Laporan Pod Nioc Prak - PSR [PDF]

Citation preview

NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



LAPORAN PERENCANAAN PENGEMBANGAN LAPANGAN ( POD )



LAPANGAN ARAMBAS



OLEH : 1. 2. 3. 4. 5. 6.



ARYANTO YOGA UTAMA ( NIM. 113130014 ) SARWO AJI NEGORO ( NIM. 113130071 ) BABAS SAMUDERA H ( NIM. 113130150 ) FATWA JELANG HARI R ( NIM. 113130147 ) ABDUL HASIB W ( NIM. 113130032 ) RIZKI FADLI ( NIM. 113130051 )



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB I EXECUTIVE SUMMARY



Lapangan Arambas berada pada di dalam sub cekungan Tarakan yang merupakan sub cekungan termuda dalam cekungan Tarakan. Berdasarkan deposenternya, Lentini dan Darman (1996) membagi cekungan Tarakan memjadi 4 sub cekungan dari arah Utara ke Selatan, yaitu Tidung Sub basin, Berau Sub basin, Tarakan Sub basin dan Muara



Sub basin. Sedangkan berdasarkan Akuanbatin H. Rosandi T dan Samuel L tahun 1984 membagi stratigrafi Pulau Bunyu menjadi 5 formasi berturut-turut dari tua ke muda, yaitu Formasi Meliat, Formasi Tabul, Formasi Santul, Formasi Tarakan dan Formasi Bunyu. Formasi Meliat memiliki litologi yang terdiri dari selang-seling batulempung, serpih dan batu lanau dengan sisipan tipis batupasir. Formasi Tabul memiliki litologi yang terdiri dari selang seling batulempung, batulanau dan batupasir. Formasi Santul memiliki litologi yang terdiri dari selang-seling batupasir, batulanau dan batulempung. Formasi Tarakan memiliki litologi yang terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara. Formasi Bunyu memiliki litologi yang terdiri dari batupasir tebal berukuran sedang sampai kasar, kadangkadang konglomerat dan selang-seling antara serpih dan lignit. Lapangan ini akan dikembangkan untuk 10 tahun kedepan, oleh karena itu rencana pengembangan ini dilakukan dengan metode pemodelan simulasi reservoir. Data yang di dapatkan dari lapangan ini adalah kedalaman datum sekitar 1219,2 m, pressure datum 141,7562 bar, Water Oil Contact sekitar 1405,128 m dan data OOIP 33563024 STB. Skenario yang akan digunakan adalah Skenario 4 dengan menggunakan Tubing 2,75 Inch yang akan menghasilkan Laju Alir 216.5 STB/D dan Recovery Factor 28,85 %.



1



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB II GEOLOGY FINDING & REVIEWS



Lapangan Arambas merupakan salah satu Lapangan yang berada di Region KTI Pulau Bunyu yang termasuk dalam sub cekungan Tarakan yang merupakan sub cekungan termuda dalam cekungan Tarakan. Lapangan Arambas terletak di bagian sebelah Timur muara Sungai Sesayap, Timur Laut Kalimantan. Penemuan sumur minyak pertama kali pada pemboran sumur A di tahun 2006.



Gambar 1. Peta wilayah Cekungan Tarakan (Tossin & Kadir, 1996). 2



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



Berdasarkan deposenternya, Lentini dan Darman (1996) membagi cekungan Tarakan memjadi 4 sub cekungan dari arah Utara ke Selatan, seperti terlihat pada Gambar 1. sebagai berikut: 1. Tidung Sub basin, terletak paling Utara, terdiri dari sedimen berumur Oligosen sampai Miosen akhir, dipisahkan dengan Berau sub basin di bagian Selatan oleh Sekatak Ridge. 2. Berau Sub basin, terletak di bagian Selatan, terisi oleh sedimen berumur Eosen akhir sampai Miosen akhir. 3. Tarakan Sub basin, terletak di bagian tengah dan merupakan sub cekungan termuda. Perkembangan paling Utara ke arah lepas pantai berupa sedimen yang cukup tebal dari formasi Tarakan-Bunyu yang berumur Miosen akhir. 4. Muara Sub basin merupakan deposenter paling Selatan. Perkembangan sedimennya ke arah lepas pantai di Utara Tinggian Mangkaliat, dipisahkan dengan Berau sub basin di bagian Utaranya oleh Suikerbrood Ridge yaitu suatu Tinggian yang berarah BaratTimur.



Akuanbatin H. Rosandi T dan Samuel L tahun 1984 membagi stratigrafi Pulau Bunyu menjadi 5 formasi berturut-turut dari tua ke muda, seperti terlihat pada Gambar 2. yaitu: 1. Formasi Meliat Ketebalan formasi ini lebih besar dari 500 m, terdiri dari selang-seling batulempung, serpih dan batu lanau dengan sisipan tipis batupasir. Ketebalan batulempung bisa mencapai 30 m, sedangkan ketebalan pasir 0.5 - 2 meter. Kontak dengan Formasi Tabul diatasnya bergradasi. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah delta front platform sampai prodelta marin. Pemunculan awal genus orbulina mengindikasikan bahwa formasi tersebut berumur Miosen Tengah (N9). 2. Formasi Tabul Ketebalan formasi ini sekitar 1300 - 2000 m, terdiri dari selang seling batulempung, batulanau dan batupasir. Tebal lempung 5 - 20 m, sedangkan lapisan batupasirnya 3



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



tipis-tipis. Batas dengan Formasi Santul diatasnya bergradasi dan batas ini diambil dari mulai munculnya lapisan tipis batubara yang termasuk ke dalam Formasi Santul. Dari hasil analisa kurva log ditafsirkan bahwa bagian bawah Formasi Tabul merupakan hasil pengendapan yang lebih dominan pada lingkungan prodelta sampai delta front dan berubah menjadi dominan delta front pada bagian atas. Hasil pemeriksaan palinologi menunjukkan umur Formasi Tabul adalah Miosen Tengah Miosen Akhir.



3. Formasi Santul Ketebalan formasi ini berkisar antara 200 - 600 m, dicirikan oleh adanya lapisan tipis batubara (1 - 2 m), terdiri dari selang-seling batupasir, batulanau dan batulempung. Ukuran butir dari pasir halus sampai sedang dengan ketebalan antara 2 - 25 m lingkungan pengendapan formasi ini lebih dominan delta front, dengan kandungan foraminifera rotalia, sigmoilina dan uperculina. 4. Formasi Tarakan Ketebalan formasi ini antara 1200 - 1600 m, terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara dengan ketebalan 3 - 5 m, lapisan ini dapat ditentukan sebagai dasar dari Formasi Tarakan. Batas atas dan bawah formasi ini dilepas pantai dan didaratan sebelah Barat dipisahkan oleh ketidakselarasan, sedangkan di Pulau Bunyu batas bawah ini tidak jelas dan sepertinya kontak antara formasi ini dengan Formasi Santul dibawahnya adalah transisi. Hasil pemeriksaan palinologi menunjukkan bahwa formasi ini berumur Pliosen, dan hasil analisa kurva log menunjukkan bahwa bagian bawah formasi ini merupakan hasil sedimentasi lingkungan delta front sampai lower delta plain. Makin keatas lebih dominan lower delta plain. Foraminifera yang dijumpai adalah haplopragmoides, trachamina, ammomarqinulina dan ammobacalites. 5. Formasi Bunyu Formasi ini mempunyai ketebalan antara 300 - 700 m dan terletak secara tidak selaras di atas Formasi Tarakan. Litologinya terdiri dari batupasir tebal berukuran 4



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



sedang sampai kasar, kadang-kadang konglomerat dan selang-seling antara serpih dan lignit. Batupasir umumnya lebih tebal, lebih kasar dan lebih kompak dibanding batupasir yang terdapat pada Formasi Tarakan. Tebal batupasir dan batubara formasi ini berkisar 1 - 30 m. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah upper delta plainfluvial delta plain, dengan kandungan foraminifera bathysiphon dan cyclamina.



Gambar 3. Kolom Stratigrafi dan Lithologi Cekungan Tarakan



5



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB III RESERVOIR DESCRIPTION



Pada bab ini akan dibahas mengenai karakterisasi reservoir yang meliputi kondisi mula-mula, sifat-sifat fisik fluida, sifat-sifat fisik batuan, tekanan dan temperatur reservoir lapangan Arambas. Sifat fisik batuan didapatkan dari korelasi data logging, sedangkan data sifat fisik fluida diperoleh dari berbagai korelasi yang ada sesuai dengan kondisi reservoir yang sebenarnya. 3.1. Kondisi Reservoir 3.1.1. Kondisi Mula-Mula Tabel III-1 Tabel Kondisi Mula-Mula Reservoir Tekanan Awal (Pi)



5801,51 Psi



Suhu (T)



159,6979 oF



Faktor Volume Formasi Minyak (Boi)



1,095 rb/stb – 1,124 rb/stb



Faktor Volume Formasi Gas (Bgi)



0,119 rcf/scf – 0,23766 rcf/scf



Gas Terlarut (Rs)



35 scf/stb – 168 scf/stb



Berdasarkan data yang telah diberikan, reservoir lapangan Arambas merupakan undersaturated reservoir yang mana merupakan reservoir yang tekanannya masih diatas tekanan bubble point dan mengindikasikan bahwa gas terlarut belum terbebas dari fasa minyak. 3.1.2. Karakteristik Batuan Sifat fisik batuan reservoir lapangan Arambas yang memiliki lapisan produktif adalah lapisan tarakan-bunyu. Berdasarkan hasil analisa yang dilakukan terutama dari data karakteristik log, menunjukkan bahwa formasi ini terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara. Pada formasi tarakan, secara umum lapisan batupasir lebih dominan. 6



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



3.1.3. Karakteristik Fluida 3.1.3.1. Kompresibilitas Fluida Kompressibilitas fluida didefinisikan sebagai fraksi perubahan volume per unit perubahan tekanan. Berdasarkan perhitungan dengan menggunakan korelasi Standing dan B.W.R didapatkan harga kompresibilitas minyak (Co) sebesar 2,7579 x 10-6 1/psi dan harga kompresibilitas air (Cw) sebesar 4,98 x 10-5 1/psi. 3.1.3.2. Spesific Gravity Spesific gravity merupakan salah satu sifat fisika fluida hidrokarbon yang menyatakan mengenai berat jenis fluida. Hubungan antara berat jenis minyak dengan SG didasarkan pada berat jenis air, sedangkan untuk gas didasarkan pada berat jenis udara, yang mana keduanya diukur pada kondisi standar (60 ° F). Tabel III-2 Tabel Specific Gravity Fluida Fluida Minyak Gas Air



Spesific Gravity 34.587415 oAPI 0.74085375 1.0279641



3.1.3.3. Viskositas Viskositas adalah Keengganan suatu minyak mentah untuk mengalir. Secara garis besar pengertian viskositas adalah Sifat fluida yang diberikannya tahanan tegangan geser oleh fluida tersebut. dan dinotasikan dengan . Viskositas merupakan



perbandingan shear stress dan shear rate. Viskositas minyak sangat dipengaruhi oleh temperatur, tekanan dan jumlah gas yang terlarut dalam minyak tersebut.



Tabel III-3 Tabel Viskositas Fluida Fluida Minyak Gas



 1,28 cp – 1,5 cp 0,0132 cp -0,014 cp



7



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



3.1.3.4. Faktor Volume Formasi Faktor volume formasi adalah perbandingan volume minyak dan gas terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psi, 60 oF). Faktor volume



formasi ini dipengaruhi oleh turunnya tekanan dan suhu.perbandingan volume dari sejumlah fluida pada kondisi reservoir dengan kondisi standard



Tabel III-4 Tabel Faktor Volume Formasi Fluida Fluida Faktor Volume Formasi Faktor Volume Formasi 1,095 rb/stb – 1,124 rb/stb Minyak (Boi) Faktor Volume Formasi 0,119 rcf/scf – 0,23766 Gas (Bgi)



rcf/scf



3.1.3.5. Kelarutan Gas Kelarutan gas dalam minyak (Rs) didefinisikan Banyaknya SCF gas yang terlarut dalam satu STB minyak pada kondisi standar 14,7 psi dan 60 oF. Kelarutan gas dipengaruhi oleh tekanan, temperatur dan komposisi migas. Rs pada lapangan Arambas yaitu: Tabel III-5 Tabel Kelarutan Gas Rs (scf/stb) 35 72 105 138 168



8



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



3.2. Mekanisme Tenaga Pendorong Reservoir Minyak bumi tidak mungkin mengalir sendiri dari reservoir ke lubang sumur produksi bila tidak terdapat suatu energi yang mendorongnya. Hampir sebagian besar reservoir



minyak



memiliki



energi



pendorong



yang



berbeda-beda



untuk



memproduksikan suatu reservoir. Dengan turunnya tekanan pada reservoir minyak dapat mempengaruhi besarnya tenaga pendorong pada reservoir tersebut yang berperan pada pergerakan minyak mula-mula pada media berpori. Dalam penentuan Mekanisme pendorong, tim kami melakukan analisa secara kuantitatif dalam menentukan tenaga pendorong dari reservoir di Lapangan Arambas tetapi karena adanya kekurangan data pada Saturasi Water Conat kami tidak dapat menghitung CDI. Data yang kami ketahui adalah DDI sebesar -58,34, SDI sebesar -3,308 dan WDI sebesar 0,10754 Analisa yang dilakukan secara kualitatif dengan melihat grafik minyak, air dan gas menunjukan bahwa lapangan arambas mengalami peningkatan produksi air dikarenakan produksi yang dilakukan terus menerus dan karena adanya indikasi water drive. Water Cut di lapangan arambas pun terjadi peningkatan meskipun Gas Oil Ratio tidak mengalami naik turun atau konstan.



Gambar 3.1. Mekanisme Tenaga Pendorong Reservoir (Water Drive) Lapangan Arambas 9



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB IV RESERVE AND PRODUCTION FORECASTING



4.1. Hydrocarbon In Place (OOIP/OGIP) Pada mulanya hidrokarbon terbentuk dari bahan organic pada batuan induk (source rock). Karena proses penekanan maka hidrokarbon pada batuan induk tersebut berpindah ke batuan waduk (reservoir rock) yang selanjutnya akan bermigrasi melalui jalur migrasi (carrier rock) ke suatu perangkap (trap). Pada lapiasa 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 Metode yang dapat dilakukan untuk menghitung besarnya cadangan ada tiga yaitu, volumetis, material balance dan decline curve. Dan berdasarkan perhitungan menggunakan metode volumetrik pada lapangan arambas didapatkan hasil perhitungan OOIP yaitu : 33563,024 MSTB 4.2. Cadangan Hidrokarbon 4.2.1. Cadangan Terambil Hidrokarbon Cadangan minyak (oil reserve) merupakan jumlah hidrokarbon yang dapat diproduksikan ke permukaan secara ekonomis sesuai dengan teknologi yang dimiliki pada saat itu dari suatu lokasi dengan nilai kepastian tertentu dan di bawah peraturan pemerintah yang berlaku. Besarnya cadangan diperkirakan berdasarkan data hasil intrepretasi geologi dan data engineering yang tersedia pada suatu waktu. Besarnya cadangan dapat berubah selama masa produksi sejalan dengan bertambahnya data/informasi reservoir dan keadaan ekonomi yang memaksa adanya perubahan. Cadangan diklasifikasikan menjadi tiga bagian yaitu proven, probable, possible. Proven reserves atau cadangan terbukti didefinisikan sebagai jumlah hidrokarbon berdasarkan data geologi dan data keteknikan (engineering) yang dapat diperkirakan dengan tingkat kepastian yang pantas (reasonable) dan dapat diambil dengan 10



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



menggunakan teknologi yang ada pada saat yang sama. Probable reserves atau cadangan mungkin adalah jumlah hidrokarbon berdasarkan data geologi dan data keteknikan mempunyai kemungkinan terambil lebih besar dari kemungkinan tidak terambil secara komersial. Sedangkan possible reserves atau cadangan harapan adalah jumlah hidrokarbon yang berdasarkan data geologi dan data keteknikan yang mempunyai tingkat kemungkinan terambil secara komersial lebih rendah dari tingkat kemungkinan terambil secara komersial dari probable reserves. Pembagian klasifikasian ketiga kelas cadangan tersebut menggunakan metode probabilistik yang berdasarkan pada frekuensi kumulatif. Perhitungan cadangan dengan metode ini menggunakan bilangan random untuk memperbanyak populasi sehingga didapatkan persebaran inti cadangan dengan distribusi normal. Untuk itu dibutuhkan data awal yang kemudian akan diperbanyak dengan menggunakan bilangan random. Dari hasil perhitungan tersebut, nilai cadangan baik terbukti, mungkin, dan terduga dapat ditentukan. Cadangan terbukti memiliki nilai cadangan dengan frekuensi kumulatif 10% yang berarti memiliki peluang 90% untuk muncul. Cadangan mungkin memiliki nilai cadangandengan frekuensi kumulatif 50% yang berarti memiliki peluang 50% untuk muncul. Terakhir, cadangan terduga memiliki nilai cadangan dengan frekuensi kumulatif 90% yang berarti hanya memiliki 10% peluang untuk muncul. Namun sesuai dengan kasus yang diberikan, dikarenakan keterbatasan data untuk melakukan



perhitungan



makan



perhitungan



cadangan



terambil



hidrokarbon



menggunakan metode probabilistik tidak dapat dilakukan. 4.2.2. Recovery Factor (RF) Recovery Factor (RF) adalah angka perbandingan antara minyak yang dapat diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula di reservoir. 4.2.3. Recoverable Reserves (RRo) Recoverable Reserves (RRo) adalah jumlah minyak dan gas mula-mula yang bisa diproduksikan secara ekonomis dari suatu reservoir berdasarkan teknologi pada saat itu. 4.2.4. Remaining Reserves (RR)



11



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



Remaining Reserves (RR) adalah sisa cadangan pada suatu waktu tertentu untuk suatu reservoir merupakan pengambilan maksimum dikurangi produksi kumulatif hingga waktu tersebut.



4.3. Peramalan Produksi Peramalan harga produksi ini tim kami menggunakan perhitungan yang kemudian hasil dari perhitungan ini digunakan untuk membuat grafik prediksi Oil Rate vs time, Gas Rate vs Time dan Water Rate vs Time yang akan menghasilkan prediksi untuk 20 tahun kedepan. Dapat dilihat dari grafik Oil Rate vs Time terjadi penurunan produksi minyak yang kemudian diikuti dengan turunnya produksi gas dan air, meskipun begitu produksi air akan lebih banyak di masa mendatang dikarenakan terjadi adanya minyak yang tidak dapat terambil. Oleh karena itu, tim kami akan menggunakan beberapa sumur infill dan sumur injeksi yang dapat digunakan untuk meningkatkan laju produksi minyak di masa mendatang.



Gambar 4.3. Prediksi Oil Rate Dan Kumulatif Oil Lapangan Arambas 12



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



Gambar 4.2. Prediksi Gas Rate Dan Kumulatif Gas Lapangan Arambas



Gambar 4.1. Prediksi Water Rate Dan Kumulatif Water Lapangan Arambas



13



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



4.3.1. Nodal Analysis Nodal Analysis ini digunakan untuk menghitung berapa kehilangan tekanan yang terjadi di reservoir hingga ke surface facilities. Nodal Analysis yang kami cari ini adalah kehilangan tekanan di dalam lubang sumur yaitu antara Pwf dengan Pwh. Tim kami akan meningkatkan produksi dengan menghitung berapa kehilangan tekanan di Pwf dengan Pwh dengan cara memilih ukuran tubing yang akan menambah laju produksi dari minyak. Nodal Analysis yang kami gunakan menggunakan Kurva IPR dengan aplikasi Pipesim yang kemudian akan memunculkan beberapa ukuran tubing. Hasil Nodal Analysis ditampilkan pada kurva berikut :



Gambar 4.4. Nodal Analysis Hasil nodal analysis dengan sensitifitas Well Head Pressure diatas menunjukkan bahwa kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida dan kemampuan fluida mengalir di dalam tubing bertemu dalam satu titik. Tubing berukuran 2,75 inch menghasilkan laju alir yang paling optimum. Laju alir yang kami dapat adalah 216 BPD karena laju ini adalah laju alir yang paling optimum.



14



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB V DRILLING AND COMPLETION



5.1. Profil Lapangan Table 5.1. Technical Data Location



: Arambas Field, SouthEast Borneo



Well Clasification



: Production Well



Well Name



: Sumur A



Perforation



: 4422.58 ft – 4532.64 ft



Projet Total Depth : 0 – 4632 ft



15



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



PROFIL SUMUR



0 ft Conductor 20” conductor casing 26” bit size J-55 Round thread and coupling



200 ft



Surface 13 3/8” surface casing 17 1/2” bit size J-55 Buttres thread and coupling



1400 ft



Intermediate 9 5/8” Intermediate casing 12 1/4” bit size J-55 Butters thread and coupling



Packer



3700 ft Screen Tubing ID = 2.75 inch Productive Formation 4632 ft



16 Well bore Diameter = 8 ½”



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



DRILL FORMATION



0 ft



4632 ft



Pada Pemboran Sumur ini, Kita akan mencapai formasi tarakan sebagai formasi produktif. Formasi Tarakan memiliki ketebalan 3937 – 5249 ft. Sehingga total depth yang kita asumsikan sebesar 4632 ft. Pada Formasi tarakan terdapat selingan batua lempung yag berfungsi sebagai seal rock.



17



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



5.2. Casing and Bit Program Table 2.6 Bit and Casing Program Casing Size (Inch)



Setting Depth (ft)



Bit Size



20



0 - 200



13 3/8



Grade



Bit Type



26



K – 55



Drag Bit



0 - 1400



17 1/2



K – 55



Roller Cone (Gigi Panjang jarang)



9 5/8



0 - 3700



12 1/4



K – 55



Roller Cone (Gigi Panjang jarang)



7



0 - 4632



8 1/2



K - 55



Roller Cone (Gigi pendek Rapat)



(Inch)



MUD PROGRAMS Table 2.7. Mud Programs Hole Size, Inch



26



17 ½



12 1/4



8 1/2



Hole Interval, ft



0 – 200



0 – 1400



0 – 3700



0 – 4632



Mud Type



-



Water Base Mud



Water Base Mud



Water Base Mud



Mud Weight, ppg.



-



9.7 ppg



(MD)



18



8.84 ppg



8.742 ppg



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



CEMENTING PROGRAM Casing Depth



Casing



(ft)



(Inch)



26



0 - 200



20



17 ½



0 - 1400



12 ¼



0 - 3700



8½



0 - 4632



Hole Size, (Inch)



Size



13 3/8 9 5/8 7



Slurry System



Density (ppg)



Lead/



Cement Volume (gal)



Cement (sak)



-



-



-



11.07



697.39



118



9.36



830.99



140



9.157



421.04



71



Tail Lead/ Tail Lead/ Tail Lead/ Tail Table 2.8.



Cementing Programs



DRILLING PROCEDURE  Menumbuk sumur dengan diameter lubang bor 26”, setelah itu kita running casing ukuran 20” pada kedalaman 200 ft. 



Mengebor formasi berikutnya dengen diameter lubang bor 17-1/2” dengan densitas lumpur 9.7 ppg, setelah itu kita running casing ukuran 13-3/8” pada kedalaman 1400 ft, setelah itu dilakukan penyemenan dengan densitas semen 11.07 ppg.







Mengebor formasi berikutnya dengen diameter lubang bor 12-1/4” dengan densitas lumpur 8.84 ppg , setelah itu kita running casing ukuran 9-5/8” pada kedalaman 3700 ft, setelah itu dilakukan penyemenan dengan densitas semen 9.3131 ppg.



19



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran







Mengebor formasi berikutnya dengen diameter lubang bor 8-3/4” dengan densitas lumpur 8.742 ppg, setelah itu kita running casing ukuran 7” pada kedalaman 46320 ft, setelah itu dilakukan penyemenan dengan densitas semen 9.157 ppg



BOP DESIGN  Bop yang digunakan memiliki tekanan maksimum 5000 Psi, karena lapangan ini memiliki kedalaman menengah. PERFORATOR 



Gun Perforator pada kedalaman 4488.58 ft - 4532.64 ft,



WELL COMPLETION 



Cased Hole Completion



TUBING COMPLETION 



Completion



20



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



PERHITUNGAN LUMPUR 



Pada Conductor Casing (kedalaman 200 ft) tidak menggunakan lumpur pemboran Karena, proses pemboran menggunakan drag bit, sehingga tidah memerlukan lumpur, karena mekanisme pemboran dengan drag bit dengan ditumbuk. Gradien tekanan air tawar = 0,433 psi/ft  Pf pada kedalaman 200 ft (conductor casing)







Pf = 0,433 psi/ft x 200 ft = 86.6 psi Pada Surface Casing (kedalaman 1400 ft) Lumpur yang digunakan pada pemboran sumur dengan ukuran lubang 17-1/2” menggunakan lumpur dengan densitas 9.7 ppg Gradien tekanan air tawar = 0,433 psi/ft  Pf pada kedalaman 1400 ft ( surface casing ) = 0,433 psi/ft x 1400 ft = 606.2 psi  Asumsi bahwa Ph = Pf + 100 psi Ph = 606.2 + 100 = 706.2 psi  Densitas Lumpur







ρ = Ph / (0.052 x h) = 706.2 psi / (0.052 x 1400) = 9.7 ppg Pada Intermediete Casing (Kedalaman 3700 ft) lumpur yang digunakan pada pemboran sumur dengan ukuran lubang 12-1/4” menggunakan lumpur dengan densitas 8.84 ppg Gradien tekanan air tawar = 0,433 psi/ft  Pf pada kedalaman 3700 ft ( intermediete casing ) = 0,433 psi/ft x 3700 ft = 1602.1 psi  Asumsi Ph = Pf + 100 psi Ph = 1602.1 + 100 21



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



= 1702.1 psi  Densitas Lumpur







ρ = Ph / (0.052 x h) = 1702.1 / (0.052 x 3700) = 8.84 ppg Pada Production Liner casing ( kedalaman 4632 ft)Lumpur yang digunakan pada pemboran sumur dengan ukuran lubang 8-3/4” menggunakan lumpur dengan densitas 8.742 ppg Gradien tekanan air tawar = 0,433 psi/ft  Pf pada kedalaman 4632 ft (Production liner) = 0,433 psi/ft x 4632 ft = 2005.656 psi  Asumsi Ph = Pf + 100 psi Ph = 2005.656 psi + 100 psi = 2105.656 psi  Densitas Lumpur ρ = Ph / (0.052 x h) = 2105.656 / (0.052 x 4632) = 8.742



22



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



GAMBAR 5.1 PRESSURE WINDOW



PERHITUNGAN TEKANAN REKAH Gob



= 2,3 x Gt air tawar = 2,3 x 0,433 psi/ft = 0.9959 psi/ft



Tekanan overburden (200 ft)



= Gob x h = 0.9959 psi/ft x 200 ft = 199.18 psi



Tekanan overburden (1400 ft)



= Gob x h = 0.9959 psi/ft x 1400 ft = 1394.26 psi



Tekanan overburden (3700 ft)



= Gob x h = 0.9959 psi/ft x 3700 ft = 3684.83 psi 23



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



Tekanan overburden (4632 ft)



= Gob x h = 0.9959 psi/ft x 4632 ft = 4613.0088 psi



Tekanan rekah formasi (200 ft) Prf = 124.1267 psi



Tekanan rekah formasi (1400 ft) Prf = 868.886 psi



Tekanan rekah formasi (3700 ft) Prf = 2296.34 psi



Tekanan rekah formasi (4632 ft) Prf = 2874.773 ps



24



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB VI FIELD DEVELOPMENT SCENARIO



6.1. Pemilihan Skenario Pengembangan Pemilihan skenario pengembangan Lapangan Arambas ini digunakan untuk memilih mana saja skenario yang paling optimum dalam menghasilkan minyak. Skenario ini dilakukan karena digunakan untuk pengembangan lapangan selama 20 tahun kedepan dan juga karena sudah adanya penurunan laju produksi dari minyak. Oleh karena itu, Skenario sangat dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Untuk pengembangan Lapangan Arambas, tim kami membuat 4 skenario untuk pengembangan lapangan 



Skenario 1



Pada skenario pertama, tim kami menambahkan 3 sumur infill dengan jarak antara sumur 1 dan 2 cukup berdekatan sedangkan sumur 3 berada agak jauh. Hal ini dilakukan untuk mendapatkan radius pengurasan yang lebih. Dari skenario ini didapat kumulatif produksinya 5268 MMSTB dengan Recovery Factornya 15,69%.



25



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran







Skenario 2



Pada skenario kedua, merupakan penambahan dari skenario pertama dengan penambahan 3 sumur baru untuk menambah radius pengurasan dari Lapangan Arambas tersebut. Hasil yang didapat dari skenario ini didapat kumulatif produksi 6405 MMSTB dengan Recovery Factor sekitar 19,08 % 



Skenario 3



Pada skenario ketiga, kami menambahkan 6 sumur infill dari skenario keduadengan penambahan 2 sumur injeksi yang letaknya berada jauh dan yang kami kirakan dapat menguras minyak ke sumur-sumur yang berada berdekatan dengan beberapa sumur 26



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



produksi. Dari penambahan beberapa sumur infill dan 2 sumur injeksi ini, skenario ketiga mendapatkan kumulatif produksi sekitar 8240 MMSTB dengan recovery factornya 24,55 % 



Skenario 4



Pada skenario keempat, kami menambahkan 3 sumur infill dengan penambahan 1 sumur injeksi sebagai pressure maintenance. Hal ini dilakukan untuk menginjeksi air dengan lebih produktif. Letak dari sumur injeksi ini diletakkan pada tempat terjauh dengan jangkauan yang akan mencakup banyak sumur. Pencakupan dari banyak sumur ini memungkinkan terjadi pengurasan minyak yang lebih dari skenario-skenario 1,2 dan 3. Pada skenario ini kami mendapatkan kumulatif produksi sekitar 9683 MSTB dengan recovery factor 28,85%. Skenario ini adalah yang paling optimum, oleh karena itu kami menggunakannya sebagai pengembangan lapangan untuk Lapangan Arambas



27



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB VII PROJECT SCHEDULE & ORGANIZATION



(liat di data CMG tiap sumur )



Well



Dates



Location (X,Y,Z)



Well A



1-06-2006



36, 24, 1 & 36, 24, 2



Skenario 1 Well 2



1-07-2009



36, 24, 2



Well 3



1-11-2009



36, 29, 2



Well 4



1-03-2010



31, 29, 2



Skenario 2 Well 5



1-08-2009



27, 35, 2



Well 6



1-09-2009



21, 36, 2



Well 7



1-6-2011



41, 23, 1



Skenario 3 Well Injeksi 1



1-01-2009



38, 34, 2



Well Injeksi 2



1-03-2009



40, 36, 2



Well 8



1-06-2009



20, 36, 1



Well 9



1-09-2009



40, 20, 2



Well 10



1-12-2009



36, 27, 2



Well 11



1-2-2010



30, 19, 2



Well 12



1-5-2010



36, 15, 1



Well 13



1-8-2010



24, 30, 2



Skenario 4 Well 7



1-01-2010



31, 24, 2



Well 8



1-02-2010



28, 29, 2



Well Injeksi 2



1-05-2010



31, 16, 2



28



NIOC National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



BAB VIII CONCLUSION AND RECOMENDATION



8.1. Kesimpulan 1. Skenario yang kami pilih adalah skenario 4 yang merupakan penambahan 18 sumur Infill dengan 1 sumur injeksi air sebagai pressure maintenance Q = 216.5 STB/D, NILAI NP = 9683 MSTB DAN NILAI RF =28.85%. 2. Letak sumur injeksi air harus diperhitungkan terhadap nilai saturasi air (Sw) dimana letak sumur injeksi air dengan saturasi air yang tinggi. 3. Pada lapangan arambas ini bertenaga pendorong air hal ini terlihat dengan pressure yang konstan, nilai GOR konstan dan water cut meningkat secara tajam. 8.2. Rekomendasi 1. Untuk menjaga tekanan reservoir tetap stabil maka perlu dilakukan skenario sumur injeksi air sebagai pressure maintenance hal ini dikarenakan sumur bertenaga pendorong air. 2. Melakukan study lebih lanjut untuk memperoleh data yang lebih lengkap pada lapangan arambas mengingat cadangan tersisa dilapangan tersebut masih potensial untuk dikembangkan lagi. Data-data tersebut antara lain adalah data SCAL, data uji produksi dan uji tekanan, data seismik dan data PVT.



29



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



LAMPIRAN



29



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



LAMPIRAN A GRAFIK HISTORY MATCHING



30



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



Grafik A-1 Kurva History Matching Krw Vs Sw Dan Krow Vs Sw



Grafik A-2 Kurva Matching Water Rate SC vs Data Produksi CMG



31



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



LAMPIRAN B PERHITUNGAN



32



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



PERHITUNGAN I



Diketahui Data ( Yang diperoleh dari CMG ) Boi N



1.03149 RB/STB 33563 MSTB



RS



35 SCF/STB



Bo Rsi Np Cw Bg



1.095 2809.84 5268 0.000722288 0.237665



Wc



RB/STB SCF/STB MSTB 1/bar fcf/scf



=



4.9813E-05 Psi



1.39 %



Bw Gp Wp We Rp m



1.03149 930.1 3931.5 0 0.176556568 345.499



RB/STB MSCF MSTB MSTB SCF/STB



Tentukan Harga Drive Index Pada Masing Masing Metode Drive Mechanism



1. Depletion Drive Index =



𝑁 [(𝐵𝑜 − 𝐵𝑜𝑖 ) + (𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)𝐵𝑔] 𝑁𝑝(𝐵𝑜 + (𝑅𝑝 − 𝑅𝑠). 𝐵𝑔)



= -58.34 2. Segregation Drive Index



=



𝐵𝑔 𝑁 . 𝐵𝑜𝑖. 𝑚. (𝐵𝑔𝑖 − 1) 𝑁𝑝(𝐵𝑜 + (𝑅𝑝 − 𝑅𝑠). 𝐵𝑔)



= -3.308



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



3. Water Drive Index =



(𝑊𝑒 − 𝑊𝑝). 𝐵𝑤 𝑁𝑝(𝐵𝑜 + (𝑅𝑝 − 𝑅𝑠). 𝐵𝑔)



= 0.10754 4. Combination Drive Index = 1 − 𝑊𝐷𝐼 − 𝐷𝐷𝐼 − 𝑆𝐷𝐼 = 62.79554



NIOC



National Iranian Oil Company National Iranian Oil Company Building ,1st Dead End,South St., NE Sheikh Bahaei Sq. P.O.BOX 19395-6669, Tehran, Islamic Republic Of Iran



PERHITUNGAN II Perhitungan Multiple Correlation 1. Cruze And Buckley 𝑅𝑜 = 0.114 + 0.272 log 𝑘 + 0.256 𝑆𝑤 . 0.136 log 𝜇 = 0.114 + 0.272 log(84.1357) + 0.256 (0.23) . 0.136 log(109) = 0.3264 2. Multiple Corellation ∅ (1 − 𝑆𝑤 ) 1.0422 𝑘 𝜇𝑤𝑖 1.0422 𝑃𝑖 ] .[ ] . [𝑆𝑤]−1903. [ ]−0.2159 𝐵𝑜𝑖 𝜇𝑜𝑖 𝑃𝑎



= 4259 [



0.2006 (1 − 0.23) 1.0422 84.1359 . 0.2596 1.0422 5801 −0.2159 ] .[ ] . [0.23]−1903 . [ ] 1.03149 1.28 100



= 4259 [



= 5025.020479