STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI X DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR FORGAS TUGAS AKHIR. Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM :

Transkripsi

1 STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI X DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR TUGAS AKHIR Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM : Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010

2 Studi Deliverability Produksi Gas di Provinsi X Dengan Menggunakan Simulator Gilang Priambodo* Dr.-Ing Ir. Rudi Rubiandini R.S.** Sari Studi deliverability pada lapangan gas ialah merupakan suatu studi optimasi terhadap kemampuan sumur-sumur pada lapangan gas dengan laju alir dan tekanan tertentu dengan tujuan agar dapat memenuhi kebutuhan gas pada masing-masing konsumen. Pada umumnya, laju produksi sumur gas ialah sebesar 30% dari AOF (Absolute Open Flow). Setelah menyelaraskan laju produksi untuk masing-sumur, maka diselaraskan laju produksi untuk masing-masing lapangan, dan yang terakhir ialah menyelaraskan laju produksi di provinsi tersebut setelah masing-masing lapangan tersebut disatukan dan dihubungkan dengan mainline. Dalam Pengerjaannya, Studi deliverability ini menggunakan software simulator - Neotec dalam perancangan model, penyelarasan laju alir, sampai dengan melakukan peramalan produksi gas masing-masing sumur untuk masing-masing skenario yang menghasilkan produksi optimal. Kata Kunci : Deliverability, Gas, AOF, Crossflow, Bottlenecking, Peramalan Laju Produksi, Optimasi. Abstract Deliverability study of gas field is an optimization study in gas fields with certain gas rate and pressure in order to overcome demand on gas consumers During estimating production rate of gas field, it s commonly used 30% of AOF (Absolute Open Flow). After production history matching for each well, for each field, and finally we match the production history in district-x that gas from each field be gathered in mainline and delivered to consumers. During this study, -Neotec is used for building model, until forecasting production rate that overcome the demand of gas consumers. Key words: Deliverability, Gas, AOF, Cross flow, Bottlenecking, Production Rate Forecasting, Optimization. *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung **) Pembimbing, Dosen Program Studi Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 1

3 I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Kebutuhan gas yang semakin tinggi di pasaran, membuat PT X berusaha meningkatkan produksi gas di beberapa lapangannya di provinsi X. Di provinsi ini terbagi menjadi dua area sesuai dengan letaknya masing-masing yaitu Area Barat dan Area Timur dan secara total terdapat sebanyak 19 lapangan minyak dan gas non-asso yang aktif berproduksi dan jumlah sumur gas nonasso sebanyak 96. Semua gas yang terproduksi dari lapisan gas non-asso dan gas asso-nya ikut diproduksikan melalui mainline untuk bersama-sama disalurkan ke konsumen. Beberapa lapangan tersebut ialah: Area Barat : Area Timur : 1. Struktur A 1. Struktur J 2. Struktur B 2. Struktur K 3. Struktur C 3. Struktur L 4. Struktur D 4. Struktur M 5. Struktur E 5. Struktur N 6. Struktur F 6. Struktur O 7. Struktur G 7. Struktur P 8. Struktur H 8. Struktur Q 9. Struktur I 9. Struktur R 10. Struktur S Lapangan-lapangan gas pada provinsi-x ini sampai sekarang masih memenuhi 85% kebutuhan gas dari para konsumennya. Jadi sampai sekarang masih terjadi Shortage gas pada provinsi tersebut. Oleh karena itu, perlu dilakukan peramalan produksi dan skenarioskenario pengembangan agar di kemudian hari lapangan-lapangan pada provinsi-x ini dapat memenuhi semua kebutuhan akan konsumen di daerahnya. Sedangkan untuk data demand dari konsumennya ialah seperti yang telah tercantum pada Lampiran. Studi ini menggunakan software untuk menentukan deliverability sumur-sumur. Software adalah software yang didisain untuk memperkirakan deliverability dari sumur-sumur gas untuk saat ini dan masa depan. Selain itu dapat juga digunakan untuk merencanakan pengembangan lapangan yang lebih optimal. 1.2 Tujuan Tujuan dari penulisan paper ini adalah mencari skenario pengembangan produksi gas di Provinsi X agar dapat memenuhi semua demand dari konsumen yang sesuai dengan kontrak yang telah disepakati. II. ALIRAN GAS DALAM PIPA Pada paper ini untuk mengestimasi laju produksi optimum gas yang dapat dicapai untuk memenuhi demand. Beberapa hal yang akan dimasukkan pada teori dasar ini adalah teori mengenai deliverability dan persamaan laju alir gas di pipa. Pada masa awal dari tes penentuan deliverability ini sudah dikenal persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini menyatakan hubungan antara qsc terhadap Δp 2 pada kondisi aliran yang stabil. Qsc = C (P 2 R P 2 wf ) n.(1) Harga n ini mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia turbulensi atas aliran. Bila harga n sama dengan 1 (satu), sehingga dapat disimpulkan bahwa aliran yang laminer akan memberikan harga n sama dengan 1. Sebaliknya bila faktor inersia-turbulensi berperan pula dalam aliran maka n lebih kecil dari 1 (dibatasi hingga harga paling kecil sama dengan 0.5). Untuk perhitungan pressure drop pada pipa digunakan persamaan Hagedorn-Brown untuk segmen vertikal dan Beggs-Brill untuk segmen GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 2

4 horizontal, dimana persamaan Hagedorn- Brown didefinisikan sebagai : Dan persamaan Beggs-Brill ialah: III...(2)...(3) PERSIAPAN PENELITIAN Beberapa tahapan persiapan dalam melakukan penelitian adalah sebagai berikut. 3.1 Metodologi Penelitian Metodologi yang digunakan dalam pengerjaan Tugas Akhir deliverability ini adalah : 1. Mengumpulkan data-data awal tentang jaringan pemipaan di Provinsi X. Pengumpulan data-data awal yang akan digunakan dalam mendesain jaringan pemipaan di Provinsi X ialah antara lain : Data tentang jumlah stasiun pengumpul dan sell point Data mengenai jenis sampel fluida. Data jarak antara stasiun pengumpul dengan sell point. Dan data-data lain yang dibutuhkan. 2. Melakukan study literatur yang berkaitan dengan desain jaringan pemipaan. Study literatur ini merupakan tahapan awal sebelum melakukan pengkajian dan analisis terhadap data-data yang telah terkumpul sebelum menentukan desain yang optimum dan ekonomis. 3. Mengkaji dan menganalisis desain pemipaan yang optimal dan ekonomis untuk Provinsi X. Dalam mengkaji dan menganalisis desain pemipaan yang optimal perlu mengkaji beberapa parameter yang perlu diperhatikan, baik secara teknis maupun non-teknis. Parameterparameter tersebut antara lain : Penentuan kehilangan tekanan sepanjang pipa. Penentuan ukuran diameter yang optimum. Dan parameter-parameter yang lain. 3.2 Pembuatan Model Beberapa langkah yang dilakukan dalam membuat model ialah seperti berikut : Memasukkan initial condition pada system Memilih metode perhitungan Memilih facilities dan menghubungkannya satu sama lain Memasukkan data reservoir Memasukkan data komposisi fluida Memasukkan data profil sumur Memasukkan data permukaan (flowline, separator, kompresor) Memasukkan data konsumsi gas konsumen Memasukkan data delivery target Sedangkan untuk data-data yang diinputkan dapat dilihat pada lampiran. IV. STUDI KASUS Dalam studi kasus pada Provinsi X ini ialah dengan membuat model yang tervalidasi dengan kondisi actual dan kemudian dilakukan GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 3

5 optimasi dengan berbagai skenario sehingga dapat mengatasi masalah shortage gas di provinsi tersebut. 4.1 Pengolahan Data Pengolahan data pada study deliverability gas Provinsi X ini adalah perhitungan nilai AOF dari masing-masing sumur. Dimana nilai AOF adalah berasal dari persamaan di bawah ini :.(4) Hasil perhitungan AOF untuk masing-masing sumur dapat dilihat pada Lampiran. 4.2 Validasi Model Setelah model di-run sampai tanggal 30 juni 2009, maka didapat nilai rate (MMscfd) dan Pwh (psia) seperti tabel pada Lampiran. Dan disertakan juga nilai error untuk masingmasing perhitungan. Untuk lebih jelasnya mengenai penyelarasan rate dan Pwh masing-masing sumur, dapat dilihat pada grafik di Lampiran. Setelah masing sumur dirasa cukup match, maka disatukan tiap-tiap sumur tersebut menjadi masing-masing struktur atau stasiun pengumpul (SP). Berikut adalah hasil perhitungan rate (MMscfd) dan error-nya: Struktur Tabel 1. Validasi Area Barat Data (MMscfd) Forgas (MMscfd) Error (%) E D I A B C F G H TOTAL Struktur Tabel 2. Validasi Area Timur Data (MMscfd) Forgas (MMscfd) Error (%) Q Q P O O J J L K K M S N R TOTAL Setelah masing-masing struktur dan SP disatukan sesuai Area dan provinsi maka didapat rate (MMscfd) dan nilai error seperti tabel berikut ini: Tabel 3. Validasi Provinsi X Forgas Data Error (%) Provinsi X Setelah di satukan menjadi sebuah jaringan pipa Provinsi X, ternyata model memiliki error sebesar % Untuk lebih jelas mengenai penyelarasan Seprovinsi, dapat dilihat pada gambar pada Lampiran. Pada penyelarasan distribusi tekanan sepanjang mainline dibandingkan data dari perhitungan pada tanggal 30 juni 2009 dan dibandingkan dengan data distribusi tekanan pada data 3 September Profil distribusi tekanan yang akan dibandingkan adalah tekanan mulai dari lapangan Q (paling timur) sampai plant di ujung barat. GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 4

6 Untuk dapat membandingkan hasil perhitungan dengan data aktual pada 3 September 2009, dapat dilihat grafik pada Lampiran. 4.3 Peramalan Produksi dan Optimasi 1. Base Case (Skenario 0) Setelah model di running dan match dengan data produksi pada tanggal 30 Juni 2009, kemudian di lakukan forecasting sampai akhir tahun 2020 tanpa melakukan perubahan apapun pada model tersebut. Skenario ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui kemampuan sumur-sumur jika tidak dilakukan usaha-usaha untuk peningkatan produksi. Kemudian didapat grafik seperti berikut ini. Dapat disimpulkan bahwa jika tidak dilakukan usaha peningkatan produksi terhadap lapangan-lapangan gas, maka PT X tidak dapat memenuhi kebutuhan kontrak yang sudah ada / Contracted demand. 600 Hasil Forecasting 2. Open Choke Sumur Potensial (Skenario 1) Pada umumnya, lapangan gas diproduksikan dengan laju alir sekitar 30% dari nilai AOF. Sehingga untuk beberapa sumur yang laju alirnya masih dibawah dari nilai 30% AOF, perlu dibuka choke-nya (Open Flow) untuk mengurangi pressure drop dan meningkatkan produksi. Dari model yang dibuat, didapat nilai dari AOF untuk masing-masing sumur seperti pada Lampiran. Untuk sumur yang potensial seperti yang telah disebutkan di atas, dilakukan skenario buka choke pada tanggal 1 Januari Kemudian didapat grafik seperti berikut Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 1. Open Choke 30%AOF Gambar 2. Peramalan Produksi Open Choke (skenario 1) Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case Gambar 1. Peramalan Produksi Base Case (skenario 0) dapat disimpulkan bahwa dengan membuka choke sumur-sumur yang lajunya masih dibawah 30%AOF, tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand walaupun terdapat peningkatan produksi. GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 5

7 3. Infill Drilling (Skenario 2) Skenario yang ke dua adalah infill drilling. Maksud dari skenario ini adalah menambah sejumlah sumur produksi pada strukturstruktur tertentu agar produksi gas dapat meningkat. Struktur dengan recovery factor yang relatif masih kecil (<60%) pada 31 Desember 2009 akan ditambahkan sumur baru. Skenario ini dijalankan di pada Juli Data sumur yang akan ditambahkan pada model seperti pada Lampiran. Data sumur infill yang dimasukkan ke dalam disamakan dengan data sumur yang produksinya sama dengan median produksi sumur pada struktur yang sama. Hasil skenario ini dapat dilihat pada grafik berikut. 4. Open Choke, Restaging Booster 4-5 dan Mengganti ID Flowline (Skenario 3) Skenario ketiga yang dilakukan adalah melakukan Open Choke seperti pada skenario kedua disertai melakukan Restaging Booster 4 dan 5. Selain itu dilakukan juga dengan mengganti Inner Diameter flowline sepanjang Booster 4 sampai plant dengan mengganti dari ukuran 24 menjadi ekivalen 32, sebagai representasi dari dua pipa pararel yang masing-masing 24. Semua event diasumsikan terjadi pada 1-Januari Kemudian didapatlah grafik seperti berikut dan dapat disimpulkan bahwa terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case, Skenario 1 dan Skenario 2. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand. Hasil Forecasting 600 Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 2. Infill Drililng Gambar 3. Peramalan Produksi Infill Drilling (skenario 2) Dapat disimpulkan bahwa ketika sumur infill mulai berproduksi terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case dan Skenario 1. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand. 0. Base Case 3. Skenario 1 + Restaging 4-5 +ganti Mainline Gambar 4. Peramalan Produksi Skenario 1 + Restaging Booster Ganti Mainline (skenario 3) GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 6

8 5. Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing E-D, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline (Skenario 4) Skenario ke empat yang dilakukan adalah seperti pada skenario tiga, ditambah dengan mengganti diameter tubing semua sumur di struktur D dan E dan memasang kompresor di masing-masing lapangan. Open choke yang dilakukan ialah pada sumur yang potensial seperti pada skenario pertama dan mulai dibuka pada tanggal 1 Januari Kompressor dioperasikan pada tanggal 1 Januari Data kompresor yang dimasukkan ke dalam seperti di bawah ini. Hasil produksi dari running software pada skenario bisa dilihat pada Lampiran dan dapat disimpulkan bahwa produksi gas nampak memenuhi Contracted Demand dan berimpit dengan garis tersebut. Namun pada tahun 2012 produksi turun walaupun masih memenuhi Contracted Demand Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 4.Skenario 3 +ganti tubing D-E+ Kompresor Gambar 5. Peramalan Produksi Skenario 3 + Ganti Tubing D-E + Kompresor (skenario 4) 6. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling, dan Ganti Tubing D-E (Skenario 5) Oleh karena pada skenario keempat, pressure drop di tubing pada struktur D dan E terlalu tinggi sehingga tidak mengalir maka pada skenario ini ditambahkan perubahan ukuran tubing di kedua struktur tersebut. Pembukaan choke dan pemasangan kompresor dijadwalkan pada tanggal 1 Januari 2010, sedangkan sumur infill diproduksikan mulai Juli Choke yang dibuka pada skenario ini adalah choke pada struktur D dan E dan bukan hanya pada sumur yang potensial saja seperti pada skenario kedua, tetapi semua sumur pada struktur tersebut menjadi open flow. Ukuran tubing yang diubah adalah menjadi 4 per tanggal 1 Januari Hasil running dapat dilihat pada grafik berikut. Dapat disimpulkan bahwa produksi gas meningkat pada awal 2010 karena efek dari kompresor dan choke serta ukuran tubing pada struktur D dan E yang diubah. Sedangkan setelah Juni 2012 produksi semakin meningkat karena adanya tambahan produksi dari sumur infill. Namun, pada tahun 2016 produksi menurun tajam Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 5. Skenario 1 + Skenario 2 +ganti tubing D-E+Kompresor Gambar 6. Peramalan Produksi Skenario 1 + Skenario 2 + Ganti Tubing D-E + Kompresor (skenario 5) GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 7

9 7. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling, dan Ganti Tubing D-E, Restaging Booster 4-5, dan Ganti ID Mainline (Skenario 6) Pada skenario keenam ini sama seperti skenario lima tapi dikombinasikan dengan restaging booster 4-5 dan ganti ID Mainline seperti pada skenario tiga. Kemudian didapat hasil seperti di bawah ini. Dapat disimpulkan bahwa dengan skenario ini dapat memenuhi Contracted Demand sampai tahun 2020 dan jika laju produksi dibuat flat sekitar 400 MMscf, maka dapat sampai tahun Skenario ini merupakan skenario yang paling optimal dalam memenuhi demand dari konsumen di Provinsi X Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 6. Skenario 5 + Restaging 4-5+Ganti Mainline Gambar 7. Peramalan Produksi Skenario 5 + Restaging Booster Ganti Mainline (skenario 6) V. PEMBAHASAN Setelah dijelaskan melalui enam skenario pengembangan di atas, maka dapat ditarik beberapa skenario yang dapat diambil oleh PT X untuk memenuhi kebutuhan konsumsi gas di Provinsi X. Dari Base Case, didapat bahwa jika PT X tidak melakukan tindakan usaha-usaha untuk meningkatkan produksi gas, tidak dapat memenuhi Contracted Demand.salah satu skenario yang memenuhi Contracted Demand yang terekonomis adalah dengan melakukan skenario empat yaitu : Membuka Choke beberapa sumur yang masih potensial. Me-Restaging Booster 4 dan 5 Mengganti ukuran ID Flowline dari 24 menjadi 32 dengan mempararel dengan 24 dari outlet kompresor 4 sampai Plant sepanjang 152 Km. Mengganti Tubing untuk sumur-sumur di D dan E dengan ukuran minimal 4. Memasang Compressor di masing-masing SP sebelum masuk menuju Mainline. Membuka semua choke untuk sumursumur di D dan E. Sedangkan jika di kemudian hari terdapat perpanjangan kebutuhan gas pada Contracted Demand, maka PT X dapat melakukan skenario 6, yaitu seperti skenario 4 tetapi ditambah dengan melakukan Infill di beberapa lapisan yang masih memiliki nilai Recovery Factor kurang dari 60% sehingga masih dapat memenuhi Contracted Demand sampai Untuk lebih jelasnya mengenai berbagai alternatif dalam pengembangan lapangan gas PT X di Provinsi X, dapat dilihat pada Lampiran. VI. KESIMPULAN 1. Secara keseluruhan, model jaringan pipa gas ini sudah cukup selaras (match) dengan error hanya sebesar 0.5%. Mengingat data yang didapatkan dari tanggal yang berbeda-beda, baik data komposisi fluida, konstanta IPR, hingga konsumsi gas. Maka dengan error dibawah 10% saja, sudah merupakan sesuatu yang baik. GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 8

10 2. Berdasarkan hasil penyelarasan tekanan dan produksi seluruh sumur, lapangan dan provinsi, maka model ini representatif mewakili kondisi sebenarnya. Sehingga dapat digunakan untuk prediksi berbagai skenario atau kasus. 3. Skenario pengembangan pertama (Open Choke), dilakukan pada sumur yang laju produksinya masih dibawah dari 30% AOF. Namun tidak mampu memenuhi Contracted Demand. 4. Skenario kedua (Infill Drilling) memberikan hasil yang agak signifikan, dimana terjadi peningkatan produksi tetapi tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand. Namun ada juga beberapa sumur Infill yang tidak berproduksi, contohnya seperti pada struktur Tugu Barat. 5. Skenario ketiga (Open Choke dan Restaging Booster 4 dan 5 dan Mengganti ID Mainline) didapat laju produksi yang signifikan dibandingkan dengan skenario pertama yang hanya melakukan Open Choke saja. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi Contracted Demand. 6. Skenario keempat (Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing D-E, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline) Mendapat hasil yang cukup memuaskan untuk memenuhi Contracted Demand sampai dengan tahun Skenario kelima (Kompresor di Masing- Masing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Memuaskan, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun Skenario keenam (Restaging Booster 4-5, Mengganti ID Flowline, Kompresor di Masing-Masing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Paling Optimal, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun Jika PT X ingin untuk mengejar permintaan dari Committed Demand dan Potential Demand, maka PT X harus segera melakukan Exploration dan menemukan sumber-sumber gas baru. VII. INDEX Qsc = Gas rate pada standard condition, scf/d P r = Tekanan Reservoir, psia Pwf = Tekanan Bottom hole flowing, psia C = Koefisien well testing. n = Koefisien faktor inersia turbulensi. Z = Koefisien faktor deviasi gas. AOF = Absolute Open Flow (MMscf) γ = Gas specific gravity, fraction 1 = Menunjukkan kondisi 1 2 = Menunjukkan kondisi 2 VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. Abdassah D., "Gas Alam", Institut Teknologi Bandung, Bandung, Arnold K., Stewart M., "Surface Production Operations Volume 2nd", Elsevier Science, Houston, Beggs Dale H., Gas Production Operations, OGCI Publishing, Tulsa, Ikoku Chi U., "Natural Gas Production Engineering", Krieger Publishing Company, Malabar-Florida, Rubiandini Rudi, "Pipeline Technology and Maintenance", LDI-Training, Bandung, Smith R. V., "Practical Natural Gas Engineering", PennWell Publishing Company, New York, Spivey John, "SPE Reprint Series 52 : Gas Reservoir Engineering", Society Petroleum Engineers, Texas, GIlang Priambodo Semester II 2009/2010 9

11 LAMPIRAN Gambar 1 Skema Jaringan Provinsi X

12 Gambar 2 Model Pada GIlang Priambodo Semester II 2009/

13 Tabel 1 Data Reservoir 1. Area Barat No Struktur Sumur Lapisan Kedalaman (meter) Produksi kumulatif Pi C n Temperatur ( F) (MMMSCF) (psia) 1 A A-5 Res , A B B-1 Res , B B B C C-1 Res , D D-2 Res , D D D D D D E E-1 Res , E E E E E E E E E E E E E E F F-2 Res F-4 Res , G G-1 Res , G G H H-2 Res , GIlang Priambodo Semester II 2009/

14 H HA HA HC HC HD HD HE HE HF HF I I-1 Res , I I I I I I Area Timur No Struktur Sumur Lapisan Kedalaman (meter) Produksi kumulatif Pi C n Temperatur (MMSCF) (psia) 1 J J-4 Res , K K-2 Res , K K K-10A L L-2 Res , L L L L-11 Res , L-8 Res M M-3 Res , S S-4 Res , N N-1 Res , N-2 Res , O O-1 Res O GIlang Priambodo Semester II 2009/

15 O O O O O O-36 Res P P-4 Res , P-6 Res , P-7 Res , PBT-1 Res , Q Q-55 Res , Q-48 Res , Q Q-204 Res , Q-50 Res , Q Q-81 Res , Q Q Q-118 Res , Q-197 Res , Q R R-43 Res R-47 Res , GIlang Priambodo Semester II 2009/

16 Tabel 2 Data Komposisi Fluida Komposisi A B C D E F-1 F-2 G H I J K L-1 L-2 L-3 R-1 R-2 % % % % % % % % % % % % % % % % % O N CO C C C IC NC IC NC C Komposisi M S N-1 N-2 O-1 O-2 P-1 P-2 P-3 P-4 Q-1 Q-2 Q-3 Q-4 Q-5 Q-6 Q-7 % % % % % % % % % % % % % % % % % O2 N CO C C C IC NC IC NC C GIlang Priambodo Semester II 2009/

17 Tabel 3 Data Profil Sumur 1. Area Barat No Struktur Sumur Kedalaman (meter) Tubing Choke (mm) 1 A A /8 EU 10 A /8 EU 13 2 B B /8 EU 13 B EU 19 B /8 EU 16 B /8 EU 13 3 C C /8 EU 19 4 D D /8 EU 21 D /8 EU 21 D /8 EU 23 D /8 EU 23 D /8 EU 19 D /8 EU 11 D /8 EU 9 5 E E NU 25 E NU 23 E NU 23 E NU 23 E NU 26 E NU 26 E NU 27 E NU 25 E NU 23 E NU 25 E NU 27 E NU 21 E NU 21 E /8 EU 15 E NU 23 6 F F /8 NU 10 F /8 EU 10 7 G G EU 19 G /8 EU 13 G /8 EU 13 8 H H Camco 7" 82 H Camco 7" 19 HA Camco 7" 57 HA Camco 7" 22 HC Camco 7" 83 HC Camco 7" 83 HD Camco 7" 83 HD Camco 7" 83 HE Camco 7" 27 HE Camco 7" 83 HF Camco 7" 83 HF Camco 7" 83 9 I I /8 EU 27 I /8 EU 27 I /8 EU 32 I /8 EU 27 I /8 EU 25 I /8 EU 13 I /8 EU 13

18 2. Area Timur No Struktur Sumur Kedalaman (meter) Tubing Choke (mm) 1 J J /8 EU 8 2 K K /8 EU 9 K /8 EU 10 K /8 EU 13 K-10A /8 EU 19 3 L L /8 EU 10 L /8 EU 13 L /8 EU 10 L /8 EU 13 L EU OF L /8 EU 6 4 M M /8 EU 8 5 S S /8 EU 6 6 N N /8 EU 13 N /8 EU 8 7 O O /8 EU 8 O /8 EU 6 O EU 8 O /8 EU 10 O /8 EU 7 O /8 EU 13 O /8 EU 5 O /8 EU OF 8 P P /8 EU 16 P /8 EU 13 P /8 EU 8 PBT /8 EU OF 9 Q Q /8 EU 21 Q /8 EU 19 Q /8 EU 16 Q /8 EU 6 Q /8 EU 13 Q /8 EU 16 Q /8 EU 10 Q /8 EU 10 Q /8 EU 13 Q /8 EU 10 Q /8 EU 10 Q /8 EU R R /8 EU 9 R /8 EU 9 Tabel 4 Data Mainline Pipa Panjang (km) Diameter (inch) Struktur R-Konsumen LPG 1-Terminal B Terminal B-Booster Booster 1- Booster 2 (1) Booster 1- Booster 2 (2) Struktur H- Booster Struktur G-Booster Booster 2- Booster 3 (1) GIlang Priambodo Semester II 2009/

19 Booster 2- Booster 3 (2) Struktur E-Struktur D Booster 3- Booster Stuktur I-Booster Booster 4-Booster Booster 5-Plant Tabel 5 Data Booster Kompresor HP Ps (psi) Pd (psi) Stage Booster Booster Booster Booster Booster Tanggal Tabel 6 Data Demand Contracted Demand Committed Demand Potential Demand 06/30/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ GIlang Priambodo Semester II 2009/

20 Tabel 7 Data Perhitungan nilai AOF Sumur (MMscfd) Sumur (MMscfd) Q K Q K Q K Q J Q L Q L Q L Q L Q L Q L Q K-10A 2.34 Q M O S O N O N O R O R O P O P O P P-BT/ H E H E HA E HA E HC E HC E HD E HD E HE E HE E HF E HF E A E A E B E B D B D B D C D F D F D G D G I G I I I I I I GIlang Priambodo Semester II 2009/

21 Gambar 3. grafik hasil matching per-sumur di Provinsi X pada 30 Juni 2009 Struktur ABC Group Struktur ABC Group Pwh (Psia) A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 Struktur D Struktur D Pwh (Psia) D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14

22 Struktur E Struktur E Pwh (Psia) E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E Struktur F F-2 F-4 Pwh (Psia) Struktur F F-2 F-4 GIlang Priambodo Semester II 2009/

23 Struktur G Struktur G G-1 G-3 G-7 Pwh (Psia) G-1 G-3 G-7 Struktur H Struktur H Pwh (Psia) H-2 H-3 HA-1 HA-2 HC-1 HC-2 HD-1 HD-2 HE-1 HE-2 HF-1 HF-2 H-2 H-3 HA-1 HA-2 HC-1 HC-2 HD-1 HD-2 HE-1 HE-2 HF-1 HF-2 GIlang Priambodo Semester II 2009/

24 Struktur I Struktur I Pwh (Psia) I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I-8 I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I Struktur K 70 Struktur K Pwh (Psia) K-2 K-6 K-7 K-10A K-2 K-6 K-7 K-10A GIlang Priambodo Semester II 2009/

25 1.80 Struktur L 60 Struktur L Pwh (Psia) L-16 L-25 L-2 L-6 L-8 L-11 L-16 L-25 L-2 L-6 L-8 L Struktur MNRS Group 120 Struktur MNRS Group Pwh (Psia) M-3 S-4 N-1 N-2 R-43 R-47 M-3 S-4 N-1 N-2 R-43 R-47 GIlang Priambodo Semester II 2009/

26 Struktur O Pwh (Psia) Struktur O O-1 O-19 O-21 O-24 O-36 O-6 O-22 O-39 O-1 O-19 O-21 O-24 O-36 O-6 O-22 O Struktur P 60 Struktur P Pwh (Psia) P-4 P-6 P-7 PBT-1 P-4 P-6 P-7 PBT-1 GIlang Priambodo Semester II 2009/

27 Struktur Q Pwh (Psia) Struktur Q Q-55 Q-197 Q-207 Q-204 Q-133 Q-48 Q-50 Q-81 Q-106 Q-118 Q-185 Q-191 Q-55 Q-207 Q-133 Q-48 Q-50 Q-118 Q-191 GIlang Priambodo Semester II 2009/

28 Gambar 4. grafik hasil matching per-area di Provinsi X pada 30 Juni 2009 Area Timur Area Barat E H D I G B F A C O-MP Q-LP R P SPU MP J-MP O-LP SPU LP L J-LP N Q-HP M S GIlang Priambodo Semester II 2009/

29 Gambar 5. grafik hasil matching se-provinsi X pada 30 Juni 2009 Provinsi "X" Provinsi "X" GIlang Priambodo Semester II 2009/

30 Tabel 8. Open Choke Sumur Potensial Berdasarkan Nilai AOF Sumur AOF 30% AOF Status Choke Q Buka Choke Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q O O O O Buka Choke O Buka Choke O O Buka Choke O K K K J Buka Choke L L L L L L K-10A M S N N R Buka Choke R E E E Buka Choke E Buka Choke E Buka Choke

31 E E E Buka Choke E Buka Choke E E E Buka Choke E E Buka Choke E D Buka Choke D Buka Choke D Buka Choke D D Buka Choke D D I Buka Choke I I I I Buka Choke I I A Buka Choke A Buka Choke B B B B C F Buka Choke F G G G H H HA HA HC HC HD HD GIlang Priambodo Semester II 2009/

32 HE HE HF HF Tabel 9. Data Skenario Dengan Infill Drilling Lapisan Desember 2009 (%) Status Jumlah sumur existing Jumlah Sumur Infill Res. (E) 38 Infill Drilling 15 8 Res. (D) 45.5 Infill Drilling 7 4 Res. (I) 80.4 Tidak 7 0 Res. (A) 52.5 Infill Drilling 2 1 Res. (B) 37.7 Infill Drilling 4 2 Res. (C) 34.5 Infill Drilling 1 1 Res.1 (F) 42.1 Infill Drilling 1 1 Res.2 (F) 26.7 Infill Drilling 1 1 Res. (G) 41.4 Infill Drilling 3 2 Res. (H) 55.5 Infill Drilling 12 6 Res.1 (Q) 38.6 Infill Drilling 1 1 Res.2 (Q) 52.4 Infill Drilling 1 1 Res.3 (Q) 65.4 Tidak 2 0 Res.4 (Q) 36 Infill Drilling 2 1 Res.5 (Q) 69.1 Tidak 3 0 Res.6 (Q) 70.5 Tidak 1 0 Res.7 (Q) 75.4 Tidak 1 0 Res.1 (P) 64.4 Tidak 1 0 Res.2 (P) 79.3 Tidak 1 0 Res.3 (P) 68.4 Tidak 1 0 Res.4 (P) 75.3 Tidak 1 0 Res.1 (O) 45.1 Infill Drilling 7 3 Res.2 (O) 44 Infill Drilling 1 1 Res. (K) 55.2 Infill Drilling 4 2 Res. (J) 61.9 Tidak 1 0 Res.1 (L) 60.7 Tidak 2 0 Res.2 (L) 59.2 Infill Drilling 1 1 Res.3 (L) 73.5 Tidak 2 0 Res. (M) 55.1 Infill Drilling 1 1 Res. (S) 53.1 Infill Drilling 1 1 Res.1 (N) 68.7 Tidak 1 0 Res.2 (N) 83.4 Tidak 1 0 Res.1 (R) 99.8 Tidak 1 0 Res.2 (R) 79.8 Tidak 1 0 Jumlah Sumur Baru 38 GIlang Priambodo Semester II 2009/

33 Gambar 6. grafik hasil semua skenario Hasil Forecasting Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 1. Open Choke 30%AOF 2. Infill Drililng 3. Skenario 1 + Restaging 4-5 +ganti Mainline 4.Skenario 3 +ganti tubing D-E+ Kompresor 5. Skenario 1 + Skenario 2 +ganti tubing D-E+Kompresor 6. Skenario 5 + Restaging 4-5+Ganti Mainline GIlang Priambodo Semester II 2009/

34 Tabel 10. Kesimpulan Skenario Yang Perlu Dilakukan Hasil Evaluasi Open choke sumur-sumur yang laju alirnya masih dibawah 30% AOF Tidak Memenuhi Contracted Demand Tidak Memuaskan Infill Drilling untuk beberapa lapisan yang nilai recoverynya masih kurang dari 60% Tidak Memenuhi Contracted Demand Skenario 1 Restaging Booster 4-5 Ganti ID Mainline Tidak Memenuhi Contracted Demand Tidak Memuaskan Tidak Memuaskan Skenario 3 Ganti Tubing D-E Kompresor di masing-masing SP Memenuhi Contracted Demand Kurang Memuaskan Skenario 1 + Skenario 2 Ganti Tubing D-E Kompresor di masing-masing SP Skenario 5 Restaging Booster 4-5 Ganti ID Mainline Memenuhi Contracted Demand + Flat Rate 400 MMscfd sampai 2015 Memenuhi Contracted Demand + Flat Rate 400 MMscfd sampai 2018 Cukup Memuaskan Optimal