Penentuan Cadangan Minyak Sisa Dengan Metode Decline Curve P

PENENTUAN CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE DECLINE CURVE PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

SKRIPSI

Oleh : OKTARIA GALUHSARI NIM : 113 04 0100

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2011

PENENTUAN CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE DECLINE CURVE PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

SKRIPSI

Diajukan sebagai salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan Per minyakan Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional "Veteran" Yogyakarta

Oleh : OKTARIA GALUHSARI NIM : 113 04 0100

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2011

i

PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH

Saya menyatakan bahwa judul dan keseluruhan isi dari skripsi ini adalah asli karya ilmiah saya, dan saya menyatakan bahwa dalam rangka menyusun,  berkonsultasi dengan dosen pembimbing hingga menyelesaikan skripsi ini, tidak  pernah melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap karya orang atau pihak lain  baik karya lisan maupun tulisan, baik secara sengaja maupun tidak sengaja. Saya menyatakan bahwa apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi saya ini mengandung unsur jiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain. Maka sepenuhnya menjadi tanggungjawab saya, diluar tanggungjawab dosen  pembimbing Dosen Pembimbing saya. Oleh karenanya saya sanggup bertanggung  jawab secara hukum dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh Otoritas / Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta, dan diumumkan kepada khalayak ramai.

Yogyakarta, Agustus 2011 Yang menyatakan

Oktaria Galuhsari

 Nomor Telepon : 081328552345 081328552345 Alamat Email : [email protected]  Nama dan Alamat Orang Tua : Idayat Suprasmanto, Dukuh Ngestiharjo Ngestiharjo RT 021 RW 009 Wates, Kulonprogo

ii

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala rahmat dan karunia Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan Skripsi dengan judul PENENTUAN CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE DECLINE CURVE PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

Penulisan skripsi ini dimaksudkan untuk meningkatkan kemampuan penulis dalam integrasi ilmu yang disesuaikan pada kondisi lapangan dan dianggap menarik bagi penulis untuk dijadikan sebagai judul skripsi. Skripsi ini diajukan sebagai salah satu syarat akademis untuk mendapatkan gelar sarjana pada Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta. Dengan selesainya Skripsi ini, penulis mengucapkan banyak terimakasih kepada : 1. Prof. Dr. H. Didit Welly Udjianto, MS., selaku Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran “ Yogyakarta. 2. Dr. Ir. S. Koesnaryo, M.Sc. IPM,. selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. 3. Ir. Anas Puji Santoso, MT., selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. 4. Ir. H. Avianto Kabul Pratiknyo, MT. selaku Sekretaris Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta 5. DR. Ir. H. Sudarmoyo, SE, MS., selaku pembimbing I 6. M. Th Kristiati EA., ST, MT., selaku pembimbing II 7. Seluruh Staf pengajar dan pegawai Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta. 8. Berbagai pihak yang tidak dapat kami sebuttkan satu persatu yang telah membantu proses pembuatan skripsi ini.

iv

Penulis menyadari bahwa dalam tulisan ini masih banyak terdapat kekurangan, sehingga penulis mengharapkan kritikan dan saran yang bersifat membangun guna menyempurnakan skripsi ini. Harapan penulis semoga tulisan ini dapat bermanfaat yang memerlukannya,

Yogyakarta,

Agustus 2011

Penulis

v

HALAMAN PERSEMBAHAN

Puji syukur kepada Allah SWT yang pada akhirnya Skripsi dapat diselesaikan dan dipresentasikan dengan baik. Ucapan terimakasih i ni dipersembahkan untuk beberapa  pihak yang telah membantu dalam proses penyelesaian Skripsi ini, yaitu :

Kedua Orang Tua dan Keluarga   yang telah memberi kasih sayang yang tidak

 pernah putus dalam bentuk dukungan materi, moral, semangat dan doa.

Kepada kedua motivator saya dan selaku dosen-dosen pembimbing yang sabar menghadapi saya yaitu Bapak DR. Ir. H. Sudarmoyo, SE, MS. dan Ibu Mth. Kristiati EA, ST. MT.  yang telah memberikan banyak motivasi dan bimbingan

selama proses pembuatan Skripsi.

Kepada teman-teman Minyak Angkatan 02-06  yang telah berbagi ilmu, waktu dan kebersamaan untuk membantu menyelesaikan Skripsi ini.

Kepada sahabat-sahabat penulis yang telah banyak memberikan dukungan moral, spiritual dan waktu sampai Skripsi ini selesai.

vi

RINGKASAN

Lapisan “D”  Lapangan “T” memiliki data OOIP yang diketahui sebesar 2.938.000 STB. Sumur yang berproduksi pada Lapisan “D” ada 3 sumur yaitu TA-09, TA-18 dan TA-22. Jumlah sumur aktif sebanyak 2 sumur yaitu TA -09 dan TA-22 yang berproduksi secara commingle dengan lapisan lainnya. Produksi kumulatif minyak (Np) sampai bulan Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB dan diperkirakan masih terdapat cadangan minyak sisa. Sehingga perlu dilakukan  perhitungan estimasi cadangan minyak sisa yang masih dapat diproduksikan sampai batas economic limit   dengan metode  Decline Curve. Permasalahan yang timbul dalam penelitian ini adalah seberapa besar cadangan minyak sisa pada Lapisan “D” Lapangan “T”?. Metode penyelesaian untuk penelitian ini menggunakan Analisa  Decline Curve  dengan langkah-langkah sebagai berikut: 1. Pengumpulan data : harga OOIP, data reservoir, biaya operasional, harga minyak, pajak untuk pemerintah dan data produksi minyak. 2. Menentukan RF dan EUR volumetrik. 3. Menghitung alokasi produksi tiap sumur yang memproduksikan minyak secara commingle  dengan metode kapasitas aliran. 4. Plotting qo vs t tiap sumur. 5. Menentukan periode penurunan laju produksi. 6. Menentukan tipe  Decline Curve  berdasarkan nilai eksponen decline  (b) dan Di menggunakan metode trial error  dan x2-chisquare test . 7. Menentukan economic limit rate. 8. Menentukan qo forecast  ,  Np forecast , EUR tiap sumur, EUR Lapisan “D”, umur produksi, RF  Decline, cadangan minyak sisa (ERR), dan cadangan minyak sisa yang belum bisa diproduksi dengan metode Decline Curve. Dengan RF volumetrik sebesar 30,98 % maka diperoleh  EUR sebesar  910.304,5

STB.

Berdasarkan

analisa  Decline  persumur

diperoleh

jenis

 Exponential Decline (b=0), Di sumur TA-09 = 0,042/Bulan dan Di sumur TA-22 = 0,049/Bulan.  EUR  untuk Lapisan “D”  sampai qlimit   (34,54 BOPM) adalah 12.757,40 STB dengan umur produksi 47 bulan dari Agustus 2009 sampai Juni 2013, RF saat  Decline sebesar 0,43 %, sehingga cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sebesar   5.381,65 STB. Cadangan minyak yang belum bisa diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari OOIP.

vii

DAFTAR ISI

Halaman HALAMAN JUDUL .......................................................................................

i

................

ii

HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH

HALAMAN PENGESAHAN .......................................................................... iii KATA PENGANTAR ...................................................................................... iv HALAMAN PERSEMBAHAN ...................................................................... vi RINGKASAN ................................................................................................... vii DAFTAR ISI ..................................................................................................... viii DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ xi DAFTAR TABEL ............................................................................................ xiii DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................... xiv BAB I. PENDAHULUAN ................................................................................

1

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “T” ...........................................

6

2.1. Letak Geografis Lapangan “T” ..............................................................

6

2.2. Keadaan Geologi Lapangan “T” ............................................................. 7 2.2.1. Geologi Umum ................................................................................. 7 2.2.2. Stratigrafi Lapangan “T” .................................................................. 7 2.2.3. Struktur Lapangan “T”...................................................................... 11 2.3. Kondisi Reservoir Lapisan “D” Lapangan “T” .................................... 12 2.4. Sejarah Produksi Lapisan “D” Lapangan “T” ..................................... 13 BAB III. TINJAUAN PUSTAKA ................................................................... 22 3.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula Ditempat (OOIP) .................. 3.1.1. Penentuan Recovery Factor  Volumetrik .......................................... 3.1.1.1. Recovery Factor  dengan Tenaga Pendorong Water Drive Reservoir .............................................................................. 3.1.1.2. Recovery Factor  dengan Tenaga Pendorong Solution Gas  Drive Reservoir ................................................................... 3.1.2. Estimated Ultimated Recovery Volumetrik .....................................

22

24 26 28

3.2. Penentuan Economic L imi t Rate   (qlimit) .................................................. 28 3.3. Produksi Kumulatif aktual (Np) ............................................................. 30

viii

3.4. Alokasi Produksi dari Commingl e Completion   dengan Metode Kapasitas Aliran ………………………………………………………... 30 3.5. Metode Decli ne Curve .............................................................................. 33 3.5.1. Exponential Decline ......................................................................... 36 3.5.1.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................... 36 3.5.1.2. Hubungan Laju Produksi dengan Produksi Kumulatif ....... 38 3.5.2. Hyperbolic Decline .......................................................................... 39 3.5.2.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................ 39 3.5.2.2. Hubungan Laju Produksi dengan Produksi Kumulatif ....... 42 3.5.3. Harmonic Decline ............................................................................ 44 3.5.3.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................ 44 3.5.3.2. Hubungan Laju Produksi dengan Produksi Kumulatif ....... 46 3.5.4. Penentuan Tipe Decline Curve ........................................................ 48 3.5.4.1. Metode Loss Ratio .............................................................. 48 3.5.4.2. Metode Trial Error-X 2 dan Chisquare Test ....................... 49 3.5.5. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit) …………………………………………………. 51 3.5.5.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) ……………………… 51 3.5.5.2. Kumulatif Produksi Forecast (Np t→limit) ………………….. 52 3.5.6. Estimated Ultimate Recovery (EUR) ………………………………. 52 3.5.7. Prediksi Umur Produksi ................................................................... 52 3.5.8. Recovery Factor ……………………………………………………. 53 3.5.9. Estimasi Cadangan Minyak Sisa (ERR) ..………………………..… 53 BAB IV. PERHITUNGAN DAN ANALISA DECLINE CURVE ............... 54 4.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula di Tempat (OOIP).................. 54 4.2. Penentuan Economic L imi t Rate ............................................................. 56 4.2.1. Biaya Operasional Lapangan ........................................................... 56 4.2.2. Harga Minyak ……………………………………………………….56 4.2.3. Pajak untuk Pemerintah ................................................................... 56 4.2.4. Perhitungan Harga Economic Limit Rate.......................................... 56 4.3. Pengolahan Data Produksi Lapangan “T” ............................................ 57 4.3.1. Perhitungan Alokasi Produksi .......................................................... 57 4.3.2. Plot Laju Produksi (qo) versus Waktu (t) ........................................ 58 4.4. Penentuan Cadangan Minyak Sisa dengan Decli ne Curve  .................... 4.4.1. Pemilihan Periode (Trend) Produksi untuk Analisa  Decline ........... 4.4.2. Penentuan Nilai Eksponen Decline .................................................. 4.4.2.1. Metode Loss-Ratio .............................................................. 4.4.2.2. Metode Trial Error  dan X 2 Chisquare Test ......................... 4.4.3. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi  Forecast  (Npt→limit) Lapisan “D” ...................................................... 4.4.3.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) ................................... 4.4.3.2. Kumulatif Produksi Forecast  (Npt→limit) ............................. 4.4.4. Estimated Ultimate Recovery (EUR) Lapisan “D” ...........................

ix

60 60 62 62 64 72 73 73 76

4.4.5. Prediksi Umur Produksi Lapisan “D” .............................................. 76 4.4.6. Perhitungan Recovery Factor  (RF) Lapisan “D” ............................. 77 4.4.7. Prediksi Cadangan Minyak Sisa (ERR) Lapisan “D” ...................... 77 4.4.8. Prediksi Cadangan Minyak Lapisan “D” yang Belum Terproduksi dengan analisa Decline Curve ……………………………………... 78 BAB V. PEMBAHASAN ................................................................................ 81 BAB VI. KESIMPULAN ................................................................................. 84 DAFTAR PUSTAKA DAFTAR SIMBOL LAMPIRAN

x

DAFTAR GAMBAR

Halaman Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan “T” ........................................................

6

Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Barito ......................................................

9

Gambar 2.3. Pembagian Lapisan Pada Formasi Warukin Berdasarkan Log listrik .................................................................................. 10 Gambar 2.4.  Depth Structure Hasil Interpretasi Seismik Lapangan “T” ....... 11 Gambar 2.5. Grafik Sejarah Produksi Minyak Lapisan D Lapangan ”T” ..... 14 Gambar 2.6. Grafik Performance Production Lapisan D Lapangan ”T” ..... 14 Gambar 2.7. Grafik Sejarah Tekanan Lapangan ”T” Lapisan ”D”................ 15 Gambar 2.8. Profil sumur TA-09 Lapangan “T” ........................................... 17 Gambar 2.9. Profil sumur TA-18 Lapangan “T” ........................................... 19 Gambar 2.10. Profil sumur TA-22 Lapangan “T” ........................................... 21 Gambar 3.1. Akumulasi Minyak dan Gas Bumi pada Perangkap Antiklin .. 23 Gambar 3.2. Water Drive Reservoir ............................................................. 24 Gambar 3.3. Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR dan Water Cut pada Water Drive Reservoir ................................... 25 Gambar 3.4. Solution Gas Drive Reservoir .................................................. 26 Gambar 3.5. Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR dan waktu  pada Solution Gas Drive Reservoir ........................................... 27 Gambar 3.6. Commingle Completion dengan Single Tubing Dual Packer...... 31 Gambar 3.7. q vs t pada Analisa Decline Curve .............................................. 34 Gambar 3.8. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu Pada Tipe Exponential Decline................................................. 37 Gambar 3.9. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif Pada Tipe Exponential Decline................................................. 39 Gambar 3.10. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu Pada Tipe Hyperbolic Decline .................................................. 41 Gambar 3.11. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

xi

Pada Tipe Harmonic Decline .................................................... 45 Gambar 3.12. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif Pada Tipe Harmonic Decline .................................................... 46 Gambar 3.13. Tipe Grafik antara qo vs t dan qo vs Np Pada Ketiga Jenis Decline Curve .............................................. 47 Gambar 4.1. Grafik qo vs t Sumur TA-09 Lapisan “D” ................................ 59 Gambar 4.2. Grafik qo vs t Sumur TA-18 Lapisan “D” ................................ 59 Gambar 4.3. Grafik qo vs t Sumur TA-22 Lapisan “D” ................................ 60 Gambar 4.4. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan ”D”............................................................................... 61 Gambar 4.5. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan ”D”............................................................................... 61 Gambar 4.6. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan “D” . 72 Gambar 4.7. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan “D” . 72 Gambar 4.8. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan ”D”........ 79 Gambar 4.9. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-22 Lapisan ”D”........ 80

xii

DAFTAR TABEL

Halaman Tabel II-1.

Sifat Fisik Batuan Reservoir Lapisan ”D” ..................................

12

Tabel II-2.

Sifat Fisik Minyak Lapisan ”D”..................................................

12

Tabel III-1. Persamaan Decline Curve ............................................................ 48 Tabel IV-1. Cadangan Minyak Lapisan “D” Lapangan “T”…………………

55

Tabel IV-2. Penentuan Tipe  Decline Curve  dengan Metode  Loss Ratio Sumur TA-09 Lapisan “D”

63

Tabel IV-3. Penentuan Tipe  Decline Curve  dengan Metode  Loss Ratio Sumur TA-22 Lapisan “D”

64

Tabel IV-4. Penentuan Nilai b dari Trend dengan Metode Trial Error   dan 2

 X  Chisquare Test  Sumur TA-09 Lapisan “D” ………………..

69

Tabel IV-5. Penentuan Nilai b dari Trend dengan Metode Trial Error   dan  X 2 Chisquare Test  Sumur TA-22 Lapisan “D”

70

Tabel IV-6. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast Sumur TA-09 Lapisan “D”

74

Tabel IV-7. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast Sumur TA-22 Lapisan ”D”............................................................ 76

xiii

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran A. Riwayat Sumur TA-09 Riwayat Sumur TA-18 Riwayat Sumur TA-22 Lampiran B. Alokasi Data Produksi Sumur TA-09 Lapangan "T" Alokasi Data Produksi Sumur TA-18 Lapangan "T" Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T" Lampiran C. Data Produksi (qo) dan Kumulatif Produksi Aktual (Np) Lapisan D Lampiran D. Data Gas Oil Ratio dan Water Cut Lapisan D

xiv

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Latar belakang

Salah satu tugas dari seorang engineer   adalah menghitung secara periodik cadangan minyak yang masih tersisa dan meramalkan umur produksi dimasa yang akan datang dari suatu reservoir. Hal ini penting dilakukan karena suatu reservoir yang telah diproduksikan akan mengalami penurunan laju produksi seiring dengan waktu. Lapangan “T” merupakan jenis lapangan minyak pada Formasi “W” yang dikembangkan sampai sekarang oleh Unit Bisnis Pertamina EP (UBEP) Tanjung di Blok Tanjung Raya  –   Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Pada Oktober 2009, Lapangan “T”  memiliki 25 sumur yang terdiri dari 6 sumur produksi, 13 sumur ditutup sementara serta 6 sumur ditinggalkan. Lapangan “T”  terdapat  beberapa lapisan yaitu lapisan Ca, Cb, C1, C2, D, E, F, J dan K. Sumur yang memproduksikan minyak dari Lapisan “D” ada 3 sumur produksi, yaitu TA-09, TA-18, TA-22. Ketiga sumur tersebut diproduksikan secara commingle  dengan kondisi saat ini sumur yang aktif 2 sumur, yaitu sumur TA-09 dan TA-22. Lapisan “D”  memiliki data OOIP yang diketahui sebesar 2.938.000 STB dan kumulatif  produksi hingga Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB. Sehingga perlu dilakukan  perhitungan estimasi cadangan minyak sisa yang masih dapat diproduksikan sampai batas economic limit  dengan metode Decline Curve. Analisa  Decline Curve  merupakan analisa penurunan produksi dengan menggunakan persamaan-persamaan yang dikembangkan oleh Arps yang telah  banyak digunakan untuk memperkirakan cadangan (reserve) dan meramalkan  performance  suatu

reservoir.  Performance

reservoir   adalah

perubahan

karakteristik reservoir selama masa produksinya, antara lain adalah tekanan, laju  produksi minyak, laju produksi gas, laju produksi air, perbandingan gas-minyak,  prosentase produksi minyak air. Analisa  Decline Curve  yang digunakan untuk

1

2

menentukan cadangan minyak sisa adalah dengan mengekstrapolasikan perubahan trend karakteristik reservoir sampai batas ekonomisnya. Metode Decline Curve  memerlukan data-data produksi yang diperoleh dari suatu reservoir yang telah berproduksi selama selang waktu tertentu dan mengalami penurunan produksi, sehingga karakteristik-karakteristik reservoir telah menunjukkan trend penurunan atau decline. Asumsi yang digunakan pada metode metode  Decline Curve adalah  performance pada masa yang akan datang sama dengan performance pada masa lalu.

1.2. Permasalahan

Permasalahan yang timbul dalam penelitian ini adalah : 

Berapa harga economic limit  pada Lapisan “D” Lapangan “T” ?



Tipe Decline Curve apa yang sesuai dengan penurunan laju produksi minyak  pada Lapisan “D” Lapangan “T” ?



Sampai kapan umur Lapisan “D” Lapangan “T” dapat berproduksi ?



Berapakah besar cadangan minyak sisa dari Lapisan “D” Lapangan “T” ?

1.3. Maksud dan Tujuan

Maksud dari penelitian ini adalah untuk memperkirakan cadangan minyak sisa dari Lapisan “D” Lapangan “T”  menggunakan Metode  Decline Curve, dengan tujuan memperkirakan EUR (Estimated Ultimate Recovery),  umur  produksi, cadangan minyak sisa ( Remaining   Reserve) dan  Recovery Factor  sampai batas laju Economic Limit  (qlimit ).

1.4. Metodologi

Metode yang digunakan untuk menghitung cadangan minyak sisa dari Lapisan “D” Lapangan “T”  adalah metode analisa  Decline Curve. Langkahlangkah metode ini adalah sebagai berikut : 1. Pengumpulan data harga OOIP, data reservoir, biaya operasional, harga minyak, pajak untuk pemerintah dan data  produksi minyak, 2. Menentukan RF dan EUR volumetrik, 3. Menghitung alokasi  produksi tiap sumur yang memproduksikan minyak secara commingle  dengan

3

metode kapasitas aliran, 4. Plotting qo vs t tiap sumur, 5. Menentukan periode  penurunan laju produksi, 6. Menentukan tipe  Decline Curve  berdasarkan nilai eksponen decline  (b) dan Di menggunakan metode loss ratio  dan metode trial error  dan x2-chisquare test , 7. Menentukan economic limit rate, 8. Menentukan qo forecast  ,  Np forecast , EUR tiap sumur , EUR Lapisan “D”, umur produksi, RF, cadangan minyak sisa (ERR) dan cadangan minyak sisa yang belum bisa diproduksi dengan metode Decline Curve. Untuk memperjelas metodologi penelitian dapat dilihat pada Flowchart dibawah ini.

4

FLOW CHART Data Produksi: q, t, Np Harga OOIP Data reservoir: Swavg, K avg , Φ, µoi, μob, μwi, Boi, Bob, Rs, Pi, Pb,Pa

-Biaya operasional sumur -Harga minyak/ barrel -Pajak untuk Pemerintah

Alokasi produksi Lapisan ” D” dari sumur ber roduksi secara commin le

Plotting data qo vs t Lapisan D

Pemilihan periode (trend) penurunan laju produksi Penentuan tipe Decline Curve dengan metode loss ratio,trial error dan X2 Chisquare

 b= 0, Exponential Decline

 b ≠ 0, b ≠ 1; 0
 b = 1, Harmonic Decline

Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi (Np) Lapisan D

Recovery Factor Volumetrik

Penentuan economic limit

Estimasi umur produksi Lapisan D

Cadangan Volumetrik

Estimasi Ultimate Recovery (EUR)

Recovery Factor Decline Curve

ERR Volumetric ERR = Cadangan Volumetric - Np

ERR volumetrik yang belum  bisa diproduksi

Estimasi Cadangan Minyak Sisa ERR = EUR - Np

5

1.5. Hasil Penelitian

Berdasarkan data diketahui harga OOIP Lapisan “D” sebesar 2.938.000 STB. Harga recovery factor saat volumetrik sebesar 30,98 % maka diperoleh  EUR sebesar 910.304,53 STB. Kumulatif produksi (Np) sampai Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB, sehingga minyak sisa (volumetrik) adalah 902.928,78 STB. Analisa  Decline Curve  dilakukan untuk sumur TA-09 dan TA-22 dengan hasil kurva exponential decline  pada sumur TA-09 dengan nilai b=0 dan Di=0,042/Bulan, sedangkan untuk sumur TA-22 nilai b =0 dan Di=0,049/Bulan sehingga EUR Lapisan “D” sampai qlimit   = 34,54 BOPM adalah 12.747,40 STB dengan umur produksi 47 bulan atau 3 tahun 11 bulan dari Agustus 2009 sampai  bulan Juni 2013, RF saat Decline sebesar 0,43 %, sehingga cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sebesar   5.381,65 STB. Cadangan minyak yang belum bisa diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari OOIP.

1.6. Sistematika penulisan

Sistematika penulisan pada penelitian ini terdiri dari : BAB I. Pendahuluan, BAB II. Tinjauan Umum Lapangan “T”, BAB III. Tinjauan Pustaka, BAB IV. Perhitungan dan Analisa Decline Curve, BAB V. Pembahasan, BAB VI. Kesimpulan.

BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN “T”

2.1. Letak Geografis Lapangan “T”

Lapangan “T” merupakan bagian dari area lapangan pengembangan minyak dan gas bumi (migas) yang dikelola oleh Unit Bisnis Pertamina EP (UBEP) Tanjung di Blok Tanjung Raya  –   Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Luas Lapangan “T” ini kurang lebih 3,5 km 2 dari arah Barat Daya - Timur Laut dengan  produksi utama hidrokarbon dari Formasi Warukin. Secara geografis Lapangan “T” berada pada 1o35 LS dan 115 o30 BT dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Daerah Penelitian

Gambar 2.1. 7) Peta Lokasi Lapangan “T”

6

7

2.2. Keadaan Geologi Lapangan “T” 2.2.1. Geologi Umum

Pulau Kalimantan dibagi menjadi 4 cekungan besar seperti pada Gambar 2.1. Cekungan-cekungan tersebut antara lain : 

Cekungan Barito : Bagian Barat Laut dibatasi Pegunungan Schwaner, bagian Timur dibatasi Pegunungan Meratus, dan bagian Utara dibatasi Cekungan Kutai.



Cekungan Kutai : Cekungan ini dibatasi dataran tinggi Mangkaliat di bagian Utara, Cekungan Barito di bagian Selatan, dataran tinggi Kuching di bagian Barat dan Selat Makassar di bagian Timur.



Cekungan Melawi : Bagian Selatan dibatasi Pegunungan Schwaner, bagian Utara dibatasi dataran tinggi Semitau yang memisahkan Cekungan Melawi dengan Cekungan Ketungau.



Cekungan Ketungau : Cekungan ini pada bagian Utara dibatasi lajur Kalimantan Tengah, bagian Selatan dibatasi dataran tinggi Semitau, bagian Timur dibatasi dataran tinggi Kuching dan bagian Barat dibatasi Ketungau area.

2.2.2. Stratigrafi Lapangan “T”

Stratigrafi Lapangan “T”  yang terletak pada Cekungan Barito dapat dilihat  pada Gambar 2.3. Urutan umur batuan dari yang tua sampai yang muda sebagai  berikut : 1.

Batuan Pra-Tersier Basement

 Basement   pra-tersier Cekungan Barito terdiri dari batuan beku andesit dan  batuan metamorf dengan ketebalan kurang dari 200 meter. 2.

Formasi Tanjung

Formasi

Tanjung

terdiri

atas

batupasir

kuarsa

berselingan

dengan

 batulempung dengan sisipan batubara, berumur Eosen, dan diendapkan dalam lingkungan paralik-neritik. Formasi Tanjung memiliki ketebalan 300-600 m. 3.

Formasi Berai

Formasi Berai mayoritas terdiri dari batugamping berwarna putih kelabu,  berlapis baik dengan ketebalan 20-200 meter. Kaya akan koral, foraminifera

8

dan ganggang, bersisipan napal kelabu muda padat dan berlapis baik. Formasi Berai

berumur

Oligosen

Akhir-Miosen

Tengah

dengan

lingkungan

 pengendapan neritik. 4.

Formasi Warukin

Secara umum Formasi Warukin disusun oleh batupasir kuarsa, batulempung,  batulanau, dan konglomerat di bagian bawah, serta sisipan batubara dan  batugamping. Formasi ini menunjukkan kisaran umur Miosen Awal-Tengah, diduga merupakan endapan transisi darat (fluviatil)-laut dangkal (neritik) dan memiliki ketebalan 300-500 meter. Formasi Warukin merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon pada Lapangan “T” dengan lapisan utama yaitu Lapisan C yang terbagi kedalam 4 unit lapisan yaitu Lapisan Ca (38,5 ft), Cb (18,9 ft), C1 unit (3,8 ft), dan C2 (38,5 ft). Lapisan Ca dan Cb berada pada bagian atas ( upper ), Lapisan C2  berada pada bagian bawah (lower ), sedangkan Lapisan C1 merupakan lapisan  sand-shale member  yang memisahkan antara bagian upper  dan lower . Evaluasi secara geologi menunjukkan adanya lapisan-lapisan lain yang  bertindak sebagai reservoir yaitu Lapisan D, Lapisan E, Lapisan F, Lapisan J, dan Lapisan K. Zona reservoir D-sand terdiri atas perselingan batupasir dengan coal, shale, dan sedikit lapisan tipis limestone. Kehadiran limestone ini merupakan indikasi bahwa lingkungan pengendapannya lebih mendekati arah marine. Pembagian lapisan Formasi Warukin dapat dilihat pada Gambar 2.3. 5.

Formasi Dahor

Formasi Dahor terdiri atas batupasir kuarsa dan konglomerat yang mengandung kepingan kuarsit dan basal, berselingan dengan batupasir  berbutir sedang-sangat kasar, berstruktur silang-siur, sisipan batulempung dengan karbonat hingga gambut dan batulempung. Ketebalan formasi ini mencapai 300 m, berumur transisi darat (fluviatil).

Pliosen-Plistosen dan berlingkungan endapan

9

Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Barito

8)

10

Gambar 2.3. Pembagian Lapisan pada Formasi Warukin Berdasarkan Log Listrik

7)

11

2.2.3. Struktur Lapangan “T”

Lapangan “T” berada paling Timur dari area Blok Tanjung Raya dan terletak kurang lebih 15 km dari Struktur Tanjung. Pemetaan struktur Lapangan “T”  berdasarkan interpretasi seismik dapat dilihat pada Gambar 2.4.

Gambar 2.4. 7) Peta Depth Structure   Hasil Interpretasi Seismik Lapangan “T”

Peta struktur kedalaman tersebut memperlihatkan adanya perangkap closure antiklin yang dibatasi oleh sesar naik dengan arah Barat Daya-Timur Laut yang mampu berperan sebagai sebagai perangkap hidrokarbon. Pada peta struktur dapat dilihat pemetaan lokasi sumur-sumur. Menurut data bulan Oktober 2009

12

Lapangan “T” memiliki 25 sumur dengan 23 sumur berada di sekitar struktur, yaitu: TA-01, TA-03, TA-04, TA-05, TA-06, TA-07, TA-08, TA-09, TA-10, TA11, TA-12, TA-13, TA-14, TA-15, TA-16, TA-17, TA-18, TA-19. TA-21, TA-22, TA-23, TA-24, TA-25 serta 2 sumur lain yaitu sumur TA-02 dan TA-20 yang merupakan umur deliniasi dan terletak di luar struktur.

2.3. Kondisi Reservoir Lapisan ”D” Lapangan “T”

Lapisan “D” berada pada Formasi Warukin memiliki tekanan awal reservoir 655 psi dengan temperatur 139˚F dari hasil uji tekanan sumur. Berdasarkan data Lapisan “D” diketahui OOIP sebesar 2.938.000 STB. Sifat fisik batuan reservoir  pada Lapisan “D” dapat dilihat pada Tabel II-1, dan sifat fisik fluida reservoir dapat dilihat pada Tabel II-2. Tabel II-1. 8) Sifat Fisik Batuan Reservoir pada Lapisan “D” Parameter Sifat Fisik Batuan

Besaran

Porositas rata-rata (Φavg)

20 %

Saturasi awal rata-rata (Swi avg)

40 %

Permeabilitas rata-rata (K avg)

70 mD

Jenis Batuan

Batu pasir

Tabel II-2. 8) Sifat Fisik Minyak pada Lapisan “D” Parameter Sifat Minyak

Besaran

0

API

38

Specific gravity

0,8

Viscositas minyak initial  oi 

0,24 cp

Viscositas minyak dibawah Pb

   ob

1,1 cp

Viscositas air initial  wi 

1,5 cp

Faktor volume formasi minyak (Boi)

1,14 bbl/stb

Kelarutan gas dalam minyak (Rs)

882 scf/stb

Tekanan gelembung (Pb)

643 psi

Tekanan reservoir awal (Pi)

655 psi

Tekanan reservoir abandon (Pa)

160 psi

13

2.4. Sejarah Produksi Lapisan ”D” Lapangan “T”

Lapangan “T” pertama kali dikelola oleh PERMINA, JOB PERTAMINA SOUTHERN CROSS, JOB PERTAMINA BOW VALLEY, JOB PERTAMINA TALISMAN (TANJUNG). Lapangan “T” dilakukan pemboran pertama kali pada sumur TA-01 pada bulan April 1967 oleh BPM (Shell Indonesia). Sumur tersebut berhasil menembus lapisan batu pasir formasi  MiddleWarukin dan menemukan oil bearing  pada kedalaman kurang dari 1264 m dan menghasilkan minyak sebesar 799 BOPD dengan kadar air 0 %. Sejak saat itu Lapangan “T” terus dikembangkan hingga sekarang dan dibagi menjadi beberapa lapisan yaitu lapisan Ca, Cb, C1, C2, D, E, F, J dan K. Sejak

akhir

tahun

2005

Lapangan

“T”  dikelola

sepenuhnya

oleh

PERTAMINA EP dalam bentuk Unit Bisnis Pertamina EP Tanjung (UBEP Tanjung). Lapangan “T”  memiliki 25 sumur yang terdiri dari 6 sumur produksi, 13 sumur

ditutup

sementara

serta

6

sumur

ditinggalkan.

Sumur

yang

memproduksikan minyak dari Lapisan “D” ada 3 sumur produksi, yaitu : 

Sumur TA-09 berproduksi dari Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.



Sumur TA-18 berproduksi dari Lapisan C1, D, E dan F secara commingle.



Sumur TA-22 berproduksi dari Lapisan C1, C2, D dan F secara commingle. Sejarah produksi minyak Lapisan “D” mulai dari awal produksi hingga data

terakhir dapat dilihat selengkapnya pada Lampiran B, Lampiran C dan Gambar 2.5.

Berdasarkan sejarah  performance  produksi Lapisan “D” yang dapat dilihat  pada Gambar 2.6 dan Lampiran D serta sejarah tekanan pada Gambar 2.7., dapat diketahui bahwa Lapisan “D” memiliki penurunan tekanan yang relatif pelan,  perbedaan harga GOR dapat dikatakan kecil, dan harga WOR yang terus meningkat selama masa produksi. Dari ketiga hal tersebut maka reservoir ini termasuk golongan reservoir dengan tenaga pendorong water drive.

14

qo vs waktu Lapisan "D" qo total

sumur aktif   10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0

1000 100    M    P    O    B 10  ,    o    q

1 0

 s   u  m  u  r   a  k   t    i    f  

waktu, bulan

Gambar 2.5.  11) Grafik Sejarah Produksi Minyak Lapisan “D” Lapangan ”T”

Grafik (qo vs waktu) dan (GOR & WC vs waktu) Lapisan "D" qo

GOR

100000

1000

 G  10000  O  R   ,  S  1000  C   F   /    S  100  T  B  10  &  W 1  C   ,  % 0,1

100    M    P    O    B  ,    o    q

WC

10 1 0,1 0,01

0,01

waktu, bulan

Gambar 2.6.   11) Grafik Per for mance Producti on Lapisan “D” Lapangan ”T”

15

Grafik sejarah tekanan Lapisan "D" tekanan

Linear (tekanan)

1000    i    s 100    P  ,    n    a    n    a     k 10    e    t

1 Jun-91 Dec-91 Jul-92

Jan-93 Aug-93 Mar-94 Sep-94 Apr-95 Oct-95 waktu, bulan

Gambar 2.7.   11) Grafik Sejarah Tekanan Lapisan “D” Lapangan ”T”

2.4.1. Sejarah Sumur TA-09

Sumur TA-09 pertama kali dilakukan pengeboran pada tanggal 26 Maret 1981. Sumur dibor sedalam 1450 m dan dikomplesi dengan  perforated casing . Pada bulan Mei 1981 dilakukan perforasi pada Lapisan D (1425,5-1427,5 m), C2 (1400-1402 m), C1 (1368-1370 m), Cb (1350-1353 m dan 1357-1360 m), dan Ca (1324-1327 m). Lapisan yang berpotensi untuk diproduksikan hanya ada dua lapisan, yaitu lapisan Ca dan Cb. Lapisan “D” diisolasi pada kedalaman 1420 m, lapisan C2 diisolasi pada kedalaman 1395 m, sedangkan lapisan C1 diisolasi  pada kedalaman 1365 m. Bulan Juli 1981 sumur TA-09 berproduksi dengan dua lapisan secara  bersamaan yaitu lapisan Ca (1324-1327) m dan lapisan Cb (1350-1353, 13571360) m. Sistem yang dipakai untuk produksi adalah dual  string , dimana lapisan Ca dan Cb diproduksikan melalui tubing yang berbeda setelah dipasang  packer   pada kedalaman 1341 untuk memisahkan kedua lapisan tersebut. Tanggal 25 Oktober 1984 pukul 09.30 sumur TA-09 ditutup sementara karena dilakukan pressure build up test . Sumur kembali berproduksi pada tanggal 13 November 1984 pukul 13.00.

16

Bulan Januari 1986 lapisan Cb diisolasi dengan packer  pada kedalaman 1341 m karena hasil produksi lapisan Cb terus menurun sehingga tidak efektif jika harus diproduksi. Sumur TA-09 hanya memproduksikan lapisan Ca dengan satu tubing. Bulan September 1987 sumur TA-09 yang merupakan sumur sembur alam  berubah menjadi sumur articial lift   yaitu  gas lift . Namun karena hasil produksi lapisan Ca terus menurun maka dilakukan perubahan metode produksi dari gas lift  menjadi pompa pada bulan Oktober 1987. Bulan Maret 1996 sumur TA-09 ditutup sementara karena tidak ada minyak yang mengalir. Kemudian pada bulan Februari 1999 dilakukan squeezed cementing untuk menutup lapisan Ca. Dilanjutkan pengeboran sampai kedalaman 1365 m dan menambah perforasi lapisan Cb pada kedalaman 1348-1350 m. Karena tidak ada produksi saat dilakukan tes produksi maka sumur ditutup sementara. Bulan Maret 1999 dilakukan perforasi tambahan pada lapisan Cb dengan kedalaman 1350-1353 m sehingga sumur TA-09 memproduksi lapisan Cb dengan tiga interval kedalaman yaitu 1348-1350 m, 1350-1353 m, dan 1357-1360 m. Bulan Mei 1999 sumur ditutup sementara karena harga water cut 100%. Bulan Juli 2001 cement retainer   di kedalaman 1365 m dan 1395 m dikeluarkan dan dilakukan pengeboran sampai kedalaman 1420 m.  Packer  di kedalaman 1420 m didorong sampai kedalaman 1436 m untuk menambah  perforasi di Lapisan “D” pada kedalaman 1425-1430 m dan menambah perforasi lapisan C2 pada kedalaman 1375-1405 m. Sumur berproduksi pada Lapisan Cb (1348-1350, 1350-1353, 1357-1360) m , Lapisan C1 (1368-1370) m, Lapisan C2 (1375-1405) m, dan Lapisan “D” (1425-1430) m. Sumur diproduksi dengan sistem commingle, dimana keempat lapisan diproduksi secara bersamaan melalui satu tubing dengan pengangkatan buatan pompa. Bulan Oktober 2001 sumur ditutup sementara karena harga water cut  mencapai 98% dan minyak yang dihasilkan hanya 1,6 bopd namun sumur kembali  berproduksi pada bulan Januari 2009. Profil sumur TA-09 dapat dilihat pada Gambar 2.8.  dan riwayat sumur selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

17

Gambar 2.8. 11) Profil sumur TA-09 Lapangan “T”

2.4.2. Sejarah sumur TA-18

Sumur TA-18 mulai dilakukan pengeboran pertama kali pada tanggal 11 Juli 1984. Kedalaman total sumur 2350 m dengan maksimal pembelokan 5º pada kedalaman 2300 m dan dikomplesi dengan perforated casing pada formasi. Bulan Agustus 1984 dilakukan perforasi di lapisan J dengan kedalaman 1982-1985 m dan diproduksi. Bulan Oktober 1984 diperoleh harga water cut  yang tinggi sehingga lapisan J diisolasi dengan cement retainer   pada kedalaman 1980 m. Lapisan J ditambahkan perforasi pada kedalaman 1976-1979 m dan menghasilkan gas lemah ke permukaan sehingga sumur ditutup sementara. Bulan November 1987 dilakukan perforasi di lapisan C1 pada kedalaman 1295,5-1298,5 m dan menghasilkan air asin sehingga sumur kembali ditutup.

18

Bulan Mei 1991 lapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing dan dilakukan  perforasi pada lapisan C2 dengan tiga interval kedalaman yaitu 1351-1355,5 m, 1360-1366 m, 1370-1377 m. Dilakukan tes produksi dan hasilnya tidak ada  produksi. Bulan Juni 1991 dilakukan stimulasi pada lapisan C2 dan menghasilkan minyak 1,12 bbl/d, air 13 bbl/d, dan water cut  91,3%. Bulan Juli 1991 lapisan C2 diisolasi dengan  packer   pada kedalaman 1340 m, kemudian dilakukan perforasi  pada lapisan C1 dengan kedalaman 1301-1307 m, 1315-1318 m, dan 1324-1335,5 m. Hasil tes produksi menunjukkan bahwa lapisan C1 menghasilkan minyak sebesar 4 m³/d. Bulan September 1991 sumur ditutup sementara karena tidak ada produksi yang dihasilkan. Kemudian pada bulan Mei 1996 dilakukan perbaikan tubing 2⅞”. Bulan Juli 1996 dilakukan perforasi pada lapisan F dengan kedalaman 17201730 m dan dilakukan evaluasi terhadap lapisan F. Bulan Agustus 1996 dilakukan rigged up  dan pemasangan  packer   pada kedalaman 1695 m. Sumur berubah metode produksi menjadi pengangkatan  buatan menggunakan pompa dan berproduksi dengan sistem commingle  pada lapisan C1 (1301-1307, 1315-1318, 1324-1335,5) m dan lapisan F (1720-1730) m. Bulan Mei 1997 lapisan F dilakukan swabbed test  selama 7 hari dan menghasilkan air 1490 bbl dan minyak 10 bbl. Bulan Oktober 1997 dilakukan penggantian pompa dan sumur berproduksi kembali. Bulan Januari 1998 sumur ditutup sementara, namun tidak ada riwayat yang jelas mengenai penyebab penutupan sumur. Bulan Mei 2006  plunger  tersangkut saat dilakukan penggantian pompa dan tidak berhasil dikeluarkan sehingga sumur ditutup sementara. Bulan Juni 2006 dilakukan perforasi pada Lapisan “D” dengan kedalaman 1423-1425 m. Sumur beroperasi dengan produksi berasal dari lapisan C1 (13011307, 1315-1318, 1324-1335,5) m, lapisan F (1720- 1730) m, dan Lapisan “D” (1423-1425) m secara commingle. Bulan Agustus 2006 dilakukan penggantian pompa dan  plunger   tersangkut.  Plunger   berusaha dikeluarkan namun tidak berhasil sehingga sumur ditutup

19

sementara. Bulan Desember 2008 dilakukan perforasi pada lapisan E dengan kedalaman 1546-1547,5 m. Setelah perforasi dilakukan sumur ditutup sementara dan dilakukan  swabbed test   pada bulan Januari 2009 selama 12 jam dan ditutup sementara. Sumur TA-18 diaktifkan kembali pada bulan Februari 2009 dan berproduksi secara commingle  pada lapisan C1 (1301-1307, 1315-1318, 1324-1335,5) m, lapisan F (1720-1730) m, Lapisan “D” (1423-1425) m dan lapisan E (15461547,5) m. Pada bulan Maret 2009 dilakukan penggantian pompa namun mesin  pompa mengalami gangguan pada bulan April 2009 dan dihentikan pada bulan Mei 2009 sehingga sumur ditutup sementara untuk mengecek kerusakan pada  pompa. Profil sumur TA-18 dapat dilihat pada Gambar 2.9.  dan riwayat sumur selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

Gambar 2.9. 11 Profil sumur TA-18 Lapangan “T”

20

2.4.3. Sejarah sumur TA-22

Sumur TA-22 dilakukan pengeboran sedalam 1923 m dan diselesaikan pada  bulan Maret 1975 dengan produksi dari lapisan J yang diperforasi pada kedalaman 1805-1810 m secara sembur alam. Pada bulan September 1985 dilakukan penggantian metode produksi yang semula berupa sembur alam menjadi sucker rod pump. Bulan September 1987 sumur ditutup sementara karena terjadi problem kepasiran. Problem kepasiran diatasi dengan cara  squeezed cementing   pada bulan April 1988 dan dilakukan  perforasi ulang pada lapisan J dengan kedalaman 1805-1810 m dan menambah  perforasi dengan kedalaman 1789-1802 m. Bulan Juni 1988 sumur ditutup sementara karena harga water cut   mencapai 100%. Bulan Maret 1989 lapisan J diisolasi dengan  packer   pada kedalaman 1735 m. Kemudian dilakukan perforasi pada lapisan F dengan kedalaman 1671-1674,5 m dan berproduksi kembali. Bulan Agustus 1989 dilakukan penambahan perforasi pada lapisan F dengan kedalaman 1638-1642 m. Bulan Januari 1990 dilakukan perforasi pada lapisan C2, Lapisan D, dan menambah perforasi di lapisan F. Lapisan C2 diperforasi dengan kedalaman 1381-1383 m dan 1388- 1391 m. Lapisan “D” diperforasi dengan kedalaman 1433,5-1436,5 m. Lapisan F ditambahkan perforasi dengan kedalaman 1643-1646 m. Ketiga lapisan tersebut diproduksikan secara commingle sampai bulan Juli 1997. Bulan September 1999 ditambahkan perforasi pada lapisan C2 dengan kedalaman 1365-1375 m dan dilakukan perforasi pada lapisan C1 dengan kedalaman 1348-1352,5 m. Bulan Oktober 1999 lapisan F dengan kedalaman 1671-1674,5 m diisolasi dan metode produksi berubah dari  sucker rod   menjadi  pengangkatan buatan dengan pompa konvensional secara commingle pada lapisan C1 (1348-1352,5) m, lapisan C2 (1365-1375, 1381-1383, 1388-1391) m, Lapisan “D” (1433,5-1436,5) m, lapisan F (1638-1642, 1643-1646) m. Bulan Februari 2000 sumur ditutup sementara karena menghasilkan water cut  sebesar 66,7% tanpa ada produksi minyak dan gas. Bulan Mei 2005 dilakukan  penggantian pompa dan sumur berproduksi kembali. Sumur berproduksi sangat

21

kecil pada bulan Maret 2009 sebesar 0,003 minyak dan air 0,15 bbl sehingga sumur ditutup sementara. Profil sumur TA-22 dapat dilihat pada Gambar 2.10. dan riwayat sumur selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

Gambar 2.10. Profil Sumur TA-22 Lapangan “T”

11)

BAB III TINJAUAN PUSTAKA

Metode untuk menghitung estimasi cadangan suatu reservoir dapat dikategorikan dalam dua bagian, yaitu berdasarkan karakteristik reservoir dan  berdasarkan prilaku produksi reservoir (reservoir production performance). Estimasi cadangan reservoir berdasarkan karakteristik reservoir dapat dilakukan dengan metode volumetrik, sedangkan estimasi cadangan reservoir berdasarkan  prilaku produksi reservoir dapat dilakukan dengan menggunakan metode  Decline Curve. Metode Decline Curve adalah salah satu Metode yang dapat digunakan untuk menghitung cadangan minyak sisa atau gas dari suatu reservoir yang telah mengalami penurunan produksi dan tidak mengalami perubahan pada Metode  produksinya. Selain itu Metode ini dapat dipakai untuk memperkirakan besarnya  produksi minyak atau gas pada suatu waktu tertentu, serta sebagai bahan untuk analisa pengembangan lapangan. Penggunaan Metode ini memerlukan data-data  produksi per-sumur ataupun produksi kumulatif per-reservoir sepanjang masa  produksi reservoir tersebut, sedangkan data pendukung antara lain adalah jumlah cadangan awal minyak atau gas ditempat, data biaya operasional lapangan, harga minyak, dan pajak produksi untuk perhitungan economic limit rate-nya. 3.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula ditempat ( Origin al Oil in Place –  OOIP) 

Pada mulanya hidrokarbon terbentuk dari bahan organik pada batuan induk (source rock). Karena proses penekanan maka hidrokarbon pada batuan induk tersebut berpindah ke batuan induk (reservoir rock)  yang selanjutnya akan  bermigrasi melalui jalur migrasi (carrier rock)  ke suatu perangkap (trap). Pada lapisan atas perangkap reservoir ini terdapat batuan penyekat (cap rock), sehingga dapat dikatakan dengan kondisi tersebut diatas maka hidrokarbon tersebut tidak dapat lagi berpindah kecuali ada energi luar yang melakukannya.

22

23

Original Oil in Place adalah jumlah total hidrokarbon mula-mula yang terperangkap dalam reservoir, baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak dapat diproduksikan. Gambar 3.1.  menunjukkan akumulasi minyak pada  perangkap antiklin.

Gambar 3.1. Akumulasi Minyak dan Gas Bumi pada Perangkap Antiklin

7)

Besarnya cadangan minyak mula-mula ditempat untuk suatu reservoir minyak dapat ditentukan dengan persamaan Volumetrik dimana Vb dalam satuan acre-ft, sebagai berikut : OOIP = 7758

Vb x  avg  x (1  Swi avg ) B oi

……………................…………(3-1)

Keterangan: OOIP = Jumlah minyak mula-mula ditempat, STB. 7758

= Konversi satuan, dari Acre-feet ke Bbl.

Vb

= Volume bulk  batuan, Acre-feet.

  avg

= Porositas rata-rata, fraksi.

Swiavg = Saturasi air mula-mula rata-rata, fraksi. Boi

= Faktor Volume Formasi minyak mula-mula, Bbl/STB.

24

3.1.1. Penentuan Recovery Factor pada saat Volumetrik

 Recovery Factor   adalah perbandingan antara jumlah minyak yang dapat diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula ditempat dalam suatu reservoir.  Recovery Factor   pada saat volumetrik dapat dihitung dengan Metode JJ. Arps  berdasarkan tenaga pendorong reservoirnya. 3.1.1.1. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Water Drive

Untuk reservoir jenis water drive,  energi pendesakan yang mendorong minyak untuk mengalir berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan minyak pada batuan reservoirnya.

Gambar 3.2. Water Drive Reservoir

5)

Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir   water drive, air merupakan fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi minyak maka air yang berada dalam pori batuan tersingkir dan digantikan oleh minyak. Reservoir dengan tenaga pendorong water drive  memiliki karakteristik sebagai berikut : 

Penurunan tekanan sangat pelan atau relatif stabil. Penurunan tekanan yang kecil pada reservoir disebabkan volume produksi yang ditinggalkan digantikan oleh sejumlah air yang masuk ke zona minyak.



Perubahan  gas oil ratio  selama produksi kecil, sehingga dapat dikatakan  bahwa gas oil ratio reservoir mendekati konstan.



Harga water cut  naik tajam karena mobilitas air yang besar.

25

Hubungan antara tekanan, produksi minyak,  gas oil ratio, dan water cut   dengan waktu apabila diplot akan membentuk grafik seperti pada Gambar 3.3.

Gambar 3.3. Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR. Water Cut  5) versus waktu pada Water Drive Reservoir

Pada awal tahun terlihat adanya peningkatan produksi minyak yang terjadi secara  bertahap. Bersamaan dengan hal tersebut, tekanan reservoir akan mengalami  penurunan secara perlahan (adanya fluida menempati ruang pori dari minyak yang telah diproduksikan) sampai batas tekanan gelembung (P
 Φ (1  Sw) 

RF  54,898 

 

Boi

 k  μ wi     μ   oi  

0,0422

  

0,0770

Sw

0,193

  Pi      Pa 

Keterangan : RF

=  Recovery Factor , fraksi.

Φ

= Porositas, fraksi.

Sw

= Saturasi air, fraksi.

Boi

= Faktor volume minyak mula-mula, bbl/STB.

k

= Permeabilitas, mD.

µwi

= Viskositas air formasi mula-mula, cp.

0,2159

….…(3-2)

26

µoi

= Viskositas minyak mula-mula, cp.

Pi

= Tekanan reservoir mula-mula, psi.

Pa

= Tekanan abandon, psi.

3.1.1.2. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Solution Gas Drive

Reservoir   solution gas drive  memiliki tenaga pendorong berasal dari gas yang terbebaskan dari minyak karena adanya perubahan fasa pada hidrokarbon yang semula merupakan fasa cair menjadi fasa gas selama penurunan tekanan reservoir. Gas yang semula larut dalam zona minyak kemudian terbebaskan lalu mengembang dan mendesak minyak kemudian gas dan minyak terproduksi secara  bersamaan. Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan di sekitar sumur bor akan menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut terperangkap pada ruang antar butiran batuan reservoirnya. Tetapi setelah tekanan reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak, maka gas tersebut turut serta terproduksi ke permukaan.

. Gambar 3.4. Solution Gas Drive Reservoir

5)

27

Pada awal produksi, gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap  pada sela-sela pori batuan, maka  gas oil ratio  produksi akan lebih kecil jika dibandingkan dengan  gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio  produksi akan  bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir dan hal ini akan terus-menerus berlanjut hingga tekanan menjadi rendah. Bila tekanan telah cukup rendah, maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas di dalam reservoir  tinggal sedikit. Dalam hal ini  gas oil ratio  dan produksi gas  pada reservoir memiliki harga yang hampir sama Reservoir dengan tenaga pendorong solution gas drive memiliki karakteristik sebagai berikut : 

Penurunan tekanan reservoir  yang tajam.



Sedikit atau bahkan tidak ada air yang diproduksi bersama minyak selama umur produksi.



Produksi minyak turun dengan cepat.



Gas oil ratio  mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat akibat terbebaskannya sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian turun dengan tajam.

Hubungan antara tekanan, produksi minyak, GOR, dengan waktu apabila diplot akan membentuk sebuah grafik seperti pada Gambar 3.5.

Gambar 3.5. Grafik Hubungan antara Laju Alir Minyak, Tekanan, GOR versus Waktu 5) pada Solution Gas Drive Reservoir

28

 Recovery factor   untuk reservoir dengan tenaga pendorong  solution gas drive dapat dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :

 Φ(1  Sw)  RF  41,815     Bob  

  k      μ   ob  

0.,611

0,0979

Sw

0,3722

 Pb     Pa 

0,1744

…....…....(3-3)

Keterangan : RF

=  Recovery Factor , fraksi.

Φ

= Porositas, fraksi.

Sw

= Saturasi air, fraksi.

Bob

= Faktor volume formasi minyak di bawah tekanan gelembung,  bbl/STB.

k

= Permeabilitas, mD.

µob

= Viskositas minyak di bawah tekanan gelembung, cp.

Pb

= Tekanan gelembung, psi.

Pa

= Tekanan abandon, psi.

3.1.2. Estimated Ul ti mated Recover y   pada saat Volumetrik

Apabila harga recovery factor   telah diketahui maka dapat diperkirakan  jumlah cadangan minyak yang mungkin dapat diproduksikan ( Estimated Ultimated Recovery). Estimated Ultimated Recovery (EUR) pada saat volumetrik dapat dihitung : EUR = OOIP x RF…………….......……………….......…………...(3-4) Keterangan : EUR

=  Estimated Ultimate Recovery, STB.

OOIP = Jumlah minyak mula-mula di tempat, STB. RF

=  Recovery factor  pada saat volumetrik, fraksi.

3.2. Penentuan Economic Limit Rate (qlimit)

 Economic Limit Rate (qlimit) adalah laju produksi minimal dimana jumlah  penghasilan yang diterima dari hasil penjualan produksi akan sama dengan jumlah  biaya yang diperlukan untuk menghasilkan produksi tersebut. Sumur produksi akan ditinggalkan pada saat biaya untuk memproduksikan lebih besar dari

29

keuntungan yang diperoleh. Kerugian secara ekonomi akan terjadi jika tetap melanjutkan produksi dibawah economic limit . Dasar estimasi cadangan dengan  Decline Curve terletak pada besarnya economic limit   karena menentukan umur  produksi dan jumlah cadangan minyak yang akan diproduksikan. Secara matematis menurut Thompson. R. S.(1985) , qlimit dapat dirumuskan : qlimit (STB/hari) =

(OPC ) (WI ) (30,4) (1  PTR) ( SP ) ( NRI )

..................................(3-5)

Keterangan: qlimit

=  Economic limit rate, STB/hari.

OPC

=  Monthly Operating Cost , (Rp/bulan).

WI

= Working Interest , fraksi.

PTR

=  Production Tax Rate, fraksi.

SP

= Sales Price, Rp/Bbl.

 NRI

=  Net Revenue Interest , fraksi. = WI (1-RI)

30,4

= Konversi satuan waktu dari bulan ke hari.

Biaya operasional (operating cost ) merupakan biaya yang dikeluarkan baik sehubungan dengan adanya operasi produksi ( variable cost ) maupun biaya yang  pasti dikeluarkan oleh perusahaan berupa administrasi umum yang tidak  berpengaruh terhadap besar kecilnya produksi ( fixed cost ). Contoh biaya operasi yang termasuk dalam variable cost   adalah lifting cost, HSE, production tools dan equipment maintenance, gaji pegawai non staf dan sebagainya. Contoh biaya operasi yang termasuk dalam  fixed cost   adalah  general administration, yaitu meliputi  finance & administration  : audit, perpajakan, sewa kantor; technical  services  : pengadaan dan servis alat telekomunikasi & komputer; transportation cost   : pengadaan, servis dan bahan bakar mobil kantor;  salary & personal expenditure  : gaji pegawai (staf), biaya training   dan menyekolahkan pegawai; community development  : pembangunan fasilitas umum. Apabila kepemilikan perusahaan dimiliki oleh satu orang/pihak maka harga WI = 1 (100%), bila kepememilikan bersama maka harga WI tergantung dari kepemilikan yang besarnya berdasarkan kesepakatan dari pemilik saham.

30

 Production Tax Rate (PTR) adalah pajak yang diberikan kepada pemerintah. Pajak adalah salah satu sumber pendapatan pemerintah. Pemerintah mengambil  bagiannya dari hasil produksi minyak dan gas bumi melal ui pajak yang dikenakan terhadap semua pemasukan kontraktor yang didapat dari usahanya tersebut. Sistem

perpajakan

yang

dibuat

oleh

pemerintah

dimaksudkan

untuk

memaksimalkan pendapatan pemerintah. Harga minyak mentah ( sales price) Indonesia tergantung dari harga pasar minyak mentah dunia. Harga tersebut merupakan harga penjualan dengan sistem FOB (free on board), yang berarti harga minyak sesuai dengan harga minyak yang masuk ke Tanker . Harga ini akan naik apabila menggunakan sistem penjualan CIF (cost in freight)  yang berarti minyak sampai di negara pembeli dan harganya menyesuaikan dengan regulasi yang berlaku atau kesepakatan antara kedua belah  pihak. Harga minyak mentah dipengaruhi oleh oAPI, semakin besar harga oAPI suatu minyak maka minyak tersebut semakin ringan dan harganya semakin mahal.  Net Revenue Interest   (NRI) didefinisikan sebagai perkalian antara working interest dengan (1-royalty interest ). Royalty Interest diberikan kepada pemerintah  berdasarkan peraturan perundangan sebagai pemilik lahan atau area yang digunakan. 3.3. Produksi Kumulatif Aktual (Np)

Produksi kumulatif aktual (Np) adalah jumlah minyak yang telah diproduksikan sampai waktu (t).

3.4. Alokasi Produksi

dari

Commingle Completion

dengan Metode

Kapasitas Aliran (KH)

Pada dasarnya lapisan reservoir yang berlapis (multi layer ) dapat diproduksikan secara bersama-sama. Pola produksi ini dikenal dengan sebutan ”Commingle Completion”. Contoh sumur yang berproduksi menggunakan sistem commingle completion dapat dilihat pada Gambar 3.6.

31

Gambar 3.6.  4) Commin gle Completion   dengan Sin gle Tubin g Dual Packer 

Perhitungan produksi dengan  Decline Curve dari suatu sumur berlapis dapat dilakukan dengan alokasi produksi dari masing-masing lapisan yang ada pada reservoir. Salah satu Metode pengalokasian produksi adalah dengan Metode kapasitas aliran (kh). Metode kapasitas aliran (kh) didasarkan atas besarnya kapasitas aliran, dimana besarnya kontribusi masing-masing lapisan ditentukan berdasarkan  besarnya permeabilitas dan ketebalan masing-masing lapisan. Perhitungan  besarnya kontribusi aliran dari masing-masing lapisan berdasarkan asumsi : 





Alirannya radial dengan jari-jari pengurasan (re) yang sama.  Draw down pressure (Pr –  Pwf) pada tiap lapisan adalah sama. Faktor volume formasi dari minyak (Bo) dan viskositas minyak ( μo) adalah sama.



Skin faktor (S) diabaikan.

Atas dasar asumsi-asumsi diatas maka persamaan  Darcy untuk sistem aliran radial dapat digunakan sebagai dasar perhitungan alokasi aliran dengan Metode kapasitas aliran (kh) sebagai berikut:

qo  7,08  10 3

k  h  P r    P wf    o  Bo  Ln r e r w 

..................................................... ....(3-6)

32

Keterangan: qo

= Laju alir minyak, BOPD

k

= Permeabilitas batuan, mD

h

= Ketebalan lapisan, feet

Pr 

= Tekanan reservoir, psi

Pwf 

= Tekanan alir dasar sumur, psi

 o

= Viskositas minyak, cp

Bo

= Faktor volume formasi minyak, bbl/Stb

r e

= Jari-jari pengurasan sumur, feet

r w

= Jari-jari lubang sumur, feet

Metode produksi dengan commingle completion  hanya mencatat satu nilai laju alir dari beberapa lapisan, jika diasumsikan ada 3 lapisan dari satu sumur maka perhitungan laju alir dari masing-masing lapisan dapat ditulis dengan  persamaan-persamaan berikut:

qtotal   q1  q2  q3 ......................................................................... ....(3-7) Dari Persamaan (3-6), maka dapat dilakukan penjumlahan kedalam persamaan (37), sebagai berikut:

k total  htotal  ( P r    P wf   ) r     o Bo ln   e r     w 



k 1 h1 ( P r    P wf   ) r     o Bo ln   e r     w 



k 2 h2 ( P r    P wf   ) r     o Bo ln   e r     w 



k 3 h3 ( P r    P wf   ) r     o Bo ln   e r     w 

 ... ....(3-8)

k total x htotal = k 1. h1 + k 2 . h2 + k 3. h3 ................................................. ....(3-9) Berdasarkan Persamaan (3-8), dapat dibuat persamaan kontribusi aliran sebagai berikut:  FC  

qn qtotal 



k n hn n

 k  h i

........................................................................ ..(3-10)

i

i 1

Jadi, untuk menghitung kontribusi aliran untuk lapisan 1 dapat dilakukan dengan  persamaan berikut:

33

q1  qtotal 

k 1 h1 n

 k  h i

.............................................................................. ..(3-11)

i

i 1

Keterangan : FC = Kontribusi aliran, fraksi

3.5. Metode Decline Curve

Metode  Decline Curve merupakan salah satu Metode untuk memperkirakan  besarnya cadangan minyak sisa berdasarkan data – data produksi setelah selang waktu tertentu. Perkiraan cadangan kumulatif dan cadangan sisa dengan menggunakan Metode ini didasarkan pada data produksi. Syarat penggunaan Metode Decline Curve adalah : 1. Adanya grafik penurunan produksi. 2. Tidak ada penutupan sumur dalam waktu yang lama. 3. Tidak ada penggantian Metode produksi. 4. Sumur berproduksi dalam jumlah yang konstan Penurunan laju produksi dipengaruhi oleh berbagai macam faktor, diantaranya mekanisme pendorong reservoir, tekanan, sifat fisik batuan dan fluida reservoir. Pada dasarnya perkiraan jumlah cadangan minyak sisa menggunakan Metode Decline Curve adalah memperkirakan hasil ekstrapolasi (penarikan garis lurus) yang diperoleh dari suatu kurva yang dibuat berdasarkan  plotting   antara data produksi atau produksi kumulatif terhadap waktu produksinya. Beberapa macam tipe grafik yang dapat digunakan untuk peramalan cadangan dan produksi hidrokarbon adalah : 1. Laju produksi terhadap waktu (q vs t). 2. Laju produksi terhadap produksi kumulatif (q vs Np). 3. Persen minyak terhadap produksi kumulatif (% oil vs Np). 4. Produksi kumulatif gas terhadap produksi kumulatif minyak (Gp vs Np). 5. Tekanan reservoir terhadap waktu (P vs t). 6. P/Z vs produksi kumulatif (untuk reservoir gas).

34

Grafik yang umum digunakan adalah tipe pertama (q vs t) dan kedua (q vs Np) dimana keduanya memberikan pendekatan grafis yang dinamakan Decline Curve , seperti terlihat pada Gambar 3.7.

Gambar 3.7. 6) Grafik q vs t pada Analisa Decli ne Curve 

Kurva penurunan ( Decline Curve) terbentuk akibat adanya penurunan  produksi yang disebabkan adanya penurunan tekanan statis reservoir seiring dengan diproduksikannya hidrokarbon. Para ahli reservoir mencoba menarik hubungan antara laju produksi terhadap waktu dan terhadap produksi kumulatif dengan tujuan memperkirakan produksi yang akan datang ( future production) dan umur reservoir ( future life). Tahun 1927 R.H. Johansen dan A. L. Bollens menemukan Metode Loss Ratio untuk memperkirakan future performance dan future life. Penggunaan Metode ini  berkembang baik dan dijadikan dasar oleh ahli-ahli reservoir di tahun-tahun  berikutnya. Tahun 1935, S.J. Pirson  mengemukakan klasifikasi  Decline Curve atas dasar Metode Loss Ratio menurut analisa matematik menjadi tiga tipe, yaitu :  Exponential  Decline Curve , Hyperbolic Decline Curve dan  Harmonic Decline Curve . Tahun 1944,  J. J. Arps  mengembangkan Metode  Loss Ratio  berdasarkan harga eksponen  decline-nya atau lebih dikenal dengan “b”. Harga b berkisar 0 sampai dengan 1. Jika harga b=0 maka disebut sebagai exponential decline, jika

35

harga (0
     ......................................................................................... ..(3-12) Definisi dari loss ratio ( a ) adalah fungsi inverse dari rate of decline (D). Penentuan harga loss ratio menggunakan persamaan dibawah ini : a

a

1

  dq dt     q     q dq         dt   

Keterangan :

. ............................................................................ ..(3-13)

.................................................................................. ..(3-14)

a

=  Loss ratio, waktu.

dq/dt = Perubahan laju produksi terhadap waktu, BOPD. Definisi dari eksponen  decline  (b) adalah fungsi turunan pertama dari loss ratio. Penentuan harga eksponen decline menggunakan persamaan dibawah ini :

b 

da dt 

(⁄)     b

da

dt 

............................................................................................ ..(3-15)

Keterangan :  b = Eksponen decline. q = Laju produksi, BOPD. t = Waktu, hari.

36

3.5.1. Exponential Decline Curve

 Exponential Decline Curve disebut juga Geometric Decline  atau Semilog  Decline atau Constant Percentage Decline mempunyai ciri khas yaitu penurunan  produksi pada suatu interval waktu tertentu sebanding dengan laju produksinya (konstan). Atas dasar hubungan di atas, apabila variabel-variabelnya dipisahkan maka dapat ditarik beberapa macam hubungan yaitu hubungan antara laju produksi terhadap waktu dan hubungan laju produksi terhadap produksi kumulatif.

3.5.1.1. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

Kurva penurunan yang konstan ini hanya diperoleh bila eksponen   decline adalah nol (b=0). Maka pada exponential decline ini digunakan penggunaan limit sebagai rumusan matematis (differensiasi fungsi eksponensial), sehingga akan diperoleh : n

  m  1/ b e   Lim1     Lim1  b  ................................................... ..(3-16) n  b 0   n   m

Keterangan : m = Di.t 1 n = b Harga m dan n diatas disubstitusikan kepersamaan (3-17), sehingga menjadi : 1

    b   D .t    D .t   Lim 1  i   e 1 1   b   b     i

....................................................................... ..(3-17)

Secara matematis bentuk kurva penurunannya menjadi sebagai berikut :

q  qi e

 Di .t 

........................................................................................ ..(3-18)

Keterangan : q

= Laju produksi pada waktu t, BOPD.

qi = Laju produksi minyak pada saat terjadi decline (initial ), BOPD. Di =  Initial nominal decline rate, fraksi/waktu. t

= Waktu, hari.

e

= Bilangan logaritma (2,718).

37

Persamaan (3-18) merupakan persamaan untuk menentukan besarnya initial nominal decline rate (Di) :

q  qi e ln

q qi

 Di .t 

  Di t    q    q   i   ................................................................................... ..(3-19)

ln  Di  Hubungan

t 

antara Di  dan De  ditunjukkan pada persamaan dibawah ini

sebagai contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah sama sehingga persamaan (3-18) dan (3-19) dapat disederhanakan menjadi : q = q

qi .e

qi .e

 Di t 

 Di

= qi –  qi.De ....................................................................... ..(3-20) = qi (1 –  De)

 Initial Nominal decline rate  merupakan fungsi dari effective decline rate, sehingga: Di = - ln (1 –  De) .............................................................................. ..(3-21)  Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate: De = 1 –  e-Di

.................................................................................... ..(3-22)

Persamaan (3-18) akan membentuk suatu kurva linier apabila laju produksi diplot terhadap waktu pada kertas semi log dengan kemiringan konstan sebesar D i, seperti terlihat pada Gambar 3.8.

Gambar 3.8. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu pada Exponential Decline

6)

38

3.5.1.2. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Penentuan besarnya kumulatif produksi minyak pada setiap waktu dapat dilihat dalam persamaan dibawah : t 



 Np  q dt  ....................................................................................... ..(3-23) 0

Mensubstitusikan persamaan (3-18), untuk harga q :



 Np  qi e

 Di t 

dt 

Mengintegralkan,  Np 

 Np 

t 

qi

e

 Di

 Di t  0

qi

e 

 Di t 

  Di

 e0 

Sehingga menghasilkan :

 Np 

qi  qi e  Di t   Di

 Dimana q  qi e

 Dt 

 Np 

qi  q  Di

Besarnya

....................................................................................... ..(3-24)

cadangan

pada

waktu

limit

(tl)

dapat

dicari

dengan

mengekstrapolasi garis lurus sampai batas economic limit rate (qlimit ) atau dihitung menggunakan persamaan :  Npt→limit  

qi  qlimit   Di

.......................................................................... ..(3-25)

Besarnya harga nominal decline rate  dapat dihitung dari  slope  kemiringan grafik, yaitu :

 Di 

qi  q  Npt  limit

 tan   ........................................................................... ..(3-26)

Lamanya waktu produksi sampai q limit  dapat dihitung dengan Persamaan (318) yaitu :

39

qlimit  qi . e 

 Di  t  . l 

t limit 

ln(qi / qlimit )  Di

.............................................................................. ..(3-27)

 Nilai Di disubstitusi dari persamaan (3-27) sehingga diperoleh persamaan :

t limit 

 N  pt limit

qi  qlimit 

ln

qi ql 

.................................................................... ..(3-28)

Persamaan (3-25) akan memberikan grafik garis lurus bila laju produksi (q) diplot terhadap produksi kumulatif (N p) pada kertas skala kartesian seperti terlihat  pada Gambar 3.9.

Gambar 3.9. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif 6) pada Exponential Decline

3.5.2. Hyperbolic Decline Curve

 Hyperbolic Decline Curve adalah suatu tipe kurva dimana harga loss ratio (a) mengikuti deret hitung, sehingga turunan pertama loss ratio terhadap waktu yaitu eksponen decline (b) mempunyai harga konstan atau relatif konstan. 3.5.2.1. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

Tipe ini dikatakan sebagai hyperbolic decline mempunyai harga (b>0, b≠1). Persamaan hyperbolic decline dapat diuraikan seperti dibawah ini :

 Di   K .q b   K q b = 

dq q dt 

dq / dt  q

40

dq

K= 

q b q dt 



dq q b 1dt 

Keterangan : K = konstanta Untuk kondisi awal :  K  

 Di

 = 

qib

dq 

q b 1 dt 

. .......................................................................... ..(3-29)

Lalu mengintegralkan persamaan (3-29) : t 

 Di

q 0

b i

 Di t  q

b i

q

.dt   

q

b 1

qi qt 

   q (b1) dq qt 

  qi

 Di t   1 qib

dq

qi

 Di t  b i

qt 



b

1

 (b  1)  1

q

b

q

( b 1) 1

dq

b. Di .t 

qt qi

qib

b. Di .t  qib



 qt  b  qi 1



1



b

qt 

b

qi

b

Kedua ruas dikali q i b

b Di t 

qi

b

qt 

b

-1

 q   1+ b Di t =  i   qt   a x = n ; a = n1/x

(1 + b Di t)1/b =

b

qi q t 

Sehingga diperoleh persamaan umum Metode Decline Curve adalah : 1

q  qi (1  b. Di .t ) b . ............................................................................ ..(3-30) Keterangan : q

= Laju produksi pada waktu t, BOPD.

qi = Laju produksi minyak pada saat terjadi decline (initial ), BOPD.

41

 b

= Eksponen decline (turunan pertama dari loss ratio).

Di =  Initial nominal decline rate, fraksi/waktu. t

= Waktu, hari.

Penentuan initial nominal decline rate (Di) dari persamaan (3-30) untuk jenis hyperbolic Decline Curve sebagai berikut : 1

q  qi (1  b. Di .t ) b Persamaan di atas dipangkatkan dengan ( –   b), sehingga persamaannya menjadi : b

q b  qi (1  b. Di .t )

1     bx  b    

b

 qi      1  b. Di .t    q   b

 qi      1  b. Di .t    q   b

 q i      1   q    Di  ................................................................................ ..(3-31) b.t 

Plot laju produksi terhadap waktu pada kertas kartesian akan membentuk suatu kurva hiperbola seperti terlihat pada Gambar 3.10.

Gambar 3.10. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu 6) pada Tipe Hyperbolic Decline

Penentuan besarnya effective decline rate (De) yaitu menggunakan  persamaan dibawah ini:

42

qi  q

 De 

qi

………………..…..………………….....……...…..….....(3-32)

Hubungan antara Di  dan De  ditunjukkan pada persamaan dibawah ini sebagai contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah sama sehingga persamaan (3-30) dan (3-32) dapat disederhanakan menjadi : q = q

qi .(1  b. Di .t )

 1b

= qi –  qi.De ........................................................ ..(3-33)

Dimana t = 1, maka : qi .(1  b.Di )

 1b

= qi(1 –  De)

Persamaan di atas dipangkatkan dengan (-b) pada ruas kiri dan kanan, sehingga  persamaan tersebut menjadi : (1  b. Di )

 1  x b b

= (1 –  De)-b

(1  b. Di )

= (1 –  De)-b

 Initial nominal decline rate  merupakan fungsi dari effective decline rate, sehingga: Di =

1 b

1  D 

 1 ....................................................................... ..(3-34)

b

e

 Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate :  1b

De = 1  1  b. Di 

...................................................................... ..(3-35)

3.5.2.2. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Harga

kumulatif

produksi

pada

hyperbolic

decline  didapat

dari

mengintegrasikan persamaan rate  –  waktu : t 



 Np  qdt  . ............................................................................................. ..(3-36) 0

Mensubstitusikan persamaan (3-30), untuk harga q : t 



 Np  qi (1  bDi .t ) 1 / b dt  0

Integralkan (b  1), menjadi :

43

qi

1 1

 Np 

 1

b. Di

1

(1  b. Di t )

 1

t 

b

0

b

Lalu disederhanakan menjadi :  Np 

 Np 

1 b

qi

b

b  1 (b. Di )

t 

(1  b. Di t ) b

0

1  b. D t 1bb  1 i  (b  1) Di  qi

Kemudian mensubstitusikan qi b.qi1-b untuk qi, menjadi : 1b qib .qi1b   b  1   Np  1 b .  D t    i  (b  1) Di 

Memindahkan qi1-b ketanda kurung: 1b  1b  1b b ( 1 . )    Np  q b  D t  q  i  i i (b  1) Di   b

qi

Persamaan ax.bx = (ab)x, dan axy= (ax)y 1b 1     1b b qi (1  b. Di t )   qi   Np  (b  1) Di     

qib

dimana harga q  qi (1  b. Di .t )

 Np 

qib

q 

1 b

(b  1) Di



1 b

 qi1b  ............................................................. .(3-37)

Mengalikan dan membagi persamaan (3-37) dengan (-1), sehingga hasil  persamaan kumulatif produksi untuk hyperbolic decline adalah :  Np 

qi b

 qi 

1 b

(1  b) Di

 q1b  ............................................................... ..(3-38)

Lamanya waktu produksi sampai batas economic limit  rate (tl) dapat diperoleh dari persamaan (3-30) yaitu : 1

q  qi (1  b. Di .t ) b b

t limit

  qi     1 qlimit     ............................................................................. ..(3-39)  b. Di

44

 Nilai Di dapat disubstitusi dari persamaan (3-38) sehingga diperoleh persamaan : b

t limit 

1  b  N  pt limit   qi   b

qi

  q      limit

1b

  qi     1 q       .................................... ..(3-40) 1b   qi     1 q      limit

limit

3.5.3. H armoni c Declin e Cur ve

 Harmonic Decline Curve merupakan bentuk khusus dari hyperbolic Decline Curve dimana harga eksponen declinenya sama dengan 1. Seperti dua tipe sebelumnya, hubungan laju produksi terhadap waktu dan hubungan laju produksi terhadap produksi kumulatif juga dapat diperoleh dari tipe decline ini. 3.5.3.1. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

Hubungan laju produksi terhadap waktu secara matematis adalah sama dengan persamaan (3-30) untuk harga b=1 atau dapat dituliskan sebagai berikut : 1

q  qi (1  b. Di .t ) b  dimana harga b = 1, maka :

q

qi 1   Di..t 

, ..................................................................................... ..(3-41)

Persamaan (3-41) juga dapat digunakan untuk menentukan initial decline rate (Di) untuk jenis harmonic Decline Curve , sebagai berikut :

q  qi 1   Di .t 

1

Persamaan di atas dipangkatkan dengan (-1), sehingga persamaannya menjadi : q

1

1

 qi 1   Di .t 

 qi      1   Di .t    q    qi      1   Di .t    q    q i      1   q   ................................................................................... ..(3-42)  Di  t 

45

Hubungan antara D i dan De ditunjukkan pada persamaan dibawah ini sebagai contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah sama sehingga persamaan (3-41) dan (3-42) dapat disederhanakan menjadi : q = q qi

= qi –  qi.De ................................................................... ..(3-43)

1   Di .t 

Dimana t = 1, maka : qi

1   Di  1

1   Di 

= qi(1 –  De)

  = (1 –  De)

 Initial nominal decline rate  merupakan fungsi dari effective decline rate, sehingga: Di =

 De 1   De

..................................................................................... ..(3-44)

 Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate : De =

 Di 1   Di

................................................................................... ..(3-45)

Hubungan antara laju produksi terhadap waktu dari persamaan (3-41) jika diplot pada kertas log-log maka akan diperoleh suatu kurva garis lurus seperti  pada Gambar 3.11.

Gambar 3.11. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu Pada Harmonic Decline

6)

46

3.5.3.2. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Harga

kumulatif

produksi

pada

harmonic

decline  didapat

dari

mengintegrasikan persamaan rate  –  waktu : t 



 Np  q.dt  0

t 

 Np 

qi

 1   D t  dt  i

0

1

t 

 1   D t 

 Np  qi

i

dt 

0

Integralkan variabel yang sama dan menggunakan rumus integral :

 x

1

dx  ln x  C 

 Np 

qi  Di

ln (1   Di t ) ,............................................................................(3-46)

dimana : (1   Di t ) 

qi q

sehingga persamaan harmonic decline untuk kumulatif produksi adalah :

 Np 

qi  Di

ln

qi q

............................................................................... ..(3-47)

Plot antara laju produksi terhadap kumulatif produksi dari persamaan (3-47)  pada kertas semilog akan membentuk suatu kurva garis lurus seperti pada Gambar 3.12.

Gambar 3.12. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif 6) pada Harmonic Decline

47

Lamanya waktu produksi sampai batas economic limit  rate (tlimit ) dapat dihitung dari persamaan (3-41) yaitu :



q limit  qi 1   Dit limit qi q limit

 1   Dit 

limit

t limit 



 1



qi / q limit  1  Di

.............................................................................. ..(3-48)

 Nilai Di  dari persamaan (3-47) disubstitusikan ke persamaan (3-48), maka akan diperoleh : t limit 



qi / q limit  1

  qi    N  pt   

t limit 

ln limit

 

qi  

q limit  

 N  pt  limit qi / q limit  1



qi ln qi / q limit



.................................................................... ..(3-49)

Gambar 3.13. merupakan grafik plot qo vs t dan qo vs Np pada berbagai

tipe skala yaitu skala Coordinate, skala Semilog dan skala Log-log dari ketiga tipe  Decline Curve. Tabel III-1.  meringkas pengembangan hubungan untuk tiga tipe dari kurva decline yang telah didiskusikan.

Gambar 3.13. Tipe Grafik Antara qo vs t dan qo vs Np 6) Pada Ketiga Jenis Decline Curve

48

Tabel III-1. 8) Persamaan Decli ne Cur ve  Tipe Decline Exponential

Hyperbolic

Harmonic

Characteristic

Decline is constant

Decline varies with instantaneous rate raised to  power “b”

Decline is directly  proportional to the instantaneous rate.

Exponen

b=0

 b > 0, b ≠1

 b =1

Rate time relationship Rate cumulative Relationship Dimensionless Time, tD

q  qi .e  N  p 

 Di .t 

( qi  q )

q  qi (1  bDi t )  N  p 

 Di

qi

b

(1  b) Di

( qi

1b

 q 1b )

 qi      1   q    D t  

 q    Di t   ln i    q  

i

1

Dimensionless Production,qD

1

b

 q   1   i   N  p   q    qi t   q   ln  i    q  

q  qi (1  bDi t ) 1  N  p 

qi  Di

 qi      q  

ln

 qi     1 q    

 Di t   

b

b 1

 q i     N  p q      b q i t   q i      1   q   1  

  b      1  b 

 qi     N  p q      qi t   qi      1   q   ln

3.5.4. Penentuan Tipe Decline Curve

Tipe  Decline Curve ditentukan sebelum melakukan perkiraan jumlah cadangan sisa dan umur dari reservoir yang dikaji berproduksi sampai q limit . Berdasarkan nilai b (eksponen decline), penentuan tipe  Decline Curve yaitu menggunakan Metode  Loss-Ratio, dan Metode Trial Error and  X 2-Chisquare Test .

3.5.4.1. Metode Loss-Ratio

 J.J. Arps (1944) mengembangkan teknik ekstrapolasi  Decline Curve dengan menggunakan Metode  Loss-Ratio  (a).  Loss ratio  didefinisikan sebagai laju  produksi pada akhir periode waktu produksi dibagi dengan kehilangan produksi (loss) selama periode tersebut (q/(dq/dt)), yaitu merupakan kebalikan dari decline

49

rate  dan disajikan dalam bentuk tabulasi untuk keperluan ekstrapolasi dan identifikasi jenis Decline Curve. Langkah-langkah perhitungan eksponen  decline  (b) dengan Metode  Loss  Ratio adalah sebagai berikut: 1. Membuat tabulasi yang meliputi: waktu (t), q (laju alir), dt, dq, a (loss ratio), da, dan b. 2. Untuk kolom dt (waktu), persamaannya : dt = t 0 - t1 3. Untuk kolom dq (bbl/waktu), persamaannya : dq n = q0 –  q1 4. Untuk kolom a (loss ratio), persamaannya : an = -

q

 d q      d t  

5. Untuk kolom da, persamaannya : da n = a2 - a1 6. Untuk kolom b, persamaannya : b n =

d a d t

7. Mengulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 6 untuk menghitung data-data selanjutnya. 8. Kemudian untuk penentuan jenis kurva decline berdasarkan nilai b yaitu :  b =

 b Jumlah data

2

3.5.4.2. Metode Trial Error and X Chisquare-Test

Metode Trial Error  and  X 2-Chisquare Test   yaitu memperkirakan harga q  pada asumsi berbagai macam harga b, dan kemudian menentukan selisih terkecil dari

qactual  dengan

q forecast  yang

sudah

dihitung

sebelumnya.

Prosedur

 perhitungannya sebagai berikut : 1. Membuat tabulasi yang meliputi: waktu (t), q actual, kemudian q forecast   serta Di dengan berbagai harga b, dan terakhir X 2 (selisih antara q actual dengan q forecast ). 2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential , b = 0,1  –   0,9 untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic). 3. Menghitung Di dengan perumpamaan :

50

 q i     q t  

ln  Pada b = 0, hitung D i : Di =



tt

Pada b = 0.1 –  0.9, hitung D i : D i 



Pada b = 1, hitung Di : Di =



(q i /q t ) b  1  b t t

 q i      1  q t   tt

4. Menghitung q forecast  yaitu : 

Pada b = 0, hitung q forecast  : qn = qi e-Di.t



Pada b = 0.1 –  0.9, hitung q forecast  : qn = qi (1+b Di.t)-1/b



Pada b = 1, hitung q forecast : qn = qi (1 + Di.t) -1

dimana untuk harga q i  = harga qactual, harga Di  didapat dari langkah 3 dan harga dari t = dt. 5. Menghitung X 2  (selisih antara qactual dengan q forecast ) dengan menggunakan rumus Chi-Square Test , seperti persamaan dibawah ini: X

2

n



( fi   Fi) 2

 Fi

...............................................................................(3-50)

Keterangan : fi = Data laju produksi observasi (aktual), bbl/waktu. Fi = Data laju produksi forecast  (perkiraan), bbl/waktu. untuk setiap harga dari : 





 b = 0

 b = 0.1 –  0.9

 b = 1

→

→

→

X

2

X

2

X

2

n

n

n







( fi   Fi) 2

 Fi ( fi   Fi) 2

 Fi ( fi   Fi) 2

 Fi

6. Mengulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 5 untuk menghitung data-data selanjutnya.

51

7. Menentukan Σ harga X2  yang paling kecil. Harga Σ X2  yang paling kecil menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data yang sedang dianalisa dengan harga : 

 Exponential Decline

:

b=0



 Hyperbolic Decline

:  b > 0, b ≠ 1



 Harmonic Decline

:

b =1

3.5.5. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit)

Setelah harga b, Di, dan tipe  decline-nya diketahui maka prediksi laju  produksi minyak (qo) dan kumulatif produksi  forecast  (Npt→limit) dapat dilakukan. Selanjutnya akan dijelaskan pada sub-bab berikut ini.

3.5.5.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo)

Prediksi laju produksi minyak (qo) dapat dilakukan dengan memasukkan harga t yang dinginkan ke dalam persamaan  Decline Curve yang sesuai dengan tipe decline-nya sehingga harga q t dapat dicari. Persamaan untuk menentukan laju  produksi minyak (qo) dapat ditulis sebagai berikut : Jika Exponential Decline (b = 0) : q



qi e

 Di .t 



1

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : q  qi (1  b. Di .t ) b Jika Harmonic decline (b = 1) : q  qi 1   Di .t 

1

Keterangan : q = Prediksi Laju produksi, Bbl/bulan. qi = Laju produksi awal pada saat dilakukan analisa decline, Bbl/bulan.  b =  Eksponen Decline. Di =  Decline Rate, fraksi/waktu. t

= Umur produksi reservoir, bulan.

52

3.5.5.2. Kumulatif Produksi Forecast (Np t→limit)

Prediksi kumulatif produksi (Np t→limit) sampai batas ekonomisnya dapat dilakukan dengan persamaan berikut : Jika Exponential Decline (b = 0) : Npt→limit 

qi  ql   Di

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) :  Npt→limit  Jika Harmonic decline (b = 1) : Npt→limit 

qi  Di

ln

qib  Di (b  1)

q 

1 b i

 ql 1b 

qi ql 

Keterangan :  Npt→limit = Kumulatif produksi reservoir sampai batas ekonomis, STB. qi

= Laju produksi awal saat dilakukan analisa decline, Bbl/bulan.

qlimit 

=  Economic limit rate, Bbl/bulan.

b

=  Eksponen decline.

 Di

=  Decline rate, fraksi/waktu.

3.5.6. Estimasi Cadangan yang Bisa Diproduksikan (Estimated Ultimate Recovery -EUR)

 Estimated Ultimate Recovery (EUR)  adalah estimasi ultimate  cadangan minyak yang bisa diproduksikan sesuai dengan teknologi, kondisi ekonomi dan  peraturan-peraturan yang ada pada saat itu dan diproduksikan sampai economic limit rate (qlimit )-nya. EUR = Npt + Npt→limit  .............................................................................................................. ...(3-51)

3.5.7. Prediksi Umur Produksi

Penentuan umur produksi reservoir dapat dihitung dengan persamaan waktu sesuai dengan tipe decline-nya. Persamaan untuk menentukan waktu dapat ditulis sebagai berikut : Jika Exponential Decline (b = 0) : t  

ln(qi / ql  )  Di

53

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : t   qi Jika Harmonic Decline (b = 1) : t  

ql 

q i / ql  b  1  Di b

1

 Di

Keterangan : t  = Umur produksi reservoir, bulan. qi = Laju produksi awal pada saat dilakukan analisa decline, bbl/bulan. ql  =  Economic Limit Rate, bbl/bulan. b =  Eksponen decline.  Di =  Decline Rate, fraksi/waktu.

3.5.8. Recovery Factor (RF)

 Recovery Factor (RF) adalah perbandingan antara estimated ultimate recovery (EUR) dengan original oil in place (OOIP).

 RF  

 EUR OOIP 

x 100 % ....................................................................... ...(3-52)

3.5.9. Estimasi Cadangan Minyak Sisa (ERR)

 Estimated Remaining Reserve (ERR) adalah cadangan yang masih tertinggal di reservoir yang dapat diproduksikan dengan teknologi yang ada. ERR = EUR - Np t…….. .............................................................................................................(3-53) . Keterangan: ERR =  Estimated Remaining Reserve, STB. EUR =  Estimated Ultimate Recovery, STB.  Npt

= Produksi kumulatif pada waktu t, STB.

BAB IV PERHITUNGAN DAN ANALISA DECLINE CURVE

Penentuan cadangan minyak sisa yang dilakukan pada Lapisan “D” Lapangan “T”  bertujuan untuk mendapatkan informasi mengenai besarnya

cadangan minyak sisa dan umur lapisan. Penggunaan metode  Decline Curve dilakukan karena berdasarkan data produksi telah terjadi penurunan laju produksi  pada lapisan ini. Perhitungan cadangan minyak sisa dengan metode Decline Curve dilakukan dengan mengambil beberapa asumsi, yaitu : 1. Reservoir bersifat homogen. 2. Penurunan produksi selama suatu waktu tertentu merupakan fraksi yang konstan dari produksi sebelumnya. 3. Perilaku reservoir di masa mendatang memiliki kesamaan dengan perilaku reservoir di masa sekarang dan sebelumnya. 4. Tidak terjadi perubahan metode produksi. Data-data yang diperlukan untuk perkiraan cadangan minyak sisa dengan metode  Decline Curve  adalah jumlah cadangan minyak awal di tempat (OOIP), data laju produksi minyak (qo), kumulatif produksi (Np), waktu produksi (t) dan data perhitungan economic limit rate (qlimit).

4.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula ditempat (OOIP)

Berdasarkan data diketahui bahwa jumlah minyak mula-mula ditempat (OOIP) pada Lapisan “D” Lapangan “T” adalah 2.938.000 STB.  Recovery Factor   dihitung berdasarkan harga sifat fisik batuan dan minyak

 pada Tabel II-1 dan  Tabel II-2 dengan Metode JJ. Arps.   menggunakan  persamaan (3-2) yang merupakan persamaan untuk reservoir water drive :

 Φ(1  Sw)  RF  54,898     Boi  

0,0422

 k μ wi       μ oi  

54

0,0770

Sw

 0,193

  Pi      Pa 

0,2159

55

 0,20 (1  0,40)   54,898   1,14    

0,0422

 70 x 0,24    1,5    

0,0770

0,40

 655     160 

0,2159

 0,193

= 30,98 %  Estimated Ultimated Recovery  (EUR) volumetrik dihitung menggunakan

 persamaan (3-4) : EUR = OOIP x RF = 2.938.000 x 30,98 % = 910.304,53 STB Kumulatif produksi minyak (Np) Lapisan “D” Lapangan “T” yang sudah diproduksikan hingga Juli 2009 sebesar 7375,75 STB. Maka,  Recovery Factor (RF) dan cadangan minyak sisa (volumetrik) hingga Juli 2009 : RFJuli 09 =

 p i

=



x 100 %

 

x 100 %

= 0,25 % Cadangan minyak sisa (volumetrik) = EUR (volumetrik) –  Np i’ = 910.304,53 –  7.375,75 = 902.928,78 STB

Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Tabel IV-1. Tabel IV-1. Cadangan Minyak Lapisan “D” Lapangan “T” Data Reservoir Zona

D

φ

Sw

Boi

(%)

(%)

(v/v)

20

40

1,14

OOIP, STB

2.938.000

RF

EUR

(Volumetrik),

(Volumetrik),

%

STB

30,98

910.304,53

9)

Primary Rec. Np, STB

RF,%

Cad. Sisa, STB

7.375,75

0,25

902.928,78

56

4.2. Penentuan Economic Limit Rate

Perhitungan economic limit rate (q limit) dipengaruhi oleh beberapa parameter, yaitu : - Biaya operasional - Harga minyak per barrel - Pajak untuk pemerintah 4.2.1. Biaya Operasional Lapangan

Anggaran biaya operasional total tahun 2009 untuk Lapangan “T”  sebesar Rp. 1.337.469.000,-. Jumlah sumur produksi aktif adalah 6 sumur, maka biaya operasional untuk tiap sumur selama setahun adalah Rp. 222.911.500,- atau Rp 18.575.958,- per bulan. 4.2.2. Harga Minyak

Harga minyak 1 barrel sebesar US$. 113,- dan nilai tukar rupiah untuk 1 US dollar adalah Rp 8.500,- sehingga harga minyak 1 barrel adalah Rp. 960.500,4.2.3. Pajak untuk Pemerintah

Pajak produksi yang dikeluarkan perusahaan untuk pemerintah berdasarkan data yang diperoleh dari perusahaan sebesar 44% dari jumlah produksi. 4.2.4. Perhitungan Harga Economic Limit Rate

Data yang diperlukan untuk menghitung harga economic limit rate 

Biaya operasional tiap sumur/bulan = Rp. 18.575.958,-



PTR = 44% = 0,44



Working Interest  (WI) = 1



 Royalty Interest  (RI) = 0



 Net Revenue Interest  (NRI) = WI (1-RI) = 1

 Economic limit  dapat dihitung menggunakan persamaan (3-5) :

qlimit

=

=

(OPC ) (WI ) (1   PTR) ( SP ) ( NRI ) ( Rp.18.575.958,- ) (1 ) ( 1  0,44 ) ( Rp. 960.500,- ) ( 1 )

= 34,54 BOPM

57

4.3. Pengolahan Data Produksi Lapangan “T”

Berdasarkan data produksi yang diperoleh mulai bulan Maret 1995, terdapat 3 sumur yang berproduksi pada Lapisan “D”. Ketiga sumur tersebut memproduksikan minyak dari Lapisan “D” dengan lapisan lainnya,yaitu : 

Sumur TA-09 berproduksi dari Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.



Sumur TA-18 berproduksi dari Lapisan C1, D, E, dan F secara commingle.



Sumur TA-22 berproduksi dari Lapisan C1, C2, D, dan F secara commingle.

4.3.1. Perhitungan Alokasi Produksi

Metode perhitungan untuk menentukan alokasi produksi dari Lapisan “D” menggunakan Persamaan (3-11), sebagai contoh perhitungan menggunakan data laju produksi masing-masing sumur : Sumur TA-09

Menggunakan data laju produksi bulan Agustus 2001 : 

qo TA-09 (Cb+C1+C2+D) = qtotal = 119,17 BOPM



k Cb = 28,55 mD ; k C1 = 40,58 mD ; k C2 = 34,56 mD ; k D = 72,99 mD



hCb = 56,10 ft

; hC1 = 13,78 ft

; hC2 = 103,02 ft

; hD = 74,15 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-09 yaitu: qo D = 119,17

( 72,99 x 22 ) (( 72,99 x 22 )  ( 28,55 x 56,10 )  ( 40,58 x13,78 )  ( 34,56 x103,02 ))

qo D = 119,17 x 0,49 = 57,93 BOPM Sumur TA-18

Menggunakan data laju produksi bulan Juli 2006 : 

qo TA-18 (C1+D) = qtotal = 862,14 BOPM



k C1= 18,66 mD ; k D= 38,54 mD



hC1 = 12,47 ft

; hD= 58,73 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-18 yaitu : qo D = 862,14

( 38,54  x 58,73 ) (( 38,54  x 58,73 )  (18,66  x 12,47 ))

58

qo D = 862,14 x 0,47 = 781,77 BOPM Sumur TA-22

Menggunakan data laju produksi bulan Maret 1995 : 

qo TA-18 (C2+D) = qtotal = 2.387 BOPM



k C2 = 153,51 mD ; k D= 45,19 mD



hC2 = 95,47 ft

; hD= 46,92 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-22 yaitu: qo D = 2.387

( 45,19  x 46,92 ) ((45,19 x 46,92)  (153,51 x 95,47))

qo D = 2.387 x 0,13 = 301,69 BOPM Perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran B. Berdasarkan data hasil pengelompokan dan perhitungan alokasi produksi tersebut kemudian dilakukan  plotting   laju produksi (qo) vs waktu (t ) masingmasing sumur untuk pemilihan analisa periode produksi dan penentuan tipe  Decline Curve.

4.3.2. Plot Laju Produksi (q o) Vs Waktu (t)

Plotting qo vs t merupakan plot keseluruhan data mulai dari awal sampai akhir produksi. Keseluruhan data yang menjadi sumber plotting grafik qo vs t dapat dilihat pada Lampiran C. Hasil plotting berupa grafik aktual qo  vs t per sumur seperti yang terlihat pada Gambar 4.1, Gambar 4.2 dan Gambar 4.3  bertujuan untuk mempermudah pemilihan trend   produksi yang selanjutnya akan dianalisa menjadi peramalan laju produksi dan kumulatif produksi tiap sumur sampai batas economic limit .

59

Grafik qo versus waktu Sumur TA-09 Lapisan D qo

q limit

1000 100    m    p    o     b 10  ,    o    q

1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.1. Grafik qo vs waktu Sumur TA-09 Lapisan “D” Lapangan ”T”

Grafik qo versus waktu Sumur TA-18 Lapisan D qo

q limit

1000 100

   m    p    o     b 10  ,    o    q

1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.2. Grafik qo vs waktu Sumur TA-18 Lapisan “D” Lapangan ”T”

60

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo

q limit

1000

100

   m    p    o     b 10  ,    o    q 1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.3. Grafik qo vs waktu Sumur TA-22 Lapisan “D” Lapangan ”T”

4.4. Penentuan Cadangan Minyak Sisa dengan

Decl in e Cur ve 

4.4.1. Pemilihan Periode (Trend  ) Produksi untuk Analisa Decline 

Pemilihan periode (trend ) untuk analisa  Decline  dilakukan dengan menganalisa grafik laju produksi aktual (qo) vs waktu (t) dan riwayat sumur tersebut. Trend  yang akan dipilih harus memenuhi kriteria berikut : 

Tidak ada penutupan sumur dalam waktu lama.



Tidak ada penggantian metode produksi.



Adanya grafik penurunan produksi.



Sumur berproduksi dalam jumlah konstan

Pemilihan trend   produksi untuk analisa Decline hanya dapat dilakukan pada dua sumur yaitu sumur TA-09 dan TA-22. Sumur TA-18 tidak dapat dilakukan analisa  Decline  karena sumur tersebut tidak memliki data produksi yang cukup memadai untuk dianalisa penurunan produksinya. Berdasarkan kriteria pemilihan trend   Decline, sumur TA-09 memiliki  penurunan produksi yang paling memungkinkan untuk dianalisa yaitu bulan Januari 2009 sampai dengan bulan Juni 2009 seperti yang terlihat pada Gambar 4.4. Sedangkan sumur TA-22 dipilih trend   penurunan produksi mulai bulan

61

September 2006 sampai dengan bulan Oktober 2007 seperti yang terlihat pada Gambar 4.5.

Grafik qo versus waktu Sumur TA-09 Lapisan D qo

q limit

trend

1000 100    m    p    o     b 10  ,    o    q

1 0,1

waktu, bulan

Gambar 4.4. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan ”D”

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo

q limit

trend

1000

100

   m    p    o     b 10  ,    o    q 1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.5. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan ”D”

62

4.4.2. Penentuan Nilai Eksponen Decline (b) 4.4.2.1. Metode Loss-Ratio

Langkah-langkah perhitungan eksponen  decline  (b) untuk trend sumur TA09 dengan metode loss ratio adalah sebagai berikut : 1. Membuat tabulasi yang meliputi : waktu (t), q, dt, dq, D (rate of decline), a (loss ratio), da, dan b (eksponen decline). 2. Menghitung kolom dt (bulan), yaitu : d2 = t1 –  t2 = 1-2 = -1 3. Menghitung kolom dq (bbl/bulan), yaitu : dq2 = q1 –  q2 = 188,49 –  197,83 = -9,34 4. Menghitung kolom D, yaitu :

- 9,34      dq 2       - 1  dt      D2 = -  =  = -0,05 197,83 q2 5. Menghitung kolom a (loss ratio), yaitu : 197,83 q2 a2 = = = -21,18 9 , 34      dq   2          1     dt   6. Menghitung kolom da, yaitu : da3 = a2 –  a3= -21,18 –  0,35 = -21,53 7. Menghitung kolom b (eksponen decline), yaitu : da  21,53  b3 = - 3  =  = -21,53  1  dt 8. Mengulangi prosedur perhitungan untuk data-data selanjutnya pada langkah 2 sampai langkah 7. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Tabel IV-2. Tabel IV-2. Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss-Ratio Sumur TA-09 Lapisan D t

Waktu (Bulan)

qo (BOPM)

dt (Bulan)

dq (BOPM)

1 2 3 4 5 6

Jan-09 Feb-09 Mar-09 Apr-09 May-09 Jun-09

188,49 197,83 51,60 289,15 161,45 152,79

-1 -1 -1 -1 -1

-9,34 146,23 -237,54 127,70 8,66

D=-(dq/dt)/q

a=-qo/(dq/dt)

da

b=-da/dt

-0,05

-21,18

2,83

0,35

-21,53

-21,53

-0,82

-1,22

1,57

1,57

0,79

1,26

-2,48

-2,48

0,06

17,65

-16,38

-16,38

2,81

-38,83

63

9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu : Harga b =

 b  jumlah data

Harga b =

 38,83 6

 = -6,47

Harga b tidak memenuhi syarat  ≤ b ≥ 1.

Langkah-langkah perhitungan eksponen  decline  (b) untuk trend sumur TA22 dengan metode loss ratio adalah sebagai berikut : 1. Membuat tabulasi yang meliputi : waktu (t), q, dt, dq, D (rate of decline), a (loss ratio), da, dan b (eksponen decline). 2. Menghitung kolom dt (bulan), yaitu : d2 = t1 –  t2 = 1-2 = -1 3. Menghitung kolom dq (bbl/bulan), yaitu : dq2 = q1 –  q2 = 78,5 –  74,40 = 3,15 4. Menghitung kolom D, yaitu : 3,15      dq 2       - 1  dt      D2 = -  =  = 0,04 75,50

q2

5. Menghitung kolom a (loss ratio), yaitu : a2 = -

q2

 dq 2  

=-

    dt  

75,50

  3,15       1  

 = -24

6. Menghitung kolom da, yaitu : da3 = a2 –  a3= 24 –  18,20 = 5,80 7. Menghitung kolom b (eksponen decline), yaitu :  b3 = -

da 3 dt

 = 

5,80

 1 

= 5,80

8. Mengulangi prosedur perhitungan untuk data-data selanjutnya pada langkah 2 sampai langkah 7. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Tabel IV-3.

64

Tabel IV-3. Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss-Ratio Sumur TA-22 Lapisan D t

Waktu (Bulan)

q (BOPM)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dec-06 Jan-07 Feb-07 Mar-07 Apr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Aug-07 Sep-07 Oct-07

78,65 75,50 71,57 50,33 76,29 80,22 47,19 49,55 56,63 44,83 56,63 48,76 39,32 41,68

dt (Bulan)

dq (BOPM)

-1

3,15 3,93 21,23 -25,95 -3,93 33,03 -2,36 -7,08 11,80 -11,80 7,86 9,44 -2,36

-1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1

D=-(dq/dt)/q

a=-qo/(dq/dt)

da

b=-da/dt

0,04

24,00

0,05

18,20

5,80

5,80

0,42

2,37

15,83

15,83

-0,34

-2,94

5,31

5,31

-0,05

-20,40

17,46

17,46

0,70

1,43

-21,83

-21,83

-0,05

-21,00

22,43

22,43

-0,13

-8,00

-13,00

-13,00

0,26

3,80

-11,80

-11,80

-0,21

-4,80

8,60

8,60

0,16

6,20

-11,00

-11,00

0,24

4,17

2,03

2,03

-0,06

-17,67

21,83

21,83

1,06

41,67

9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu : Harga b = Harga b =

 b  jumla  jumlah h data

 41,67 14

 = 2,98

Harga b tidak memenuhi syarat  ≤ b ≥ 1. 2

4.4.2.2. Metode Trial Error dan X -Chisquare Test

Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di dan tipe kurva  sumur TA-09 sebagai berikut : decline dari trend  sumur 1. Membuat tabulasi t, bulan, qo actual , qo  forecast   dengan berbagai harga b, dan selisih antara qo actual dengan qo forecast seperti Tabel IV-4. 2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk eksponential , b = 0,1  –  sampai 0,9 untuk hyperbolic, dan b = 1 untuk harmonic). 3. Pada data produksi diambil dua titik data (ti=0 bulan; qi= 188,49 BOPM dan t=5 bulan; qt = 152,79 BOPM).

65

4. Menghitung Di dengan perumpamaan : 

 b = 0 Menghitung Di dengan Persamaan (3-19) : Di = ln (qi /qt)/t Di = ln (188,49 / 152,79) / (5) = 0,042 / bulan



 b = 0,1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-31) b

qi    qt    1   Di =   b.t 

  188,49152,79    =  

0 ,1

1

0,1 x 5

= 0,042 / bulan 

 b = 1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-42) qi    qt   1 Di =     t

  188,49152,79   1   =   5

= 0,047 / bulan 5. Menghitung q dengan perumpamaan : 

 b = 0 dan t = 1 dengan Persamaan (3-18) (3 -18) : q = qi e-D.t = 1 88,49 e-0,042 (1) = 180,74 BOPM



 b = 0,1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-30) (3 -30) : q = qi (1+b D t)-1/b = 188,49 (1+ (0,1)(0,042)(1))-1/0,1 = 180,68 BOPM

66

 b = 1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-41) ( 3-41) :



q = qi (1 + D t) -1 = 188,49 (1 + 0,047 (1))-1 = 180,08 BOPM 6. Menghitung selisih qo actual   dengan qo  forecast (X2) dengan menggunakan rumus Chi-Square Test , seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: X  2

(fi  Fi) 2 Fi

Keterangan : fi

= Data observasi (aktual)

Fi

= Data yang diharapkan (perkiraan)

Perhitungan pada t =1 yaitu: 

 b = 0 2

X  = 



(197,83  180,74) 2 180,74

 = 1,62

 b = 0,1 (197,83  180,68) 2 2 X  =  = 1,63 180,68  b = 1 2

X  =

(197,83  180,08) 2 180,08

= 1,75

7. Menentkan harga Σ X2 yang paing keci. Harga Σ X2  yang paling kecil menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data yang sedang dianalisa. Hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Tabel IV-4. 8. Berdasarkan perhitungan Tabel IV-4. nilai X2 yang terkecil (nilai yang paling fit) untuk trend Lapisan D, harga b=0 dengan Di=0,042/bulan dimana tipe kurva declinenya adalah  Exponential Decline. Trend   analisa Lapisan “D” dapat dilihat pada Gambar 4.6.

Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di dan tipe kurva  sumur TA-22 sebagai berikut : decline dari trend  sumur 1. Membuat tabulasi t, bulan, qo actual , qo forecast  dengan  dengan berbagai harga b, dan selisih antara qoactual  dengan qo forecast  seperti Tabel IV-5.

67

2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk eksponential , b = 0,1  –  sampai 0,9 untuk hyperbolic, dan b = 1 untuk harmonic). 3. Pada data produksi diambil dua titik data (ti=0 bulan; qi= 78,65 BOPM dan t=13 bulan; qt = 41,68 BOPM). 4. Menghitung Di dengan perumpamaan : 

 b = 0 Menghitung Di dengan Persamaan (3-19) : Di = ln (qi /qt)/t Di = ln (78,65 / 41,68) / (13) = 0,049 / bulan



 b = 0,1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-31) b

qi    qt    1   Di =   b.t 

   78,65 41,68    =  

0 ,1

1

0,1 x 13

= 0,050 / bulan 

 b = 1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-42) qi    qt   1 Di =     t

   78,65 41,68   1   =   13

= 0,068 / bulan 5. Menghitung q dengan perumpamaan : 

 b = 0 dan t = 1 dengan Persamaan (3-18) : q = qi e-D.t = 78,65 e-0,049 (1) = 74,90 BOPM

68



 b = 0,1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-30) : q = qi (1+b D t)-1/b = 78,65 (1+ (0,1)(0,050)(1))-1/0,1 = 74,79 BOPM



 b = 1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-41) : q = qi (1 + D t) -1 = 78,65 (1 + 0,068 (1))-1 = 73,63 BOPM

6. Menghitung selisih qo actual   dengan qo  forecast (X2) dengan menggunakan rumus Chi-Square Test , seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: X  2

(fi  Fi) 2 Fi

Keterangan : fi = Data observasi (aktual) Fi = Data yang diharapkan (perkiraan) Perhitungan pada t =1 yaitu: 

 b = 0 X2 =



74,90

= 0,005

 b = 0,1 2

X  = 

(75,50  74,90) 2

(75,50  74,79) 2 74,79

 = 0,01

 b = 1 2

X  =

(75,50  73,63) 2 73,63

 = 0,05

7. Menentkan harga Σ X2 yang paing keci. Harga Σ X2  yang paling kecil menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data yang sedang dianalisa. Hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Tabel IV-5. 8. Berdasarkan perhitungan Tabel IV-5. nilai X2 yang terkecil (nilai yang paling fit) untuk trend Lapisan D, harga b=0 dengan Di=0,049/bulan dimana tipe kurva  Declinenya adalah  Exponential Decline. Trend   analisa Lapisan “D” dapat dilihat pada Gambar 4.7.

55

Tabel IV-4. 2 Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-09 dengan Metode Trial-Error dan X  Chi-Square Test b=0

b = 0,1

b = 0,2

b = 0,3

b = 0,4

Aktual Waktu

Bulan

Di

0,042

qo, BOPM

qo, BOPM

X

Di 2

0,042

Di

qo, BOPM

X

2

0,043

Di

qo, BOPM

X

2

0,043

qo, BOPM

X

Di 2

0,044 2

qo, BOPM

X

0,00

0

Jan-09

188,49

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

1

Feb-09

197,83

180,74

1,62

180,68

1,63

180,61

1,64

180,55

1,66

180,48

1,67

2

Mar-09

51,60

173,31

85,47

173,21

85,38

173,12

85,30

173,03

85,22

172,94

85,13

3

Apr-09

289,15

166,18

90,99

166,09

91,17

166,00

91,35

165,92

91,53

165,83

91,70

4

May-09

161,45

159,34

0,03

159,29

0,03

159,23

0,03

159,18

0,03

159,12

0,03

5

Jun-09

152,79

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

Kumulatif

178,11

178,21

178,32

0,00

178,43

178,54

Lanjutan Tabel IV-4. 2 Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-09 dengan Metode Trial-Error dan X  Chi-Square Test b = 0,5

b = 0,6

b = 0,7

b = 0,8

b = 0,9

b=1

Aktual Waktu

Bulan

Di

0,044

qo, BOPM

qo, BOPM

X

2

Di

0,045

qo, BOPM

X

Di 2

0,045

qo, BOPM

X

2

Di

0,046

qo, BOPM

X

2

Di

0,046

qo, BOPM

X

2

Di

0,047

qo, BOPM

X

0,00

2

0

Sep-06

188,49

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

0,00

188,49

1

Okt-06

197,83

180,41

1,68

180,35

1,70

180,28

1,71

180,21

1,72

180,15

1,74

180,08

1,75

2

Nov-06

51,60

172,85

85,05

172,75

84,96

172,66

84,88

172,57

84,79

172,47

84,71

172,38

84,62

3

Des-06

289,15

165,74

91,88

165,66

92,06

165,57

92,23

165,48

92,41

165,40

92,58

165,31

92,76

4

Jan-07

161,45

159,07

0,04

159,01

0,04

158,96

0,04

158,91

0,04

158,86

0,04

158,81

0,04

5

Feb-07

152,79

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

0,00

152,79

Kumulatif

178,65

178,75

178,86

178,97

179,07

0,00 179,18

56

Tabel IV-5. 2 Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-22 dengan Metode Trial-Error dan X  Chi-Square Test b=0

b = 0,1

b = 0,2

b = 0,3

b = 0,4

Aktual Waktu

Bulan

Di qo, BOPM

qo, BOPM

0,049

Di

X

2

0,050

qo, BOPM

X

Di 2

0,052

Di

qo, BOPM

X

2

0,054

qo, BOPM

X

Di 2

0,056 2

qo, BOPM

X

0,00

0

Sep-06

78,65

78,65

0

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

1

Oct-06

75,50

74,90

0,005

74,79

0,01

74,68

0,01

74,56

0,01

74,44

0,02

2

Nov-06

71,57

71,33

0,001

71,14

0,00

70,94

0,01

70,75

0,01

70,54

0,02

3

Dec-06

50,33

67,93

4,56

67,68

4,45

67,43

4,34

67,18

4,22

66,92

4,11

4

Jan-07

76,29

64,69

2,08

64,41

2,19

64,13

2,31

63,84

2,43

63,56

2,55

5

Feb-07

80,22

61,61

5,62

61,31

5,83

61,02

6,04

60,72

6,26

60,42

6,49

6

Mar-07

47,19

58,67

2,25

58,38

2,14

58,09

2,04

57,79

1,95

57,50

1,85

7

Apr-07

49,55

55,88

0,72

55,60

0,66

55,32

0,60

55,05

0,55

54,78

0,50

8

May-07

56,63

53,21

0,22

52,96

0,25

52,71

0,29

52,47

0,33

52,23

0,37

9

Jun-07

44,83

50,68

0,67

50,46

0,63

50,25

0,58

50,04

0,54

49,84

0,50

10

Jul-07

56,63

48,26

1,45

48,09

1,52

47,92

1,58

47,76

1,64

47,61

1,71

11

Aug-07

48,76

45,96

0,17

45,84

0,19

45,73

0,20

45,62

0,22

45,51

0,23

12

Sep-07

39,32

43,77

0,45

43,71

0,44

43,65

0,43

43,59

0,42

43,54

0,41

13

Oct-07

41,68

41,68

0

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

0,00

Kumulatif

18,19

18,30

18,43

18,58

18,75

57

Lanjutan Tabel IV-5. 2 Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-22 dengan Metode Trial-Error dan X  Chi-Square Test b = 0,5

b = 0,6

b = 0,7

b = 0,8

b = 0,9

b=1

Aktual Waktu

Bulan

Di

0,057

qo, BOPM

qo, BOPM

X

2

Di

0,059

qo, BOPM

X

Di 2

0,061

qo, BOPM

X

2

Di

0,064

qo, BOPM

X

2

Di

0,066

qo, BOPM

X

2

Di

0,068

qo, BOPM

X

2

0

Sep-06

78,65

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

0,00

78,65

0,00

1

Oct-06

75,50

74,31

0,02

74,19

0,02

74,05

0,03

73,91

0,03

73,77

0,04

73,63

0,05

2

Nov-06

71,57

70,33

0,02

70,12

0,03

69,90

0,04

69,67

0,05

69,44

0,07

69,21

0,08

3

Dec-06

50,33

66,66

4,00

66,39

3,88

66,12

3,77

65,85

3,65

65,57

3,54

65,29

3,42

4

Jan-07

76,29

63,27

2,68

62,97

2,82

62,68

2,95

62,38

3,10

62,09

3,25

61,79

3,40

5

Feb-07

80,22

60,13

6,72

59,83

6,95

59,53

7,19

59,24

7,43

58,94

7,68

58,65

7,94

6

Mar-07

47,19

57,22

1,76

56,93

1,67

56,64

1,58

56,36

1,49

56,08

1,41

55,81

1,33

7

Apr-07

49,55

54,51

0,45

54,25

0,41

53,99

0,36

53,73

0,33

53,48

0,29

53,23

0,25

8

May-07

56,63

51,99

0,41

51,76

0,46

51,53

0,50

51,31

0,55

51,09

0,60

50,88

0,65

9

Jun-07

44,83

49,65

0,47

49,45

0,43

49,27

0,40

49,08

0,37

48,90

0,34

48,73

0,31

10

Jul-07

56,63

47,45

1,77

47,31

1,84

47,16

1,90

47,02

1,96

46,89

2,02

46,75

2,08

11

Aug-07

48,76

45,40

0,25

45,30

0,26

45,21

0,28

45,11

0,30

45,02

0,31

44,93

0,33

12

Sep-07

39,32

43,48

0,40

43,43

0,39

43,38

0,38

43,34

0,37

43,29

0,36

43,25

0,36

Oct-07

41,68

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

0,00

41,68

13

Kumulatif

18,94

19,15

19,39

19,64

19,91

0,00 20,21

72

Grafik qo versus waktu Sumur TA-09 Lapisan D qo

q limit

exponential (trend decline)

1000 100    m    p    o     b 10  ,    o    q

1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.6. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan “D”

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo

q limit

exponential (trend decline)

1000

100

   m    p    o     b 10  ,    o    q 1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.7. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan “D”

4.4.3. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit) Lapisan “D”

Prediksi laju produksi minyak (qo) dan kumulatif produksi forecast (Npt→limit) untuk sumur TA-09 dan sumur TA-22 menggunakan tipe kurva exponential decline. Sumur TA-09 menggunakan harga b=0 dan Di=0,042/bulan,

sedangkan untuk sumur TA-22 menggunakan harga b=0 dan Di=0,049/bulan dengan tipe kurva exponential decline.

73

4.4.3.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (q o) Per Sumur

Setelah harga b, Di dan tipe  decline  diketahui maka prediksi laju produksi minyak (qo) masing-masing sumur dapat dilakukan dengan memasukkan harga t yang dinginkan kedalam Persamaan (3-18) yang merupakan persamaan untuk exponential decline. Harga qi  yang digunakan dalam perhitungan prediksi laju

 produksi minyak adalah harga laju alir awal pada saat analisa decline dilakukan. Prediksi laju produksi minyak pada bulan kedua (t=2 bulan) untuk sumur TA-09 dimulai pada bulan Juli 2009 dengan harga qi  = 249,68 BOPM dapat dihitung melalui Persamaan (3-18) : Sumur TA-09 : qt   qi e  Di .t  q(2 bulan) = 249,68 e -0,042 (2) q(2 bulan) = 229,57 BOPM Prediksi laju produksi minyak pada bulan kedua (t=2 bulan) untuk sumur TA-22 dimulai pada bulan Maret 2008 dengan harga qi  = 47,19 BOPM dapat dihitung melalui Persamaan (3-18) : Sumur TA-22 : qt   qi e  Di .t  q(2 bulan) = 47,19 e -0,049 (2) q(2 bulan) = 42,80 BOPM Perhitungan qo forecast  sampai qlimit  = 34,54 BOPM untuk sumur TA-09 dapat dilihat pada  Tabel IV.6. dan perhitungan qo forecast  sampai qlimit  = 34,54 BOPM untuk sumur TA-22 dapat dilihat pada Tabel IV.7.

4.4.3.2. Prediksi Kumulatif Produksi Forecast (Np t→limit) Per Sumur

Prediksi kumulatif produksi  forecast   minyak (Npt→imit) Lapisan “D”  persumur dari qi laju alir awal pada saat analisa decline sampai dengan qlimit  = 34,54 BOPM dapat dihitung dengan persamaan (3-25) yaitu : Sumur TA-09 : Npt→imit =

Sumur TA-22 : Npt→imit =

q i  q lim it   Di q i  q lim it   Di

=

249,68  34,55 =

=

47,19  34,54 =

0,042

0,049

5.122,56 STB.

259,09 STB.

74

Total Npt→imit (2 sumur) = 5.122,56 + 259,09 = 5.381,65 STB Perhitungan kumulatif produksi  forecast   minyak (Npt→imit) sampai qlimit  = 34,5 BOPM untuk sumur TA-09 dapat dilihat pada  Tabel IV.6. dan perhitungan kumulatif produksi forecast   minyak (Npt→imit) sampai qlimit  = 34,54 BOPM untuk sumur TA-22 dapat dilihat pada Tabel IV.7. Tabel IV.6. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi F or ecast Sumur TA-09 Lapisan D

t

waktu, (bulan)

0

Di =

0,042

 b =

0

EUR (STB)

qo  forecast  (BOPM)

 Np forecast  (STB)

Jul-09

249,68

0,00

1395,32

1

Aug-09

239,41

244,51

1634,73

2

Sep-09

229,57

478,96

1864,30

3

Oct-09

220,12

703,78

2084,42

4

Nov-09

211,07

919,34

2295,49

5

Dec-09

202,39

1126,04

2497,88

6

Jan-10

194,06

1324,24

2691,94

7

Feb-10

186,08

1514,28

2878,02

8

Mar-10

178,43

1696,51

3056,45

9

Apr-10

171,09

1871,24

3227,54

10

May-10

164,05

2038,79

3391,60

11

Jun-10

157,31

2199,44

3548,90

12

Jul-10

150,84

2353,49

3699,74

13

Aug-10

144,63

2501,20

3844,37

14

Sep-10

138,68

2642,84

3983,05

15

Oct-10

132,98

2778,65

4116,03

16

Nov-10

127,51

2908,88

4243,54

17

Dec-10

122,27

3033,75

4365,80

18

Jan-11

117,24

3153,48

4483,04

19

Feb-11

112,41

3268,29

4595,45

20

Mar-11

107,79

3378,37

4703,25

21

Apr-11

103,36

3483,93

4806,60

22

May-11

99,11

3585,15

4905,71

23

Jun-11

95,03

3682,20

5000,74

75

Lanjutan Tabel IV.6. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi F or ecast Sumur TA-09 Lapisan D

t

waktu, (bulan)

24

Di =

0,042

 b =

0

EUR (STB)

qo  forecast  (BOPM)

 Np forecast  (STB)

Jul-11

91,12

3775,27

5091,86

25

Aug-11

87,37

3864,50

5179,23

26

Sep-11

83,78

3950,06

5263,01

27

Oct-11

80,33

4032,11

5343,35

28

Nov-11

77,03

4110,78

5420,38

29

Dec-11

73,86

4186,21

5494,24

30

Jan-12

70,82

4258,55

5565,06

31

Feb-12

67,91

4327,90

5632,98

32

Mar-12

65,12

4394,41

5698,09

33

Apr-12

62,44

4458,18

5760,53

34

May-12

59,87

4519,32

5820,40

35

Jun-12

57,41

4577,96

5877,81

36

Jul-12

55,05

4634,18

5932,86

37

Aug-12

52,78

4688,08

5985,64

38

Sep-12

50,61

4739,77

6036,26

39

Oct-12

48,53

4789,34

6084,79

40

Nov-12

46,53

4836,86

6131,32

41

Dec-12

44,62

4882,43

6175,94

42

Jan-13

42,79

4926,13

6218,73

43

Feb-13

41,03

4968,03

6259,75

44

Mar-13

39,34

5008,21

6299,09

45

Apr-13

37,72

5046,73

6336,81

46

May-13

36,17

5083,67

6372,98

47

Jun-13

34,54

5122,56

6517,78

76

TABEL IV.7. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi F or ecast Sumur TA-22 Lapisan D

t

waktu, (bulan)

0

Di =

0,049

 b =

0

EUR (STB)

qo  forecast  (BOPM)

 Np  forecast  (STB)

Mar-08

47,19

0,00

4738,97

1

Apr-08

44,94

46,05

4783,91

2

May-08

42,80

89,91

4826,71

3

Jun-08

40,76

131,68

4867,47

4

Jul-08

38,82

171,46

4906,28

5

Aug-08

36,96

209,34

4943,25

6

Sep-08

34,54

259,09

4998,06

4.4.4. Estimated Ultimate Recovery (EUR) Lapisan D

EUR (Estimated Ultimate Recovery) dihitung dari jumlah kumulatif produksi (Np) minyak Lapisan “D”  bulan Juli 2009 dengan prediksi total kumulatif  produksi  forecast  (Npt→limit ) minyak total dari kedua sumur (TA-09 danTA-22), yaitu : EUR Lapisan “D” = Np reservoir + Npt→limit  = 7.375,75 + 5.381,65 = 12.757,40 STB Secara grafis prediksi EUR sampai qlimit  untuk masing-masing sumur pada Lapisan “D” dapat dilihat pada Gambar 4.8. dan Gambar 4.9. 4.4.5. Prediksi Umur Produksi Lapisan “D”

Prediksi umur produksi Lapisan “D” dalam pengambilan cadangan minyak sisa untuk setiap sumur dapat dihitung menggunakan Persamaan (3-27) : Sumur TA-09 : t limit  Sumur TA-22 : t limit 

ln(qi / q limit )  Di ln(qi / q limit )  Di

=

=

ln(249,68 / 34,54) 0,042 ln(47,19 / 34,54) 0,049

= 47 Bulan

= 6 Bulan

77

Hasil perhitungan diatas menunjukkan bahwa umur produksi yang diperlukan untuk pengambilan cadangan minyak sisa Lapisan “D” Lapangan “T” sampai qlimit = 34,54 BOPM diambil pada sumur TA-09 yaitu 47 bulan atau 3 tahun 11 bulan dimulai dari Agustus 2009 hingga Juni 2013, Ditinjau dari analisa trend decline  kedua sumur tersebut, sumur TA-09 yang memiliki umur produksi

terlama. Secara grafis dapat dilihat pada Gambar 4.8.

4.4.6. Perhitungan Recovery Factor (RF) Lapisan D

Kumulatif produksi (Np) minyak hingga Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB. Setelah dilakukan analisa  Decline Curve, total kumulatif produksi  forecast  (Npt→imit) minyak dari kedua sumur bertambah 5.381,65 STB. Sehingga recovery  factor   minyak pada Lapisan “D” dapat dihitung dengan menggunakan Persamaan

(3-52), yaitu : RF Lapisan “D” =

EUR Lapisan D OOIP

=

12.757,40  x 100 % = 0,43 % 2.938 .000

 Recovery factor   pada bulan Juli 2009 adalah 0,25 % dan setelah dilakukan

analisa decline, recovery factor mengalami peningkatan sebesar 0,18 % sehingga recovery factor  minyak pada Lapisan “D” adalah 0,43 %.

4.4.7. Prediksi Cadangan Minyak Sisa (ERR) Lapisan D

Prediksi cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sampai dengan qlimit  menggunakan persamaan (3-54), yaitu: ERR Lapisan “D” = EUR Lapisan “D” –  Npt = 12.757,40 –  7.375,75 = 5.381,65 STB Setelah dilakukan analisa  Decline Curve  pada Lapisan “D” Lapangan ”T”, cadangan minyak sisa (ERR) yang dapat diproduksikan sampai dengan qlimit  = 34,54 BOPM adalah sebesar 5.381,65 STB dengan umur produksi 47 bulan dari  bulan Agustus 2009 hingga bulan Juni 2013.

78

4.4.8. Prediksi Cadangan Minyak Lapisan “D” yang Belum Terproduksi dengan Analisa Decline

Cadangan minyak sisa (Volumetrik) sebesar 902.928,78 STB dapat dilihat  pada Tabel IV-1. dan cadangan minyak sisa ( Decline)  sebesar 5.381,65 STB, sehingga cadangan minyak Lapisan “D” yang belum terproduksi : Cadangan belum terproduksi = Cadangan Minyak Sisa (Volumetrik)  –  Cadangan Minyak Sisa ( Decline) = 902.929 –  5.381,65 STB = 897.547,13 STB RF belum terproduksi = =

Cad. belum terproduk   si  x 100 % OOIP 897.547,13  x100% 2.938.000

= 30,55 %

41

Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan D qo aktual

pemilihan trend

q limit

qo forecast

trend decline

Np aktual

Np forecast

1000

t limit

100000

10000 100

qlimit 34,54 EUR 6.517,88

   M    P    O 10    B  ,    o    q

1000

100

ERR 5.122,56 10

1

Npt 1.395,32

t limit Juni 2013 1

0,1

0,1

waktu, bulan

Gambar 4.8. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan

 N  p  ,  S   T  B 

41

Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-22 Lapisan D qo aktual

q limit

pemilihan trend

qo forecast

trend decline

Np aktual

Np forecast

t limit

6000 1000

Npt 4.739,04

EUR 4.998,13 5000

100

q limit 34,54 ERR 259,09

4000  N  p  , 3000  S   T  B 

   m    p    o     b 10  ,    o    q

2000 1

t limit Sept'08 0,1

1000

0

waktu, bulan

Gambar 4.9. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-22 Lapisan D

BAB V PEMBAHASAN

Lapisan “D” merupakan tempat terakumulasinya minyak yang berada pada Formasi “W” Lapangan “T”, Kalimantan Selatan. Lapisan “D” diketahui memiliki OOIP sebesar 2.938.000 STB dan  Recovery Factor  volumetrik 30,98 %, sehingga  EUR saat volumetrik sebesar 910.304,5 STB. Jumlah sumur produksi pada Lapisan “D” terdapat 3 sumur, yaitu : 

Sumur TA-09 berproduksi pada Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.



Sumur TA-18 berproduksi pada Lapisan C1, D, E, dan F secara commingle.



Sumur TA-22 berproduksi pada Lapisan C1, C2, D, dan F secara commingle.

Sumur yang masih aktif berproduksi ada 2 sumur yaitu sumur TA-09 dan TA-22. Metode perhitungan untuk menentukan besarnya alokasi produksi dari Lapisan “D” yang diproduksikan secara commingle  dengan lapisan lainnya menggunakan metode kapasitas aliran yang dihitung menggunakan Persamaan (311) yaitu dengan memasukkan harga ketebalan dan permeabilitas dari setiap lapisan kedalam persamaan tersebut. Hasil perhitungan alokasi produksi dari sumur TA-09, TA-18, TA-22, dapat dilihat pada Lampiran B. Data dari  pengelompokkan dan perhitungan alokasi produksi tersebut kemudian dibuat plot grafik laju produksi (qo) vs waktu (t ) masing-masing sumur,

melakukan

 pemilihan periode produksi untuk analisa (trend), dan penentuan tipe  Decline Curve. Berdasarkan plot grafik qo vs t masing-masing sumur, ditentukan periode waktu produksi (trend) yang digunakan untuk analisa jenis Decline Curve (nilai b dan Di) dan memenuhi syarat untuk analisa decline. Periode waktu produksi yang dipilih untuk sumur TA-09 adalah Januari 2009 sampai bulan Juni 2009. Sedangkan untuk sumur TA-22 selang waktu produksi yang dipilih mulai bulan September 2006 sampai Oktober 2007. Sumur TA-18 tidak dapat dianalisa karena data produksi tidak memadai untuk dilakukan pemilihan trend  penurunan

81

82

 produksi. Trend   tersebut dipilih untuk menentukan nilai eksponen decline (b), harga rate of decline  (Di) dan tipe  Decline Curve dengan menggunakan Metode loss ratio dan Metode trial-error  dan x2 chi square test. Metode loss ratio  dilakukan dengan cara membagi laju produksi (qo) pada  periode tertentu dengan kehilangan produksi selama periode tersebut. Hasil ekstrapolasi data produksi menggunakan Metode loss ratio  untuk sumur TA-09 menghasilkan harga b=-6,47 dan sumur TA-22 menghasilkan harga b=2,98 Nilai  b tersebut tidak akurat karena nilai b yang diperoleh tidak memenuhi syarat yaitu 0 ≤ b ≥ 1 sehingga tidak dapat ditentukan jenis Decline Curve yang tepat. Metode ekstrapolasi selanjutnya adalah menggunakan Metode trial-error  and x2 chi-square test . Metode trial-error   dilakukan dengan menentukan harga laju produksi minyak (qo) untuk semua harga b (b=0 sampai b=1). Metode selanjutnya yang harus dilakukan untuk menentukan data laju produksi yang  paling mendekati dengan laju produksi (qo) aktual yaitu metode x2 chi-square test . Metode ini dilakukan dengan menghitung selisih kuadrat antara laju produksi aktual (qo) dengan laju produksi minyak prediksi (qo  forecast ) yang kemudian dibagi dengan qo  forecast   sehingga didapatkan harga x 2  terkecil yang menunjukkan penyimpangan terkecil dari harga qo aktual. Dari perhitungan untuk sumur TA-09 diperoleh harga x 2 terkecil = 178,11 yaitu pada harga b = 0 dan Di = 0,042/bulan, dengan tipe kurva exponential decline. Sumur TA-22 diperoleh harga x2  terkecil =18,19 yaitu pada harga b=0 dan Di=0,049/bulan, dengan tipe kurva exponential decline. Berdasarkan harga economic limit rate (qlimit ) yang dihitung mengunakan Persamaan (3-5) diperoleh hasil sebesar 34,54 BOPM. Prediksi laju produksi minyak dihitung menggunakan Persamaan (3-18) dan kumulatif produksi minyak   forecast  (Npt→limit ) dihitung menggunakan Persamaan (3-25) menunjukkan  Npt→limit   sumur TA-09 diperoleh hasil sebesar 5.122,56 STB dan sumur TA-22 sebesar 259,09 STB. Perhitungan EUR (Estimate Ultimate Recovery) dihitung dari  jumlah kumulatif produksi aktual (Np) Lapisan “D” dengan total kumulatif  produksi  forecast (Npt→limit ). Np aktual Lapisan “D” sebesar 7.375,75 STB dan

83

harga Npt→limit   total kedua sumur sebesar 5.381,65 STB maka diperoleh  EUR 12.757,40 STB. Ditinjau dari umur produksi kedua sumur pada Lapisan “D”   yang dihitung menggunakan Persamaan (3-40), sumur TA-22 memiliki umur produksi terlama, sehingga diperoleh umur produksi Lapisan “D”  yaitu 47 bulan atau 3 tahun 11  bulan dimulai dari Agustus 2009 sampai Juni 2013. Perhitungan  Recovery Factor  (RF) Lapisan “D” menggunakan Persamaan (3-52) yaitu 0,43 %, sehingga cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sebesar   5.381,65 STB. Cadangan minyak yang belum bisa diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari OOIP.

BAB VI KESIMPULAN

Berdasarkan perhitungan penentuan cadangan minyak sisa dengan analisa  Decline Curve  pada Lapisan “D” Formasi “W” Lapangan “T” dapat diambil kesimpulan sebagai berikut : 1.

Harga economic limit rate (qlimit ) Lapisan “D” yaitu sebesar 34,54 BOPM.

2.

Hasil analisa  Decline Curve  menggunakan metode Trial Error dan  X 2Chisquare Test  diperoleh harga-harga sebagai berikut: Sumur TA-09 : Tipe Decline = Exponential Decline  b

=0

Di = 0,042 / Bulan Sumur TA-22 : Tipe Decline = Exponential Decline  b

=0

Di = 0,049 / Bulan 3.

Umur Lapisan “D” untuk berproduksi sampai q limit adalah 3 tahun 11 bulan atau sampai bulan Juni 2013.

4.

Estimasi jumlah cadangan yang bisa diproduksikan (EUR) adalah 12.757,40 STB, dengan Recovery Factor  sebesar 0,43 %.

5.

Estimasi jumlah cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D”  adalah sebesar 5.381,65 STB ,  dengan waktu pengambilan sampai batas q limit   adalah bulan Juni 2013.

84

DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J.W., Daniel, M.B.JR., and Robert, L.W.: “Petroleum Reservoir  Engineering ” Chapter 7, part 517-559, McGraw-Hill Book Company, New york, Toronto, London, 1960. 2. Arps. J.J.,: “ Analysis of Decline Curve”, Trans. AIME, Volume 160, 1960 . 3. Ahmed, Tarek.: “Reservoir Engineering Handbook”, copyright by Gulf Pubshing Company, Houston, Texas, 2000. 4. Calhoun, J.G.Jr.,”Fundamental of Reservoir Engineering”, The Oil and Gas Journal Book, University of Oklohoma Press, Norman, 1960 . 5. Clark, N. J ., “Element of petroleum fluid” , Henry L. Doherty Series ., Revised Edition, Dallas, Texas., 1969. 6. Gentry, R.W., “ Decline Curve Analysis”, JPT., January 1972. 7. Smith, C.R., Tracy, G.W. and Farrar, R.L.: “ Applied Reservoir Engineering ”, Chapter 1, part 6, Oil & Gas Consultants International, Inc., Tulsa, USA, Volume 1, 1992. 8. Thompson, R.S., and Wright, J.D.: “Oil Property Evaluation”, ThompsonWright Associates, Golden, Colorado, 2nd  Edition, 1985. 9.  _________,.:”File Geologi Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP Tanjung, PT Pertamina EP, Jakarta, 2007. 10. _________,: ”  File Data Reservoir Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP Tanjung, PT Pertamina EP, Tapian Timur-Kalsel, 2008. 11. _________,: ” File Data Produksi Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP Tanjung, PT Pertamina EP, Tapian Timur-Kalsel, 2008

DAFTAR SIMBOL

a

=

Loss ratio, waktu

API

=

American Petroleum Institute

 b

=

Eksponen decline

Bbl

=

Barrel

BFPD

=

Barrel Fluid Per Day

Bob

=

Faktor volume formasi minyak di bawah tekanan gelembung, Bbl/STB

Boi

=

Faktor volume formasi minyak mula-mula, Bbl/STB

BOPD

=

Barrel Oil Per Day

BOPM

=

Barrel Oil Per Month

BWPD

=

Barrel Water Per Day

cp

=

Centipoise

Di

=

Initial nominal decline rate, 1/waktu

dq/dt

=

Perubahan laju produksi terhadap waktu, BOPD

e

=

Bilangan logaritma (2,718)

EUR

=

Estimated Ultimate Recovery, STB

ERR

=

Estimated Remaining Reserve, STB

FC

=

Kontribusi aliran, fraksi

fi

=

Data laju produksi observasi (aktual), bbl/waktu

Fi

=

Data laju produksi forecast (perkiraan), bbl/waktu

GOR

=

Gas Oil Ratio, SCF/STB

h

=

Ketebalan lapisan, feet

k

=

Permeabilitas, mD

mD

=

Milidarcy

MSCF

=

Million Standart Cubic Feet

 Npt

=

Kumulatif produksi minyak pada waktu t, STB

 Npt→limit

=

Kumulatif produksi reservoir sampai batas ekonomis, STB

 NRI

=

Net Revenue Interest, fraksi

OOIP

=

Original Oil In Place, STB

OPC

=

Operating Cost, Rp/bulan

Pa

=

Tekanan abandon, psi

Pb

=

Tekanan gelembung, psi

Pi

=

Tekanan reservoir mula-mula, psi

Pr

=

Tekanan reservoir, psi

Psi

=

Pound per Square Inch

PTR

=

Production Tax Rate, fraksi

Pwf

=

Tekanan alir dasar sumur, psi

qlimit

=

Economic limit rate, Bbl/bulan

qo

=

Laju alir minyak, BOPD

r e

=

Jari-jari pengurasan sumur, feet

RF

=

Recovery Factor, fraksi

r w

=

Jari-jari lubang sumur, feet

S

=

Skin, fraksi

SCF

=

Standart Cubic Feet

SP

=

Sales price, RP/bbl

STB

=

Stock Tank Barrel

Sw

=

Saturasi air, fraksi

Swiavg

=

Saturasi air mula-mula rata-rata, fraksi

t

=

Waktu, hari.

tlimit

=

Umur produksi reservoir sampai batas economic limit, bulan

Vb

=

Volume bulk batuan, acre-feet

WI

=

Working interest, fraksi

WOR

=

Water oil ratio, BWPD/STB

µob

=

Viskositas minyak di bawah tekanan gelembung, cp

µoi

=

Viskositas minyak mula-mula, cp

µwi

=

Viskositas air formasi mula-mula, cp

Φ

=

Porositas, fraksi

Φavg

=

Porositas rata-rata, fraksi

LAMPIRAN A RIWAYAT SUMUR TA -09

Tanggal

Lapisan dan kedalaman

Mar-81

Keterangan

Hasil

Mulai dilakukan pemboran Lubang sumur 17½" dibor sedalam 148 m dan dipasang casing 13⅜" pada kedalaman 143,5 m Dilanjutkan dengan pengeboran lubang sumur 12¼" pada kedalaman 143,5-711 m dan dipasang casing 9⅝" pada kedalaman 707,6 m serta dilakukan penyemenan Dilanjutkan kembali pengeboran lubang sumur 8⅝" pada kedalaman 707,6-1450 m

Kedalaman total sumur 1450 m

Dilakukan logging pada kedalaman 1450-708 m menggunakan IESGR, FDC-CNL-GR, dan PML & HDT Casing 7" dipasang pada kedalaman 1447,1 m dan dilakukan  penyemenan Mei-81

250 - 1434,5 m

D ( 1425,5 - 1427,5) m 1420 m

Dilakukan logging pada kedalaman 250 - 1434,5 m menggunakan CBL-VDL-GR  Tes tekanan casing 7"

105 ksc

Perforasi lapisan D

MFE : tidak memuaskan (gas bertekanan rendah)

Dipasang 7" Backer Packer pada kedalaman 1420 m untuk mengisolasi lapisan D

Lapisan D terisolasi

Perforasi lapisan C2 C2 (1400 - 1402) m

Sumur diselesaikan dengan perforated casing completion pada formasi

Swabbed test Dipasang 7" CR pada kedalaman 1395 m untuk mengisolasi lapisan C2

MFE : tidak memuaskan (chamber 1500 cc fluid; minyak 32%; gas 0,33 cuft/140 psi) Kering Lapisan C2 terisolasi

Mei-81

C1 (1368 - 1370) m

C1 (1368 - 1370) m 1365 m Cb (1357 - 1360) m

Jul-81

Okt-84

 Nop-84

Jan-86

Perforasi lapisan C1

MFE : tidak memuaskan (chamber 1800 cc fluid; gas 0,2 cuft/140 psi)

Swabbed test lapisan C1 Perforasi ulang lapisan C1

Hasil swabbed test = kering MFE : tidak memuaskan ( chamber 1850 cc fluid; gas 0,1 cuft/118 psi) Lapisan C1 terisolasi

Dipasang 7" CR pada kedalaman 1365 m untuk mengisolasi lapisan C1 Perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Cb (1350 - 1353) m

Penambahan perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Ca (1324 - 1327) m 1341 m Ca (1324 - 1327) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m

Perforasi lapisan Ca Dipasang 7" Baker Packer pada kedalaman 1341 m

Ca (1324 - 1327) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m Ca (1324 - 1327) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m Ca (1324 - 1327) m

Tanggal

Lapisan dan kedalaman

Sep-87

Ca (1324 - 1327) m

Cb ⅜ bean : gross 33 m³/d; gas 8,3 Mm³/d; tekanan tubing 10,5 ksc Cb (⅜ bean) : gross 30,5 m³/d

Lapisan Ca dan Cb diproduksi menggunakan dual string dan dilakukan tes produksi

Ca : gross 58 m³/d; oil cut 10 % Cb : gross 36m³/d; oil cut 86 %

Tes produksi

Ca : gross 58 m³/d; oil cut 10 % Cb : gross 6m³/d; oil cut 86 % Hasil produksi lapisan Cb menurun Sumur ditutup sementara

Dilakukan tes PBU (25 Oktober 1984) Sumur kembali aktif berproduksi pada tanggal 13 November 1984  pukul 13.00 Lapisan Cb diisolasi menggunakan Baker Packer "D" di kedalaman 1341 m Tes produksi lapisan Ca

Keterangan

Perubahan metode produksi menjadi gas lift Tes produksi lapisan Ca

Lapisan Cb (1350 - 1353 dan 1357 - 1360) m terisolasi Ca : 20 m³/d; oil cut 99,6 %

Hasil

Sumur berproduksi menggunakan gas lift Ca : gross 9 m³/d Ca : 97,9 %

Okt-87

Ca (1324 - 1327) m

Perubahan metode produksi menjadi pompa (2" x 13' TLE, PSN 1116 m)

Mei-92 Apr-94 Jan-95 Agust-95 Mar-96

Ca (1324 - 1327) m 1338,6 m 1337,5 m 1340 m

Tes produksi lapisan Ca Tagged filling sand di kedalaman 1338,6 m Tagged filling sand di kedalaman 1337,5 m Tagged filling sand di kedalaman 1340 m

Ca (1324 - 1327) m

Tes produksi lapisan Ca

Feb-99

1365 m

Squeeze cementing lapisan Ca dan Dilakukan pengeboran sampai kedalaman 1365 m

Cb (1348 - 1350) m

Perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Mar-99

Cb (1350 - 1353) m

Menambah perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Jul-01

1365 m 1395 m 1420 m 1436 m D (1425 - 1430) m C2 (1375 - 1405) m

Jul-01

Sep-01

Cb (1348 - 1350) m Cb (1350 - 1353) m Cb ( 1357 - 1360) m C1 (1368 - 1370) m C2 (1375 - 1405) m D (1425 - 1430) m Cb (1348 - 1350) m Cb (1350 - 1353) m Cb ( 1357 - 1360) m C1 (1368 - 1370) m C2 (1375 - 1405) m D (1425 - 1430) m

Mengeluarkan CR pada kedalaman 1365 m dan 1395 m Mengebor Baker Packer pada kedalaman 1420 m dan mendorongnya ke kedalaman 1436 m Menambah perforasi lapisan D Menambah perforasi lapisan C2

Sumur berproduksi menggunakan artificial lift pompa Ca : gross 9 m³/d Ca : gross 26 m³/d; oil cut 66 %

Ca : gross 14 m³/d; oil cut 0 % Sumur ditutup sementara Lapisan Ca (1324 - 1327) m terisolasi Tidak ada produksi Sumur ditutup sementara Tidak ada produksi Sumur ditutup sementara Lapisan C1 dan C2 tidak terisolasi Lapisan D tidak terisolasi

Tes produksi lapisan Cb, C1, C2, dan D

G/N : 61 / 2 m³/d

Sumur berproduksi dengan sistem commingle

Sumur berproduksi dengan sistem commingle pada lapisan Cb, C1, C2, dan D

Sumur menghasilkan minyak 1,6 bopd, air 145,9 bwpd, water cut 98%

Sumur ditutup sementara

Jan-09

Cb (1348 - 1350) m Cb (1350 - 1353) m Cb ( 1357 - 1360) m C1 (1368 - 1370) m C2 (1375 - 1405) m D (1425 - 1430) m

Sumur kembali berproduksi

LAMPIRAN A RIWAYAT SUMUR TA -18 Bulan

Lapisan dan kedalaman

Jul-84

1200 m 1193 m 575 m

Dilakukan pengeboran stage tool pada kedalaman 575 m dan intermediate casing shoe

2350 m 2102 m 2020 m

Dilanjutkan pengeboran lubang sumur 8 ½" sampai kedalaman 2350 m dengan maksimal pembelokan 5° pada kedalaman 2300 m, dipasang cement plug pada kedalaman 2102 m dan dipasang casing 7" pada kedalaman 2020 m menggunakan stage tool di kedalaman 1382 m. Kemudian dilakukan penyemenan penyemenan di stage  pertama dan kedua (TOC 700 m)

J1 (1982 - 1985) m

 Nop-87

Lubang sumur 17 ½" dibor sedalam 255 m dan dipasangi casing 13 ⅜" pada kedalaman 255 m kemudian disemen sampai ke  permukaan Dilanjutkan pengeboran lubang sumur 12 ¼" sampai kedalaman 1200 m dan dipasangi casing 9⅝" pada kedalaman 1193 m menggunakan menggunakan stage tool di kedalaman 575 m. Kemudian dilakukan  penyemenan di stage stage pertama dan kedua.

575 m

750-1997 m

Okt-84

Hasil

Mulai dilakukan pemboran pertama kali 255 m

Agust-84

Aktifitas

1958 m J1 (1982 - 1985) m J1 (1982 - 1985) m 1980 m J1 (1976 - 1979) m C1 (1295,5 - 1298,5) m

Dilakukan logging CBL-VDL-GR CBL-VDL-GR pada kedalaman 750 - 1997 m, stage pertama TOC 1685 m dan stage kedua TOC 740 m Perforasi lapisan J1 Packer dimasukkan melalui tubing 2 ⅞" dan dipasang pada kedalaman 1958 m Swabbed lapisan J1 Water cut lapisan J1 tinggi sehingga lapisan J1 diisolasi dengan CR pada kedalaman 1980 m Menambah perforasi lapisan J1 Perforasi lapisan C1

J1 (½" choke) : minyak 55 m³/d; gas 50000 m³/d Lapisan J1 (1982 - 1985) m terisolasi J1 : weak gas to surface, sumur ditutup C1 : salt water, sumur ditutup

Mei-91

C1 (1 (1 29 29 5, 5, 5 - 12 12 98 98 ,5 ,5 ) m C1 (1312 - 1312,4) m 1312 - 1312,4 m

Jun-91

Jul-91

Sep-91

Mei-96 Jul-96 Agust-96

Mei-97

C2 (1351 - 1355,5) m C2 (1360 - 1366) m C2 (1370 - 1377) m C2 (1351 - 1355,5) m C2 (1360 - 1366) m C2 (1370 - 1377) m C2 (1351 - 1355,5) m C2 (1360 - 1366) m C2 (1370 - 1377) m C1 (1301 - 1307) m C1 (1315 - 1318) m C1 (1324 - 1335,5) m C1 (1301 - 1307) m C1 (1315 - 1318) m C1 (1324 - 1335,5) m F (1720 - 1730) m C1 (1301 - 1307) m C1 (1315 - 1318) m C1 (1324 - 1335,5) m F (1720 - 1730) m F (1720 - 1730) m

Agust-97 1695 m

L ap ap is is an an C1 C1 di di tu tut up up de de ng ng an an s qu que ez ez ed ed ce ce me men ti ti ng ng

La pi pi sa sa n C1 (1 (1 29 29 5, 5, 5 - 12 12 98 98 ,5 ,5 ) m te ri ri so so la la si si

Menambah perforasi lapisan C1,dipasang CR pada kedalaman 1384 m kemudian dilakukan tes produksi Lapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing pada kedalaman 1312 - 1312,4 m Perforasi lapisan C2 dan dilakukan tes produksi

Tidak ada produksi Lapisan C1 (1312 - 1312,4) m terisolasi Tidak ada produksi

Stimulasi la lapisan C2 C2 me menggunakan Pa Paratrol-L

C2 : minyak 1, 1, 2 bbl/d; ai air 13 13 bb bbl/d; da dan wa water cu cut 91,3 %

Lapisan C2 diisolasi menggunakan Baker Packer pada kedalaman 1340 m

Lapisan C2 (1351-1355,5; 1360-1366; 1370-1377) m terisolasi

Perforasi lapisan C1 dan dilakukan tes produksi

C1 gross : 4 m³/d

Tidak ada produksi

kumulatif produksi Juli '91 - Sept '91 : minyak 12 m³; air 58 m³; gas 3,7 Mm³ Sumur ditutup sementara Sumur ditutup sementara

Perbaikan tubing 2⅞" Perforasi lapisan F Swabbed lapisan F Sumur kembali berproduksi

Swabbed lapisan F selama 7 hari R un un in in ho ho le le 1 ,7 ,7 5" 5" pl pl un unge r o n r od od s ( PS PS N 1 71 712 m) m) Dilakukan rigged up dan mengeluarkan plunger dan rod yang tersangkut Guib packer dipasang pada kedalaman 1695 m Swabbed sumur menggunakan menggunakan 92 bbl air

Lapisan F memproduksi air dan gas Minyak 6,1 bbl/d; air 150,4 bbl/d; water cut 96,1 % dan gas 540,8 Mscf/d

Air 1490 bbl; minyak 10 bbl s tr tr ok ok e t es est ed ed , p lu lu ng nge r da n r od od s t er er sa sa ng ngk ut ut , su mu mu r ditutup sementara Rigged up berhasil

Sumur mengalirkan gas 8,6 Mscfd

 Nop-97

Dilakukan penggantian penggantian pompa, top filled pada kedalaman kedalaman 1765 mKB dilakukan penggantian pompa, namun plunger tersangkut

Mei-06 Jun-06

D (1423 - 1425) m C1 (1301 - 1307) m C1 (1315 - 1318) m C1 (1324 - 1335,5) m D (1423 - 1425) m F (1720 - 1730) m

Agust-06 Des-08

Dilakukan penggantian pompa, plunger tersangkut C1 (1301 - 1307) m C1 (1315 - 1318) m C1 (1324 - 1335,5) m C2 (1351 - 1355,5) m C2 (1360 - 1366) m C2 (1370 - 1377) m E (1546 - 1547,5) m

Jan-09

Feb-09

Perforasi lapisan D  built up pressure 350psi / 2 strokes, flow line pressure 20 psi

E (1546 - 1547,5) m

 produksi menggunakan menggunakan pompa 2'x13" TLEM Pump, Pump, PSN pada kedalaman 1722,17 mKB Plunger tidak berhasil dikeluarkan, sumur ditutup sementara D : 7,61 bbl, air 35,57 bbl, Sumur kembali kembali beroperasi

Swab lapisan C1

Pump plunger yang tersangkut tidak berhasil dikeluarkan, sumur ditutup sementara minyak 1,5 bbl, 105,3 bbl air formasi,

Swab lapisan C2

minyak 2 bbl, air formasi 125,40 bbl

Perforasi lapisan E 1546 - 1547,5 m dan dipasang 7-2⅞" eu tubing Sumur ditutup sementara open end (kill string) Mengeluarkan kill string dari dalam sumur dan dilakukan swabbed E : minyak 1,79 bbl; air formasi 16,07 bbl test selama 12 jam Dipasang 7-2⅞" eu tubing open end (kill string) Sumur ditutup sementara Mengeluarkan kill string dari dalam sumur   Started pump jack @6 jam, stroke test test pump to 450 psi psi / 2 strokes flow line pressure pressure 10 psi, sumur diaktifkan diaktifkan kembali kembali

Mar-09

Penggantian pompa Started pump jack @3 jam, stroke test test pump to 500 psi psi / 2 strokes Flow line pressure pressure 28 psi, sumur sumur diaktifkan kembali kembali

Apr-09

Dipasang meshrite screen pada pompa Started pump jack @11.35 jam, pressure 12 psi, built up pressure to 300 psi / 3 strokes

Mesin pump jack mengalami mengalami gangguan @12.10 j am

Start ulang pump jack @13.35 jam,

Mei-09

Pump jack dihentikan, sitp 5 psi; sicp 10 psi tubing string diisi 5 bbl air formasi

Mesin pump jack mengalami gangguan, gas  bertekanan rendah disalurkan ke mesin gas waukesha tekanan = 0, mengindikasikan adanya kebocoran di tubing

Dilakukan pengecekan pump plunger, standart valve, tubing, pump Pump plunger dalam kondisi bagus assy, meshrite Tubing, pump assy, dan meshrite dalam keadaan Tubing 5-2⅞" dipasang ke dalam sumur sebagai kill string

Sumur ditutup sementara

LAMPIRAN A RIWAYAT SUMUR TA -22 Bulan

Mar-75

Lapisan dan kedalaman

J (1805 - 1810) m

Sep-85 J (1805 - 1810) m Sep-87 Apr-88

Jun-88 Mar-89

Aktifitas

Hasil

Sumur diselesaikan dengan perforasi pada Lapisan J Tes produksi lapisan J

J : gross 13,6 m³/h

Penggantian tubing produksi

J : gross 12 m³/d

Tes produksi lapisan J

Sumur beroperasi dengan metode pengangkatan  buatan berupa sucker rod pump pada lapisan J J : gross 19 m³/h; water cut 3,6 %; GLR 384 v/v

Terjadi problem kepasiran

Sumur ditutup sementara

Perubahan metode dari natural flow menjadi artificial lift

Mengatasi problem kepasiran dengan squeezed cementing J (1805 - 1810) m

Perforasi ulang di lapisan J dengan kedalaman 1805 - 1810 m

J (1789 -1802) m J (1789 -1802) m J (1805 - 1810) m J (1789 -1802) m J (1805 - 1810) m 1735 m

Menambah perforasi di lapisan J pada kedalaman 1789 - 1802 m Lapisan J (1789-1802 m, 1805-1810 m) dilakukan tes produksi

J : gross 10 m³/d; water cut 24,8 %

Sumur menghasilkan air 1 bbl/d dan harga water cut 100%

Sumur ditutup sementara

Lapisan J ditutup menggunakan BP pada kedalaman 1735 m

Lapisan J (1789 -1802, 1805-1810) m terisolasi

Perforasi lapisan F pada kedalaman 1671 - 1674,5 m

Agust-89

F (1671 - 1674,5) m

Tes produksi lapisan F

F : gross 75 m³/d; water cut 0,4 %; gas 16,4 Mm³

F (1670 - 1674,5) m F (1638 - 1642) m F (1670 - 1674,5) m F (1638 - 1642) m

Menambah perforasi lapisan F pada dua interval kedalaman yaitu 1670 - 1674,5 m dan 1638 - 1642 m Dilakukan tes produksi

F : 5 m³/d; water cut 1 %

Perforasi lapisan C2 pada dua interval kedalaman yaitu 1381 1383 m dan 1388 - 1391 m T es produksi lapisan C2 menggunakan pompa

tes produksi menggunakan pompa tidak berhasil

Jan-90 C2 (1381 - 1383) m C2 (1388 - 1391) m

Jan-90

D (1433,5 - 1436,5) m

Perforasi lapisan D Menambah perforasi di lapisan F

Mar-97

F (1643 - 1646) m C2 (1381 - 1383)m C2 (1388 - 1391) m D ( 1433,5 - 1436,5) m F (1643 - 1646) m F (1643 - 1646) m

Swabbed lapisan F

F : 10 bbl

F (1643 - 1646) m C2 (1381 - 1383)m C2 (1388 - 1391) m D ( 1433,5 - 1436,5) m F (1643 - 1646) m C2 (1365 - 1375) m

Swabbed lapisan F untuk evaluasi

F : 20,9 bbl

S umur me ng ha si lka n p ro duks i ga s d eng an jumla h ke ci l

G as : 1 M sc f/ d

C1 (1348 - 1352,5) m C1 (1348 - 1352,5) m C2 (1365 - 1375) m C2 (1381 - 1391)m C2 (1388 - 1391) m D (1433,5 - 1436,5) m F (1643 - 1646) m

Perforasi lapisan C1

Jun-97 Des-97

Sep-99

Okt-99 C1 (1348 - 1352,5) m

Mar-00 Mei-05

Tes produksi

Menghasilkan gas secara sembur alam : gross 3,6 Mm³/d; tekanan 2,5 Ksc

Menambah perforasi di lapisan C2 Swabbed test untuk evaluasi lapisan C1, C2, D, dan F. Swabbed kedalaman 1270 m sebanyak 12x dalam waktu 4,5 jam

minyak 6 bbl dan air 3,2 bbl

Dipasang pompa dan started pump jack @ 12.55 jam, stroke test 300 psi / 3 strokes Penggantian pompa

Flow line pressure 40 psi, sumur berproduksi kemballi

Swabbed lapisan C1 untuk evaluasi sebanyak 11x dalam waktu 2,5 minyak 50,4 bbl; air 35,82 bbl; dan minyak diesel  jam dengan kedalaman swab 1280 m 39,96 bbl Started jack pump @ 12.00 jam, stroke test 200 psi / 8 strokes Flow line pressure 20 psi, sumur berproduksi kembali Sumur menghasilkan water cut 66,7 % tanpa ada produksi minyak Sumur ditutup sementara dan gas Penggantian pompa Started jack pump @ 18.28 jam, 1200 cbi, 8 spm, 74 sl, stroke test Flow line pressure 40 psi, sumur kembali  pump 350 psi / 3 strokes  berproduksi

Mei-06

Pengantian pompa Ada indikasi pump plunger tersangkut

Jun-06

2 ¼" them pump plunger dimasukkan ke dalam lubang sumur, tubing string diturunkan sampai kedalaman 1643,94 m, 2½"x18' them pump dimasukkan (terisi 2 liter pasir formasi), 4½" turbo  bailer dijalankan sampai kedalaman 1642,02 m, bailled sand formation di kedalaman 1642,02 - 1645,02 m sebanyak 280x Penggantian pompa

Menghasilkan 15 liter pasir formasi dan air 

Swabbed sumur sebanyak 2x dengan kedalaman swab 1200 mwlm Menghasilkan 2,6 bbl crude oil (100% crude oil)

Jul-06

Started pump jack @01.15 jam, sumur berproduksi, built up  pressure 400 psi / 2 strokes Penggantian pompa

Flow line pressure 50 psi

Swabbed sumur dalam 10.00 jam sebanyak 35x dengan kedalaman Menghasilkan 47,52 bbl fluida ( 31 bbl crude oil dan swab 1275 mwlm 16,25 bbl air) Started pump jack @00.35 jam,built up pressure 400 psi / 3 strokes Flow line pressure 65 psi  Nop-07

Des-07

Penggantian pompa Started pump jack @11.00 jam,built up pressure 350 psi / 2 strokes Flow line pressure 25 psi, sumur kembali  berproduksi Pompa tersangkut Dilakukan usaha untuk melepaskan pompa yang tersangkut

Des-07

Started pump jack @00.45 jam,built up pressure 350 psi / strokes

Jan-08

Pompa tersangkut

Flow line pressure 30 psi, sumur kembali  berproduksi

Dilakukan usaha untuk melepaskan pompa yang tersangkut Swabbed sumur dengan kedalaman 1250 mwlm (IFL 1107 m , FFL Menghasilkan 35,64 bbl ( minyak 28,5 bbl dan air 1226 m) 7,14 bbl) Flush bagian dalam tubing, pump barrel & PSN dengan air 8 bbl 2% KCL dan dijalankan 2¼" them pump plunger tandem dengan standart valve

Started pump jack @01.10 jam,built up pressure 350 psi / 2 strokes Flow line pressure 55 psi, sumur kembali  berproduksi

Lampiran B Alokasi Data Produksi Sumur TA-09 Lapangan "T" qo

qo

qo

qo

qo

lapisan Ca

lapisan Cb

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Agust-83

12384,36

10699,63

1684,73

Okt-83

13441,49

11612,95

1828,54

Nop-83

16891,13

14593,32

2297,81

Des-83

14464,24

12496,57

1967,67

Jan-84

14561,43

12580,54

1980,89

Feb-84

12898,07

11143,46

1754,61

Mar-84

14815,76

12800,27

2015,49

Apr-84

10449,90

9028,33

1421,57

Mei-84

11003,87

9506,94

1496,93

Jun-84

11327,91

9786,90

1541,01

Jul-84

11159,21

9641,15

1518,06

Agust-84

10853,00

9376,59

1476,41

Sep-84

10854,95

9378,28

1476,67

Okt-84

11561,52

9988,73

1572,79

Des-84

7887,06

6814,13

1072,93

Jan-85

13726,80

11859,45

1867,35

Feb-85

6248,76

5398,70

850,06

Mar-85

7071,41

6109,44

961,97

Apr-85

7271,10

6281,96

989,14

Mei-85

7071,41

6109,44

961,97

Jun-85

7072,20

6110,12

962,08

Jul-85

7051,88

6092,57

959,31

Agust-85

7565,24

6536,09

1029,15

Sep-85

7233,30

6249,31

983,99

Okt-85

7101,17

6135,15

966,02

Nop-85

6307,80

5449,71

858,09

Des-85

6545,96

5655,47

890,49

Jan-86

6524,88

6524,88

Feb-86

5237,68

5237,68

Mar-86

5648,20

5648,20

Apr-86

4641,90

4641,90

Mei-86

4824,22

4824,22

Jun-86

3918,60

3918,60

Jul-86

4792,91

4792,91

Agust-86

4478,26

4478,26

Okt-86

4459,35

4459,35

Nop-86

3766,20

3766,20

Jan-87

3015,68

3015,68

Feb-87

2870,00

2870,00

Mar-87

3245,39

3245,39

Date

qo total

Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T" qo

qo

qo

qo

qo

lapisan Ca

lapisan Cb

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Apr-87

2 81 1 , 60

2811,60

Mei-87

3314,83

3314,83

Jun-87

3346,20

3346,20

Jul-87

2937,25

2937,25

Agust-87

2 32 0 , 35

2320,35

Sep-87

1 10 4 , 00

1104,00

Okt-87

1 05 2 , 76

1052,76

Nop-87

1985,10

1985,10

Des-87

1527,37

1527,37

Jan-88

2116,99

2116,99

Feb-88

4 84 , 30

484,30

Mar-88

767,25

767,25

Apr-88

1 04 4 , 00

1044,00

Mei-88

2113,27

2113,27

Jun-88

1270,50

1270,50

Jul-88

1246,51

1246,51

Agust-88

1 67 1 , 21

1671,21

Sep-88

7 42 , 20

742,20

Okt-88

1 36 4 , 93

1364,93

Nop-88

1314,00

1314,00

Des-88

1280,30

1280,30

Jan-89

1348,50

1348,50

Feb-89

2 38 7 , 28

2387,28

Mar-89

1 55 3 ,41

1553,41

Apr-89

1 47 8 , 10

1478,10

Mei-89

1673,07

1673,07

Jun-89

1698,30

1698,30

Jul-89

1437,16

1437,16

Agust-89

2 88 5 , 79

2885,79

Sep-89

2 37 1 , 20

2371,20

Okt-89

1 17 6 , 14

1176,14

Nop-89

1195,20

1195,20

Des-89

2456,75

2456,75

Jan-90

2066,77

2066,77

Feb-90

1 59 7 , 68

1597,68

Mar-90

1 02 8 ,58

1028,58

Apr-90

1 08 1 , 80

1081,80

Mei-90

1107,01

1107,01

Jun-90

2017,20

2017,20

Jul-90

2019,03

2019,03

Agust-90

2 20 3 , 17

2203,17

Date

qo total

Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T" qo

qo

qo

qo

qo

lapisan Ca

lapisan Cb

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Sep-90

3 24 6 , 90

3246,90

Okt-90

2 84 0 , 22

2840,22

Nop-90

2586,90

2586,90

Des-90

2976,62

2976,62

Jan-91

3119,84

3119,84

Feb-91

2 71 0 , 96

2710,96

Mar-91

3 00 6 ,38

3006,38

Apr-91

2 58 9 , 60

2589,60

Mei-91

2794,65

2794,65

Jun-91

2792,70

2792,70

Jul-91

1474,98

1474,98

Agust-91

6 95 , 02

695,02

Sep-91

1 77 9 , 90

1779,90

Okt-91

1 36 4 , 93

1364,93

Nop-91

2418,00

2418,00

Des-91

2084,44

2084,44

Jan-92

2484,34

2484,34

Feb-92

2 62 9 , 14

2629,14

Mar-92

3 46 5 ,80

3465,80

Apr-92

3 02 5 , 50

3025,50

Mei-92

3327,23

3327,23

Jun-92

2622,90

2622,90

Jul-92

2494,57

2494,57

Agust-92

2 06 3 , 05

2063,05

Sep-92

1 68 5 , 10

1685,10

Okt-92

1 34 5 , 40

1345,40

Nop-92

1008,60

1008,60

Des-92

909,85

909,85

Jan-93

1377,33

1377,33

Feb-93

1 37 0 , 60

1370,60

Mar-93

1 34 6 ,02

1346,02

Apr-93

1 57 2 , 60

1572,60

Mei-93

1195,98

1195,98

Jun-93

1132,20

1132,20

Jul-93

1006,26

1006,26

Agust-93

6 79 , 21

679,21

Sep-93

1 31 3 , 70

1313,70

Nop-93

9 81 ,30

981,30

Feb-94

88 , 6 5

88,65

Mar-94

150,33

150,33

Apr-94

2 34 , 62

234,62

Date

qo total

Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T" qo

qo

qo

qo

qo

lapisan Ca

lapisan Cb

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

BOPM

BOPM

BOPM

BOPM

BOPM

BOPM

Mei-94

7 00 , 00

700,00

Jun-94

5 46 ,29

546,29

Jul-94

8 16 , 60

816,60

Agust-94

5 84 , 44

584,44

Sep-94

8 98 , 85

898,85

Okt-94

1 01 9 , 67

1019,67

Nop-94

5 41 ,82

541,82

Jan-95

145,93

145,93

Agust-95

17 ,8 9

1 7 , 89

Sep-95

1 25 , 58

125,58

Okt-95

26,83

2 6 , 83

Nop-95

6,00

6 , 00

Des-95

5,87

5,87

Jan-96

32 , 6 3

3 2 , 63

Jul-01

47,41

6,82

2,38

15,16

23,05

Agust-01

1 19 , 17

17,14

5,99

38,11

57,93

Sep-01

48 , 0 4

6 , 91

2,41

15,36

23,35

Jan-09

387,75

55,78

19 ,4 8

124,00

188,49

Feb-09

4 06 , 96

58,55

20 , 4 4

130,14

197,83

Mar-09

106,15

15,27

5,33

33,95

51,60

Apr-09

5 94 , 80

85,57

29 , 8 7

190,21

289,15

Mei-09

3 32 , 11

47,78

16 , 6 8

106,21

161,45

Jun-09

3 14 ,30

45,22

15,79

100,51

152,79

Jul-09

5 13 , 62

73,89

25 , 8 0

164,25

249,68

Date

qo total

Lampiran B Alokasi Data Produksi Sumur TA-18 Lapangan "T"

Bulan

qo total (BOPM)

qo

qo

qo lapisan qo lapisan qo lapisan qo lapisan

lapisan C1

lapisan C2

D

E

F

J

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Jan-85

5388,86

5388,86

Jun-91

37,16

Agust-91

108,12

108,12

Mar-92

84,16

84,16

Agust-96

188,79

188,79

Sep-96

239,13

239,13

Okt-96

201,38

201,38

Nop-96

289,48

289,48

Des-96

119,57

119,57

Jan-97

88,10

88,10

Feb-97

125,86

125,86

Mar-97

18,88

18,88

Apr-97

30,00

30,00

Mei-97

31,00

31,00

Jun-97

30,00

30,00

Jun-06

251,72

23,47

228,25

Jul-06

862,14

80,37

781,77

Agust-06

6,29

0,59

5,71

Mar-09

205,08

19,12

185,96

Apr-09

43,67

4,07

39,60

37,16

Lampiran B Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"

Bulan

qo total (BOPM)

qo

qo

qo

qo

qo

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

lapisan F

lapisan J

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Jun-85

12420

12420

Jul-85

10416

10416

Agust-85

13392

13392

Sep-85

10380

10380

Okt-85

16430

16430

Nop-85

15420

15420

Des-85

16957

16957

Jan-86

16492

16492

Feb-86

13048

13048

Mar-86

15438

15438

Apr-86

15240

15240

Mei-86

15934

15934

Jun-86

11040

11040

Jul-86

15283

15283

Agust-86

15469

15469

Sep-86

15180

15180

Okt-86

15624

15624

Nop-86

14430

14430

Des-86

15996

15996

Jan-87

16275

16275

Feb-87

12628

12628

Mar-87

14601

14601

Apr-87

13680

13680

Mei-87

14663

14663

Jun-87

14190

14190

Jul-87

9362

9362

Agust-87

1581

1581

Sep-87

210

210

Okt-87

155

155

Apr-88

630

630

Mei-88

620

620

Apr-89

18960

18960

Mei-89

9083

9083

Jun-89

5310

5310

Jul-89

3813

3813

Agust-89

5177

5177

Sep-89

3750

3750

Okt-89

1240

1240

Mar-95

2387

2085,31

301,69

Apr-95

2310

2018,04

291,96

Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"

Bulan

qo total (BOPM)

qo

qo

qo

qo

qo

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

lapisan F

lapisan J

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Mei-96

1829

1597,83

231,17

Jun-96

2370

2070,45

299,55

Jul-96

2666

2329,04

336,96

Agust-96

2449

2139,47

309,53

Sep-96

660

576,58

83,42

Okt-96

1488

1299,93

188,07

Nop-96

1290

1126,96

163,04

Des-96

961

839,54

121,46

Jan-97

124

108,33

15,67

Feb-97

112

97,84

14,16

Sep-99

180

2,01

155,49

22,50

Okt-99

217

2,43

187,45

27,12

Nop-99

1020

11,41

881,11

127,48

Des-99

682

7,63

589,14

85,23

Jan-00

620

6,94

535,58

77,49

Mar-00

0,75

0,01

0,65

0,09

Mei-05

843,26

9,43

728,44

105,39

Jun-05

836,97

9,36

723,01

104,60

Jul-05

780,33

8,73

674,08

97,52

Agust-05

471,98

5,28

407,71

58,99

Sep-05

484,56

5,42

418,58

60,56

Okt-05

490,85

5,49

424,02

61,35

Nop-05

509,73

5,70

440,33

63,70

Des-05

497,15

5,56

429,45

62,13

Jan-06

534,91

5,98

462,07

66,85

Feb-06

465,68

5,21

402,27

58,20

Mar-06

471,98

5,28

407,71

58,99

Apr-06

528,61

5,91

456,63

66,06

Mei-06

446,80

5,00

385,97

55,84

Jun-06

471,98

5,28

407,71

58,99

Jul-06

572,66

6,41

494,69

71,57

Agust-06

471,98

5,28

407,71

58,99

Sep-06

629,30

7,04

543,61

78,65

Okt-06

604,13

6,76

521,87

75,50

Nop-06

572,66

6,41

494,69

71,57

Des-06

402,75

4,51

347,91

50,33

Jan-07

610,42

6,83

527,30

76,29

Feb-07

641,89

7,18

554,49

80,22

Mar-07

377,58

4,22

326,17

47,19

Apr-07

396,46

4,43

342,48

49,55

Mei-07

453,10

5,07

391,40

56,63

Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T" qo

qo

qo

qo

qo

lapisan C1

lapisan C2

lapisan D

lapisan F

lapisan J

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

(BOPM)

Jun-07

358,70

4,01

309,86

44,83

Jul-07

453,10

5,07

391,40

56,63

Agust-07

390,17

4,36

337,04

48,76

Sep-07

314,65

3,52

271,81

39,32

Okt-07

333,53

3,73

288,11

41,68

Nop-07

195,08

2,18

168,52

24,38

Des-07

6,29

0,07

5,44

0,79

Jan-08

132,15

1,48

114,16

16,52

Feb-08

213,96

2,39

184,83

26,74

Mar-08

377,58

4,22

326,17

47,19

Bulan

qo total

Lampiran D Data Water Oil Ratio dan Gas Oil Ratio Lapisan D

Bulan

qo Lapisan D (BOPD)

GOR Lapisan D (SCF/STB)

Water Cut Lapisan D %

Mar-95 Apr-95 Mei-96 Jun-96 Jul-96 Agust-96

9,73 9,42 7,71 9,66 11,23 9,98

2531,17 2888,31 3169,49 2025,32 895,35 924,05

4,85 4,85 5,18 2,24 0,82 0,46

Sep-96

2,69

4250,00

3,95

Okt-96 Nop-96 Des-96 Jan-97 Feb-97 Sep-99 Okt-99 Nop-99 Des-99 Jan-00 Jul-01 Agust-01 Sep-01 Mei-05 Jun-05 Jul-05 Agust-05 Sep-05 Okt-05 Nop-05 Des-05 Jan-06 Feb-06 Mar-06 Apr-06 Mei-06 Jun-06 Jul-06 Agust-06 Sep-06 Okt-06 Nop-06

6,72 5,26 4,05 0,51 0,47 0,73 0,94 4,11 2,84 2,50 0,77 1,87 0,75 3,51 3,37 3,25 1,90 1,95 2,19 2,05 2,07 2,16 1,94 1,90 2,13 1,86 9,27 28,44 2,09 2,54 2,70 2,31

2250,00 1476,74 2183,87 7000,00 15200,00 5166,67 7085,71 2050,00 2786,36 1210,00 0,00 0,00 0,00 2485,11 5351,45 7059,43 13970,44 13738,21 14323,61 12388,84 11959,84 11359,03 9313,65 9996,72 8132,62 2303,48 2604,56 2490,12 4085,39 3303,67 3612,48 3389,43

3,01 3,73 4,64 4,21 4,21 10,97 11,04 5,53 4,17 2,88 48,24 47,75 48,08 7,70 7,83 8,39 8,16 9,13 8,83 8,75 8,79 8,83 8,55 8,35 9,04 9,05 83,49 62,42 98,29 9,24 9,42 9,76