitu Gaffney, Cline & Associates (GCA) pada tanggal 11 Januari 2017 dan memberikan kenaikan Proved EUR (1P + 1C) sebesar ~1 Tcf (Lampiran 5.B.1) serta telah divalidasi oleh Tim Ahli Internal Pertamina, yaitu Komite Cadangan Hulu (KCH) pada tanggal 22 Maret 2017 (La mpiran 5.B.2). Inovasi ini juga telah dibuktikan dengan kajian teknis dari Institusi yang Berkompeten dan Berwenang di Level Nasional yaitu LEMIGAS (Lembaga Sertifikasi Cadangan Nasional) dan Telah Disetujui oleh Pemerintah Indon esia melalui SKK Mig as pada tanggal 6 Oktober 2017 ( Lampiran 5.B.3).
CHECK
LANGKAH 6 – EVALUASI HASIL
6.A GAP PERFORMANCE & EVALUATION 6.A.1 Pareto Penyebab (Sebelum – Sesudah)
Berdasarkan grafik di atas, kenaikan cadangan terbukti ( proved EUR) sebesar 974 Bcf (~1 Tcf)dari Lapangan Senoro dapat mencegah terjadinya shortfall sebesar 455 Bcf sampai akhir kontrak tahun 2027. Dengan meningkatnya OGIP dan EUR, maka secara tidak langsung, pengaruh tekanan aquifer diperkirakan cukup kecil sehingga level air akan naik dengan cukup lambat. Hal ini berimplikasi pada berkurangnya resiko channeling pada sumur. Tabel Sebelum Perbaikan
A B C
Identifikasi Masalah Perhitungan OGIP dan EUR yang kecil Tekanan aquifer yang kuat Semen di belakang casing tidak baik Total RPN
Tabel Sebelum Perbaikan
Tabel Setelah Perbaikan
RPN
S O
D
% Kumulatif
RPN
S
O
D
% Kumulatif
504
9
8
7
75
4
2
1
2
44
96
8
4
3
89
3
3
1
1
55
75
5
5
3
100
2
1
2
1
100
675
9
16
FT-PROVE DURIAN NAMBO
Pareto Sebelum Perbaik an
Pareto Setelah Perbaikan
6.A.2 Trend Perbaikan (Sebelum – Sesudah) Berdasarkan diagram pareto di atas (sebelum dan sesudah), dapat disimpulkan bahwa aplikasi studi ini dapat menurunkan ketiga faktor penyebab masalah sampai dengan 9 9%.
6.B DAMPAK HASIL IMPROVEMENT 6.B.1 Dampak Positif Dan Negatif Dampak Positif
1. Studi ini terbukti berhasil menaikan cadangan terbukti (proved EUR) sebesar 974 Bcf 2. Dari hasil studi ini, maka komitmen penjualan terhadap existing buyer dapat dipenuhi dari lapangan Senoro Utara sehingga tidak terjadi shortfall sebesar 455 Bcf atau Rp 27,3 Triliun, tanpa investasi tambahan senilai Rp 3,05 Triliun. 3. Memberikan tambahan nilai aset bagi Perusahaan sebesar Rp 58 Triliun 4. Dari hasil sertifikasi ini, Lapangan Senoro merupakan salah satu lapangan gas yang memiliki recoverable reserve terbesar di seluruh asset Pertamina, sebesar 5.3 Tcf (3P) 5. Memberikan tambahan referensi dan sharing knowledge bagi aset Pertamina lainnya dalam mengevaluasi cadangan
Dampak Negatif Adanya potensi non cost recovery untuk biaya sertifikasi GCA sebesar Rp 1,34 Milyar
Penanggulangan Melakukan koordinasi dengan departemen terkait dalam upaya untuk cost recovery terkait dengan kontribusi dari hasil studi.
6.C RESULT OF VALUE CREATION 6.C.1 Panca Mutu As pek Sasar an Aw al Quality Meningkatkan kualitas dan akurasi perhitungan Proved EUR (P1 + C1) dengan tingkat keyakinan 90%
Cost
Meningkatkan kuantitas perhitungan Proved
Hasi l Kenaikan cadangan terbukt i (Proved EUR) telah tervalidasi secara internal Pertamina dan eksternal (Sertif ikator Nasional, Internasional serta Pemerintah Indon esia melalui SKK Migas)
Kenaikan cadangan terbukti (Proved EUR) sebesar 974 Bcf sebagai C1
Damp ak Po si ti f Mengacu pada Laporan Capaian Kinerja Hulu Migas tahun 2017 oleh SKK Mig as sebagai Benchmark Best in Class (Lampiran 6.C.1.1), Lapangan Senoro merupakan lapangan gas dengan kenaikan cadangan gas terbesar nomor 1 sebesar 173 MMboe, atau 39% dari total kenaikan cadangan seIndonesia sebesar 445 MMboe Memenuhi kontrak existing dengan minimum investasi/biaya
17
FT-PROVE DURIAN NAMBO EUR (P1 + C1) untuk mencegah shortfall sebesar 455 Bcf
Delivery
Safety
Morale
Memenuhi komitmen penjualan gas sesuai existing kontrak dengan tambahan Proved EUR sebesar 455 Bcf (Rp 27,3 Triliun)
Menghindari resiko HSSE untuk pekerjaan pengembangan lapangan, pengeboran dan seismik Meningkatkan keyakinan terhadap nilai OGIP melalui evaluasi internal serta validasi sertifikator independen
Update perubahan cadangan dari kategori C1 menjadi P1 sampai Q1 2018 yang berimplikasi pada peningkatan r evenue perusahaan (Lampiran Wajib C): - 04 September 2017: Penandatanganan Memorandum of Understanding (MOU) dengan Pertamina (Persero) sebesar 155 MMscfd (Lampiran 6.C.1.2) - 19 Oktober 2017: Penandatanganan Memorandum of Understanding (MOU) dengan Pupuk Indonesia sebesar 100 MMscfd selama 20 tahun sebagai bagian kebijakan strategis ketahanan pangan nasional (Lampiran 6.C.1.3) - 11 Januari 2018: Persetujuan Penandatanganan Amandemen Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) dengan PAU dari 55 MMscfd menjadi 62 MMscfd (kenaikan P1 sebesar 22.995 Bcf) dari tahun 2019 – 2027 (Lampiran 6.C.1.4) - 06 Februari 2018: Persetujuan Penandatanganan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) dengan PLN sebesar 5 MMscfd (kenaikan P1 sebesar 14.068 Bcf) dari tahun 2019 – 2027 (Lampiran 6.C.1.5) Kenaikan Proved EUR sebesar 974 Bcf memberikan potensi revenue sebesar Rp 58 Triliun. Dengan adanya perubahan cadangan dari C1 menjadi P1 melalui amandemen PJBG dan PJBG baru memberikan revenue sebesar Rp 2,6 Triliun Detail value creation dari penambahan P1 dan C1 dapat dilihat pada b agian 6.C.2 Analisa Keekonomian Tidak ada near miss, accident maupun kerusakan lingkungan selama pekerjaan akuisisi data dan selama monitoring 3 bulan setelah “Nambo Integrated GGRP Study” selesai Hasil studi terbukti menurunkan uncertainty pada cadangan secara signifikan dan telah divalidasi sertifik ator internasional dan KCH Pertamina sesuai standar metode pengukuran dan penentuan cadangan deng an metod e SPE PRMS
Dapat memenuhi komitmen penjualan gas sesuai existing kontrak serta memiliki uncommited reserve (cadangan yang belum terjual) untuk dimonetisasi ke market yang baru, sehingga meningkatkan revenue Perusahaan
Berkontribusi melaksanakan KPI perusahaan dalam menargetkan zero accid ent policy dan menjaga kualitas Lingkungan melalui penerapan paperless documents Meningkatkan reputasi perusahaan serta mendapatkan apresiasi dari share holders (PHE, Medco dan TEL)
18
FT-PROVE DURIAN NAMBO 2007 dan pedoman Klasifikasi,
Kategoris asi, Perhitung an Cadangan d an Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi Pertamina No. A-003/D00000/2017-S0 (revisi ke-0) 6.C.2 Analisa Keekonomian (Value Creation) & Validasi Pihak Keuangan Biaya yang dikeluarkan untuk studi ini adalah sebesar USD 599,000 atau Rp 8.1 Milyar (Lampiran Wajib C). Jum lah ini relatif kecil jika dibandingkan dengan value creation yang diperoleh melalui penambahan cadangan C1 seb esar Rp 58 Triliun dan dari perubahan sebagian cadangan C1 ke P1 sebesar Rp 2.6 Triliun yang telah divalidasi oleh Finance Manager JOB PMTS (Lampiran Wajib C) dengan detail sebagai berikut: Value Creation Penambahan Cadangan C1 sebagai potential revenue: Tambahan volume gas: 974 Bscf (974,000 MMscf) Harga gas: USD 4/MMbtu (berdasarkan floor price ke salah satu pembeli) Gross Heating Value: 1111 MMbtu/MMscf USD 1 = Rp 13,500 Tambahan Nilai Aset = 974,000 MMscf x 1111 MMbtu/MMscf x USD 4/MMbtu = USD 4,33 Billion = Rp 58 Triliun (tidak termasuk revenue dari produksi kondensat)
Value Creation Perubahan sebagian c adangan C1 ke P1 sebagai proj ected revenue: Tambahan volume gas: 14.068 Bscf (14,068 MMscf) dari PLN + 22.995 Bscf (22,995 MMscf) dari PAU Harga gas: USD 4/MMbtu (floor price ke PAU) dan USD 5.1/MMbtu (floor price ke PLN) Gross Heating Value: 1111 MMbtu/MMscf USD 1 = Rp 13,500 Tambahan Nilai Aset = (14,068 MMscf x 1111 MMbtu/MMscf x USD 4/MMbtu) + (22,995 MMscf x 1111 MMbtu/MMscf x USD 5.1/MMbtu) = USD 192.8 million = Rp 2,6 Triliu n (tidak termasuk revenue dari produksi kondensat)
6.D TESTIMONI INTERNAL & EKSTERNAL INTERNAL Ac hm ad Zai dy (General Manager JOB Pertamina – Medco E&P Tomori Sulawesi) “Hasil studi ini mempunyai nilai luar biasa untuk dicatat dalam sejarah temuan eksplorasi migas di Indonesia. Profesional muda JOB Tomori membuktikan bahwa ketekunan dan kerja keras akan memperoleh hasil yang kelak akan bermanfaat bagi negeri ini.” Gunung Sardjono Hadi (Presiden Direktur – PT Pertamina Hulu Energi) “Selamat kepada FT-Prove Durian Nambo, JOB PMTS, yang telah berhasil menaikan cadangan terbukti atau proved reserve sebesar 1 Tcf, dengan menerapkan Nambo Integrated GGRP Study di Lapangan Senoro. Hasil ini meningkatkan posisi PHE sebagai salah satu Perusahaan dengan cadangan gas terbesar di Indonesia. Manajemen PHE memberikan apresiasi yang tinggi kepada FT-Prove Durian Nambo atas pencapaian yang luar biasa dalam meningkatkan nilai aset Perusahaan, serta keberlangsungan PHE dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi.” External Taufan Marhaendrajana (Dosen Teknik Perminyakan ITB) “It was one of my best experiences working with a great and dedicated team personnels. Very good quality of real time pressure data, and complete data sets contribute in confidence and conclusive engineering analysis results.” Joe Spellm an (NSAI Senior Vice President) “From many years in our experience doing certification, this is one of the best data room. Complete set of data, integrated analysis and great team members. You applied world class level in your operation.” Ar se Cl ari js (GCA Technical Director ) “We were impressed with the professionalism and technical expertise of the team. Data was provided in a systematic and timely manner, while the overall qualit y of the technical analysis is rigorous and sound as a whole. Overall, JOB PMTS’ team members are doing a great job in the management and interpretation of the challenging project.”
19
FT-PROVE DURIAN NAMBO 6.E AWARD AND RECOGNITION Penghargaan dari General Manager JOB PMTS untuk peningkatan cadangan sebesar ~1 Tcf di Lapangan Senoro pada tanggal 21 Desember 2016 Penghargaan “Spot Recognition Award” dari President Director Medco E&P Indonesia atas keberhasilan menaikan cadangan Lapangan Senoro, pada tanggal 17 Maret 2017 TOP 17 (Gold Category) pada Forum CIP PHE 2017 pada tanggal 22 Agustus 2017 (Lampiran 6.E.1) Platinum Award pada Forum UIIA Direktorat Hulu pada tanggal 30 November 2017 (Lampiran 6.E.2) Peringkat 1 Most Value Reserve pada Forum UIIA Direktorat Hulu pada tanggal 30 November 2017 (Lampiran 6.E.3) Penghargaan dari General Manager JOB PMTS untuk keberhasilan meraih Platinum Award dan Peringkat 1 Most Value Reserve pada Forum UIIA Direktorat Hulu 2017 pada tanggal 28 Januari 2018
ACTION
LANGKAH 7 – STANDARDISASI
7.A STANDARDISASI & SOSIALISASI SESUAI KETENTUAN PERUSAHAAN Mengacu pada Pedoman Perhitungan Cadangan di Area Blok Senoro Toili (TOMORI-TPD-001/1/2017), (Lampiran 7.A.1) : No
1
Standardi sasi
Standar Input
Uraian (Pedom an-TKO-TKI) Untuk melakukan analisa perhitungan cadangan yang baik dan akurat, dibutuhkan data-data sebagai berikut : 1. Data pressure test dari RFT 2. Data seismik 3D 3. Data core yang terdiri dari routine core, special core dan petrografi 4. Data open hole hog, Spectroscopy dan data dari saturation Logging 5. Data pressure dari permanent downhole gauge dan data rate produksi dari masing-masing sumur 6. Data studi geomekanik (optional) dan 7. Data well testing dan PVT analysis
1. 2.
3.
4.
2
Standar Proses 5.
6.
Persiapan dan Validasi Data Pembuatan check list data yang tersedia dan validasi data sebelum memulai studi Analisa Pressure Test Dilakukan analisa terhadap semua individual pressure test . Jika hasil analisa menunjukkan fluid contact yang berbeda didalam satu kompartemen, maka perlu dilakukan analisa seluruh pressure test data yang ada dengan data PVT untuk mendapatkan fluid gradient yang akurat Core Analysis Perlu dianalisa terlebih dahulu Capillary Pressure yang tepat sebelum melakukan pengukuran Sw agar diperoleh Sw pada irreducible condition. Spectroscopy Dibutuhkan analisa Spectroscopy untuk mengetahui mineralogi pada batuan serta mengkoreksi clay content agar diperoleh penentuan porosity , NTG dan Sw yang lebih optimis. Saturation Logging Diperlukan ketika suatu sumur sudah berproduksi sehingga dapat dilakukan monitoring terhadap pergerakan fluid contact. Rate Transient Analysis RTA membutuhkan input flowing bottomhole pressure dari PDHG dan data produksi yang akurat. Beberapa metode analisa yang dapat dilakukan untuk penentuan OGIP adalah sebagai berikut: Compartment Analysis o Flowing Material Balance o History Matching dengan Analytical dan Numerical Method o Type Curve Analysis menggunakan Metode AG, Blasingame dan NPI. o Flow Regime Analysis o
20
FT-PROVE DURIAN NAMBO
7.
8.
3
Standar Output
1. 2.
p/Z Analysis Sebelum melakukan p/Z analysis, data produksi dikoreksi oleh faktor shrinkage dari kondensasi. Data Pressure dikonversi ke datum reservoir menggunakan dynamic pressure gradient yang berubah terhadap Pressure dan Temperatur Reservoir. Kemudian, dilakukan perata-rataan dengan menggunakan metode produced volume weighted terhadap semua data sumur. Pemilihan data point yang akan dianalisa, dilakukan berdasarkan screening menggunakan RTA untuk menentukan data pressure yang masih dalam transient atau PSS condition. Static dan Dynamic Model Dari input GRV dan petrophysical parameter, dilakukan pemodelan static model dengan membuat structure model, facies model, dan property model sehingga diperoleh nilai OGIP. Dari static model dilakukan analisa PVT, water saturation modeling, history matching dan optimisasi produksi menggunakan simulator reservoir sehingga diperoleh nilai EUR Sertifikasi Cadangan Production Forecast
Pedoman Perhitungan Cadangan (SOP Cadangan) ini sudah sesuai dengan standar perusahaan dan telah disosialisasikan sesuai tingkatannya, dimulai dari Internal JOB PMTS, kemudian dilevel induk perusahaan (PHE, Medco dan TEL) dan Pemerintah Indonesia (SKK Migas). Selain i tu, telah dilakukan juga upload di Portal KOMET Pertamina (Lampiran Wajib E) dengan nomor kodefikasi 170730001.
7.B KEMUNGKINAN PENERAPAN STANDARD BARU DI LOKASI LAIN (POTENSI REPLIKASI) Team FT-Prove Durian Nambo telah melakukan identifikasi dan analisa area potensi untuk replikasi “Nambo Integrated GGRP Study” di wilayah kerja Blok Senoro-Toili yaitu: 1. Minahaki Tight Carbonate Reservoir (Lapangan Senoro Selatan) 2. Lapangan Tiaka Rencana replikasi akan dilakukan sesuai dengan: 1. Lapangan Senoro Selatan (Mengacu kepada MoM PM1 Usulan Pengembangan Lapangan Senoro – Lampiran 7.B.1) 2. Lapangan Tiaka (Mengacu kepada MoM Reaktivasi Lapangan Tiaka – Lampiran 7.B.2) Terkait dengan Cost & Benefit replikasi “Nambo Integrated GGRP Study” adalah sebagai berikut (m engacu kepada biaya studi ditahun 2016-2017): Integrated Study
Actual Cost,
Activities
USD
Core study (corelab) Cased hole log Petrophysicist Engage GCA TSA (peer review) EcoScope data RTA software TOTAL
100,000 65,000 180,000 99,000 35,000 50,000 70,000 599,000
Hasil “Nambo Integrated GGRP Study” ini juga telah dipresentasikan di : 1. Internal JOB PMTS 2. Pertamina Hulu Energi pada Forum Funneling Meeting 3. Pertamina (persero) pada Forum Konsinyering Cadangan dan Sumberdaya 4. Medco E&P pada Forum Coordination Meeting dengan BOD 5. Tomori Energy Limited pada Forum PC Meeting 6. SKK Migas pada Forum Kick Off Meeting Resertifikasi Lapangan Senoro 2017
21
FT-PROVE DURIAN NAMBO 7. 8. 9. 10. 11. 12.
Lemigas pada Forum Kick Off Meeting Resertifikasi Lapangan Senoro 2017 Gaffney Cline and Associates Singapore pada Resertifikasi Lapangan Senoro 2016-2017 Netherland Seawell and Associates pada Resertifikasi Lapangan Senoro 2017 Sharing forum KOMET Pertamina Forum CIP 2017 ditingkat PHE Forum UIIA 2017 ditingkat Direktorat Hulu
“Nambo Integrated GGRP Study” memiliki aspek komersial yang signifikan (Langkah 6.C.2) dan mudah untuk diduplikasi serta memiliki aspek manfaat yang besar bagi perusahaan. Inovasi “Nambo Integrated GGRP Study” memiliki nilai tambah apabila dibandingkan dengan studi GGR k onvensional pada umumnya. Oleh karena itu, saat ini JOB PMTS sedang melakukan persiapan untuk pendaftaran Hak Cipta (HAKI) terkait dengan SOP Perhitungan Cadangan menggunakan “Nambo Integrated GGRP Study” (Lampiran 7.B.3 - 4).
FT-Prove Durian Nambo juga telah mendafta rkan “Nambo Integrated GGRP Study” dalam forum Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition (APOGCE), yang akan diadakan di Brisbane, Australia pada bulan Oktober 2018 (Lampiran 7.B.5).
7.C PERSETUJUAN ATASAN & KOMENTAR
ACTION LANGKAH 8 – MENETAPKAN TEMA BERIKUTNYA 8.A IDENTIFIKASI/ANALISA MASAL AH A. Fluida reservoir yang lebih korosif B. Kerusakan permanent downhole gauge C. Kerusakan pada choke valve
8.B ANALISA/STRATIFIKASI MASALAH No
Identifikasi Masalah
Analisa/Potensi Masalah
Loss /Kerugian
Fluida reservoir yang lebih korosif
Kebocoran pada tubular
Pekerjaan well service sebesar Rp 270 Milyar
B
Kerusakan permanent downhole gauge
Tidak dapat diperoleh data tekanan dan temperatur bawah sumur
Biaya akuisisi data dengan Slickline sebesar Rp 60 Milyar
C
Kerusakan pada Choke Valve
Tidak dapat mengatur rate sumur dengan akurat
Biaya well service untuk penggantian choke valve sebesar Rp 9,7 Milyar
A
22
FT-PROVE DURIAN NAMBO 8.C PRIORITAS MASALAH (DIAGRAM PARETO)
8.D PENETAPAN TEMA & KOMPLEKSITAS MASALAH Berdasarkan penentuan prioritas masalah di atas, m aka tema yang dipilih adalah “Mengurangi uncertainty pada property fluida reservoir yang korosif di lapangan Senoro”. Usaha untuk meningkatkan akurasi properti fluida reservoir penting dilakukan agar mencegah terjadinya kebocoran pada tubular sumur ataupun fasilitas produksi.
8.E ANALISA RISIKO ( RISK MATRIX PERTAMINA) Resiko yang dapat terjadi akibat fluida reservoir yang korosif adalah : 1. Kebocoran pada tubular sumur Fluida reservoir yang korosif dapat menyebabkan pengikisan pada tubular produksi dan casing yang ada didalam sumur sehingga terjadi kebocoran. 2. Kebocoran pada fasilitas produksi Fluida reservoir yang korosif dapat menyebabkan pengikisan pada jaringan pipa dan fasilitas produksi sehingga menyebabkan penurunan maupun kegagalan untuk penyaluran gas kepada buyer .
8.F PERSETUJUAN ATASAN
23
FT-PROVE DURIAN NAMBO
LAMPIRAN-LAMPIRAN WAJIB A. A UDIT PDCA I
B. AUDIT PDCA II
24
FT-PROVE DURIAN NAMBO C. VALIDASI VALUE CREATION
D. RISK MATRIX PERTAMINA
25
FT-PROVE DURIAN NAMBO E. BUKTI UPLOAD KOMET
F. CHANGE MANAGEMENT (MANAGEMENT OF CHANGE)
26
FT-PROVE DURIAN NAMBO
LAMPIRAN-LAMPIRAN LAIN LAMPIRAN 1.D.1 – OCM 24 Maret 2016
LAMPIRAN 1.D.2 – KPI GM 2017
27
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 3.A.1
LAMPIRAN 3.A.2
28
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 3.A.3
LAMPIRAN 3.A.4
LAMPIRAN 3.A.5
Name Danny Hutagalung Shun Dotoku Victor Purba Diniko Nurhajj Putu Yoga Pratama
Position Reservoir Engineer Reservoir Engineer Production Engineer Geologist Geologist/Geophysicist
Experiences (years) 13 8 9 8 7
29
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 5.B.1
LAMPIRAN 5.B.2
30
FT-PROVE DURIAN NAMBO
LAMPIRAN 5.B.3
31
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 6.C.1.1
LAMPIRAN 6.C.1.2
32
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 6.C.1.3
LAMPIRAN 6.C.1.4
33
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 6.C.1.5
LAMPIRAN 6.E.1
34
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 6.E.2
LAMPIRAN 6.E.3
35
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 7.A.1
LAMPIRAN 7.B.1
36
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 7.B.2
LAMPIRAN 7.B.3
37
FT-PROVE DURIAN NAMBO LAMPIRAN 7.B.4
LAMPIRAN 7.B.5
38
