POD [PDF]

Citation preview

STUDENT PROJECT COMPETITION IATMI 2010 BY :



PETROLEUM ENGINEERING DEPARTMENT ISLAMIC UNIVERSITY OF RIAU (UIR)



Petroleum Engineering



1



CONTENT 1. EXECUTIVE SUMMARY



3



2. PLAN OF DEVELOPMENT PQR FIELD



9



2.1 Introduction



9



2.2 Geology



11



2.3 Drill Stem Test



15



2.4 Hydrocarbon Analysis



17



2.5 PVT Analysis



19



2.6 Reserve



21



2.7 Development Scenario



23



2.8 Completion



26



2.9 PQR Field Development



32



2.10 Economics Aspect



36



3. CONCLUSION



39



ACKNOWLEDGEMENTS



Petroleum Engineering



2



1. EXECUTIVE SUMMARY Lapangan PQR berada di Blok West Madura, sebelah utara pulau madura, perairan laut Jawa. Lapangan ini terletak pada koordinat 06º 50' 40" LS / 112° 56' 45" BT. Dengan posisi di sebelah timur dari Lapangan Minyak KE-2, PQR ini merupakan salah satu lapangan yang memiliki potensi untuk dikembangkan. Pemboran sumur eksplorasi pertama kali dilakukan pada tahun 2001 dengan melakukan pemboran pada Well 1, yang berada disebelah tenggara dari Lapangan PQR. Puncak struktur pada Well 1 ditemukan pada kedalaman 4166 ft. Kemudian dilanjutkan dengan pemboran Well 2 pada arah timur laut dari Well 1 yang dilakukan di tahun 2002, dengan puncak struktur Well 2 pada kedalaman 4162 ft. Dari hasil kedua pemboran sumur eksplorasi ini dapat diidentifikasikan struktur dari lapisan minyak dan gas yang terkandung pada lapangan PQR. Struktur Lapangan offshore PQR memanjang pada arah tenggara – timur laut dan dibatasi oleh sebuah patahan memanjang disebelah selatannya. Lingkungan pengendapan di PQR mencirikan pengendapan laut dangkal dengan karakter terumbu karang dan tersusun atas batuan karbonat limestone. Formasi Kujung merupakan formasi produktif yang terdapat di Lapangan PQR, formasi ini terdiri atas 4 layer : Layer 1, Layer 2, Layer 3, dan Layer 4. OWC berada pada kedalaman 4258 ft dan GOC



Petroleum Engineering



3



pada kedalaman 4220 ft. Layer 2 merupakan interest zone yang akan diproduksikan. Ketebalan formasi rata-rata pada Layer 2 berkisar pada 20.6 ft untuk lapisan minyak dan 23.3 ft pada lapisan gas, dengan harga porositas 25%, permeabilitas 3,3 mD – 191 mD dan saturasi air sebesar 44%. Untuk mengetahui kemampuan suatu interval dalam berproduksi dilakukan uji kandungan lapisan. DST dilakukan pada saat pemboran terhadap interest zone, dengan melakukan DST diharapkan dapat memberikan data-data penting yang berkaitan dengan kemampuan produksi suatu interval. Selanjutnya data hasil pengujian tersebut diolah untuk memperoleh data Permeabilitas (K), Skin (S), serta Absolute Open Flow Potential (AOFP). Laju alir gas yang akan diproduksikan dipengaruhi oleh nilai AOFP yang juga merupakan kemampuan maksimal produksi gas dari reservoir. Analisa Hidrokarbon dilakukan di separator dari sampel liquid dan gas. Dari analisa yang dilakukan pada sampel liquid menunjukkan adanya kandungan gas dalam minyak. Karakteristik dari Heptanes yaitu oAPI



sebesar 40.1 dengan densitas sebesar 0.8245 gm/cc. Sedangkan



karakteristik dari Undecanes Plus yaitu oAPI sebesar 33.6 dengan densitas sebesar 0.8572 gm/cc, Kedua senyawa tersebut merupakan kandungan utama dari sampel minyak dari Lapangan PQR. Data-data yang telah diperoleh menunjukkan bahwa minyak pada reservoir ini tergolong Petroleum Engineering



4



minyak ringan. Untuk analisa yang dilakukan pada sampel gas menunjukkan besarnya kandungan methana (CH4) 77.48 %, ethana (C2H6) sebesar 8.64 %, propana (C3H8) sebesar 7.34 % dengan kandungan zat pengotor seperti CO2 dan N2 yang cukup kecil. Dari sini bisa juga didapatkan harga densitas gas (g) yaitu 0.759 gm/cc. Lapangan PQR merupakan reservoir minyak yang mempunyai kandungan gas yang cukup baik dengan harga Gross Heating Value sebesar 1292.7 BTU/cf. PVT Analysis dilakukan terhadap sampel fluida hidrocarbon. Dimana dari hasil tes tersebut didapatkan tekanan bubble point sebesar 1870 psig. Pada tekanan tersebut didapatkan kelarutan gas (Rs) sebesar 836 scf/stb, Faktor volume formasi minyak (Bo) sebesar 1.501 bbl/stb, densitas minyak (o) sebesar 0.6503 gm/cc dan viscositas minyak sebesar 0.274 cp. Untuk



memperhitungkan



cadangan



minyak



dan



gas



yang



terkandung pada lapangan PQR digunakan persamaan OOIP dan OGIP volumetrik, sehingga didapatkan harga OOIP sebesar 22,194 MSTB dan OGIP sebesar 17,765 MMCF, berdasarkan jumlah cadangan yang telah didapat dari hasil perhitungan secara volumetrik, dari ketiga skenario pengembangan yang ada pada POD ini, skenario 2 layak dipilih. Hal ini dikarenakan dengan melakukan pemboran bertahap (3 sumur di tahun 2005 dan 2 sumur di tahun 2006) akan mengurangi beban investasi awal Petroleum Engineering



5



serta cashflow. Dan jika membandingkan antara skenario 1 yang membor 5 sumur sekaligus, dengan skenario 2 yang melakukan pemboran bertahap, dari variabel kemampuan produksi tidak memperlihatkan perbedaan signifikan. Selanjutnya pada skenario 3, akan terjadi blowdown pada tahun ketiga hingga mengurangi efisiensi dari sistem pengangkatan yang akan dirancang jika menggunakan gas lift (indikasi awal menunjukkan kandungan gas yang cukup besar pada Lapangan PQR sangat mendukung untuk digunakan sebagai sistem pengangkatan – gas lift) karena membutuhkan perubahan sistem produksi. Pada skenario 2 sendiri, gas dapat digunakan sampai akhir umur proyek, yaitu lebih kurang 7 tahun. Hal ini juga didukung dengan grafik yang ditunjukkan hasil simulasi pada production forecast. Selanjutnya dalam POD ini akan dilakukan pemboran 5 sumur pengembangan yaitu 1 sumur vertikal dan 4 sumur direksional yang gambarnya dapat dilihat pada gambar PQR Wellbore Angle Strategy, kemudian pada sumur-sumur tersebut akan dipasang 3 macam casing, yaitu Conductor Casing dengan ukuran 20”, Intermediate Casing 9-5/8”, dan casing produksi 7”. Dan asumsi dari tim kami platform untuk kelima sumur tersebut akan dipasang didekat well 2, karena didaerah itulah akumulasi minyak dan gas tersebar dan daerah tersebut relatif memiliki



Petroleum Engineering



6



data yang lebih pasti berdasarkan hasil open hole log yang telah dilakukan di sumur eksplorasi Well 2. Pada sistem auto gas lift, zona gas dan zona minyak akan diperforasi keduanya, dua buah packer akan dipasang untuk mengisolasi interval gas. Selanjutnya gas akan masuk ke tubing yang sama dengan minyak, gas akan mengurangi densitas minyak hingga minyak dan gas akan sampai ke permukaan. Production Performance dapat dilihat pada kurva IPR, pada POD ini ada 2 jenis IPR yang tujuannya untuk menentukan laju alir optimum dengan analisa nodal di dasar sumur. Adapun laju alir yang optimum didapatkan dari data plot laju alir minyak dengan tekanan dasar sumur. Titik pertemuan kurva IPR dengan kurva tubing intake menunjukkan harga laju alir optimum. Untuk mentukan q optimum terhadap ID tubing. Sama halnya dengan cara diatas, tetapi untuk mendapatkan q optimumnya, dengan melihat harga titik pertemuan antara kurva IPR dengan kurva tubing intake dengan ukuran tubing yang berbeda-beda. Dan pada POD ini ukuran tubing yang dianggap akan mendapatkan q optimal adalah 2.992”. Pelaksanaan project pengembangan lapangan PQR akan memakan biaya sebesar MUS $ 13,500. Untuk pelaksanaan semua kegiatan dalam POD ini diatur atau direncanakan dalam project schedule pada POD. Petroleum Engineering



7



Faktor keekonomian menjadi faktor selanjutnya yang menentukan apakah suatu



poject



penegembangan



lapangan



migas



layak



untuk



di



kembangkan. Estimasi kebutuhan Investasi untuk POD lapangan offshore PQR adalah sebesar MUS $ 27,352. Hingga akhir tahun 2011 perkiraan kemampuan produksi lapangan PQR adalah 2.950 MMSTB untuk minyak dan 10.366 BCF untuk gas. Estimasi ini didapat atas skenario pengembangan 5 buah sumur, yang di bor 3 buah sumur pada tahun 2005 dan 2 buah sumur pada tahun 2006. Dengan asumsi harga minyak adalah US$ 22 per barrel dan US$ 3/MMBtu untuk gas. maka diperkirakan total pendapatan kotor dari lapangan PQR berjumlah MU$ 96.121. Total biaya produksi yang diperlukan hingga 2011 adalah MUS$ 13.954 dan cost recovery akan dikembalikan kepada kontraktor berjumlah MUS$ 48.252.



Petroleum Engineering



8



2. PLAN OF DEVELOPMENT PQR FIELD 2.1 Introduction Lapangan PQR berada pada Blok West Madura dan terletak di perairan Laut Jawa sebelah utara Pulau Madura pada koordinat 06º 50' 40" LS / 112° 56' 45" BT. Dengan posisi di sebelah timur dari Lapangan minyak KE-2, PQR ini merupakan salah satu lapangan yang memiliki potensi oil dan gas yang baik untuk dikembangkan.



PQR



Gambar 1.1. PQR Field Location Pemboran sumur eksplorasi pertama kali dilakukan pada tahun 2001 dengan melakukan pemboran pada Well 1, yang berada disebelah tenggara dari Lapangan PQR. Puncak struktur pada Well 1 ditemukan pada kedalaman 4166 ft. Menyusul selanjutnya pemboran Well 2 pada



Petroleum Engineering



9



arah timur laut dari Well 1 dilakukan di tahun 2002, puncak struktur Well 2 ditemukan pada kedalaman 4162 ft. Dari hasil kedua pemboran sumur eksplorasi ini dapat diidentifikasi struktur minyak dan gas yang terkandung pada lapangan PQR.



Gambar 1.2. Top Depth Structural Map PQR Field



Tujuan dibuatnya POD ini adalah untuk mengembangkan Lapangan offshore PQR dengan melakukan pemboran sumur produksi sekaligus memaksimalkan potensi gas yang juga terkandung dalam reservoir sebagai sistem artificial lift. Estimasi cadangan di Lapangan PQR diperkirakan sebesar 22,194 MMSTB untuk OOIP dan OGIP sebesar 17,765 Petroleum Engineering



10



MMSCF. Aspek Geologi, Reservoir, Produksi, Pemboran dan Komplesi, serta Keekonomian memegang peranan penting dalam penyusunan POD ini. Karakteristik fluida yang terkandung pada reservoir Lapangan PQR adalah sebagai berikut: 



Minyak tersusun atas mayoritas Heptanes 11.66% (degAPI 40.1) dan Undecanes plus 26.12% (degAPI 33.6)







Kandungan methane pada sampel gas cukup tinggi yaitu berkisar pada angka 77,48%. Sedangkan kandungan zat pengotor relatif kecil. Kandungan CO2 1,07%; N2 0,75% dan tidak ditemukan kandungan H2S.



2.2 Geology Struktur Lapangan offshore PQR memanjang pada arah tenggara – timur laut dan dibatasi oleh sebuah patahan memanjang disebelah selatannya. Lingkungan pengendapan di PQR mencirikan pengendapan laut dangkal dengan karakter terumbu karang dan tersusun atas batuan karbonat limestone. Gambar berikut menunjukkan structural correlation Formasi Kujung dari hasil open log sumur eksplorasi Well 01 dan Well 02 yang didukung data seismik lainnya.



Petroleum Engineering



11



Gambar 2.1. Structural Correlation Selanjutnya pada Gambar 2.2 dapat dilihat peta oil & gas pore volume dari Lapangan PQR. Terlihat kandungan minyak dan gas dari lapangan ini potensial untuk diproduksikan. Formasi Kujung merupakan formasi produktif yang terdapat di Lapangan PQR, formasi ini terdiri atas 4 layer : Layer 1, Layer 2, Layer 3, dan Layer 4. OWC berada pada kedalaman 4258 ft dan GOC pada kedalaman 4220 ft. Layer 2 merupakan interest zone yang akan diproduksikan. Ketebalan formasi rata-rata pada Layer 2 berkisar pada 20.6 ft untuk lapisan minyak dan 23.3 ft pada lapisan gas, dengan harga porositas 25%, permeabilitas 3,3 mD – 191 mD dan saturasi air sebesar 44%. Petroleum Engineering



12



Gambar 2.2. Oil & Gas Pore Volume Map



Petroleum Engineering



13



Grafik berikut menunjukkan hasil uji yang dilakukan laboratorium terhadap sampel core dari sumur eksplorasi.



di



Gambar 2.3. Lab – Capillary Pressure



Gambar 2.4. Gas – Oil Relative Permeability



Petroleum Engineering



14



Krow, Krw



Gambar 2.5. Oil-Water Relative Permeability



2.3 Drill Stem Test Uji Kandungan Lapisan dilakukan untuk mengetahui kemampuan suatu interval dalam berproduksi. DST dilakukan pada saat pemboran terhadap



interest zone, dengan melakukan DST diharapkan dapat



memberikan data-data penting yang berkaitan dengan kemampuan produksi suatu interval. Hasil DST yang dilakukan pada kedua sumur eksplorasi Well 01 dan Well 02 dapat dilihat pada tabel berikut ini.



Petroleum Engineering



15



TEST DATE FORMATION INTERVAL, FT CHOKE SIZE, INCH OIL RATE, BOPD GAS RATE, MSCFD GOR, SCF/STB PERMEABILITY, MD PI, BOPD/PSI FLOWING THP, PSIG OIL GRAVITY, API OIL POUR POINT, F B.H.T,F



WELL-01 DST#1 Sep 5-7,2001 Kujung - 1 4,205’-4,240’TVD 32/64 68 1,652 24.175 -



WELL-02 DST#1 Feb 13, 2002 Kujung - 1 4,168’-4,208’TVD 48/64 60 7,150 119.000 -



DST#2 Feb 18, 2002 Kujung - 1 4,226’-4,248’TVD 32/64 1,741 620 356 -



809 40.1 109



664 46 93



500 42 91



Tabel 3.1. DST Summary Selanjutnya data hasil pengujian tersebut diolah untuk memperoleh data Permeabilitas (K), Skin (S), serta Absolute Open Flow Potential (AOFP). Laju alir gas yang akan diproduksikan dipengaruhi oleh nilai AOFP yang juga merupakan kemampuan maksimal produksi gas dari reservoir. Kujung I (Gas Zone) DST Result : Perforation Intervals : 4268’ – 4308’ / 40 ft (MD / TVD) Chk Size



FTP, psi



BOPD



MMSCF / D



BWPD



48/64



380



0



3.5



48/64”



660



12



7-9



Total skin : -2.5



0



Test Duration, hrs 6 hrs



Before acid



100



8 hrs



After acid



Permeability : 3.3 mD



Remark



Res. Press : 1833 psi



Petroleum Engineering



16



Kujung I (Oil Zone) DST Result : Perforation Intervals : 4326’ – 4348’ / 22 ft (MD / TVD) Chk Size



FTP, psi



32’/64’



500



Total skin : 42



BOPD MMSCF / D BWPD 1740



0.62



2



Permeability : 191 mD



Test Duration, hrs 12 hrs



Remark No acid



Res. Press : 1870 psi



Tabel 3.2. DST Result 2.4 Hydrocarbon Analysis Analisa Hidrokarbon dilakukan di separator terhadap sampel liquid dan gas. Dari analisa yang dilakukan pada sampel liquid menunjukkan adanya kandungan gas dalam minyak. Karakteristik dari Heptanes yaitu oAPI



sebesar 40.1 dengan densitas sebesar 0.8245 gm/cc. Sedangkan



karakteristik dari Undecanes Plus yaitu oAPI sebesar 33.6 dengan densitas sebesar 0.8572 gm/cc, Kedua senyawa tersebut merupakan kandungan utama dari sampel minyak dari Lapangan PQR. Sehingga dapat disimpulkan bahwa minyak pada reservoir ini tergolong minyak ringan. Untuk analisa yang dilakukan pada sampel gas menunjukkan besarnya kandungan methana (CH4) 77.48 %, ethana (C2H6) sebesar 8.64 %, propana (C3H8) sebesar 7.34 % dengan kandungan zat pengotor seperti CO2 dan N2 yang cukup kecil. Dari sini bisa juga didapatkan harga densitas gas (g) yaitu 0.759 gm/cc. Lapangan PQR merupakan reservoir



Petroleum Engineering



17



minyak yang mempunyai kandungan gas yang cukup baik dengan harga Gross Heating Value sebesar 1292.7 BTU/cf. HYDROCARBON ANALYSIS OF SEPARATOR LIQUID SAMPLE (UNDECANE PLUS) Component



Mol %



Weight %



0.00 0.17 0.02 5.83 3.08 6.95 3.00 5.15 4.09 4.00 7.77 11.66 11.58 6.11 4.47 26.12 100.00



0.00 0.06 0.00 0.73 0.72 2.39 1.36 2.33 2.30 2.25 5.08 8.23 9.26 5.53 4.60 55.16 100.00



Hydrogen Sulfita Carbon Dioxide Nitrogen Methane Ethane Propane Iso-Butane N-Butane Iso-Pentane N-Pentane Hexanes Heptanes Octanes Nonanes Decanes Undecanes plus Total Properties of Heptanes Plus oAPI Gravity 60 oF Density, gr/cc at 60 oF Molecular Weight



40.1 0.8245 177.3



Properties of Undecanes Plus oAPI Gravity 60 oF Density, gr/cc at 60 oF Molecular Weight



33.8 0.8572 271.0



Average Total Molecular Weight of Sample = 128.4 Tabel 4.1 Hydrocarbon Analysis Of Separator Liquid Sample Petroleum Engineering



18



HYDROCARBON ANALYSIS OF SEPARATOR GAS SAMPLE Component Hydrogen Sulfida Carbon Dioxide Nitrogen Methane Ethane Propane Iso-Butane N-Butane Iso-Pentane N-Pentane Hexanes Heptanes Octanes Nonanes Decanes Undecanes plus Total….. Gas Gravity (air = 1.000) Gros Heating Value BTU/cubic foot of dry gas at 14.73 psia and 60 °F



Mol % 0.00 1.07 0.75 77.48 8.64 7.34 1.49 1.81 0.56 0.39 0.26 0.15 0.05 0.01 0.00 0.00 100.00



Weight %



2.310 2.022 0.488 0.570 0.204 0.142 0.108 0.054 0.020 0.004 0.000 0.000 5.922



0.759



1292.7



Tabel 4.2. Hydrocarbon Analysis Of Separator Gas Sample 2.5 PVT Analysis PVT Analysis dilakukan terhadap sampel fluida hidrocarbon. Dimana dari hasil tes tersebut didapatkan tekanan bubble point sebesar 1870 psig. Pada tekanan tersebut didapatkan kelarutan gas (Rs) sebesar



Petroleum Engineering



19



836 scf/stb, Faktor volume formasi minyak (Bo) sebesar 1.501 bbl/stb, densitas minyak (o) sebesar 0.6503 gm/cc dan viscositas minyak sebesar 0.274 cp. Hal ini dapat dilihat pada tabel dibawah ini : DIFFERENTIAL VAPORIZATION ADJUSTED TO SEPARATOR CONDITION



Pressure psig



5000 4500 4000 3500 3000 2500 2200 2100 2000 1900 1870 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 109 0



Solution



Formation



Gas Formation Oil



Oil/Gas



Gas/Oil Ration



Volume



Volume



Density



Viscosity



Rs(A)



Faktor Bo (B)



Faktor (C)



gm/cc



Ratio



836 836 836 836 836 836 836 836 836 836 836 723 643 567 494 423 354 283 201 148



1.435 1.443 1.452 1.462 1.472 1.484 1.492 1.495 1.498 1.500 1.501 1.446 1.408 1.371 1.336 1.303 1.269 1.234 1.186 1.153



0.00923 0.01068 0.01263 0.01535 0.01945 0.02626 0.03978 0.07894 0.13928



0.6805 0.6767 0.6725 0.6680 0.6631 0.6578 0.6543 0.6532 0.6519 0.6507 0.6503 0.6627 0.6715 0.9800 0.6883 0.6965 0.7050 0.7141 0.7254 0.7326 0.7598



21.1 23.8 26.5 29.6 33.2 38.2 46.7 54.5



Tabel 5.1. Differential Vaporization



Petroleum Engineering



20



Dari data-data diatas terlihat bahwa pada tekanan tersebut belum ada gas yang terbebaskan, ini ditandai tidak adanya nilai faktor volume formasi gas (Bg) pada tekanan tersebut dan viskositas dari minyak yang kecil mengindikasikan bahwa karakter minyaknya low viscous (encer). Disamping itu, faktor deviasi gas (Z) yang bisa ditentukan dari data diatas adalah 0.898 . 2.6 Reserve Untuk



memperhitungkan



cadangan



minyak



dan



gas



yang



terkandung pada lapangan PQR digunakan persamaan OOIP dan OGIP volumetrik, dimana besarnya cadangan minyak pada lapangan PQR adalah : OOIP 



7758  A  hoil    1  SW  Bo



OOIP 



7758  1,490  20.6  0.25  1  0.44 1.501



( stb)



stb



OOIP  22,194 Mstb



Sedangkan untuk menghitung cadangan gas pada lapangan PQR adalah :



OGIP 



OGIP 



43560  A  hgas    1  S w  Bg



scf 



43560  1,031 23.3  025  1  0.44 0.00826



scf 



OGIP  17,765 MMcf



Petroleum Engineering



21



Description



Unit



Oil



Gas



Porosity



%



25



25



Water Saturation



%



44.0



44.0



Bo // Bg



RB/STB , SCF/CF



1.501



121



OOIP // OGIP



STB/ac-ft, MCF/ac-ft



724



743



Area



Acres



1,490



1,031



Avg. Thickness



ft



20.6



23.3



Rock Volume



ac-ft



39,322



30,662



OOIP // OGIP



MSTB/ MMCF



22,194



17,765



Recovery Factor



%



13



73.43



Reserves



MSTB, MMCF



2,950



13,045



Tabel 6.1. Estimated Hydrocarbon Reserves



Petroleum Engineering



22



2.7 Development Scenario Berdasarkan jumlah cadangan yang telah didapat dari hasil perhitungan secara volumetrik, berikut dapat dilihat 3 (tiga) opsi skenario yang disimulasikan.



Development Scenario No. of Well Producing Well Schedule



1



2



3



5



5



5



5-Year-1



3-Year-1



3-Year-1



2-Year-2



2-Year-2 Gas Blowdown Year 3



No.of Prod Wells



5



5



5



1V+4D



1V+4D



1V+4D



Oil zone



Oil zone



Oil zone



Average Drainage Area



298



298



298



Cum.Oil(Np,MMBO)



3.0



2.94



2.95



Cum.Gas(Gp,BCF)



13.1



13.0



13.2



Oil Equivalent (MMBOE)



5.3



5.3



5.3



Final Reservoir Pres, Psia



702



711



698



Ult. Oil Recov, %OOIP



13.3



13.0



13.1



Ult. Gas Recov,%OGIP



58.3



57.9



58.8



Ult. Equiv Recov, % OOIPE



20.0



19.8



19.9



Type of Well Type of Well Completion



Tabel 7.1. Skenario Pengembangan Dari ketiga skenario pengembangan tersebut, opsi nomor 2 layak dipilih. Hal ini dikarenakan dengan melakukan pemboran bertahap (3 sumur di tahun 2005 dan 2 sumur di tahun 2006) akan mengurangi beban Petroleum Engineering



23



investasi awal serta cashflow. Dan jika membandingkan antara opsi 1 yang membor 5 sumur sekaligus, dengan opsi 2 yang melakukan pemboran



bertahap,



dari



variabel



kemampuan



produksi



tidak



memperlihatkan perbedaan signifikan. Selanjutnya pada opsi 3, akan terjadi blowdown pada tahun ketiga hingga mengurangi efisiensi dari sistem pengangkatan yang akan dirancang jika menggunakan gas lift (indikasi awal menunjukkan kandungan gas yang cukup besar pada Lapangan PQR sangat mendukung untuk digunakan sebagai sistem pengangkatan – gas lift) karena membutuhkan perubahan sistem produksi. Pada skenario 2 sendiri, gas dapat digunakan sampai akhir umur proyek, yaitu lebih kurang 7 tahun. Hal ini juga didukung dengan grafik yang ditunjukkan hasil simulasi pada production forecast berikut ini.



Gambar 7.1. Grafik Simulasi Peramalan Produksi Petroleum Engineering



24



Grafik diatas men-simulasikan produksi yang terjadi pada opsi 2. Dimana pada tahun pertama (2005) dibor 3 sumur, dan pada tahun kedua (2005) dibor 2 sumur tambahan, pada tahun ketiga tidak menunjukkan terjadinya gas blowdown karena pola decline dari FGPR tidak ada perubahan



drastis.



Grafik



simulasi



diatas



juga



menggambarkan



peramalan produksi untuk 7 tahun, sehingga dapat diketahui laju alir minyak untuk masa yang akan datang. ANNUAL CUMMULATIVE PRODUCTION FORECAST.



Year



Oil (MBO)



Gas (MMCF)



2005



749



1195



2006



1040



2970



2007



544



2964



2008



309



2552



2009



169



1741



2010



89



1022



2011



50



601



TOTAL



2,950



13,045



Tabel 7.2. Annual Cummulative Production Forecast



Petroleum Engineering



25



2.8 Completion Pengeboran 5 buah sumur akan dilakukan dilapangan PQR, dengan orientasi sebagai berikut:



Gambar 8.1. Perencanaan Sudut Pemboran Kandungan gas pada lapangan



PQR



memungkinkan untuk



digunakan sebagai tenaga pengangkatan gas lift, dimana gas lift sangat efektif digunakan pada sumur yang memproduksikan minyak dan gas terutama pada offshore. Untuk memaksimalkan produksi minyak dan gas tiap sumurnya maka dipilih metoda in situ/ auto gas lift. Dimana gas dari sumur akan langsung digunakan sebagai tenaga pengangkatan buatan dari minyak yang diproduksikan di sumur tersebut. Karena produksi



Petroleum Engineering



26



dengan menggunakan auto gas lift maka sumur pengembangan ini akan dibor pada lokasi yang mengandung minyak dan gas. Pemilihan insitu/auto gas lift dibanding metode lainnya didasarkan atas pertimbangan biaya komplesi, kemampuan produksi dan berbagai faktor lainnya. Dapat dilihat pada tabel berikut :



ITEM



ESP



Tubing $8.0/ft Eqpt Surface-Wellhead Electric Submersible Pump Electric Cable Packer/ SSD/ Downhole Safety Eqp. Bottom Packer Hydrow II Dual Packer Remotely Operated SSD Dual Hydroulic Line Downhole Safety Valve Misc. Total



US $ 50,000 64,000 60,000 16,000 46,000



236,000



SMART COMPLETION US $ 50,000 64,000



10,000 20,000 44,000 22,000 14,000 10,000 234,000



Tabel 8.1 Completion Cost



Petroleum Engineering



27



METHOD



Dual String



Divert from oil to gas well



Auto Gas Lift



Hyd.Flow Control from Surface



OPTION



1 Wellhead 2-7/8” 9-5/8” dual packer 7”packer 75,000.0 105,000.0



2 Wellhead 3-1/2” 7”packer



3 Wellhead 3-1/2” 7”packer



4 Wellhead 3-1/2” 7”packer



Assign one well for gas source only 5 Wellhead 3-1/2” 7”packer



7”packer 75,000.0 75,000.0



7”packer 75,000.0 91,000.0



7”packer 75,000.0 130,000.0



7”packer 75,000.0 75,000.0



420,000.00 Expensive



390,000.00 Oil production reduce to 3 wells



406,000.00 Require wireline works



445,000.00 More expensive but easy to operate



390,000.00 Oil production reduce to 4 wells



Standard Cost per Well Total Cost Remark



Tabel 8.2. Completion Cost Comparison Dari kelima pilihan tersebut, disimpulkan : Opsi 1 :



Biaya komplesi dengan menggunakan dual string tergolong mahal, dan untuk produksinya menggunakan pompa ESP



Opsi 2 :



Biaya komplesi murah, tetapi jumlah sumur produksi minyak berkurang menjadi 3 sumur



Opsi 3 :



Biaya komplesi tidak terlalu mahal atau terlalu murah, tetapi dalam pekerjaannya menggunakan wireline.



Opsi 4 :



Biayanya sangat mahal, tetapi dalam operasinya mudah.



Opsi 5 :



Biaya komplesi murah, tetapi produksi berkurang.



Petroleum Engineering



28



Opsi 3 layak untuk dipilih karena biaya yang diperlukan tidak terlalu tinggi serta untuk produksi minyak tidak diperlukan pompa tambahan. Serta dilihat dari struktur lokasi lapangan PQR dan jumlah kandungan minyak dan gas pada lokasi tersebut sangat mendukung untuk dipilihnya sistem auto gas lift pada kelima sumur pengembangan ini. Pada sistem auto gas lift, zona gas dan zona minyak akan diperforasi keduanya, dua buah packer akan dipasang untuk meng-isolate interval gas. Selanjutnya gas akan masuk ke tubing yang sama dengan minyak, gas akan mengurangi density minyak hingga minyak dan gas akan sampai ke permukaan. Ilustrasi sistem auto gas lift dapat dilihat pada gambar berikut :



Gambar 8.2. Desain Komplesi



Petroleum Engineering



29



Berikut adalah well program dari sistem auto gas lift, komponen yang dipasang pada sistem ini dapat terlihat disini.



Gambar 8.3. Desain Komplesi Ket :



1



:



Optimax tubing retrievable sub surface safety valve 13% CR



2



:



dengan ukuran 3-1/2”



Hydrow II Packer dengan ukuran 7” x 3-1/2” x 1/4” x 1/4”



3



:



Ross valve w/QN Nipple Profile 13% CR dengan ukuran 2.75”



4



:



Hydraulic Set Retrievable Packer dengan ukuran 7”



5



:



Nipple dengan ukuran 2.68” XN



Petroleum Engineering



30



Production Performance dapat dilihat pada kurva IPR, pada POD ini ada 2 jenis IPR yang tujuannya untuk menentukan laju alir optimum dengan analisa nodal di dasar sumur. Untuk menentukan q optimum. Didapatkan dari data plot laju alir minyak dengan tekanan dasar sumur. Titik pertemuan kurva IPR dengan kurva tubing intake menunjukkan harga laju alir optimum. Dapat dilihat pada gambar berikut :



Optimum



Gambar 8.4. Inflow/ Outflow Curves Untuk mentukan q optimum terhadap ID tbg. Sama halnya dengan cara diatas, tetapi untuk mendapatkan q optimumnya, dengan melihat harga titik pertemuan antara kurva IPR dengan kurva tubing intake dengan ukuran tubing yang berbeda-beda. Dan pada POD ini ukuran tubing yang dianggap akan mendapatkan q optimal adalah 2.992”. Petroleum Engineering



31



Ukuran tubing yang dipilih 2,992



Gambar 8.5. Grafik IPR inside diameter dan well node (tubing)



2.9 PQR Field Development Untuk mengembangkan lapangan PQR akan dibangun platform tipe 4 pile yang bisa digunakan untuk 7 sumur produksi. Jaringan pipa transportasi minyak dan gas dengan ukuran 10” ID sepanjang 25 km akan menyalurkan fluida ke platform pengumpul dilapangan poleng.



Gambar 9.1. PQR Platform Petroleum Engineering



32



Beberapa peralatan yang akan di pasang pada projek ini mencakup: -



Production Test Manifold



-



Crane



-



WHCP



-



SCADA system



-



Chemical Injection



-



Produktion separator with liquid and gas metering for allocation



-



Multi Phase flow meter



Berdasarkan jadwal pelaksanaan project diatas, diharapkan lapangan PQR akan dimulai berproduksi Februari 2005. Persetujuan POD/AFE dilakukan mulai Oktober 2003 hingga Januari 2004. ditahap ini Feed Study terus dilakukan untuk mendukung dan melengkapi POD yang telah disusun. Analisa mengenai dampak lingkungan (AMDAL) juga salah satu hal yang harus diperhatikan, mengingat project pengembangan lapangan PQR akan berpengaruh langsung terhadap ekosistem dan biota laut disekitarnya. Procurement of long lead item diperkirakan akan membutuhkan waktu selama 6 bulan, mulai dari Februari 2004 hingga Juli 2005. Sementara itu dibulan Februari 2004 juga tender EPIC mulai dibuka.



Petroleum Engineering



33



Platform dan production facilities akan mulai dikerjakan pada Mei hingga November 2004. pembangunan jaringan pipa dasar laut antara platform PQR dengan stasiun pengumpul di lapangan Poleng juga dilakukan pada tahap ini. Tahap selanjutnya adalah fase penting pada project ini. Pada Desember 2005 proses instalasi platform dilokasi akan dimulai. Koneksi antara platform produksi – pipelines – platform pengumpul juga dilakukan pada tahapan ini. Fasa akhir dari pengembangan lapangan PQR telah selesai pada Januari 2005, dengan total memakan waktu selama 16 bulan dari proses persetujuan POD/AFE hingga instalasi platform dan jaringan pipeline. Project ini akan mulai berproduksi di bulan Februari 2005. Pelaksanaan project pengembangan lapangan PQR akan memakan biaya sebesar: Platform



MUS$ 8,650



Pipeline



MUS$ 3,600



Misc



MUS$ 1,250 + Total



MUS$ 13,500



Petroleum Engineering



34



Untuk kegiatan project shcedule dapat dilihat pada tabel berikut :



Petroleum Engineering



35



2.10 Economics Aspect Faktor keekonomian menjadi faktor selanjutnya yang menentukan apakah suatu poject penegembangan lapangan migas layak untuk di kembangkan. Estimasi kebutuhan Investasi untuk POD lapangan offshore PQR adalah: INVESTASI LAPANGAN PQR (CAPEX) I



CAPITAL / TANGIBLE Platform



MUS$ 8,650



Pipeline



MUS$ 3,600



Development drilling & completion (5 well)



MUS$ 13,852 +



Total II.



MUS$ 26,102



NON CAPITAL / INTANGIBLE Miscellaneous



MUS$ 1,250 + TOTAL



MUS$ 27,352



Hingga akhir tahun 2011 perkiraan kemampuan produksi lapangan PQR adalah 2.950 MMSTB untuk minyak dan 10.366 BCF untuk gas. Estimasi ini didapat atas skenario pengembangan 5 buah sumur yang di bor pada tahun 2005 (3 buah sumur) dan 2006 (2 buah sumur).



Petroleum Engineering



36



Pada asumsi harga minyak adalah US$ 22 per barrel dan US$ 3 per MMBtu untuk gas. Maka diperkirakan total pendapatan kotor dari lapangan PQR berjumlah MU$ 96.121. Total biaya produksi yang diperlukan hingga 2011 adalah MUS$ 13,954 dan cost recovery akan dikembalikan kepada kontraktor berjumlah MUS$ 48,252 Dari seluruh investasi, biaya produksi, pendapatan dan cost recovery tersebut akan mempengaruhi cash flow dari kontraktor + partner dan pemerintah. Selanjutnya harga NPV yang didapat oleh kontraktor + partner dan negara hingga 2011, ditabelkan sebagai berikut : Gross Production



Mbbls



2,950



Oil Price



US$/bbl



Gross Revenue



MUS$



96,121



Operation Costs



MUS$



13,954



Capital Expenditure



MUS$



27,352



Total Cost Recovery



MUS$



48,252



Contractor NPV (10% D.C.)



MUS$



3,669



Payout Time



Years



4.5



Contractor



IRR%



26.6



Pertamina NPV (10% D.C.)



MUS$



6,933



Indonesia NPV (10% D.C.)



MUS$



19,289



22



Tabel 10.1. Economic Summary



Petroleum Engineering



37



Sensitivity Analysis Grafik berikut merefleksikan pengaruh dari perubahan berbagai faktor seperti:  Harga minyak  Capital expenditures  Operational expenditures  Production (revenue) Terhadap profit (NPV) dari kontraktor, pertamina dan pemerintah



Gambar 10.1. Sensitivity Analysis Petroleum Engineering



38



3. CONCLUSION •



Secara geological lapangan PQR terdiri atas 4 layer dimana layer 2 merupakan interest zone. Hal ini dapat dilihat dari harga porositas, water saturation dan Net to Gross.



•



Dari segi reserve lapangan ini potensial untuk dikembangkan, karena hingga saat ini recovery faktor minyak hanya 13 % dari OOIP 22,194 MSTB, sedangkan cadangan gas OGIP 17,765 MMCF dengan recovery factor sebesar 73.43 %.



•



Lapangan PQR memiliki hidrocarbon dengan kualitas yang cukup baik, dimana derajat API untuk minyak berkisar 33.6 sampai 40.1 sedangkan untuk kandungan gas ditemukan sedikit sekali zat pengotor seperti H2S, nitrogen dan karbon dioksida.



•



Jenis complesi yang dipilih pada lapangan PQR adalah auto gas lift dengan pertimbangan biaya (gas supply yang cukup besar) dan teknis.



•



Dari segi ekonomi project ini layak dikembangkan, ditinjau dari nilai NPV, IRR, POT dan benefit to cost.



Petroleum Engineering



39