Kata Kunci : Faktor Perolehan, simulasi reservoir, sumur berarah, analisa keekonomian.

Transkripsi

1 PENGEMBANGAN LAPANGAN X DENGAN SUMUR BERARAH MELALUI SIMULASI RESERVOIR DAN ANALISA KEEKONOMIAN Jesta* Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.** Sari Lapangan X merupakan lapangan minyak dengan jenis reservoir formasi karbonat yang kompleks yang memproduksi jenis fluida Black Oil. Lapangan ini sebenarnya berproduksi mulai awal tahun 2009, dengan hanya 1 sumur saja yang disebut sumur X-1 yang merupakan sumur vertikal. Pada awal tahun 2010 perolehan minyak dari lapangan ini hanyalah sebesar 289,135 STB. Dengan IOIP dari lapangan ini yang kecil faktor perolehan sampai awal tahun 2010 adalah 2.24%. Hal ini menandakan masih kurangnya optimasi produksi dengan kata lain lapangan ini masih sangat besar peluangnya untuk dilakukan pengembangan lebih lanjut mengingat masih sangat rendahnya faktor perolehan. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi lapangan dan skenario pengembangan dengan simulasi reservoir untuk dapat menambah recovery dengan sumur baru, dalam hal ini sumur berarah. Ketika sudah diperoleh skenario pengembangan terbaik, kemudian dilakukan analisa keekonomian juga untuk memberikan hasil yang maksimal dari sisi teknis maupun dari sisi ekonomi. Sehingga bisa diketahui kelayakan pengembangan pada lapangan X dengan penambahan sumur berarah ini dilaksanakan Hasil yang diperoleh dari studi ini adalah diperolehnya lapisan paling produktif yaitu pada lapisan kedalaman 2702 ft dan skenario berbagai panjang seksi miring dengan panjang seksi miring ft dan menghasilkan faktor perolehan sebesar 10.57%. Kata Kunci : Faktor Perolehan, simulasi reservoir, sumur berarah, analisa keekonomian. Abstract The X field is an oil field having a complex carbonat reservoir formation that produces Black Oil reservoir fluid tipe. This field has been produced since early 2009 with only one vertical well operating at that time named the X-1 well. The field could only produce 289,135 STB of cumulative oils, or representing recovery factor of 2.24%, at the early year of This results indicate that the field s production still has a high opportunity to be developed optimally. The objective of this paper study is to evaluate the oil field and development scenarios that using a reservoir simulation to improve recovery factor by adding new wells, in this case directional wells. After finding the best development skenario, then we applied an economics analysis to chose the best result both for tecnical and economics consideration, to be implement in the development scenario. The result of this study indicate that the most productive layer is layer at depth 2702 ft and a variety of oblique-angle section length of ft indicate that and deliver 10.57% recovery factor. Keyword : Recovery factor, reservoir simulation, directional well, economics analysis. *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung **) Pembimbing, Dosen Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung. Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 1

2 I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Kebutuhan dunia akan minyak terus bertambah seiring berjalannya waktu, yang disebabkan semakin berkembangnya industri. Dikarenakan permintaan minyak yang semakin meningkat maka diperlukan pengangkatan minyak dari reservoir yang optimal. Cara yang harus dilakukan adalah dengan meningkatkan faktor perolehan (recovery factor). Pengangkatan minyak hanya bisa dilakukan jika memenuhi beberapa faktor pendukung. Salah satu faktor pendukung tersebut adalah dengan adanya media penghubung permukaan dengan reservoir yang kita sebut dengan sumur produksi. Sumur produksi ini harus mampu mendukung pengangkatan minyak yang optimal, dan untuk mengoptimalkan letak dan geometri sumur yg akan kita bor adalah dengan melakukan peramalan melalui simulasi reservoir. Dengan simulasi reservoir, seorang engineer mampu melakukan perkiraan produksi suatu lapangan tanpa harus melakukan kegiatan langsung di lapangan tersebut. Simulasi reservoir mampu meramakan faktor perolehan yang paling besar dari sumur-sumur yang kita rancang pada lapisan tertentu dengan data yang diberikan seperti data PVT, geologi, SCAL dan lainnya. Dalam studi ini akan dirancang sumur yang perforasinya dilakukan di satu layer saja sehingga akan membentuk sumur pemboran berarah yang mengikuti bentuk layer tersebut. Maka diperlukan lapisan dan arah sumur yang tepat untuk mendapatkan hasil yang maksimal. Pada kenyataannya faktor perolehan yang besar tidak menjamin keuntungan ekonomi dalam perusahaan minyak. Hal ini terjadi karena dengan memperbesar recovery factor kita harus memperbesar daerah pengurasan dengan pembuatan sumur yang lebih panjang, dengan perancangan sumur yang lebih panjang maka diperlukan biaya yang lebih besar. Dengan alasan diatas, maka diperlukan perancangan sumur yang mampu menghasilkan produksi yang maksimal secara teknis yaitu dengan faktor perolehan yang terbesar dan juga sekaligus menguntungkan dari segi ekonomi. 1.2 Tujuan Tujuan dari studi ini adalah untuk melakukan perancangan sumur berarah yaitu target lapisan dan panjang segmen berarah atau miring pada lapangan X agar mampu menghasilkan pengurasan minyak secara maksimal namun juga menguntungkan dari sisi ekonomi. II. MODEL RESERVOIR Dalam melakukan simulasi reservoir perlu dibangun suatu model reservoir yang dapat merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.untuk melakukan simulasi reservoir pengembangan Lapangan X ini digunakan simulator komersial. Namun dalam studi ini model diterima dalam keadaan sudah tersedia. Deskripsi properti reservoir pada lapangan X ditunjukan pada tabel-1 Tabel-1 Data sumur X-1 Properties Nilai Kedalaman, ft 2490 Temperatur,ᵒF Tekanan,Psig 165@2650 ft.ss 1063@2650 ft.ss Tekanan Bubble Point,Psig 220 Tekanan Alir,Psia 948 API Grafity 34.8 Specific Gravity Gas GOR,SCF/STB Temperatur Separator,ᵒF 102 Tekanan Separator,Psig 90 Oil FVF (Bo),RB/STB Viskositas Minyak,cp Radius lubang bor (rw),ft 0.3 ID Tubing,ft Dari data Tabel-1 kita bisa memperkirakan jenis fluida yang teproduksi adalah Black Oil dengan indikator nilai B o yang tidak melebihi 2, API sebesar 34.8 dan GOR yang cenderung kecil yaitu sebesar SCF/STB. Dalam karakter batuannya lapangan ini dibagi menjadi dua region berdasarkan besar porositasnya. Perbedaan ini terlihat pada gambar-1, dimana region dipisah antara region yg memiliki porositas yang lebih kecil dari dengan porositas yang lebih besar sama dengan Pemisahan 2 region ini juga bukan hanya berdasarkan dari perbedaan porositas namun juga berdasarkan permeabilitas relatif dan tekanan kapilernya. Pada Region 1 bisa dilihat pada Gambar- 2, Gambar-3 dan Gambar-4. Pada gambar tersebut kita bisa melihat bahwa titik perpotongan k rw dan k ro Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 2

3 Relative Permeability (Kr) Relative Permeability (Kr) Relative Permeability (Kr) Capillary Pressure (Psi) berada pada S w = 0.79 yang mengindikasikan bahwa formasi ini pada kondisi yang bersifat water wet. Dan jika dilihat dari permeabilitas relatif gas dan minyak nya kita bisa mendapatkan indikasi bahwa dengan perpotongan k rg dan k ro pada titik S g = Juga jika dilihat pada grafik tekanan kapilerya yg tertera pada Gambar-4 kita bisa menyimpulkan bahwa permeabilitas dari region ini rendah dengan bentuk grafik yang landai. menunjukan yang sama seperti Region 1 hanya saja nilai perpotongan k rw dan k ro terletak pada titik S w = 0.83 dan perpotongan k rg dengan k rw berada pada titik S g = 0.14 dan memiliki permeabilitas yang kecil, terlihat dari bentul grafik tekanan kapiler pada Gambar-7. Capillary Pressure (Water-Oil Region I) Gambar-1 Pemisahan Region berdasarkan porositas 30 Relative Permeability (Water-Oil Region I) Krw 0.2 Kro Water Saturation (Sw) Gambar-2 Krw vs. Kro Region 1 Relative Permeability (Gas-Oil Region I) Krg 0.2 Kro Gas Saturation (Sg) Gambar-3 Kro vs. Krg Region Water Saturation (Sw) Gambar-4 Grafik Tekanan Kapiler Region 1 Relative Permeability (Water-Oil Region II) Krw 0.2 Kro Water Saturation (Sw) Gambar-5 Krw vs. Kro Region 2 Untuk Region 2 data SCAL bisa dilihat dari Gambar-5, Gambar-6 dan Gambar-7 dimana masih Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 3

4 Capillary Pressure (Psi) Relative Permeability (Kr) Relative Permeability (Gas-Oil Region II) Krg 0.2 Kro Gas Saturation (Sg) Gambar-6 Kro vs. Krg Region 2 Capillary Pressure (Water-Oil Region II) 16 Hasil perhitungan secara volumetrik mengindikasikan bahwa IOIP pada Lapangan X adalah sebesar MMSTB, nilai ini hanya berbeda 0.35% dari IOIP pada model reservoir sebesar MMSTB. Validasi model reservoir yang berikutnya adalah dengan menyelaraskan kinerjareservoir aktual dengan hasil simulasi pada model reservoir yang dibangun, dimana Kinerja ini dinyatakan dalam production history dari lapangan aktual, sehingga proses validasi ini dikenal dengan istilah history matching. Hasil history matching ditunjukkan oleh grafik-grafik pada Gambar-8 untuk laju alir cairan, Gambar-9 untuk laju alir minyak dan Gambar-10 untuk laju alir air Gambar-8 Penyelarasan laju alir cairan Water Saturation (Sw) Gambar-7 Grafik Tekanan Kapiler Region 2 III. RESERVOIR MODEL VALIDATION Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi terhadap kinerja reservoir actual yang diperoleh dari data lapangan, sehingga model reservoir tersebut mampu merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya di reservoir. Validasi model reservoir yang dilakukan adalah dengan menyelaraskan IOIP pada model reservoir dengan IOIP di reservoir aktual. Gambar-9 Penyelarasan laju alir minyak Pada Gambar-8 yaitu penyelarasan laju alir cairan terlihat maching sudah sangat bagus karena dari data historis yang diberikan yaitu yg berwarna hijau sudah ternyata berdempetan dengan data dari Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 4

5 simulasi yang kita berikan. Hal ini menunjukan penyelarasan sudah sempurna pada tahap ini pada k = 19 pada kedalaman ft dan k = 20 pada kedalaman 2702 ft. Terlihat pada Gambar-11 dan Gambar-12 bahwa range S w sekitar pada k = 19 dan S w = pada k = 20. Dalam Gambar-13 dan Gambar-14 terlihat juga perbandingan besar permeabilitas dalam tiap lapisannya yg sebesar 22 md hingga 41 md pada lapisan k = 19 dan sebesar 27 md hingga 41 md pada k = 20. Dari perbandingan S w dan permeabilitas membuktikan bahwa k = 20 memiliki besar yang lebih baik daripada k = 19, namun hal ini belum tentu benar sehingga diperlukan penelitian selanjutnya yaitu, melalui jumlah produksi lapangan yang akan dihasilkan setiap lapisan. Gambar-10 Penyelarasan laju alir air Pada Gambar-9 dan Gambar-10 dilakukan matching yang baik juga. Walaupun tidak sebaik dari grafik liquid rate namun pendekatan yg diberikan sudah baik, sehingga model ini layak dipakai dalam studi ini. IV. PENGEMBANGAN LAPANGAN Gambar-11 S w lapisan k = 19 Faktor perolehan minyak dapat dihitung dengan berbagai macam metode. Faktor perolehan (recovery factor) dapat dihitung dengan membandingkan produksi minyak pada saat tertentu dibagi dengan volume minyak pada saat awal (Initial Oil In Place), dituliskan dengan persamaan sebagai berikut:... (1) Besarnya produksi kumulatif minyak ditentukan dengan mensimulasikan reservoir untuk berproduksi dengan skenario dan batasan tertentu. Produksi minyak kumulatif ketika simulasi telah mencapai batasannya dibagi dengan volume awal minyak adalah faktor perolehan. Sumur X-2 adalah sumur yang dalam perencanaannya akan menjadi sumur berarah, oleh karena itu diperlukan lapisan dan panjang yang tepat sehingga memiliki keekonomian yg baik. Kandungan minyak pada kondisi awal dari formasi ini dibawah 25 juta. Dengan kondisi awal ini kita bisa mendapatkan RF dari suatu sumur yg dibuat dengan cara membagi produksi sumur total dengan kandungan awal minyak pada formasi tersebut. Dari hasil simulasi didapat 2 lapisan yang memiliki nilai permeabilitas dan S w terbaik dan kemungkinan bisa menghasilkan jumlah produksi minyak terbesar yaitu Gambar-12 S w lapisan k = 20 Gambar-13 Permeabilitas lapisan k = 19 Sumur X-2 dibuat memiliki titik KOP pada grid i = 34 dan j = 18. Oleh karena itu dicari arah Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 5

6 yang terbaik untuk pembuatan sumur baru pada awalan ini yang bisa dilihat pada Gambar-15. Gambar-17 Keadaan sumur kasus 2 Gambar-14 Permeabilitas lapisan k = 20 Gambar-18 Keadaan sumur kasus 3 Gambar-15 Posisi Sumur X-1 dan X-2 dalam peta Untuk menentukan lapisan mana yang lebih baik dalam produksinya, maka diperlukan pembanding RF dalam kedua lapisan itu pada setiap arahnya. Diperlukan beberapa kasus untuk pembanding besar produksi hingga pada pertengahan tahun Kasus-kasus itu adalah Kasus 1 yang menggambarkan sumur berarah ke kanan yang diperlihatkan pada Gambar-16(i = 34-35); Kasus 2 yang menggambarkan sumur berarah bawah yang diperlihatkan pada Gambar-17(j = 18-19); Kasus 3 yang menggambarkan sumur berarah kiri yang diperlihatkan pada Gambar-18 (i = 33-34) ;dan kasus 4 yang menggambarkan sumur berarah atas yang diperlihatkan pada Gambar-19 (j = 17-18). Gambar-16 Keadaan sumur kasus 1 Gambar-19 Keadaan sumur kasus 4 Tabel-2 Kumulatif produksi dan RF pada Lapisan k = 19 sampai tahun 2022 Kasus Arah N p (MMSBB) RF (%) 1 kanan bawah kiri atas Tabel-3 Kumulatif produksi dan RF pada Lapisan k = 20 sampai tahun 2022 Kasus Arah N p (MMSBB) RF (%) 1 kanan bawah kiri atas Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 6

7 RF (%) Tabel-2 merupakan gambaran sumur-sumur dari setiap kasus pada lapisan k = 19. Pada lapisan ini memiliki rentang RF berkisar antara 8.74% hingga 9.39%. Tabel-3 merupakan gambaran sumur dari setiap kasus pada lapisan k = 20. Dalam lapisan ini ternyata produksi sumur yang dihasilkan memperlihatkan hasil yang lebih baik dari lapisan k = 19 dengan rentang RF dari 8.89% hingga 9.45%. Perbedaan ini bisa semakin terlihat pada Gambar-20 dimana lapisan k = 19 dipresentasikan dengan garis biru dan lapisan k =20 dipresentasikan dengan garis berwarna biru Perbandingan RF Kasus Gambar-20 Grafik Perbandingan Perolehan Dari hasil yang diperoleh kita bisa memastikan bahwa lapisan k = 20 memiliki produktifitas yang lebih tinggi dibanding produktifitas pada lapisan k = 19. Karena itu dalam studi ini akan dipilih sumur berarah pada lapisan k = 20. Pada lapisan ini dipilih sumur yang ke arah bawah walaupun yg berarah ke kanan memiliki RF yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan sumur yang berarah ke kanan sudah berada di batas dari reservoir itu sendiri sehinga sumur ini tidak bisa diperpanjang lagi. Lain halnya dengan sumur yang berarak kebawah yang masih bisa diperpanjang hingga mencapai L= 505 ft. V. ANALISA KEEKONOMIAN DAN SENSITIVITAS 5.1 Indikator Ekonomi Dalam perminyakan jumlah hasil produksi belum bisa dijadikan indikasi sebuah lapangan menguntungkan atau tidak. Untuk mengetahui kelayakan suatu pengembangan lapangan tentu kita harus menggunakan parameter yang disebut dengan Indikator ekonomi. Indikator ekonomi yang dimaksud adalah: Net Present Value (NPV) NPV dapat dikatakan sebagai jumlah keutungan bersih yang dinilai pada waktu sekarang, dihitung berdasarkan suatu harga bunga(interest rate) tertentu. Dalam hal ini harga bunga yang digunakan adalah harga bunga rata-rata selama analisis ekonomi. Dari nilai NPV yang dihasilkan dapat dinilai kelayakan suatu pengembangan lapangan. Apabila NPV bernilai positif dapat diartikan pengembagan lapangan tersebut layak dilaksanakan karena akan memberikan keutungan. Namun sebaliknya bila NPV bernilai negatif dapat diartikan pengambangan lapangan tersebut tidak layak dilaksanakan karena dapat menyebabkan kerugian dari sisi ekonomi. Jika nilai dari NPV = 0 berarti inverstasi yang ditanamkan dan pengembalian yang diperolehsama besarnya atau dapat dikatakan sebagai keadaan pulang pokok. Pada persamaan (2) ditunjukan suatu perumusan untuk menentukan nilai uang yang berlaku pada saat sekarang. NPV didapat dengan penyelesaian dengan memperhitungkan nilai uang dari waktu ke wakktu yang bisa ditunjukan dengan hubungan persamaan (3).... (2) dimana : C = nilai uang pada waktu sekarang S = nilai uang pada waktu n(tahun) i = Interest rata-rata n = waktu (tahun) Dari persamaan (3) disederhanakan menjadi: Rate of Return... (3)... (4) Rate of Return didefinisikan sebagai harga bunga yang menyebabkan harga semua cash inflow sama besarnya dengan cash outflow bila cash flow didiskon untuk suatu waktu tertentu. Dengan kata lain ROR juga dapat didefinisikan sebagai tingkat suku bunga yang menyebabkan NPV = 0. ROR ditentukan dengan cara coba-coba (trial and error). ROR dihitung dari nilai NPV sehingga indikator ini sudah memperhitungkan nilai waktu dari uang. ROR tidak dapat dihitung bila semua cash flow positif, negative atau belum balik modal. Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 7

8 Indikator ini sering digunakan oleh kontraktor atau investor karena dapat dibandingkan langsung dengan Minimum Attractive Rate of Return (MARR). Suatu investasi dikatakan layak apabila ROR lebih besar dari MARR yang ditetapkan oleh investor. Besarnya MARR sangat tergantung pada lingkungan, tujuan, kebijakan, jenis kegiatan serta tingkat resiko dari masing masing investasi.... (5) Pay Out Time Pay out time merupakan indikator kelayakan yang paling sederhana. POT didefinisikan sebagai waktu yang dibutuhkan agar kumulatif pendapatan sama dengan kumulatif biata yang dikeluarkan. Dengan demikian, POT merupakan besaran yang menunjukan seberapa cepat suatu dana investasi kembali. Biasanya kontraktor atau investor memiliki besaran waktu tertentu yang diinginkan agar investasi kembali. Apabila POT lebih kecil dari batasan waktu tersebut, maka investor menilai bahwa proyek tersebut layak dilaksanakan. 5.2 Analisa Ekonomi Dalam analisa ekonomi ini digunakan beberapa asumsi untuk kemudahan dalam analisis ini. Asumsi yang digunakan adalah seperti tercantum dalam Tabel-4 dibawah ini. Tabel-4 Daftar Asumsi Keekonomian Harga Minyak Biaya Operasional 70 US$/BBL 15 US$/BBL FTP 10% 25% Fee 10% Kredit Investasi 15% Bagian Kontraktor 26.80% Bagian Pemerintah 73.20% Pajak Kontraktor 44% Lama Project 12 Tahun MARR 15% Harga Pemboran Sumur X-1 Harga Pemboran Sumur X-2 Biaya Investasi Nonkapital Biaya Investasi Kapital Model Depresiasi 2.8 MMUS$ 3.1 MMUS$ MMUS$ MMUS$ DDB Pada analisa ekonomi ini diasumsikan harga sumur sama yaitu 3.1 juta US$. Dan dalam analisa teknis sebelumnya lapisan yang dipakai adalah k = 20 dan berarah kebawah sesuai dengan Kasus 2. Namun dalam analisa ekonomi ini akan dilakukan beberapa skenario untuk memastikan panjang perforasi yang tepat untuk sumur ini. Tiap skenario menunjukan perbedaan panjang pada perforasi, dan perforasi yang dlakukan sesuai dengan panjang grid yang ada. Skenario yang digunakan ada 5 yang masing-masing skenario memiliki panjang perforasi berdasarkan penambahan grid. Skenario yang dipaikan bisa dilihat pada Tabel-5 berikut. Tabel-5 Skenario variasi panjang perforasi Skenario Panjang perforasi Pada tiap skenario dilakukan perhitungan ekonomi dengan mencari rate per tahunnya dan dilakukan perhitungan keekonomian dengan membuat cash flow sampai kita menganalisis indikator ekonomi berupa NPV, POT dan ROR. Pada Skenario 1 dengan panjang perforasi ft dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-6 Tabel-6 Evaluasi Ekonomi Skenario 1 Evaluasi hasil ekonomi Total Investasi 10,969 Total Pengeluaran 29,102 NPV 9,851 NPV 3,481 Rate of Return (ROR) 47.90% Profitability Index, fraction 1.32 Pay Out Time, year 5.16 NPV Indonesia@0% 45,669 NPV Indonesia@10% 23,368 N p 1,208,889 Pada Skenario 2 dengan panjang perforasi ft dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-7 Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 8

9 Tabel-7 Evaluasi Ekonomi Skenario 2 Evaluasi hasil ekonomi Total Investasi 10,969 Total Pengeluaran 30,463 NPV 10,805 NPV 3,868 Rate of Return (ROR) 50.60% Profitability Index, fraction 1.35 Pay Out Time, year 5.12 NPV Indonesia@0% 49,706 NPV Indonesia@10% 25,005 N p 1,299,630 Pada Skenario 3 dengan panjang perforasi ft dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-8 Tabel-8 Evaluasi Ekonomi Skenario 3 Evaluasi hasil ekonomi Total Investasi 10,969 Total Pengeluaran 31,484 NPV 11,520 NPV 4,164 Rate of Return (ROR) 52.60% Profitability Index, fraction 1.38 Pay Out Time, year 5.08 NPV Indonesia@0% 52,732 NPV Indonesia@10% 26,257 N p 1,367,653 Pada Skenario 4 dengan panjang perforasi ft dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-9 Tabel-9 Evaluasi Ekonomi Skenario 4 Evaluasi hasil ekonomi Total Investasi 10,969 Total Pengeluaran 31,789 NPV 11,734 NPV 4,271 Rate of Return (ROR) 53.60% Profitability Index, fraction 1.39 Pay Out Time, year 5.06 NPV Indonesia@0% 53,637 NPV Indonesia@10% 26,713 N p 1,387,996 Pada Skenario 5 dengan panjang perforasi dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-10 Tabel-10 Evaluasi Ekonomi Skenario 5 Evaluasi hasil ekonomi Total Investasi 10,969 Total Pengeluaran 31,789 NPV 11,734 NPV 4,271 Rate of Return (ROR) 53.60% Profitability Index, fraction 1.39 Pay Out Time, year 5.06 NPV Indonesia@0% 53,637 NPV Indonesia@10% 26,713 N p 1,387,996 Dari kelima skenario yang ada dilakukan plot ROR vs L(panjang perforasi) yang hasilnya dapat dilihat pada Gambar-21 dan produksi lapangan hingga tahun 2022 dari setiap skenario yang diperlihatkan pada Gambar % 53.0% 52.0% 51.0% 50.0% 49.0% 48.0% 47.0% ROR vs Skenario Gambar-21 ROR vs Skenario Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 9

10 Np vs Skenario 1,400,000 1,350,000 1,300,000 1,250,000 1,200,000 1,150, ,000 20,000 15,000 10,000 5,000 - Price Gambar-24 Spider diagram NPV Operating Cost Investasi 0% 50% 100% 150% 200% Gambar-22 Produksi lapangan vs Skenario Pada Gambar-21 terlihat bahwa terdapat pertambahan ROR yg cukup signifikan sampai pada Skenario 3. Sehingga dalam Lapangan ini sumur berarah yang cocok untuk diaplikasikan adalah Skenario 3. Dalam Skenario 3 ini produksi yang dihasilkan hingga pertengahan tahun 2022 adalah 1.37 MMSTB dengan RF = 10.57%. sumur ini memiliki kemiringan hingga 74.85ᵒ, ketebalan formasi 79.7 ft dan panjang seksi miring ft yang terlihat pada Gambar-23. Gambar-23 Keadaan sumur Skenario Sensitifitas Pada kenyataannya asumsi yang dipakai yaitu harga minyak, investasi dan operating Cost selalu mengalami flukstuasi setiap waktu, untuk itu digunakan sensitifitas berupa spider diagram untuk melihat gambaran umum akibat dari fluktuatif tersebut. Spider diagram yang digunakan memiliki interval dari 50% sampai dengan 150%. Maka diperoleh spider diagram untuk NPV pada Gambar- 24 dan spider diagram untuk IRR pada Gambar % % % % 50.00% 0.00% Gambar-25 Spider diagram IRR Dari spider diagram diatas dapat dilihat bahwa yang paling berpengaruh terhadap NPV adalah harga minyak secara positif. Perubahan yg cukup besar terjadi juga terjadi pada perubahan Price dimana terjadi penurunan NPV yang cukup besar ketika biaya naik. Namun dalam grafik IRR terlihat bahwa biaya investasilah yang membuat pengurangan yang sangat besar dibanding operating cost. Walaupun dalam grafik NPV yang paling berpengaruh adalah perubahan biaya operasional, pada kenyataannya dalam keseluruhan proyek yang paling besar pengaruhnya adalah IRR sehingga perubahan investasilah yang memegang peranan paling penting dalam skenario ini. VI. KESIMPULAN Price Operating Cost Investasi 0% 50% 100% 150% 200% 1. Reservoir lapangan ini merupakan reservoir yang bersifat water wet untuk sistem air dan minyak. 2. Lapisan paling produktif dalam lapangan ini adalah lapisan k = 20 pada kedalaman Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 10

11 3. Panjang seksi miring terbaik dalam sumur berarah ini adalah ft 4. Penambahan 1 sumur berarah dengan Skenario terbaik memberikan faktor perolehan sebesar 10.57% 5. Indikator ekonomi untuk Skenario pengembangan terbaik menghasilkan NPV sebesar 4,164,000 US$, ROR sebesar 52.6% dan POT sebesar 5.08 tahun. 6. Spider diagram merupakan uji kesensitifan yang baik dari indikator keekonomian akan perubahan harga, pada Skenario yang dipilih diindikasikan bahwa harga minyak berpengaruh sangat besar pada NPV namun pada IRR yang berpengaruh paling besar adalah investasinya. DAFTAR SIMBOL IOIP = Initial Oil In Place, STB GOR = Gas Oil Ratio, SCF/STB B o = Faktor volume formasi minyak, res bbl/stb S w = Saturasi air, % S g = Saturasi gas, % k rw = Permeabilitas air, md k ro = Permeabilitas minyak, md k rg = Permeabilitas gas, md DAFTAR PUSTAKA Permadi, Asep Kurnia : Diktat Teknik Reservoir I, ITB Bandung, Craft, B.C.,Hawkins, M,.F. : Applied Petroleum Reservoir Engineering, Second Edition, Prentice-Hall, Inc., New Jersey, Partowidagdo, Widjajono : Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Penerbit ITB Bandung, Arsegiaonto : Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Diktat Kuliah ITB Bandung, Jesta ( ), Sem II 2009/2010 Page 11

12 Tahun LAMPIRAN Tabel-11 Cashflow Skenario 1 Produksi Cost tahunan Np Revenue OC FTP Recovery Recovery Contractor share Burden ,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1, ,217 2,618 1,222 6,324 6,596 2,689 1, ,398 2,228 1,040 5,669 5,669 2,262 1, ,963 1, ,976 4,976 1,907 1, ,838 1, ,871 1,871 2, ,039 1, ,084 2,084 2, ,698 1, ,221 1,221 2, , , ,026 3, , ,072 3, , ,112 2, , ,148 2, ,179 2, ,209 2, fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059-3,396-3,396 7, ,246 1,528-1,869 4, ,309 1, , ,504 3,583 2,996 3, ,997 1,318 4,313 4, ,987 1,478 5,792 4, , ,647 3, , ,346 2, , ,925 2, , ,415 2, , ,837 1, ,210 1, ,541 1, ,851 1,313 Jesta ( ), Sem I 2009/2010 Page 12

13 Tahun Tabel-12 Cashflow Skenario 2 Produksi Cost tahunan Np Revenue OC FTP Recovery Recovery Contractor share Burden ,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1, ,359 2,648 1,236 6,354 6,627 2,742 1, ,301 2,422 1,130 5,863 5,863 2,601 1, ,807 2, ,157 5,157 2,224 1, ,621 1, ,039 2,039 3,148 1, ,598 1, ,203 2,203 2, ,084 1, ,304 1,304 2, ,028 5,058 1, ,084 1,084 1, ,089 4, , ,141 3, , ,187 3, , ,228 2, , ,265 2, ,300 2, fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059-3,396-3,396 7, ,297 1,549-1,847 5, ,638 1, , ,811 3,710 3,279 3, ,282 1,435 4,714 5, ,191 1,562 6,277 4, , ,190 3, , ,950 3, , ,591 2, , ,138 2, , ,621 2, , ,054 1, ,443 1, ,805 1,532 Jesta ( ), Sem I 2009/2010 Page 13

14 Tahun Tabel-13 Cashflow Skenario 3 Produksi Cost tahunan Np Revenue OC FTP Recovery Recovery Contractor share Burden ,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1, ,465 2,671 1,247 6,377 6,649 2,782 1, ,973 2,566 1,197 6,007 6,007 2,854 1, ,433 2,236 1,043 5,291 5,291 2,459 1, ,204 1, ,164 2,164 3,367 1, ,034 1, ,297 2,297 2, ,463 1, ,385 1,385 2, ,073 5,424 1, ,162 1,162 2, ,139 4, , ,196 3, , ,247 3, , ,291 3, , ,331 2, , ,368 2, fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059-3,396-3,396 7, ,336 1,565-1,831 5, ,883 1, , ,040 3,804 3,490 4, ,046 3,495 1,523 5,013 5, ,349 1,628 6,641 4, , ,611 4, , ,426 3, , ,119 2, , ,716 2, , ,247 2, , ,719 1, , ,134 1, ,520 1,634 Jesta ( ), Sem I 2009/2010 Page 14

15 Tahun Tabel-14 Cashflow Skenario 4 Produksi Cost tahunan Np Revenue OC FTP Recovery Recovery Contractor share Burden ,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1, ,547 2,689 1,255 6,394 6,667 2,813 1, ,380 2,653 1,238 6,094 6,094 3,007 1, ,706 2,294 1,071 5,350 5,350 2,562 1, ,408 2, ,208 2,208 3,444 1, ,127 1, ,317 2,317 2, ,012 6,525 1, ,398 1,398 2, ,090 5,479 1, ,174 1,174 2, ,157 4, , ,214 4, , ,265 3, , ,310 3, , ,350 2, , ,388 2, , fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059-3,396-3,396 7, ,366 1,577-1,819 5, ,031 1, , ,139 3,845 3,604 4, ,070 3,569 1,553 5,158 5, ,383 1,642 6,800 4, , ,780 4, , ,602 3, , ,302 2, , ,907 2, , ,440 2, , ,913 2, , ,330 1, ,734 1,712 Jesta ( ), Sem I 2009/2010 Page 15

16 Tahun Tabel-15 Cashflow Skenario 5 Produksi Cost tahunan Np Revenue OC FTP Recovery Recovery Contractor share Burden ,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1, ,547 2,689 1,255 6,394 6,667 2,813 1, ,380 2,653 1,238 6,094 6,094 3,007 1, ,706 2,294 1,071 5,350 5,350 2,562 1, ,408 2, ,208 2,208 3,444 1, ,127 1, ,317 2,317 2, ,012 6,525 1, ,398 1,398 2, ,090 5,479 1, ,174 1,174 2, ,157 4, , ,214 4, , ,265 3, , ,310 3, , ,350 2, , ,388 2, , fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059-3,396-3,396 7, ,366 1,577-1,819 5, ,031 1, , ,139 3,845 3,604 4, ,070 3,569 1,553 5,158 5, ,383 1,642 6,800 4, , ,780 4, , ,602 3, , ,302 2, , ,907 2, , ,440 2, , ,913 2, , ,330 1, ,734 1,712 Jesta ( ), Sem I 2009/2010 Page 16