Hasil Studi Dan Analisis

Bab V Hasil Studi Dan Analisis V.1 Kasus Awal Kasus Awal yang dimaksud dalam penelitian ini adalah Lapangan X yang memiliki empat buah sumur. Model reservoir dengan empat buah sumur sebagai kasus awal dalam penelitian ini, dapat dilihat pada Gambar V.1 berikut ini: Gambar V.1 Saturasi Minyak Awal Kasus Awal Block 2 Block 1 Block 3 Fault Gambar V.2 Inisialisasi Model Reservoir Kasus Awal 40

Gambar V.3 Cross Section Reservoir Kasus Awal Gambar V.4 Tekanan Reservoir Lapangan Kasus Awal 41

Prod2 Prod1 740 1480 1495 3500 Prod4 3000 1720 Prod3 Gambar V.5 Model Jaringan Kasus Awal Pressure= 250 psi Gambar V.6 Informasi Jaringan Kasus Awal 42

Tabel V.1 Tabel Informasi Jaringan Kasus Awal Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 1S 3000 5 Gambar V.7 Laju Alir Well Prod4 Menggunakan Eclipse Setelah Terhubungkan 43

Gambar V.8 Laju Alir Well Prod4 Menggunakan Pipesim Setelah Terhubungkan 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1/1/2000 5/15/2001 9/27/2002 2/9/2004 6/23/2005 11/5/2006 3/19/2008 8/1/2009 12/14/2010 Pipesim-FPT Eclipse Gambar V.9 Validasi Hasil Koneksi Eclipse dan Pipesim Menggunakan FPT 44

Gambar V.10 BHP Kasus Awal F1 F2 F3 F4 Gambar V.11 Laju Produksi Flowline Kasus Awal 45

Tabel V.2 Produksi Minyak Per Tahun Kasus Awal Oil Production Per Year (MSTB) Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 2000 555 0.391 462 1,509 2001 225 1.385 375 1,500 2002 166 1.675 372 1,447 2003 96 1.256 221 925 2004 100 0.197 253 1,193 2005 47 1.473 129 724 2006 19 0 56 355 2007 19 0 47 587 2008 12 0 42 446 2009 17 1.522 48 418 Total 1,256 7.900 2,005 9,104 Field 12,403 Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (MMSTB) 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.12 Kumulatif Produksi Kasus Awal 46

Oil Production Per Year Oil Production (MMSTB) 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.13 Produksi Minyak Per Tahun Kasus Awal RF = 12,403 MSTB 96,956 MSTB = 12.80 % Gambar V.14 Kumulatif Produksi dan Laju Produksi di Sink Kasus Awal 47

Tabel V.3 Kumulatif Produksi Minyak Kasus Awal Cumulative Oil Well Blok Cumulative Oil (MMSTB) Prod1 2 1.256 Prod2 1 0.008 Prod3 3 2.005 Prod4 2 9.134 Field 12.403 Tabel V.4 Faktor perolehan Minyak Kasus Awal Recovery Factor per Blok Blok RF (%) Blok 1 0.034 Blok 2 27.722 Blok 3 25.360 Field 12.792 V.2 Menambah Tiga Sumur Baru (Infill Wells) Gambar V.15 Saturasi Minyak Awal Tiga Infill Wells 48

Prod1 Prod Prod6 Prod Prod Prod Prod7 Gambar V.16 Model Jaringan Tiga Infill Wells Gambar V.17 Informasi Jaringan Tiga Infill Wells 49

Tabel V.5 Tabel Informasi Jaringan Tiga Infill Wells Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 F3A 720 4 F3B 1000 4 F4 1480 4 F5 700 4 F6 250 4 F7 1500 4 M1 1500 5 M2 2000 5 1S 3000 5 Gambar V.18 Laju Alir Well Prod4 Menggunakan Eclipse dan Pipesim Setelah Terhubungkan 50

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1/1/2000 5/15/2001 9/27/2002 2/9/2004 6/23/2005 11/5/2006 3/19/2008 8/1/2009 12/14/2010 Pipesim-FPT Eclipse Gambar V.19 Validasi Hasil Koneksi Eclipse dan Pipesim Menggunakan FPT Gambar V.20 BHP dan Laju Produksi Tiga Infill Wells 51

F4 F5 F6 F7 Gambar V.21 Laju Produksi Flowline Tiga Infill Wells Tabel V.6 Kumulatif Produksi Minyak Tiga Infill Wells Oil Production Per Year (MSTB) Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Prod5 Prod6 Prod7 2000 541 0.149 391 1032 0.027 599 772 2001 204 0.660 315 1014 0 612 328 2002 186 1.586 328 1058 0 732 240 2003 63 0 146 507 0 318 90 2004 79 0.692 176 559 0 471 118 2005 49 1.622 85 247 0 308 47 2006 30 1.736 63 236 0 225 41 2007 15 0.840 37 130 0 161 22 2008 14 0.917 50 63 0 22 15 2009 17 1.799 54 80 0 0 7 Total 1,198 10 1,645 4,926 0.027 3,448 1,680 Field 12,907 52

Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (MMSTB) 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Prod5 Prod6 Prod7 Gambar V.22 Kumulatif Produksi Kasus Awal Tiga Infill Wells Oil Production Per Year Oil Production (MMSTB) 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Prod5 Prod6 Prod7 Gambar V.23 Produksi Per Tahun Tiga Infill Wells 53

Gambar V.24 Kumulatif Produksi dan Laju Produksi di Sink Tiga Infill Wells Tabel V.7 Kumulatif Produksi Minyak Infill Wells Cumulative Oil Production Per Well Per Blok Well Blok Cumulative Oil (MSTB) Prod1 2 1,198 Prod2 1 10 Prod3 3 1,645 Prod4 2 4,926 Prod5 1 0.03 Prod6 2 3,448 Prod7 3 1,680 Field 12,907 54

Tabel V.8 Faktor Perolehan Minyak Infill Wells Recovery Factor per Blok Blok RF(%) Blok 1 0.04 Blok 2 25.54 Blok 3 9.23 Field 13.3 RF = 12.80% RF = 13.30% Gambar V.25 Perbandingan Kumulatif Produksi Kasus Awal dan Infill Wells Bila dilihat dari hasil RF kedua kasus tersebut, maka diketahui bahwa RF untuk kasus tiga infill wells lebih besar dibandingkan RF kasus awal, namun untuk mengetahui manakah dari kedua kasus tersebut yang memiliki nilai ekonomi proyek yang lebih optimum, maka perlu dilakukan analisis keekonomian. 55

V.3 Analisis Keekonomian Analisis keekonomian yang akan dibahas meliputi analisis untuk kasus awal, menambah tiga sumur baru (infill wells), dan optimisasi sistem produksi minyak. V.3.1 Keekonomian Kasus Awal Tabel V.9 Data Keekonomian Kasus Awal Production Well 4 Cost per Well $ 3,000,000 Oil Price per barrel $ 40 Operation Cost per barrel $ 10 Year 10 Total Investasi $ 12,000,000 Modal Capital (%) 100 Modal Non-Capital (%) 0 Tax Rate (T), % 70 MARR 15 Depresiasi per year (%/th) 10 56

Tabel V.10 Hasil Perhitungan Keekonomian Kasus Awal Cum Oil Prod Tahun Investasi Per Year (STB) Revenue D UR OC CR Rec TI T CF $ 12,000,000 $(12,000,000) 2000 2,526,392 $101,055,672 $1,200,000 $ - $25,263,918 $26,463,918 $26,463,918 $74,591,754 $52,214,228 $ 23,577,526 2001 2,100,585 $ 84,023,408 $1,200,000 $ - $21,005,852 $22,205,852 $22,205,852 $61,817,556 $43,272,289 $ 19,745,267 2002 1,987,075 $ 79,483,000 $1,200,000 $ - $19,870,750 $21,070,750 $21,070,750 $58,412,250 $40,888,575 $ 18,723,675 2003 1,243,656 $ 49,746,240 $1,200,000 $ - $12,436,560 $13,636,560 $13,636,560 $36,109,680 $25,276,776 $ 12,032,904 2004 1,546,197 $ 61,847,880 $1,200,000 $ - $15,461,970 $16,661,970 $16,661,970 $45,185,910 $31,630,137 $ 14,755,773 2005 901,473 $ 36,058,920 $1,200,000 $ - $ 9,014,730 $10,214,730 $10,214,730 $25,844,190 $18,090,933 $ 8,953,257 2006 430,000 $ 17,200,000 $1,200,000 $ - $ 4,300,000 $ 5,500,000 $ 5,500,000 $11,700,000 $ 8,190,000 $ 4,710,000 2007 653,000 $ 26,120,000 $1,200,000 $ - $ 6,530,000 $ 7,730,000 $ 7,730,000 $18,390,000 $12,873,000 $ 6,717,000 2008 500,000 $ 20,000,000 $1,200,000 $ - $ 5,000,000 $ 6,200,000 $ 6,200,000 $13,800,000 $ 9,660,000 $ 5,340,000 2009 514,522 $ 20,580,880 $1,200,000 $ - $ 5,145,220 $ 6,345,220 $ 6,345,220 $14,235,660 $ 9,964,962 $ 5,470,698 57

V.3.2 Keekonomian Infill Wells Tabel V.11 Data Keekonomian Infill Wells 4 Production + Infill Well 7 Cost per Well $ 3,000,000 Oil Price per barrel $ 40 Operation Cost per barrel $ 10 Year 10 Total Investasi $ 21,000,000 Modal Capital (%) 100 Modal Non-Capital (%) 0 Tax Rate (T), % 70 MARR 15 Depresiasi per year (%/th) 10 58

Tabel V.12 Hasil Perhitungan Keekonomian Infill Wells Cum Oil Prod Tahun Investasi Per Year (STB) Revenue D UR OC CR Rec TI T CF $ 21,000,000 $(21,000,000) 2000 3335175.7 $133,407,028 $2,100,000 $ - $33,351,757 $35,451,757 $35,451,757 $97,955,271 $68,568,690 $ 31,486,581 2001 2474559.6 $ 98,982,384 $2,100,000 $ - $24,745,596 $26,845,596 $26,845,596 $72,136,788 $50,495,752 $ 23,741,036 2002 2545085.8 $101,803,432 $2,100,000 $ - $25,450,858 $27,550,858 $27,550,858 $74,252,574 $51,976,802 $ 24,375,772 2003 1123900 $ 44,956,000 $2,100,000 $ - $11,239,000 $13,339,000 $13,339,000 $31,617,000 $22,131,900 $ 11,585,100 2004 1403392 $ 56,135,680 $2,100,000 $ - $14,033,920 $16,133,920 $16,133,920 $40,001,760 $28,001,232 $ 14,100,528 2005 737622 $ 29,504,880 $2,100,000 $ - $ 7,376,220 $ 9,476,220 $ 9,476,220 $20,028,660 $14,020,062 $ 8,108,598 2006 596736 $ 23,869,440 $2,100,000 $ - $ 5,967,360 $ 8,067,360 $ 8,067,360 $15,802,080 $11,061,456 $ 6,840,624 2007 365840 $ 14,633,600 $2,100,000 $ - $ 3,658,400 $ 5,758,400 $ 5,758,400 $ 8,875,200 $ 6,212,640 $ 4,762,560 2008 186917 $ 7,476,680 $2,100,000 $ - $ 1,869,170 $ 3,969,170 $ 3,969,170 $ 3,507,510 $ 2,455,257 $ 3,152,253 2009 137799 $ 5,511,960 $2,100,000 $ - $ 1,377,990 $ 3,477,990 $ 3,477,990 $ 2,033,970 $ 1,423,779 $ 2,710,191 59

Tabel V.13 Hasil Perhitungan Indikator Keuntungan Parameter Base Case (4 Production Well) Infill Well Ket NPV 60.67 63.19 MM$ IRR 180.65 127.14 % B/C 6.06 4.01 POT 0.51 0.67 tahun Berikut ini adalah data hasil simulasi kasus awal dan infill wells: Tabel V.14 Hasil Indikator Keuntungan Kasus Awal dan Infill Wells Perbandingan Np (MMSTB) NPV (MM$) IRR (%) B/C POT (Year) Kasus Awal 12.40 60.35 173.23 5.83 0.53 Infill Wells 12.91 62.82 123.32 3.91 0.68 Berdasarkan hasil dari tabel tersebut, ternyata diketahui bahwa infill wells (menambah tiga sumur baru) hanya dapat meningkatkan kumulatif produksi sedikit. Bila dilihat dari hasil analisis ekonomi, ternyata infill wells tidak memberikan hasil yang optimum dibandingkan dengan kasus awal. Berarti kasus awal (Lapangan X dengan empat sumur) lebih ekonomis dibandingkan dengan kasus infill wells. Maka dipilihlah kasus awal dengan fasilitas sebagai kasus untuk penelitian lebih lanjut. Namun yang menjadi pertanyaan adalah apakah memang reservoir hanya memiliki kemampuan kumulatif produksi sebesar 12.4 MMSTB. Oleh sebab itu penulis perlu melakukan studi untuk mengetahui berapa kemampuan kinerja reservoir yang sesungguhnya tanpa adanya fasilitas. V.4 Kinerja Reservoir Tanpa Fasilitas Dalam sub bab ini penulis mencoba untuk melakuan simulasi reservoir tanpa adanya fasilitas untuk mengetahui kemampuan kinerja reservoir yang sesungguhnya tanpa adanya fasilitas. 60

16.32 MMSTB Gambar V.26 Kumulatif Produksi dan Tekanan Lapangan X Gambar V.27 Laju Alir Lapangan X Ternyata didapatkan hasil bahwa kemampuan kinerja produksi reservoir tanpa fasilitas adalah sebesar 16.3 MMSTB. Berarti kumulatif produksi tanpa fasilitas lebih besar dibandingkan kumulatif produksi dengan adanya fasilitas produksi yang hanya sebesar 12.4 MMSTB. Berarti adanya fasilitas produksi telah mengurangi kumulatif produksi reservoir. Oleh sebab itu penulis ingin mengetahui permasalahan yang menyebabkan berkurangnya kumulatif produksi karena adanya fasilitas. 61

V.5 Bottleneck Indeks Berdasarkan hasil simulasi kasus awal, ternyata didapatkan hasil bahwa kumulatif produksi dengan adanya fasilitas akan berkurang dibandingkan kumulatif produksi dari reservoir, berarti adanya fasilitas pada kasus awal telah menyebabkan berkurangnya kumulatif produksi. Dari hasil tersebut, penulis mencoba untuk mengetahui penyebab permasalahan tersebut dengan cara membuat parameter untuk menetukan masalah bottleneck dengan cara membagi laju alir sumur dengan laju alir maksimum. Qo Qo max = BottleneckIndeks Bottleneck Index vs Time Base Case Bottleneck Index 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Field Gambar V.28 Bottleneck Indeks Kasus Awal Qo vs Time Base Case Qo (STB/day) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1-Jan-00 4-Feb-01 11-Mar-02 15-Apr-03 19-May-04 23-Jun-05 28-Jul-06 1-Sep-07 5-Oct-08 9-Nov-09 Time Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.29 Laju Alir Produksi Sumur Kasus Awal 62

Berdasarkan dari Gambar V.28 Prod1 memiliki nilai bottleneck indeks mulai 0.50 lalu seiring dengan waktu produksi nilai bottleneck indeks menurun sampai menjadi nol (0) pada tahun 2009, sedangkan bila dilihat dari Gambar V.29 sejak tahun 2005 Prod1 sudah tidak dapat mengalir lagi, berarti Prod1 tidak dapat mengalir dikarenakan kemampuan dari sumur Prod1 sudah maksimum sehingga sumur Prod1 sudah tidak bisa mengalir lagi, namun hal tersebut bukan disebabkan karena adanya bottleneck indeks. Berdasarkan dari Gambar V.28 diketahui bahwa Prod2 sejak awal sudah memiliki nilai bottleneck nol (0), sedangkan bila dilihat dari Gambar V.29 Prod2 tidak dapat mengalir sama sekali, berarti nilai bottleneck indeks nol sangat mengganggu produksi di sumur Prod2, adanya bottleneck di sumur Prod2, menyebabkan sumur Prod2 tidak dapat mengalir. Berarti dapat diketahui bahwa kumulatif produksi dengan adanya fasilitas berkurang dibandingkan dengan kumulatif produksi reservoir (tanpa fasilitas) dikarenakan adanya bottleneck indeks yang terjadi di sumur Prod2 menyebabkan kumulatif produksi dengan adanya fasilitas menjadi berkurang. Oleh sebab itu penulis perlu mencoba melakukan penelitian untuk dapat mengatasi bottleneck yang terjadi di sumur Prod2 dengan cara melakukan berbagai macam optimisasi sehingga didapatkan hasil bahwa kumulatif produksi reservoir dengan adanya fasilitas akan sama dengan kumulatif produksi dari reservoir itu sendiri. 63

Tabel V.15 Bottleneck Index Sumur untuk Kasus Awal Base Case Average Qo per year Qomax Bottle Neck Parameter (Qo/Qomax) Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 2000 3510 3 1591 4233 7100 12550 5450 14000 0.49 0.00 0.29 0.30 2001 635 4 1154 4480 2500 8000 3100 8500 0.25 0.00 0.37 0.53 2002 365 4 861 3467 1700 4400 2300 5300 0.21 0.00 0.37 0.65 2003 277 2 648 2828 1600 4000 1800 4400 0.17 0.00 0.36 0.64 2004 159 2 419 1800 1400 2700 1600 2700 0.11 0.00 0.26 0.67 2005 107 3 305 1780 1300 1800 1400 2100 0.08 0.00 0.22 0.85 2006 75 0 214 1400 1150 1500 1200 1700 0.07 0.00 0.18 0.82 2007 42 0 121 1150 750 1400 750 1300 0.06 0.00 0.16 0.88 2008 28 0 114 900 700 1200 650 1000 0.04 0.00 0.18 0.90 2009 8 4 75 641 600 1000 500 900 0.01 0.00 0.15 0.71 64

Tabel V.16 Bottleneck Index Lapangan untuk Kasus Awal Average Qo per year Qomax Bottle Neck Parameter Field Field Field 9336.60 39100 0.24 6273.33 22100 0.28 4697.50 13700 0.34 3755.00 11800 0.32 2721.75 8400 0.32 2194.80 6600 0.33 1913.33 5550 0.34 1583.50 4200 0.38 1255.50 3550 0.35 728.60 3000 0.24 V.6 Optimisasi Sistem Produksi Minyak Penulis mencoba untuk melakukan penelitian dengan melakukan simulasi untuk meningkatkan kumulatif produksi dengan cara melakukan beberapa optimisasi fasilitas produksi. Beberapa optimisasi tersebut diantaranya yaitu dengan cara mengganti choke, mengganti diameter pipa, membuat beberapa jenis optimisasi parallel pipa, dan dengan cara menambah kompresor agar di dapat hasil maksimum. 65

Optimisasi 1: Penggunaan Choke ½ in Gambar V.30 Sistem Facilities Optimisasi 1 Tabel V.17 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 1 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 1S 3000 5 Choke ½ in Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.31 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 1 66

Tabel V.18 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 1 Indikator Keuntungan Parameter Choke ½ in Ket NPV 40.76 MM$ IRR 113.86 % B/C 4.26 POT 0.79 tahun Optimisasi 2: Penggunaan Choke 12 in Gambar V.32 Sistem Fasilitas Optimisasi 2 Tabel V.19 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 2 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 1S 3000 5 Choke 12 in 67

Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.33 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 2 Tabel V.20 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 2 Indikator Keuntungan Parameter Choke12 in Ket NPV 60.26 MM$ IRR 173.23 % B/C 5.83 POT 0.53 tahun Optimisasi 3: Pompa Gambar V.34 Sistem Fasilitas Optimisasi 3 68

Tabel V.21 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 3 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 1S 3000 5 Pompa 62 hp Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.35 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 3 Tabel V.22 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 3 Indikator Keuntungan Parameter Pompa (62 hp) Ket NPV 73.91 MM$ IRR 212.82 % B/C 6.89 POT 0.42 tahun 69

Optimisasi 4: Paralel Flowline1 Gambar V.36 Sistem Fasilitas Optimisasi 4 Tabel V.23 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 4 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 2F2 740 8 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 1S 3000 8 70

Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.37 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 4 Tabel V.24 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 4 Indikator Keuntungan Parameter Paralel 1 Ket NPV 85.24 MM$ IRR 296.52 % B/C 7.75 POT 0.32 tahun Optimisasi 5: Paralel Flowline2 Gambar V.38 Sistem Facilities Optimisasi 5 71

Tabel V.25 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 5 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 2F2 740 8 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 2M1 3500 5 1S 3000 5 Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.39 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 5 Tabel V.26 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 5 Indikator Keuntungan Parameter Paralel 2 Ket NPV 88.06 MM$ IRR 312.34 % B/C 7.93 POT 0.30 tahun 72

Optimisasi 6: Paralel Flowline3 Gambar V.40 Sistem Facilities Optimisasi 6 Tabel V.27 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 6 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 F2 740 3 2F2 740 8 F3 1720 4 F4 1480 4 M1 3500 5 2M1 3500 5 1S 3000 8 73

Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.41 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 6 Tabel V.28 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 6 Indikator Keuntungan Parameter Paralel 3 Ket NPV 91.77 MM$ IRR 316.31 % B/C 8.18 POT 0.30 tahun Optimisasi 7: Paralel Flowline4 74

Gambar V.42 Sistem Facilities Optimisasi 7 Tabel V.29 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 7 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 2F1 1495 2 F2 740 3 2F2 740 3 F3 1720 4 2F3 1720 2 F4 1480 4 2F4 1480 2 M1 3500 5 Incremental Cumulative Oil Per Well 18 16 Cumulative Oil (mmstb) 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.43 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 7 Tabel V.30 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 7 Parameter Paralel 4 Ket NPV 88.01 MM$ IRR 310.53 % B/C 7.89 75

POT 0.30 tahun Optimisasi 8: Paralel Flowline5 Gambar V.44 Sistem Facilities Optimisasi 8 Tabel V.31 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 8 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 4 2F1 1495 2 F2 740 3 2F2 740 3 F3 1720 4 2F3 1720 2 F4 1480 4 2F4 1480 2 M1 3500 5 2M1 3500 3 1S 3000 5 76

2S 3000 3 Incremental Cumulative Oil Per Well Cumulative Oil (mmstb) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 Gambar V.45 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 8 Tabel V.32 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 8 Indikator Keuntungan Parameter Paralel 5 Ket NPV 80.21 MM$ IRR 214.68 % B/C 7.28 POT 0.43 tahun Optimisasi 9: Penggantian ID Flowline 77

Gambar V.6 Sistem Facilities Optimisasi 9 Tabel V.33 Data Jarak dan ID Sistem Facilities Optimisasi 9 Seqmen Distance ( ft ) ID ( in ) F1 1495 6 F2 740 6 F3 1720 6 F4 1480 6 M1 3500 8 1S 3000 8 Incremental Cumulative Oil Per Well 18 16 Cumulative Oil (mmstb) 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Year Prod1 Prod2 Prod3 Prod4 78

Gambar V.47 Incremental Cumulative Oil Per Well Optimisasi 9 Tabel V.34 Analisis Indikator Keuntungan Optimisasi 9 Indikator Keuntungan Penggantian ID Parameter Flowline Ket NPV 94.21 MM$ IRR 348.55 % B/C 8.38 POT 0.27 tahun Berikut ini adalah data hasil simulasi dari beberapa optimisasi yang telah disimulasikan: Tabel V.35 Perbandingan Indikator Keuntungan Hasil Optimisasi Optimisasi Np (MMSTB) NPV (MM$) IRR (%) B/C POT (Year) Kasus Awal 12.40 60.35 173.23 5.83 0.53 Choke ½ in 9.32 40.76 113.86 4.26 0.79 Choke 12 in 12.36 60.26 173.23 5.83 0.53 Compressor 14.88 73.91 212.82 6.89 0.42 Paralel Flowline1 15.43 85.24 296.52 7.75 0.32 Paralel Flowline2 12.43 88.06 312.34 7.93 0.30 Paralel Flowline3 16.29 91.77 316.31 8.18 0.30 Paralel Flowline4 15.64 88.01 310.53 7.89 0.30 Paralel Flowline5 16.20 80.21 214.68 7.28 0.43 Penggantian ID 16.28 94.21 348.55 8.38 0.27 Berdasarkan hasil optimisasi dari tabel tersebut diatas, maka didapatkan hasil sebagai berikut: Ternyata didapatkan hasil bahwa perubahan choke tidak akan memberikan perubahan terhadap kasus awal. Ini berarti bahwa dengan perubahan choke sudah tidak bisa memberikan peningkatan produksi. 79

Bila dilihat dari hasil simulasi terhadap kumulatif produksi untuk semua sensitiviti, ternyata penggantian ID memberikan nilai kumulatif produksi yang terbesar yaitu 16.28 MMSTB. Dilihat dari hasil analisis ekonomi Net Present Value (NPV) terhadap semua sensitiviti, ternyata penggantian ID memberikan nilai NPV yang terbesar yaitu 94.21 MM$. Dari hasil analisis ekonomi Internal Rate Return (IRR) terhadap semua sensitiviti, ternyata penggantian ID memberikan nilai IRR yang terbesar yaitu 348.55%. Dari hasil analisis ekonomi Benefit per Cost (B/C) terhadap semua sensitiviti, ternyata penggantian ID memberikan nilai B/C yang terbesar yaitu 8.38. Dari hasil analisis ekonomi Pay Out Time (POT) terhadap semua sensitiviti, ternyata penggantian ID memberikan nilai POT yang tercepat yaitu 0.27 tahun. Dari seluruh hasil yang ada dibandingkan dengan kasus awal, maka penggantian ID memiliki hasil produksi dan hasil analisis ekonomi yang terbaik, sehingga dapat dikatakan bahwa optimisasiyang paling optimum adalah dengan melakukan penggantian ID seperti yang telah disimulasikan dalam tesis ini. Tabel V.36 Perbandingan Indikator Keuntungan Optimisasi Np (MMSTB) NPV (MM$) IRR (%) B/C POT (Year) Kasus Awal 12.40 60.35 173.23 5.83 0.53 Penggantian ID 16.28 94.21 348.55 8.38 0.27 80