KETENTUAN DAN PERSYARATAN 1. Menjelaskan secara lengkap dan ringkas tentang POD (Plan of Development/ Rencana Pengembangan) dan regulasi yang berlaku Di Indonesia sesuai dengan PTK POD SKK MIGAS suatu lapangan minyak- gas bumi (dijawab saat presentasi, dalam format power- point). 2. Mempelajari data POD Lapangan Gas Perkutut (terlampir) yang mencakup aspek teknis dan keekonomian. 3. Peserta dituntut untuk membuat nama perusahaan sendiri yang mewakili profil dari para peserta se kreatif mungkin. Nantinya nama perusahaan akan dipakai di laporan dan slide presentasi. 4. Penilaian makalah (dokumen POD) mencakup kelengkapan data, sistematika penulisan, prosedur pengerjaan, dan materi makalah (dokumen POD). Materi makalah (dokumen POD)
harus mencantumkan mencantumkan kajian model geologi, kajian petrofisik, kajan reservoir,
perkiraan OGIP/OOIP, kajian produksi, kajian pemboran/ kerja ulang dan non- subsurface, dan rekomendasi pengembangan lapangan. 5. Penilaian hasil pengerjaan POD mencakup kreatifitas dalam memberikan alternatif strategi pengembangan lapangan, kemampuan tim dalam menguasasi teori, materi dan penyampaian secara sistematis, jelas, tepat waktu, dan kemampuan dalam menjawab pertanyaan (diskusi). 6. Penilaian dan keputusan juri bersifat mutlak dan tidak dapat diganggu gugat.
Lapangan Perkutut Lapangan perkutut adalah lapangan gas yang belum diproduksikan sebelumnya. Keterangan mengenai lapangan gas perkutut diuraikan sebagai berikut :
1. Geological Finding & Reviews Struktur Geologi Regional
Lapangan
Lapangan Perkutut
Pembagian Cekungan Sumatera Selatan : 1) Sub. Cek. Jambi 2) Sub. Cek. Palembang Utara 3) Sub. Cek. Palembang Tengah 4) Sub. Cek. Palembang Selatan Batas-batas Cek. Sumatera Selatan 1) Utara : Peg. Tigapuluh 2) Barat : Peg. Barisan 3) Timur : Tinggian Palembang & Lampung
Paleogeografi Kerangka Struktur Basement Cekungan Sumatera Selatan
Formasi Lemat/Lahat (Late Eocene-Middle Oligocene)
Lapanga Lapangan
(Ginger and Fielding, 2005)
Paleogeografi
LTAF (Late Oligocene)
UTAF (Earliest Miocene)
Lapangan Lapanga
(Ginger and Fielding, 2005)
Paleogeografi
BRF (Early Miocene)
GUF (Middle Miocene)
Lapanga Lapangan
(Ginger and Fielding, 2005)
Stratigrafi Regional
(Adiwidjaja dan De Coster, 1973)
Formasi Target
Data Geologi Peta Struktur Kedalaman
Peta Kontak Fluida (LKG)
Overlay Peta Struktur Kedalaman & IsoVshale
Overlay Peta Struktur Kedalaman & IsoPorosity
Overlay Peta Struktur Kedalaman & IsoSaturasi
Overlay Peta Struktur Kedalaman & IsoPermeability
Korelasi Struktur Berarah NW-SE
P-1
P-2
2. Reservoir Description
3.
Tes Produksi-Tekanan
3000 i s P , n a n a k e T
2000 1000 0 Jul-46
Nov-47
Apr-49
Aug-50
Jan-52
May-53
Oct-54
Feb-56
Jun-57
Nov-58
Waktu
i s P , n a n a k e T
200 150 100 50 0 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Qo, Bopd
i s P , n a n a k e T
3000 2000 1000 0 0
1
2
3
4 Qg, MMScfd
5
6
7
Interval Core No
Sumur
Tanggal
Interval, m
Marker
1737.4 – 1741.3 15/09/1950
1741.3 – 1747.4 1747.4 – 1749.2 1688.6
1
P-1 1711.8 21 – 22/09/1950
1716.6 1719.7 1723.9 1776.4 – 1785.8
BTL
1859.3 – 1867.8 23/02 – 08/04/1951
VZ-B 1867.8 – 1901.3
2
P-2 1945.5 – 1946.5
E
Diagram Fasa Sumur P-2 (Lapisan BTL)
3000
Pr=2675 Psi, T=250 F April 1954
Data PVT 1954
°
Data PVT 1965
Titik Kritis
2500
Kondisi Kondisi
2000
Diagram Fasa April
Pr=1706 Psi, T=236 F Nov 1965 °
i s P , e r u1500 s s e r P
Diagram Fasa Nov
1000
Se arator P=974 Psi
500
Se arator P=250 Psi,
0 -300
-200
-100
Komposisi Fluida (Tahun 1954)
0 Temperatur, oF
100
200
Komposisi Fluida (Tahun 1965)
Komposisi Fluida
Fraksi Mol
Komposisi Fluida
Fraksi Mol
Carbon Dioxide
0.016
Carbon Dioxide
0.016
Methane
0.776
Methane
0.8
Ethane
0.075
Ethane
0.09
Propane
0.059
Propane
0.064
Isobutane
0.009
Isobutane
0.009
Butane
0.017
Butane
0.012
Isopentane
0.006
Isopentane
0.003
Pentane
0.006
Pentane
0.003
Hexane
0.036
Hexane
0.003
300
Analisa Prediksi Qgi Sumur P-2 Lapisan BTL
PIPESIM Project: 1,700 1,600 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0
1
2
3
Gas Flowrate at NA point (mmscf/d) Inf low : PWSTA TIC=1157 ps ia Liquid Loading : DBEAN=0.46875 ins
Inf low : PWSTA TIC=1380 ps ia
Outf low : DBEA N=0.375 ins
Liquid Loading : DBEA N=0.375 ins
Outf low : DBEA N=0.46875 ins
Pres sur e at NA point :: Inflow : PWSTATIC=1157 psia : Y = 7.787 : X = 2.466
Analisa AOF 17/10/2004 Lapisan BTL (1767.8 – 1775.2) Pressure statis : 1157 Psi Rate Gas Produksi : 1.34 MMSCF/D Ukuran CHOKE 30/64” AOF : 2.46MMSCF/D
6/12/1977.Pressure statis : 1380Psi Rate Gas Produksi : 1.86 MMSCF/D Ukuran CHOKE 30/64” AOF : 3.14MMSCF/D
4.
In-Place Lapisan
Ketebalan
Luas LKG
m
m2
BTL
Bgi (ft3/ft3) 0.00820602
5.
44
8,671,450
Properti Petrofisik (fraksi)
LKG (msstvd)
Vshale
NTG
PHIE
Sw
-1808
0.18
0.82
0.24
0.54
Bulk Vol. (m3)
Net Vol. (m3)
Pore Vol. (rm3)
HCPV Gas (rm3)
381,543,800
312,865,916
75,087,819.84
34,540,397
OGIP SCF
BSCF
1.49E+11
148.64
HSE & CSR Masing- masing tim dituntut untuk concern pada masalah corporate social and responsibility, juga
mengenai keselamatan kerja dan kelestarian lingkungan dalam pengembangan suatu lapangan.
6.
Asumsi Keekonomian Jenis Kontrak : KKKS
Waktu Proyek : 20 Tahun
Harga Gas Domestik : $ 6/MMBtu
Harga Kondensat : $71.55/bbl
Bagian Negara (After tax) : 60 %
Bagian Kontraktor (After tax) : 40 %
Pajak Pemerintah : 40 %
DMO : 25 %
Biaya pemboran : 4 MM US$ /well
Biaya workover : 120.000 US$/well
Biaya penutupan sumur (ASR) :200.000 US$/well
Biaya - biaya lainya dapat diasumsikan namun harus logis dan dapat dipertanggungjawabkan
