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 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 Alamat Email :
[email protected] Nama dan Alamat Orang Tua : Idayat Suprasmanto, Dukuh Ngestiharjo RT 021 RW 009 Wates, Kulonprogo
ii
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala rahmat dan karuniaNya, 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 ini 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 qoforecast, Npforecast, 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
HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
ii
................
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 Limit Rate (qlimit) .................................................. 28 3.3. Produksi Kumulatif aktual (Np) ............................................................. 30
viii
3.4. Alokasi Produksi dari Commingle Completion dengan Metode Kapasitas Aliran ………………………………………………………... 30 3.5. Metode Decline 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-X2 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 (Npt→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 Limit 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 Decline 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 X2 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” .............................................. 4.4.6. Perhitungan Recovery Factor (RF) Lapisan “D” ............................. 4.4.7. Prediksi Cadangan Minyak Sisa (ERR) Lapisan “D” ...................... 4.4.8. Prediksi Cadangan Minyak Lapisan “D” yang Belum Terproduksi dengan analisa Decline Curve ……………………………………...
76 77 77 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 X2 Chisquare Test Sumur TA-09 Lapisan “D” ………………..
69
Tabel IV-5. Penentuan Nilai b dari Trend dengan Metode Trial Error dan X2 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 qoforecast, Npforecast, 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, Kavg , 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 berproduksi secara commingle
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 km2 dari arah Barat Daya - Timur Laut dengan produksi utama hidrokarbon dari Formasi Warukin. Secara geografis Lapangan “T” berada pada 1o35 LS dan 115o30 BT dapat dilihat pada Gambar 2.1.
Daerah Penelitian
Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan “T” 7)
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. Peta Depth Structure Hasil Interpretasi Seismik Lapangan “T” 7)
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. Sifat Fisik Batuan Reservoir pada Lapisan “D” 8) Parameter Sifat Fisik Batuan
Besaran
Porositas rata-rata (Φavg)
20 % 40 % 70 mD Batu pasir
Saturasi awal rata-rata (Swi avg) Permeabilitas rata-rata (K avg) Jenis Batuan
Tabel II-2. Sifat Fisik Minyak pada Lapisan “D” 8) Parameter Sifat Minyak 0 API Specific gravity
Viscositas minyak initial oi
Viscositas minyak dibawah Pb o b Viscositas air initial wi
Faktor volume formasi minyak (Boi) Kelarutan gas dalam minyak (Rs) Tekanan gelembung (Pb) Tekanan reservoir awal (Pi) Tekanan reservoir abandon (Pa)
Besaran 38 0,8 0,24 cp 1,1 cp 1,5 cp 1,14 bbl/stb 882 scf/stb 643 psi 655 psi 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
qo, BOPM
100 10 1 0
waktu, bulan
Gambar 2.5. Grafik Sejarah Produksi Minyak Lapisan “D” Lapangan ”T” 11)
Grafik (qo vs waktu) dan (GOR & WC vs waktu) Lapisan "D" qo
GOR
WC 100000
1000
qo, BOPM
1000
10
100 10
1
1 0,1
0,1
0,01
0,01
waktu, bulan
Gambar 2.6. Grafik Performance Production Lapisan “D” Lapangan ”T”
11)
GOR,SCF/STB & WC, %
10000 100
sumur aktif
10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
1000
15
Grafik sejarah tekanan Lapisan "D" tekanan
Linear (tekanan)
tekanan, Psi
1000
100
10
1 Jun-91 Dec-91 Jul-92 Jan-93 Aug-93 Mar-94 Sep-94 Apr-95 Oct-95 waktu, bulan
Gambar 2.7. Grafik Sejarah Tekanan Lapisan “D” Lapangan ”T”
11)
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. Profil sumur TA-09 Lapangan “T” 11)
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. Profil sumur TA-18 Lapangan “T” 11
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 (Original 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 versus waktu pada Water Drive Reservoir 5) 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 pada Solution Gas Drive Reservoir 5)
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
Pb Sw 0,3722 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 Ultimated Recovery 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 ) ..................................(3-5) (30,4) (1 PTR) ( SP) ( NRI )
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 melalui 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. Commingle Completion dengan Single Tubing Dual Packer 4) 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 Pr Pwf
o Bo Ln re rw
..................................................... ....(3-6)
32
Keterangan: qo
= Laju alir minyak, BOPD
k
= Permeabilitas batuan, mD
h
= Ketebalan lapisan, feet
Pr
= Tekanan reservoir, psi
Pwf
o
= Tekanan alir dasar sumur, psi = Viskositas minyak, cp
Bo
= Faktor volume formasi minyak, bbl/Stb
re
= Jari-jari pengurasan sumur, feet
rw
= 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 ( Pr Pwf )
o Bo ln re r w
k1 h1 ( Pr Pwf )
o Bo ln re r w
k 2 h2 ( Pr Pwf )
o Bo ln re r w
k 3 h3 ( Pr Pwf )
o Bo ln re r w
... ....(3-8)
ktotal x htotal = k1. h1 + k2 . h2 + k3. h3 ................................................. ....(3-9) Berdasarkan Persamaan (3-8), dapat dibuat persamaan kontribusi aliran sebagai berikut:
FC
qn k h n n n ........................................................................ ..(3-10) qtotal k i hi i 1
Jadi, untuk menghitung kontribusi aliran untuk lapisan 1 dapat dilakukan dengan persamaan berikut:
33
q1 qtotal
k1 h1 n
k h i 1
i
.............................................................................. ..(3-11)
i
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. Grafik q vs t pada Analisa Decline Curve 6) 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
1 . ............................................................................ ..(3-13) dq dt q
a
q dq dt
.................................................................................. ..(3-14)
a
Keterangan :
= 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 ............................................................................................ ..(3-15) dt
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 Lim1 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 Lim 1 i e Di .t 1 1 b b
....................................................................... ..(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 Di .t ln
q Di t qi
q ln q Di i t
Hubungan
................................................................................... ..(3-19)
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
Di t
= qi – qi.De ....................................................................... ..(3-20)
qi .e Di = 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 Di, 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,
q Np i e Dit Di Np
t
0
qi e Dit e 0 Di
Sehingga menghasilkan :
qi qi e Dit Np Di Dimana q qi e Dt
Np
qi q ....................................................................................... ..(3-24) Di
Besarnya
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 tan ........................................................................... ..(3-26) Npt limit
Lamanya waktu produksi sampai qlimit dapat dihitung dengan Persamaan (318) yaitu :
39
qlimit qi . e Di .tl t limit
ln( qi / qlimit ) .............................................................................. ..(3-27) Di
Nilai Di disubstitusi dari persamaan (3-27) sehingga diperoleh persamaan :
t limit
N ptlimit
qi qlimit
ln
qi .................................................................... ..(3-28) ql
Persamaan (3-25) akan memberikan grafik garis lurus bila laju produksi (q) diplot terhadap produksi kumulatif (Np) pada kertas skala kartesian seperti terlihat pada Gambar 3.9.
Gambar 3.9. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif pada Exponential Decline 6) 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 qb =
dq q dt
dq / dt q
40
K=
dq dq b 1 q q dt q dt b
Keterangan : K = konstanta Untuk kondisi awal :
K
Di dq = b 1 ........................................................................... ..(3-29) b q dt qi
Lalu mengintegralkan persamaan (3-29) : q
t
t Di dq . dt 0 qib q q b1 i
q
t Di t q (b 1) dq b qi qi
q
t Di t 1 q (b 1)1dq b (b 1) 1 qi qi
Di t 1 b q qib b
qtqi
b.Di .t b b qt qi b qi
b.Di .t 1 1 b b b qi qt qi Kedua ruas dikali qib
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
q = i qt
Sehingga diperoleh persamaan umum Metode Decline Curve adalah : 1 b
q qi (1 b.Di .t ) ............................................................................. ..(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 : 1 bx b
b
q b qi (1 b.Di .t ) b
qi q
1 b.Di .t
qi q
1 b.Di .t
b
qi q Di
b
1 ................................................................................ ..(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 pada Tipe Hyperbolic Decline 6) 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 )
1 b
= qi – qi.De ........................................................ ..(3-33)
Dimana t = 1, maka : qi .(1 b.Di )
1
b
= 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 b.Di )
= (1 – De)-b = (1 – De)-b
Initial nominal decline rate merupakan fungsi dari effective decline rate, sehingga: Di =
1 1 De b 1 ....................................................................... ..(3-34) b
Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate : De = 1 1 b.Di
1 b
...................................................................... ..(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
1
1 qi 1 (1 b.Di t ) b 1 b.Di 1 b
Np
t 0
Lalu disederhanakan menjadi : 1b
Np
qi b (1 b.Di t ) b b 1 (b.Di )
Np
qi (b 1) Di
t 0
1b b 1 1 b . D t i
Kemudian mensubstitusikan qib.qi1-b untuk qi, menjadi : qib .qi1b (b 1) Di
Np
1b b 1 1 b . D t i
Memindahkan qi1-b ketanda kurung: 1b 1b qib 1b b qi (1 b.Di t ) qi (b 1) Di
Np
Persamaan ax.bx = (ab)x, dan axy= (ax)y qib Np (b 1) Di
1 1b qi (1 b.Di t ) b qi1b
dimana harga q qi (1 b.Di .t )
Np
qib q1b qi1b (b 1) Di
1 b
............................................................. .(3-37)
Mengalikan dan membagi persamaan (3-37) dengan (-1), sehingga hasil persamaan kumulatif produksi untuk hyperbolic decline adalah : Np
qi b qi1b q1b ............................................................... ..(3-38) (1 b) Di
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 :
t limit
1 b N ptlimit b qi
qi q limit
1b
b
qi q limit
1
qi q limit
1b
.................................... ..(3-40)
1
3.5.3. Harmonic Decline Curve 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 : q qi (1 b.Di .t )
q
1 b
dimana harga b = 1, maka :
qi , ..................................................................................... ..(3-41) 1 Di..t
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 qi qi q qi q
1
1 Di .t
1 Di .t 1 Di .t
qi q Di
1 ................................................................................... ..(3-42) t
45
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 (3-41) dan (3-42) dapat disederhanakan menjadi : q = q
qi = qi – qi.De ................................................................... ..(3-43) 1 Di .t Dimana t = 1, maka :
qi = qi(1 – De) 1 Di
1 = (1 – De) 1 Di Initial nominal decline rate merupakan fungsi dari effective decline rate, sehingga: Di =
De ..................................................................................... ..(3-44) 1 De
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
qi dt 1 Di t 0
Np
t
1
Np qi 1 Di t dt 0
Integralkan variabel yang sama dan menggunakan rumus integral :
x
1
dx ln x C
qi ln (1 Di t ) ,............................................................................(3-46) Di q dimana : (1 Di t ) i q Np
sehingga persamaan harmonic decline untuk kumulatif produksi adalah :
Np
qi qi ln ............................................................................... ..(3-47) Di q
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 pada Harmonic Decline 6)
47
Lamanya waktu produksi sampai batas economic limit rate (tlimit) dapat dihitung dari persamaan (3-41) yaitu :
q limit qi 1 Dit limit
qi 1 Dit limit q limit t limit
1
q / q 1 .............................................................................. ..(3-48) i
limit
Di
Nilai Di dari persamaan (3-47) disubstitusikan ke persamaan (3-48), maka akan diperoleh : t limit
q / q 1 i
limit
qi q ln i N pt q limit limit
t limit
.................................................................... ..(3-49)
N ptlimit qi / q limit 1
qi ln qi / q limit
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 Pada Ketiga Jenis Decline Curve 6)
48
Tabel III-1. Persamaan Decline Curve 8) 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
q qi .e
Rate cumulative Relationship
Np
Dimensionless Time, tD
Di .t
1
q qi (1 bDi t ) b b
(qi q ) Di
Np
qi 1b (qi q1b ) (1 b) Di qi q Dt
q Di t ln i q
i
1
Dimensionless Production,qD
q qi (1 bDi t ) 1
q 1 i Np q qi t q ln i q
Np qi t
q 1 i q qi q
1 b
b
b 1
1
b 1 b
Np
qi qi ln Di q
q Di t i q
1
q ln i q qi t qi 1 q
Np
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 qlimit. Berdasarkan nilai b (eksponen decline), penentuan tipe Decline Curve yaitu menggunakan Metode Loss-Ratio, dan Metode Trial Error and X2-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 = t0 - t1 3. Untuk kolom dq (bbl/waktu), persamaannya : dqn = q0 – q1 4. Untuk kolom a (loss ratio), persamaannya : an = -
q dq dt
5. Untuk kolom da, persamaannya : dan = a2 - a1 6. Untuk kolom b, persamaannya : bn =
da dt
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
3.5.4.2. Metode Trial Error and X2 Chisquare-Test Metode Trial Error and X2-Chisquare Test yaitu memperkirakan harga q pada asumsi berbagai macam harga b, dan kemudian menentukan selisih terkecil dari qactual dengan qforecast yang sudah dihitung sebelumnya. Prosedur perhitungannya sebagai berikut : 1. Membuat tabulasi yang meliputi: waktu (t), qactual, kemudian qforecast serta Di dengan berbagai harga b, dan terakhir X2 (selisih antara q actual dengan qforecast). 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 ln i qt Pada b = 0, hitung Di : Di = tt
Pada b = 0.1 – 0.9, hitung Di : D i
(q i /q t ) b 1 b tt
qi 1 qt Pada b = 1, hitung Di : Di = tt
4. Menghitung qforecast yaitu :
Pada b = 0, hitung qforecast : qn = qi e-Di.t
Pada b = 0.1 – 0.9, hitung qforecast : qn = qi (1+b Di.t)-1/b
Pada b = 1, hitung qforecast : qn = qi (1 + Di.t)-1
dimana untuk harga qi = harga qactual, harga Di didapat dari langkah 3 dan harga dari t = dt. 5. Menghitung X2 (selisih antara qactual dengan qforecast) dengan menggunakan rumus Chi-Square Test, seperti persamaan dibawah ini: X2n
( fi Fi ) 2 ...............................................................................(3-50) Fi
Keterangan : fi = Data laju produksi observasi (aktual), bbl/waktu. Fi = Data laju produksi forecast (perkiraan), bbl/waktu. untuk setiap harga dari :
b=0
→
X2n
( fi Fi ) 2 Fi
b = 0.1 – 0.9
→
X2n
( fi Fi ) 2 Fi
b=1
→
X2n
( 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 qt dapat dicari. Persamaan untuk menentukan laju produksi minyak (qo) dapat ditulis sebagai berikut : Jika Exponential Decline (b = 0) : q qi e D .t i
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 (Npt→limit) Prediksi kumulatif produksi (Npt→limit) sampai batas ekonomisnya dapat dilakukan dengan persamaan berikut : Jika Exponential Decline (b = 0) : Npt→limit
qi ql Di
qib qi1b ql1b Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : Npt→limit Di (b 1) q q Jika Harmonic decline (b = 1) : Npt→limit i ln i Di 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
q / q 1 b
Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : t
i
l
Di b
qi 1 ql Jika Harmonic Decline (b = 1) : t 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 x 100 % ....................................................................... ...(3-52) OOIP
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 - Npt…….. ..............................................................................................................(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
Pi Sw 0,193 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 (qlimit) 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
kCb = 28,55 mD ; kC1 = 40,58 mD ; kC2 = 34,56 mD ; kD = 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: ( 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
qo D = 119,17
= 57,93 BOPM Sumur TA-18 Menggunakan data laju produksi bulan Juli 2006 :
qo TA-18 (C1+D) = qtotal = 862,14 BOPM
kC1= 18,66 mD ; kD= 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
kC2 = 153,51 mD ; kD= 45,19 mD
hC2 = 95,47 ft
; hD= 46,92 ft
Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-22 yaitu:
( 45,19 x 46,92 ) ((45,19 x 46,92) (153,51 x 95,47)) = 2.387 x 0,13
qo D = 2.387 qo D
= 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 (qo) 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
qo, bopm
1000 100 10 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
qo, bopm
1000 100 10 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
qo, bopm
100
10
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 Decline Curve 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
qo, bopm
100 10 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
qo, bopm
100
10
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 : dq 2 - 9,34 - 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 1 2 3 4 5 6
Waktu (Bulan)
qo (BOPM)
dt (Bulan)
dq (BOPM)
Jan-09 Feb-09 Mar-09 Apr-09 May-09 Jun-09 Ʃ
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 2,83 -0,82 0,79 0,06 2,81
-21,18 0,35 -1,22 1,26 17,65
-21,53 1,57 -2,48 -16,38
-21,53 1,57 -2,48 -16,38 -38,83
63
9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu : Harga b = Harga b =
b jumlah data 38,83 = -6,47 6
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 = -
75,50 q2 == -24 3,15 dq 2 1 dt
6. Menghitung kolom da, yaitu : da3 = a2 – a3= 24 – 18,20 = 5,80 7. Menghitung kolom b (eksponen decline), yaitu : b3 = -
da 3 5,80 = = 5,80 1 dt
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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Waktu (Bulan)
q (BOPM)
dt (Bulan)
dq (BOPM)
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 Ʃ
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
-1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -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
D=-(dq/dt)/q
a=-qo/(dq/dt)
da
b=-da/dt
0,04 0,05 0,42 -0,34 -0,05 0,70 -0,05 -0,13 0,26 -0,21 0,16 0,24 -0,06 1,06
24,00 18,20 2,37 -2,94 -20,40 1,43 -21,00 -8,00 3,80 -4,80 6,20 4,17 -17,67
5,80 15,83 5,31 17,46 -21,83 22,43 -13,00 -11,80 8,60 -11,00 2,03 21,83
5,80 15,83 5,31 17,46 -21,83 22,43 -13,00 -11,80 8,60 -11,00 2,03 21,83 41,67
9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu : Harga b = Harga b =
b jumlah data 41,67 = 2,98 14
Harga b tidak memenuhi syarat
≤ b ≥ 1.
4.4.2.2. Metode Trial Error dan X2-Chisquare Test Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di dan tipe kurva decline dari trend sumur TA-09 sebagai berikut : 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 1 qt Di = b.t 188,49 152,79 = 0,1 x 5
0 ,1
1
= 0,042 / bulan
b=1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-42) qi 1 Di = qt t
188,49 1 152,79 = 5
= 0,047 / bulan 5. Menghitung q dengan perumpamaan :
b = 0 dan t = 1 dengan Persamaan (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) : 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) : 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 (fi Fi) 2 rumus Chi-Square Test, seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: X 2 Fi Keterangan : fi = Data observasi (aktual) Fi
= Data yang diharapkan (perkiraan)
Perhitungan pada t =1 yaitu:
b=0 2 X2 = (197,83 180,74) = 1,62
180,74
b = 0,1 (197,83 180,68) 2 X2 = = 1,63 180,68
b=1 X2 =
(197,83 180,08) 2 = 1,75 180,08
7. Menent kan harga ΣX2 yang pa ing keci . Harga ΣX2 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 decline dari trend sumur TA-22 sebagai berikut : 1. Membuat tabulasi t, bulan, qo actual, qo forecast dengan berbagai harga b, dan selisih antara qoactual dengan qoforecast 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 1 qt Di = b.t 78,65 41,68 = 0,1 x 13
0 ,1
1
= 0,050 / bulan b=1 Menghitung Di dengan Persamaan (3-42) qi 1 Di = qt t
78,65 1 41,68 = 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 (fi Fi) 2 2 rumus Chi-Square Test, seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: X Fi Keterangan : fi = Data observasi (aktual) Fi = Data yang diharapkan (perkiraan) Perhitungan pada t =1 yaitu:
b=0 2 X2 = (75,50 74,90) = 0,005
74,90
b = 0,1 X2 =
(75,50 74,79) 2 = 0,01 74,79
b=1 (75,50 73,63) 2 X = = 0,05 73,63 2
7. Menent kan harga ΣX2 yang pa ing keci . Harga ΣX2 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. Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-09 dengan Metode Trial-Error dan X2 Chi-Square Test Waktu
Bulan
b=0
Aktual
Di
b = 0,1
0,042
Di 2
b = 0,2
0,042
Di 2
b = 0,3
0,043
Di 2
b = 0,4
0,043
Di 2
0,044 2
qo, BOPM
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
0,00
188,49
0,00
188,49
0,00
188,49
0,00
188,49
0,00
0
Jan-09
188,49
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
0,00
Kumulatif
178,11
178,21
178,32
178,43
178,54
Lanjutan Tabel IV-4. Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-09 dengan Metode Trial-Error dan X2 Chi-Square Test Waktu
Bulan
b = 0,5
Aktual
Di
b = 0,6
0,044 2
Di
b = 0,7
0,045
Di 2
b = 0,8
0,045 2
Di
b = 0,9
0,046 2
Di
b=1
0,046
Di
0,047
2
2
qo, BOPM
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
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
0,00
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. Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-22 dengan Metode Trial-Error dan X2 Chi-Square Test
Waktu
Bulan
b=0
Aktual
Di
b = 0,1
0,049
Di 2
b = 0,2
0,050
Di 2
b = 0,3
0,052
Di 2
b = 0,4
0,054
Di 2
0,056 2
qo, BOPM
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
0
Sep-06
78,65
78,65
0
78,65
0,00
78,65
0,00
78,65
0,00
78,65
0,00
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
Oct-07
41,68
41,68
0
41,68
0,00
41,68
0,00
41,68
0,00
41,68
0,00
13
Kumulatif
18,19
18,30
18,43
18,58
18,75
57
Lanjutan Tabel IV-5. Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-22 dengan Metode Trial-Error dan X2 Chi-Square Test
Waktu
Bulan
b = 0,5
Aktual
Di
b = 0,6
0,057 2
Di
b = 0,7
0,059
Di 2
b = 0,8
0,061 2
Di
b = 0,9
0,064 2
Di
b=1
0,066
Di
0,068
2
2
qo, BOPM
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
qo, BOPM
X
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 qo, bopm
100 10 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
qo, bopm
100
10
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 (qo) 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 qoforecast sampai qlimit = 34,54 BOPM untuk sumur TA-09 dapat dilihat pada Tabel IV.6. dan perhitungan qoforecast 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 Forecast Sumur TA-09 Lapisan D Di = t
waktu, (bulan)
0
Jul-09
1
Aug-09
2
Sep-09
3
Oct-09
4
Nov-09
5
Dec-09
6
Jan-10
7
Feb-10
8
Mar-10
9
Apr-10
10
May-10
11
Jun-10
12
Jul-10
13
Aug-10
14
Sep-10
15
Oct-10
16
Nov-10
17
Dec-10
18
Jan-11
19
Feb-11
20
Mar-11
21
Apr-11
22
May-11
23
Jun-11
b =
0,042 0
qo forecast (BOPM)
Np forecast (STB)
249,68 239,41 229,57 220,12 211,07 202,39 194,06 186,08 178,43 171,09 164,05 157,31 150,84 144,63 138,68 132,98 127,51 122,27 117,24 112,41 107,79 103,36 99,11 95,03
0,00 244,51 478,96 703,78 919,34 1126,04 1324,24 1514,28 1696,51 1871,24 2038,79 2199,44 2353,49 2501,20 2642,84 2778,65 2908,88 3033,75 3153,48 3268,29 3378,37 3483,93 3585,15 3682,20
EUR (STB)
1395,32 1634,73 1864,30 2084,42 2295,49 2497,88 2691,94 2878,02 3056,45 3227,54 3391,60 3548,90 3699,74 3844,37 3983,05 4116,03 4243,54 4365,80 4483,04 4595,45 4703,25 4806,60 4905,71 5000,74
75
Lanjutan Tabel IV.6. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast Sumur TA-09 Lapisan D Di = t
waktu, (bulan)
24
Jul-11
25
Aug-11
26
Sep-11
27
Oct-11
28
Nov-11
29
Dec-11
30
Jan-12
31
Feb-12
32
Mar-12
33
Apr-12
34
May-12
35
Jun-12
36
Jul-12
37
Aug-12
38
Sep-12
39
Oct-12
40
Nov-12
41
Dec-12
42
Jan-13
43
Feb-13
44
Mar-13
45
Apr-13
46
May-13
47
Jun-13
b =
0,042 0
qo forecast (BOPM)
Np forecast (STB)
91,12 87,37 83,78 80,33 77,03 73,86 70,82 67,91 65,12 62,44 59,87 57,41 55,05 52,78 50,61 48,53 46,53 44,62 42,79 41,03 39,34 37,72 36,17 34,54
3775,27 3864,50 3950,06 4032,11 4110,78 4186,21 4258,55 4327,90 4394,41 4458,18 4519,32 4577,96 4634,18 4688,08 4739,77 4789,34 4836,86 4882,43 4926,13 4968,03 5008,21 5046,73 5083,67 5122,56
EUR (STB)
5091,86 5179,23 5263,01 5343,35 5420,38 5494,24 5565,06 5632,98 5698,09 5760,53 5820,40 5877,81 5932,86 5985,64 6036,26 6084,79 6131,32 6175,94 6218,73 6259,75 6299,09 6336,81 6372,98 6517,78
76
TABEL IV.7. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast Sumur TA-22 Lapisan D Di = t
waktu, (bulan)
0
Mar-08
1
Apr-08
2
May-08
3
Jun-08
4
Jul-08
5
Aug-08
6
Sep-08
b =
0,049 0
qo forecast (BOPM)
Np forecast (STB)
47,19 44,94 42,80 40,76 38,82 36,96 34,54
0,00 46,05 89,91 131,68 171,46 209,34 259,09
EUR (STB)
4738,97 4783,91 4826,71 4867,47 4906,28 4943,25 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
ln(qi / q limit )
Sumur TA-22 : t limit
ln(qi / q limit )
Di
Di
=
ln( 249,68 / 34,54) = 47 Bulan 0,042
=
ln( 47,19 / 34,54) = 6 Bulan 0,049
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 2.938.000
x 100 % = 0,43 %
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 RFbelum terproduksi = =
Cad. belum terproduksi x100% 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
EUR 6.517,88 10
100
ERR 5.122,56 1
1000
Npt 1.395,32
10
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
Np, STB
qo, BOPM
100
qlimit 34,54
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
q limit 34,54
ERR 259,09
4000
3000
10
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
Np, STB
qo, bopm
100
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 x2 terkecil yang menunjukkan penyimpangan terkecil dari harga qo aktual. Dari perhitungan untuk sumur TA-09 diperoleh harga x2 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 X2Chisquare 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 qlimit 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 qlimit 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, 2ndEdition, 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
re
=
Jari-jari pengurasan sumur, feet
RF
=
Recovery Factor, fraksi
rw
=
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 total sumur 1450 m kedalaman 707,6-1450 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 Sumur diselesaikan dengan perforated casing penyemenan completion pada formasi
Mei-81
250 - 1434,5 m
D ( 1425,5 - 1427,5) m 1420 m
C2 (1400 - 1402) 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 Lapisan D terisolasi mengisolasi lapisan D MFE : tidak memuaskan (chamber 1500 cc fluid; Perforasi lapisan C2 minyak 32%; gas 0,33 cuft/140 psi) Swabbed test Kering Dipasang 7" CR pada kedalaman 1395 m untuk mengisolasi Lapisan C2 terisolasi lapisan C2
Mei-81
C1 (1368 - 1370) m
C1 (1368 - 1370) m 1365 m Cb (1357 - 1360) m
Jul-81
Okt-84
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
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)
Ca (1324 - 1327) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m Cb (1350 - 1353) m Cb (1357 - 1360) m Ca (1324 - 1327) m
Sumur kembali aktif berproduksi pada tanggal 13 November 1984 pukul 13.00
Tanggal
Lapisan dan kedalaman
Keterangan
Sep-87
Ca (1324 - 1327) m
Nop-84
Jan-86
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 Cb diisolasi menggunakan Baker Packer "D" di kedalaman 1341 m Tes produksi lapisan Ca
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 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
Jul-01
Sep-01
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 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 stage tool di kedalaman 575 m. Kemudian dilakukan penyemenan di 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 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 (1295,5 - 1298,5) 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
Lapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing
Lapisan C1 (1295,5 - 1298,5) m terisolasi
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
Stimulasi lapisan C2 menggunakan Paratrol-L
C2 : minyak 1,2 bbl/d; air 13 bbl/d; dan water cut 91,3 %
Lapisan C1 (1312 - 1312,4) m terisolasi Tidak ada produksi
Lapisan C2 diisolasi menggunakan Baker Packer pada kedalaman Lapisan C2 (1351-1355,5; 1360-1366; 1370-1377) 1340 m 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 Run in hole 1,75" plunger on rods (PSN 1712m) Dilakukan rigged up dan mengeluarkan plunger dan rod yang tersangkut Guib packer dipasang pada kedalaman 1695 m Swabbed sumur 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 stroke tested, plunger dan rods tersangkut, sumur ditutup sementara Rigged up berhasil
Sumur mengalirkan gas 8,6 Mscfd
Nop-97
Dilakukan penggantian pompa, top filled pada 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 pompa 2'x13" TLEM Pump, PSN pada kedalaman 1722,17 mKB Plunger tidak berhasil dikeluarkan, sumur ditutup sementara D : 7,61 bbl, air 35,57 bbl, Sumur 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 pump to 450 psi / 2 strokes flow line pressure 10 psi, sumur diaktifkan kembali
Mar-09
Penggantian pompa Started pump jack @3 jam, stroke test pump to 500 psi / 2 strokes Flow line pressure 28 psi, sumur diaktifkan 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 gangguan @12.10 jam
Apr-09
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 bersih ditutup sementara Tubing 5-2⅞" dipasang ke dalam sumur sebagai kill string Sumur
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
J (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 F (1671 - 1674,5) m
Agust-89
F (1670 - 1674,5) m F (1638 - 1642) m F (1670 - 1674,5) m F (1638 - 1642) m
Jan-90 C2 (1381 - 1383) m C2 (1388 - 1391) m
Aktifitas Sumur diselesaikan dengan perforasi pada Lapisan J Tes produksi lapisan J Penggantian tubing produksi Perubahan metode dari natural flow menjadi artificial lift Tes produksi lapisan J Terjadi problem kepasiran Mengatasi problem kepasiran dengan squeezed cementing Perforasi ulang di lapisan J dengan kedalaman 1805 - 1810 m Menambah perforasi di lapisan J pada kedalaman 1789 - 1802 m Lapisan J (1789-1802 m, 1805-1810 m) dilakukan tes produksi
Hasil
J : gross 13,6 m³/h J : gross 12 m³/d 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 Sumur ditutup sementara
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 Perforasi lapisan F pada kedalaman 1671 - 1674,5 m Tes produksi lapisan F
Lapisan J (1789 -1802, 1805-1810) m terisolasi F : gross 75 m³/d; water cut 0,4 %; gas 16,4 Mm³
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 Tes produksi lapisan C2 menggunakan pompa
tes produksi menggunakan pompa tidak berhasil
Jan-90
Mar-97 Jun-97 Des-97
Sep-99
D (1433,5 - 1436,5) m 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 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 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
Okt-99 C1 (1348 - 1352,5) m
Mar-00 Mei-05
Perforasi lapisan D Menambah perforasi di lapisan F Tes produksi
Swabbed lapisan F Swabbed lapisan F untuk evaluasi Sumur menghasilkan produksi gas dengan jumlah kecil
Menambah perforasi di lapisan C2 Perforasi lapisan C1 Swabbed test untuk evaluasi lapisan C1, C2, D, dan F. Swabbed kedalaman 1270 m sebanyak 12x dalam waktu 4,5 jam
Dipasang pompa dan started pump jack @ 12.55 jam, stroke test 300 psi / 3 strokes Penggantian pompa Swabbed lapisan C1 untuk evaluasi sebanyak 11x dalam waktu 2,5 jam dengan kedalaman swab 1280 m Started jack pump @ 12.00 jam, stroke test 200 psi / 8 strokes
Menghasilkan gas secara sembur alam : gross 3,6 Mm³/d; tekanan 2,5 Ksc
F : 10 bbl F : 20,9 bbl Gas : 1 Mscf/d
minyak 6 bbl dan air 3,2 bbl
Flow line pressure 40 psi, sumur berproduksi kemballi
minyak 50,4 bbl; air 35,82 bbl; dan minyak diesel 39,96 bbl 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
Jun-06
Jul-06
Pengantian pompa Ada indikasi pump plunger tersangkut 2 ¼" them pump plunger dimasukkan ke dalam lubang sumur, Menghasilkan 15 liter pasir formasi dan air 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 Swabbed sumur sebanyak 2x dengan kedalaman swab 1200 mwlm Menghasilkan 2,6 bbl crude oil (100% crude oil) Started pump jack @01.15 jam, sumur berproduksi, built up Flow line pressure 50 psi pressure 400 psi / 2 strokes Penggantian pompa 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 Des-07 Jan-08
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 Started pump jack @00.45 jam,built up pressure 350 psi / strokes Flow line pressure 30 psi, sumur kembali berproduksi Pompa tersangkut 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" Date Agust-83 Okt-83 Nop-83 Des-83 Jan-84 Feb-84 Mar-84 Apr-84 Mei-84 Jun-84 Jul-84 Agust-84 Sep-84 Okt-84 Des-84 Jan-85 Feb-85 Mar-85 Apr-85 Mei-85 Jun-85 Jul-85 Agust-85 Sep-85 Okt-85 Nop-85 Des-85 Jan-86 Feb-86 Mar-86 Apr-86 Mei-86 Jun-86 Jul-86 Agust-86 Okt-86 Nop-86 Jan-87 Feb-87 Mar-87
qo total (BOPM) 12384,36 13441,49 16891,13 14464,24 14561,43 12898,07 14815,76 10449,90 11003,87 11327,91 11159,21 10853,00 10854,95 11561,52 7887,06 13726,80 6248,76 7071,41 7271,10 7071,41 7072,20 7051,88 7565,24 7233,30 7101,17 6307,80 6545,96 6524,88 5237,68 5648,20 4641,90 4824,22 3918,60 4792,91 4478,26 4459,35 3766,20 3015,68 2870,00 3245,39
qo lapisan Ca (BOPM) 10699,63 11612,95 14593,32 12496,57 12580,54 11143,46 12800,27 9028,33 9506,94 9786,90 9641,15 9376,59 9378,28 9988,73 6814,13 11859,45 5398,70 6109,44 6281,96 6109,44 6110,12 6092,57 6536,09 6249,31 6135,15 5449,71 5655,47 6524,88 5237,68 5648,20 4641,90 4824,22 3918,60 4792,91 4478,26 4459,35 3766,20 3015,68 2870,00 3245,39
qo lapisan Cb (BOPM) 1684,73 1828,54 2297,81 1967,67 1980,89 1754,61 2015,49 1421,57 1496,93 1541,01 1518,06 1476,41 1476,67 1572,79 1072,93 1867,35 850,06 961,97 989,14 961,97 962,08 959,31 1029,15 983,99 966,02 858,09 890,49
qo lapisan C1 (BOPM)
qo lapisan C2 (BOPM)
qo lapisan D (BOPM)
Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T"
Date Apr-87 Mei-87 Jun-87 Jul-87 Agust-87 Sep-87 Okt-87 Nop-87 Des-87 Jan-88 Feb-88 Mar-88 Apr-88 Mei-88 Jun-88 Jul-88 Agust-88 Sep-88 Okt-88 Nop-88 Des-88 Jan-89 Feb-89 Mar-89 Apr-89 Mei-89 Jun-89 Jul-89 Agust-89 Sep-89 Okt-89 Nop-89 Des-89 Jan-90 Feb-90 Mar-90 Apr-90 Mei-90 Jun-90 Jul-90 Agust-90
qo total (BOPM) 2811,60 3314,83 3346,20 2937,25 2320,35 1104,00 1052,76 1985,10 1527,37 2116,99 484,30 767,25 1044,00 2113,27 1270,50 1246,51 1671,21 742,20 1364,93 1314,00 1280,30 1348,50 2387,28 1553,41 1478,10 1673,07 1698,30 1437,16 2885,79 2371,20 1176,14 1195,20 2456,75 2066,77 1597,68 1028,58 1081,80 1107,01 2017,20 2019,03 2203,17
qo lapisan Ca (BOPM) 2811,60 3314,83 3346,20 2937,25 2320,35 1104,00 1052,76 1985,10 1527,37 2116,99 484,30 767,25 1044,00 2113,27 1270,50 1246,51 1671,21 742,20 1364,93 1314,00 1280,30 1348,50 2387,28 1553,41 1478,10 1673,07 1698,30 1437,16 2885,79 2371,20 1176,14 1195,20 2456,75 2066,77 1597,68 1028,58 1081,80 1107,01 2017,20 2019,03 2203,17
qo lapisan Cb (BOPM)
qo lapisan C1 (BOPM)
qo lapisan C2 (BOPM)
qo lapisan D (BOPM)
Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T"
Date Sep-90 Okt-90 Nop-90 Des-90 Jan-91 Feb-91 Mar-91 Apr-91 Mei-91 Jun-91 Jul-91 Agust-91 Sep-91 Okt-91 Nop-91 Des-91 Jan-92 Feb-92 Mar-92 Apr-92 Mei-92 Jun-92 Jul-92 Agust-92 Sep-92 Okt-92 Nop-92 Des-92 Jan-93 Feb-93 Mar-93 Apr-93 Mei-93 Jun-93 Jul-93 Agust-93 Sep-93 Nop-93 Feb-94 Mar-94 Apr-94
qo total (BOPM) 3246,90 2840,22 2586,90 2976,62 3119,84 2710,96 3006,38 2589,60 2794,65 2792,70 1474,98 695,02 1779,90 1364,93 2418,00 2084,44 2484,34 2629,14 3465,80 3025,50 3327,23 2622,90 2494,57 2063,05 1685,10 1345,40 1008,60 909,85 1377,33 1370,60 1346,02 1572,60 1195,98 1132,20 1006,26 679,21 1313,70 981,30 88,65 150,33 234,62
qo lapisan Ca (BOPM) 3246,90 2840,22 2586,90 2976,62 3119,84 2710,96 3006,38 2589,60 2794,65 2792,70 1474,98 695,02 1779,90 1364,93 2418,00 2084,44 2484,34 2629,14 3465,80 3025,50 3327,23 2622,90 2494,57 2063,05 1685,10 1345,40 1008,60 909,85 1377,33 1370,60 1346,02 1572,60 1195,98 1132,20 1006,26 679,21 1313,70 981,30 88,65 150,33 234,62
qo lapisan Cb (BOPM)
qo lapisan C1 (BOPM)
qo lapisan C2 (BOPM)
qo lapisan D (BOPM)
Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T"
Date Mei-94 Jun-94 Jul-94 Agust-94 Sep-94 Okt-94 Nop-94 Jan-95 Agust-95 Sep-95 Okt-95 Nop-95 Des-95 Jan-96 Jul-01 Agust-01 Sep-01 Jan-09 Feb-09 Mar-09 Apr-09 Mei-09 Jun-09 Jul-09
qo total BOPM 700,00 546,29 816,60 584,44 898,85 1019,67 541,82 145,93 17,89 125,58 26,83 6,00 5,87 32,63 47,41 119,17 48,04 387,75 406,96 106,15 594,80 332,11 314,30 513,62
qo lapisan Ca BOPM 700,00 546,29 816,60 584,44 898,85 1019,67 541,82 145,93 17,89 125,58 26,83 6,00 5,87 32,63
qo lapisan Cb BOPM
qo lapisan C1 BOPM
qo lapisan C2 BOPM
qo lapisan D BOPM
6,82 17,14 6,91 55,78 58,55 15,27 85,57 47,78 45,22 73,89
2,38 5,99 2,41 19,48 20,44 5,33 29,87 16,68 15,79 25,80
15,16 38,11 15,36 124,00 130,14 33,95 190,21 106,21 100,51 164,25
23,05 57,93 23,35 188,49 197,83 51,60 289,15 161,45 152,79 249,68
Lampiran B Alokasi Data Produksi Sumur TA-18 Lapangan "T" Bulan Jan-85 Jun-91 Agust-91 Mar-92 Agust-96 Sep-96 Okt-96 Nop-96 Des-96 Jan-97 Feb-97 Mar-97 Apr-97 Mei-97 Jun-97 Jun-06 Jul-06 Agust-06 Mar-09 Apr-09
qo total (BOPM) 5388,86 37,16 108,12 84,16 188,79 239,13 201,38 289,48 119,57 88,10 125,86 18,88 30,00 31,00 30,00 251,72 862,14 6,29 205,08 43,67
qo lapisan C1 (BOPM)
108,12 84,16 188,79 239,13 201,38 289,48 119,57 88,10 125,86 18,88 30,00 31,00 30,00 23,47 80,37 0,59 19,12 4,07
qo qo lapisan qo lapisan qo lapisan qo lapisan lapisan C2 D E F J (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) 5388,86 37,16
228,25 781,77 5,71 185,96 39,60
Lampiran B Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T" Bulan Jun-85 Jul-85 Agust-85 Sep-85 Okt-85 Nop-85 Des-85 Jan-86 Feb-86 Mar-86 Apr-86 Mei-86 Jun-86 Jul-86 Agust-86 Sep-86 Okt-86 Nop-86 Des-86 Jan-87 Feb-87 Mar-87 Apr-87 Mei-87 Jun-87 Jul-87 Agust-87 Sep-87 Okt-87 Apr-88 Mei-88 Apr-89 Mei-89 Jun-89 Jul-89 Agust-89 Sep-89 Okt-89 Mar-95 Apr-95
qo total (BOPM) 12420 10416 13392 10380 16430 15420 16957 16492 13048 15438 15240 15934 11040 15283 15469 15180 15624 14430 15996 16275 12628 14601 13680 14663 14190 9362 1581 210 155 630 620 18960 9083 5310 3813 5177 3750 1240 2387 2310
qo lapisan C1 (BOPM)
qo lapisan C2 (BOPM)
qo lapisan D (BOPM)
qo lapisan F (BOPM)
18960 9083 5310 3813 5177 3750 1240 2085,31 2018,04
301,69 291,96
qo lapisan J (BOPM) 12420 10416 13392 10380 16430 15420 16957 16492 13048 15438 15240 15934 11040 15283 15469 15180 15624 14430 15996 16275 12628 14601 13680 14663 14190 9362 1581 210 155 630 620
Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"
Bulan Mei-96 Jun-96 Jul-96 Agust-96 Sep-96 Okt-96 Nop-96 Des-96 Jan-97 Feb-97 Sep-99 Okt-99 Nop-99 Des-99 Jan-00 Mar-00 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 Des-06 Jan-07 Feb-07 Mar-07 Apr-07 Mei-07
qo total (BOPM) 1829 2370 2666 2449 660 1488 1290 961 124 112 180 217 1020 682 620 0,75 843,26 836,97 780,33 471,98 484,56 490,85 509,73 497,15 534,91 465,68 471,98 528,61 446,80 471,98 572,66 471,98 629,30 604,13 572,66 402,75 610,42 641,89 377,58 396,46 453,10
qo lapisan C1 (BOPM)
2,01 2,43 11,41 7,63 6,94 0,01 9,43 9,36 8,73 5,28 5,42 5,49 5,70 5,56 5,98 5,21 5,28 5,91 5,00 5,28 6,41 5,28 7,04 6,76 6,41 4,51 6,83 7,18 4,22 4,43 5,07
qo lapisan C2 (BOPM) 1597,83 2070,45 2329,04 2139,47 576,58 1299,93 1126,96 839,54 108,33 97,84 155,49 187,45 881,11 589,14 535,58 0,65 728,44 723,01 674,08 407,71 418,58 424,02 440,33 429,45 462,07 402,27 407,71 456,63 385,97 407,71 494,69 407,71 543,61 521,87 494,69 347,91 527,30 554,49 326,17 342,48 391,40
qo lapisan D (BOPM) 231,17 299,55 336,96 309,53 83,42 188,07 163,04 121,46 15,67 14,16 22,50 27,12 127,48 85,23 77,49 0,09 105,39 104,60 97,52 58,99 60,56 61,35 63,70 62,13 66,85 58,20 58,99 66,06 55,84 58,99 71,57 58,99 78,65 75,50 71,57 50,33 76,29 80,22 47,19 49,55 56,63
qo lapisan F (BOPM)
qo lapisan J (BOPM)
Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"
Bulan Jun-07 Jul-07 Agust-07 Sep-07 Okt-07 Nop-07 Des-07 Jan-08 Feb-08 Mar-08
qo total (BOPM) 358,70 453,10 390,17 314,65 333,53 195,08 6,29 132,15 213,96 377,58
qo lapisan C1 (BOPM) 4,01 5,07 4,36 3,52 3,73 2,18 0,07 1,48 2,39 4,22
qo lapisan C2 (BOPM) 309,86 391,40 337,04 271,81 288,11 168,52 5,44 114,16 184,83 326,17
qo lapisan D (BOPM) 44,83 56,63 48,76 39,32 41,68 24,38 0,79 16,52 26,74 47,19
qo lapisan F (BOPM)
qo lapisan J (BOPM)
Lampiran D Data Water Oil Ratio dan Gas Oil Ratio Lapisan D
Bulan Mar-95 Apr-95 Mei-96 Jun-96 Jul-96 Agust-96 Sep-96 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
qo Lapisan D (BOPD) 9,73 9,42 7,71 9,66 11,23 9,98 2,69 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
GOR Lapisan D (SCF/STB) 2531,17 2888,31 3169,49 2025,32 895,35 924,05 4250,00 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
Water Cut Lapisan D % 4,85 4,85 5,18 2,24 0,82 0,46 3,95 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
Des-06 Jan-07 Feb-07 Mar-07 Apr-07 Mei-07 Jun-07 Jul-07 Agust-07 Sep-07 Okt-07 Nop-07 Des-07 Jan-08 Feb-08 Mar-08 Jan-09 Feb-09 Mar-09 Apr-09 Mei-09 Jun-09 Jul-09
1,68 2,46 2,67 1,52 1,60 1,89 1,45 1,89 1,57 1,27 1,44 0,79 0,03 0,53 0,89 1,52 6,08 7,07 7,66 10,96 5,21 5,09 8,05
4941,50 2595,09 1801,57 3456,49 3654,85 3509,85 4215,21 3503,01 4060,07 4433,50 3596,99 2045,28 492,61 2674,17 4147,47 1083,74 0,06 1996,36 2303,76 1361,95 2528,29 2501,98 1595,61
10,38 9,37 9,46 10,91 10,81 10,38 10,71 10,53 10,62 10,85 10,97 10,76 11,46 11,28 11,36 10,57 47,28 46,40 131,22 126,48 46,62 46,38 44,50
