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

(1)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 1 PENGEMBANGAN LAPANGAN X DENGAN SUMUR BERARAH MELALUI SIMULASI RESERVOIR

DAN ANALISA KEEKONOMIAN Jesta*

Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.** Sari

Lapangan X merupakan lapangan minyak dengan jenis reservoir formasi karbonat yang kompleks yang memproduksi jenis fluida Black Oil. Lapangan ini sebenarnya berproduksi mulai awal tahun 2009, dengan hanya 1 sumur saja yang disebut sumur X-1 yang merupakan sumur vertikal. Pada awal tahun 2010 perolehan minyak dari lapangan ini hanyalah sebesar 289,135 STB. Dengan IOIP dari lapangan ini yang kecil faktor perolehan sampai awal tahun 2010 adalah 2.24%. Hal ini menandakan masih kurangnya optimasi produksi dengan kata lain lapangan ini masih sangat besar peluangnya untuk dilakukan pengembangan lebih lanjut mengingat masih sangat rendahnya faktor perolehan.

Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi lapangan dan skenario pengembangan dengan simulasi reservoir untuk dapat menambah recovery dengan sumur baru, dalam hal ini sumur berarah. Ketika sudah diperoleh skenario pengembangan terbaik, kemudian dilakukan analisa keekonomian juga untuk memberikan hasil yang maksimal dari sisi teknis maupun dari sisi ekonomi. Sehingga bisa diketahui kelayakan pengembangan pada lapangan X dengan penambahan sumur berarah ini dilaksanakan

Hasil yang diperoleh dari studi ini adalah diperolehnya lapisan paling produktif yaitu pada lapisan kedalaman 2702 ft dan skenario berbagai panjang seksi miring dengan panjang seksi miring 305.118 ft dan menghasilkan faktor perolehan sebesar 10.57%.

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

Abstract

The X field is an oil field having a complex carbonat reservoir formation that produces Black Oil reservoir fluid tipe. This field has been produced since early 2009 with only one vertical well operating at that time named the X-1 well. The field could only produce 289,135 STB of cumulative oils, or representing recovery factor of 2.24%, at the early year of 2010. This results indicate that the field’s production still has a high opportunity to be developed optimally.

The objective of this paper study is to evaluate the oil field and development scenarios that using a reservoir simulation to improve recovery factor by adding new wells, in this case directional wells. After finding the best development skenario, then we applied an economics analysis to chose the best result both for tecnical and economics consideration, to be implement in the development scenario.

The result of this study indicate that the most productive layer is layer at depth 2702 ft and a variety of oblique-angle section length of 305.118 ft indicate that and deliver 10.57% recovery factor.

Keyword : Recovery factor, reservoir simulation, directional well, economics analysis.

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

(2)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 2 I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Kebutuhan dunia akan minyak terus bertambah seiring berjalannya waktu, yang disebabkan semakin berkembangnya industri. Dikarenakan permintaan minyak yang semakin meningkat maka diperlukan pengangkatan minyak dari reservoir yang optimal. Cara yang harus dilakukan adalah dengan meningkatkan faktor perolehan (recovery factor).

Pengangkatan minyak hanya bisa dilakukan jika memenuhi beberapa faktor pendukung. Salah satu faktor pendukung tersebut adalah dengan adanya media penghubung permukaan dengan reservoir yang kita sebut dengan sumur produksi.

Sumur produksi ini harus mampu mendukung pengangkatan minyak yang optimal, dan untuk mengoptimalkan letak dan geometri sumur yg akan kita bor adalah dengan melakukan peramalan melalui simulasi reservoir. Dengan simulasi reservoir, seorang engineer mampu melakukan perkiraan produksi suatu lapangan tanpa harus melakukan kegiatan langsung di lapangan tersebut. Simulasi reservoir mampu meramakan faktor perolehan yang paling besar dari sumur-sumur yang kita rancang pada lapisan tertentu dengan data yang diberikan seperti data PVT, geologi, SCAL dan lainnya.

Dalam studi ini akan dirancang sumur yang perforasinya dilakukan di satu layer saja sehingga akan membentuk sumur pemboran berarah yang mengikuti bentuk layer tersebut. Maka diperlukan lapisan dan arah sumur yang tepat untuk mendapatkan hasil yang maksimal.

Pada kenyataannya faktor perolehan yang besar tidak menjamin keuntungan ekonomi dalam perusahaan minyak. Hal ini terjadi karena dengan memperbesar recovery factor kita harus memperbesar daerah pengurasan dengan pembuatan sumur yang lebih panjang, dengan perancangan sumur yang lebih panjang maka diperlukan biaya yang lebih besar.

Dengan alasan diatas, maka diperlukan perancangan sumur yang mampu menghasilkan produksi yang maksimal secara teknis yaitu dengan faktor perolehan yang terbesar dan juga sekaligus menguntungkan dari segi ekonomi.

1.2 Tujuan

Tujuan dari studi ini adalah untuk melakukan perancangan sumur berarah yaitu target lapisan dan panjang segmen berarah atau miring pada lapangan X agar mampu menghasilkan pengurasan minyak secara maksimal namun juga menguntungkan dari sisi ekonomi.

II. MODEL RESERVOIR

Dalam melakukan simulasi reservoir perlu dibangun suatu model reservoir yang dapat merepresentasikan kondisi reservoir yang sebenarnya.Untuk melakukan simulasi reservoir pengembangan Lapangan X ini digunakan simulator komersial. Namun dalam studi ini model diterima dalam keadaan sudah tersedia.

Deskripsi properti reservoir pada lapangan X ditunjukan pada tabel-1

Tabel-1 Data sumur X-1

Properties

Nilai

Kedalaman, ft 2490

Temperatur,ᵒF 165@2650 ft.SS

Tekanan,Psig 1063@2650 ft.SS

Tekanan Bubble Point,Psig 220

Tekanan Alir,Psia 948

API Grafity 34.8

Specific Gravity Gas 0.706

GOR,SCF/STB 79.68

Temperatur Separator,ᵒF 102

Tekanan Separator,Psig 90

Oil FVF (Bo),RB/STB 1.0891

Viskositas Minyak,cp 0.88898

Radius lubang bor (rw),ft 0.3

ID Tubing,ft 2.875

Dari data Tabel-1 kita bisa memperkirakan jenis fluida yang teproduksi adalah Black Oil dengan indikator nilai Bo yang tidak melebihi 2, API sebesar 34.8 dan GOR yang cenderung kecil yaitu sebesar 79.68 SCF/STB.

Dalam karakter batuannya lapangan ini dibagi menjadi dua region berdasarkan besar porositasnya. Perbedaan ini terlihat pada gambar-1, dimana region dipisah antara region yg memiliki porositas yang lebih kecil dari 0.125 dengan porositas yang lebih besar sama dengan 0.125.

Pemisahan 2 region ini juga bukan hanya berdasarkan dari perbedaan porositas namun juga berdasarkan permeabilitas relatif dan tekanan kapilernya. Pada Region 1 bisa dilihat pada Gambar-2, Gambar-3 dan Gambar-4. Pada gambar tersebut kita bisa melihat bahwa titik perpotongan krw dan kro

(3)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 3 berada pada Sw = 0.79 yang mengindikasikan bahwa

formasi ini pada kondisi yang bersifat water wet. Dan jika dilihat dari permeabilitas relatif gas dan minyak nya kita bisa mendapatkan indikasi bahwa dengan perpotongan krg dan kro pada titik Sg = 0.13. Juga jika

dilihat pada grafik tekanan kapilerya yg tertera pada Gambar-4 kita bisa menyimpulkan bahwa permeabilitas dari region ini rendah dengan bentuk grafik yang landai.

Gambar-1 Pemisahan Region berdasarkan porositas

Gambar-2 Krw vs. Kro Region 1

Gambar-3 Kro vs. Krg Region 1

Untuk Region 2 data SCAL bisa dilihat dari Gambar-5, Gambar-6 dan Gambar-7 dimana masih

menunjukan yang sama seperti Region 1 hanya saja nilai perpotongan krw dan kro terletak pada titik Sw =

0.83 dan perpotongan krg dengan krw berada pada titik Sg = 0.14 dan memiliki permeabilitas yang kecil,

terlihat dari bentul grafik tekanan kapiler pada Gambar-7.

Gambar-4 Grafik Tekanan Kapiler Region 1

Gambar-5 Krw vs. Kro Region 2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Re la ti v e P e rme a b il it y (K r) Water Saturation (Sw)

Relative Permeability (Water-Oil Region I)

Krw Kro 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 Rel a ti v e P er mea b il it y (K r) Gas Saturation (Sg)

Relative Permeability (Gas-Oil Region I)

Krg Kro 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 C a p il la ry P re ss u re (P si ) Water Saturation (Sw)

Capillary Pressure (Water-Oil Region I)

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Rel a t iv e P er mea b il it y (K r) Water Saturation (Sw)

Relative Permeability (Water-Oil Region II)

Krw Kro

(4)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 4 Gambar-6 Kro vs. Krg Region 2

Gambar-7 Grafik Tekanan Kapiler Region 2

III. RESERVOIR MODEL VALIDATION

Model reservoir yang dibuat perlu untuk divalidasi terhadap kinerja reservoir actual yang diperoleh dari data lapangan, sehingga model reservoir tersebut mampu merepresentasikan sebaik mungkin kondisi sebenarnya di reservoir.

Validasi model reservoir yang dilakukan adalah dengan menyelaraskan IOIP pada model reservoir dengan IOIP di reservoir aktual.

Hasil perhitungan secara volumetrik mengindikasikan bahwa IOIP pada Lapangan X adalah sebesar 12.98 MMSTB, nilai ini hanya berbeda 0.35% dari IOIP pada model reservoir sebesar 12.935 MMSTB.

Validasi model reservoir yang berikutnya adalah dengan menyelaraskan kinerjareservoir aktual dengan hasil simulasi pada model reservoir yang dibangun, dimana Kinerja ini dinyatakan dalam production history dari lapangan aktual, sehingga proses validasi ini dikenal dengan istilah history matching.

Hasil history matching ditunjukkan oleh grafik-grafik pada Gambar-8 untuk laju alir cairan, Gambar-9 untuk laju alir minyak dan Gambar-10 untuk laju alir air.

Gambar-8 Penyelarasan laju alir cairan

Gambar-9 Penyelarasan laju alir minyak

Pada Gambar-8 yaitu penyelarasan laju alir cairan terlihat maching sudah sangat bagus karena dari data historis yang diberikan yaitu yg berwarna hijau sudah ternyata berdempetan dengan data dari 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 Rela ti v e P er mea b il it y (K r) Gas Saturation (Sg)

Relative Permeability (Gas-Oil Region II)

Krg Kro 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 C a p il la ry P res su re (P si ) Water Saturation (Sw)

(5)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 5 simulasi yang kita berikan. Hal ini menunjukan

penyelarasan sudah sempurna pada tahap ini

Gambar-10 Penyelarasan laju alir air

Pada Gambar-9 dan Gambar-10 dilakukan matching yang baik juga. Walaupun tidak sebaik dari grafik liquid rate namun pendekatan yg diberikan sudah baik, sehingga model ini layak dipakai dalam studi ini.

IV. PENGEMBANGAN LAPANGAN

Faktor perolehan minyak dapat dihitung dengan berbagai macam metode. Faktor perolehan (recovery factor) dapat dihitung dengan membandingkan produksi minyak pada saat tertentu dibagi dengan volume minyak pada saat awal (Initial Oil In Place), dituliskan dengan persamaan sebagai berikut:

... (1)

Besarnya produksi kumulatif minyak ditentukan dengan mensimulasikan reservoir untuk berproduksi dengan skenario dan batasan tertentu. Produksi minyak kumulatif ketika simulasi telah mencapai batasannya dibagi dengan volume awal minyak adalah faktor perolehan.

Sumur X-2 adalah sumur yang dalam perencanaannya akan menjadi sumur berarah, oleh karena itu diperlukan lapisan dan panjang yang tepat sehingga memiliki keekonomian yg baik. Kandungan minyak pada kondisi awal dari formasi ini dibawah 25 juta. Dengan kondisi awal ini kita bisa mendapatkan RF dari suatu sumur yg dibuat dengan cara membagi produksi sumur total dengan kandungan awal minyak pada formasi tersebut. Dari hasil simulasi didapat 2 lapisan yang memiliki nilai permeabilitas dan Sw terbaik dan kemungkinan bisa

menghasilkan jumlah produksi minyak terbesar yaitu

pada k = 19 pada kedalaman 2698.7 ft dan k = 20 pada kedalaman 2702 ft. Terlihat pada Gambar-11 dan Gambar-12 bahwa range Sw sekitar 0.3805 –

0.6939 pada k = 19 dan Sw = 0.3818 – 0.6480 pada k

= 20. Dalam Gambar-13 dan Gambar-14 terlihat juga perbandingan besar permeabilitas dalam tiap lapisannya yg sebesar 22 mD hingga 41 mD pada lapisan k = 19 dan sebesar 27 mD hingga 41 mD pada k = 20. Dari perbandingan Sw dan permeabilitas membuktikan bahwa k = 20 memiliki besar yang lebih baik daripada k = 19, namun hal ini belum tentu benar sehingga diperlukan penelitian selanjutnya yaitu, melalui jumlah produksi lapangan yang akan dihasilkan setiap lapisan.

Gambar-11 Sw lapisan k = 19

Gambar-12 Sw lapisan k = 20

Gambar-13 Permeabilitas lapisan k = 19

Sumur X-2 dibuat memiliki titik KOP pada grid i = 34 dan j = 18. Oleh karena itu dicari arah

(6)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 6 yang terbaik untuk pembuatan sumur baru pada

awalan ini yang bisa dilihat pada Gambar-15.

Gambar-14 Permeabilitas lapisan k = 20

Gambar-15 Posisi Sumur X-1 dan X-2 dalam peta

Untuk menentukan lapisan mana yang lebih baik dalam produksinya, maka diperlukan pembanding RF dalam kedua lapisan itu pada setiap arahnya. Diperlukan beberapa kasus untuk pembanding besar produksi hingga pada pertengahan tahun 2022. Kasus-kasus itu adalah Kasus 1 yang menggambarkan sumur berarah ke kanan yang diperlihatkan pada Gambar-16(i = 34-35); Kasus 2 yang menggambarkan sumur berarah bawah yang diperlihatkan pada Gambar-17(j = 18-19); Kasus 3 yang menggambarkan sumur berarah kiri yang diperlihatkan pada Gambar-18 (i = 33-34) ;dan kasus 4 yang menggambarkan sumur berarah atas yang diperlihatkan pada Gambar-19 (j = 17-18).

Gambar-16 Keadaan sumur kasus 1

Tabel-2 Kumulatif produksi dan RF pada Lapisan k = 19 sampai tahun 2022 Kasus Arah Np (MMSBB) RF (%) 1 kanan 1.215 9.39 2 bawah 1.204 9.31 3 kiri 1.161 8.98 4 atas 1.13 8.74

Tabel-3 Kumulatif produksi dan RF pada Lapisan k = 20 sampai tahun 2022 Kasus Arah Np (MMSBB) RF (%) 1 kanan 1.222 9.45 2 bawah 1.208 9.34 3 kiri 1.172 9.06 4 atas 1.15 8.89

(7)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 7 Tabel-2 merupakan gambaran sumur-sumur

dari setiap kasus pada lapisan k = 19. Pada lapisan ini memiliki rentang RF berkisar antara 8.74% hingga 9.39%.

Tabel-3 merupakan gambaran sumur dari setiap kasus pada lapisan k = 20. Dalam lapisan ini ternyata produksi sumur yang dihasilkan memperlihatkan hasil yang lebih baik dari lapisan k = 19 dengan rentang RF dari 8.89% hingga 9.45%. Perbedaan ini bisa semakin terlihat pada Gambar-20 dimana lapisan k = 19 dipresentasikan dengan garis biru dan lapisan k =20 dipresentasikan dengan garis berwarna biru.

Gambar-20 Grafik Perbandingan Perolehan Dari hasil yang diperoleh kita bisa memastikan bahwa lapisan k = 20 memiliki produktifitas yang lebih tinggi dibanding produktifitas pada lapisan k = 19. Karena itu dalam studi ini akan dipilih sumur berarah pada lapisan k = 20.

Pada lapisan ini dipilih sumur yang ke arah bawah walaupun yg berarah ke kanan memiliki RF yang lebih tinggi. Hal ini disebabkan sumur yang berarah ke kanan sudah berada di batas dari reservoir itu sendiri sehinga sumur ini tidak bisa diperpanjang lagi. Lain halnya dengan sumur yang berarak kebawah yang masih bisa diperpanjang hingga mencapai L= 505 ft.

V. ANALISA KEEKONOMIAN DAN SENSITIVITAS

5.1 Indikator Ekonomi

Dalam perminyakan jumlah hasil produksi belum bisa dijadikan indikasi sebuah lapangan menguntungkan atau tidak. Untuk mengetahui kelayakan suatu pengembangan lapangan tentu kita harus menggunakan parameter yang disebut dengan Indikator ekonomi. Indikator ekonomi yang dimaksud adalah:

5.1.1 Net Present Value (NPV)

NPV dapat dikatakan sebagai jumlah keutungan bersih yang dinilai pada waktu sekarang, dihitung berdasarkan suatu harga bunga(interest rate) tertentu. Dalam hal ini harga bunga yang digunakan adalah harga bunga rata-rata selama analisis ekonomi.

Dari nilai NPV yang dihasilkan dapat dinilai kelayakan suatu pengembangan lapangan. Apabila NPV bernilai positif dapat diartikan pengembagan lapangan tersebut layak dilaksanakan karena akan memberikan keutungan. Namun sebaliknya bila NPV bernilai negatif dapat diartikan pengambangan lapangan tersebut tidak layak dilaksanakan karena dapat menyebabkan kerugian dari sisi ekonomi. Jika nilai dari NPV = 0 berarti inverstasi yang ditanamkan dan pengembalian yang diperolehsama besarnya atau dapat dikatakan sebagai keadaan pulang pokok. Pada persamaan (2) ditunjukan suatu perumusan untuk menentukan nilai uang yang berlaku pada saat sekarang. NPV didapat dengan penyelesaian dengan memperhitungkan nilai uang dari waktu ke wakktu yang bisa ditunjukan dengan hubungan persamaan (3).

... (2)

dimana :

C = nilai uang pada waktu sekarang S = nilai uang pada waktu n(tahun) i = Interest rata-rata

n = waktu (tahun)

... (3)

Dari persamaan (3) disederhanakan menjadi:

... (4)

5.1.2 Rate of Return

Rate of Return didefinisikan sebagai harga bunga yang menyebabkan harga semua cash inflow sama besarnya dengan cash outflow bila cash flow didiskon untuk suatu waktu tertentu. Dengan kata lain ROR juga dapat didefinisikan sebagai tingkat suku bunga yang menyebabkan NPV = 0. ROR ditentukan dengan cara coba-coba (trial and error). ROR dihitung dari nilai NPV sehingga indikator ini sudah memperhitungkan nilai waktu dari uang. ROR tidak dapat dihitung bila semua cash flow positif, negative atau belum balik modal.

8.60 8.80 9.00 9.20 9.40 9.60 1 2 3 4 RF (%) Kasus

Perbandingan RF

(8)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 8 Indikator ini sering digunakan oleh

kontraktor atau investor karena dapat dibandingkan langsung dengan Minimum Attractive Rate of Return (MARR). Suatu investasi dikatakan layak apabila ROR lebih besar dari MARR yang ditetapkan oleh investor. Besarnya MARR sangat tergantung pada lingkungan, tujuan, kebijakan, jenis kegiatan serta tingkat resiko dari masing – masing investasi.

... (5)

5.1.3 Pay Out Time

Pay out time merupakan indikator kelayakan yang paling sederhana. POT didefinisikan sebagai waktu yang dibutuhkan agar kumulatif pendapatan sama dengan kumulatif biata yang dikeluarkan. Dengan demikian, POT merupakan besaran yang menunjukan seberapa cepat suatu dana investasi kembali. Biasanya kontraktor atau investor memiliki besaran waktu tertentu yang diinginkan agar investasi kembali. Apabila POT lebih kecil dari batasan waktu tersebut, maka investor menilai bahwa proyek tersebut layak dilaksanakan.

5.2 Analisa Ekonomi

Dalam analisa ekonomi ini digunakan beberapa asumsi untuk kemudahan dalam analisis ini. Asumsi yang digunakan adalah seperti tercantum dalam Tabel-4 dibawah ini.

Tabel-4 Daftar Asumsi Keekonomian

Harga Minyak 70 US$/BBL

Biaya Operasional 15 US$/BBL

FTP 10% DMO 25% DMO Fee 10% Kredit Investasi 15% Bagian Kontraktor 26.80% Bagian Pemerintah 73.20% Pajak Kontraktor 44%

Lama Project 12 Tahun

MARR 15%

Harga Pemboran Sumur X-1 2.8 MMUS$

Harga Pemboran Sumur X-2 3.1 MMUS$

Biaya Investasi Nonkapital 3.251 MMUS$

Biaya Investasi Kapital 1.818 MMUS$

Model Depresiasi DDB

Pada analisa ekonomi ini diasumsikan harga sumur sama yaitu 3.1 juta US$. Dan dalam analisa teknis sebelumnya lapisan yang dipakai adalah k = 20 dan berarah kebawah sesuai dengan Kasus 2. Namun dalam analisa ekonomi ini akan dilakukan beberapa skenario untuk memastikan panjang perforasi yang tepat untuk sumur ini. Tiap skenario menunjukan perbedaan panjang pada perforasi, dan perforasi yang dlakukan sesuai dengan panjang grid yang ada. Skenario yang digunakan ada 5 yang masing-masing skenario memiliki panjang perforasi berdasarkan penambahan grid.

Skenario yang dipaikan bisa dilihat pada Tabel-5 berikut.

Tabel-5 Skenario variasi panjang perforasi

Skenario Panjang perforasi

1 101.706

2 203.412

3 305.118

4 406.824

5 508.53

Pada tiap skenario dilakukan perhitungan ekonomi dengan mencari rate per tahunnya dan dilakukan perhitungan keekonomian dengan membuat cash flow sampai kita menganalisis indikator ekonomi berupa NPV, POT dan ROR.

Pada Skenario 1 dengan panjang perforasi 101.706 ft dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-6

Tabel-6 Evaluasi Ekonomi Skenario 1 Evaluasi hasil ekonomi

Total Investasi 10,969

Total Pengeluaran 29,102

NPV Kontraktor @0% 9,851

Rate of Return (ROR) 47.90% Profitability Index, fraction 1.32

Pay Out Time, year 5.16

NPV Indonesia@0% 45,669

Np 1,208,889

(9)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 9 Tabel-7 Evaluasi Ekonomi Skenario 2

Evaluasi hasil ekonomi

Rate of Return (ROR) 50.60%

Profitability Index, fraction 1.35

Np 1,299,630

Np 1,367,653

Np 1,387,996

Pada Skenario 5 dengan panjang perforasi 101.706 dilakukan analisa ekonomi dan hasilnya terdapat pada Tabel-10

Np 1,387,996

Dari kelima skenario yang ada dilakukan plot ROR vs L(panjang perforasi) yang hasilnya dapat dilihat pada Gambar-21 dan produksi lapangan hingga tahun 2022 dari setiap skenario yang diperlihatkan pada Gambar-22.

Gambar-21 ROR vs Skenario 47.0% 48.0% 49.0% 50.0% 51.0% 52.0% 53.0% 54.0% 1 2 3 4 5

ROR vs Skenario

(10)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 10 Gambar-22 Produksi lapangan vs Skenario

Pada Gambar-21 terlihat bahwa terdapat pertambahan ROR yg cukup signifikan sampai pada Skenario 3. Sehingga dalam Lapangan ini sumur berarah yang cocok untuk diaplikasikan adalah Skenario 3.

Dalam Skenario 3 ini produksi yang dihasilkan hingga pertengahan tahun 2022 adalah 1.37 MMSTB dengan RF = 10.57%. sumur ini memiliki kemiringan hingga 74.85ᵒ, ketebalan formasi 79.7 ft dan panjang seksi miring 305.118 ft yang terlihat pada Gambar-23.

Gambar-23 Keadaan sumur Skenario 3

5.3 Sensitifitas

Pada kenyataannya asumsi yang dipakai yaitu harga minyak, investasi dan operating Cost selalu mengalami flukstuasi setiap waktu, untuk itu digunakan sensitifitas berupa spider diagram untuk melihat gambaran umum akibat dari fluktuatif tersebut. Spider diagram yang digunakan memiliki interval dari 50% sampai dengan 150%. Maka diperoleh spider diagram untuk NPV pada Gambar-24 dan spider diagram untuk IRR pada Gambar-25.

Gambar-24 Spider diagram NPV

Gambar-25 Spider diagram IRR

Dari spider diagram diatas dapat dilihat bahwa yang paling berpengaruh terhadap NPV adalah harga minyak secara positif. Perubahan yg cukup besar terjadi juga terjadi pada perubahan Price dimana terjadi penurunan NPV yang cukup besar ketika biaya naik.

Namun dalam grafik IRR terlihat bahwa biaya investasilah yang membuat pengurangan yang sangat besar dibanding operating cost. Walaupun dalam grafik NPV yang paling berpengaruh adalah perubahan biaya operasional, pada kenyataannya dalam keseluruhan proyek yang paling besar pengaruhnya adalah IRR sehingga perubahan investasilah yang memegang peranan paling penting dalam skenario ini.

VI. KESIMPULAN

1. Reservoir lapangan ini merupakan reservoir yang bersifat water wet untuk sistem air dan minyak. 2. Lapisan paling produktif dalam lapangan ini

adalah lapisan k = 20 pada kedalaman 2702. 1,150,000 1,200,000 1,250,000 1,300,000 1,350,000 1,400,000 1 2 3 4 5

Np vs Skenario

-5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 0% 50% 100% 150% 200% Price Operating Cost Investasi 0.00% 50.00% 100.00% 150.00% 200.00% 250.00% 0% 50% 100% 150% 200% Price Operating Cost Investasi

(11)

Jesta (12204026), Sem II 2009/2010 Page 11 3. Panjang seksi miring terbaik dalam sumur berarah

ini adalah 305.118 ft

4. Penambahan 1 sumur berarah dengan Skenario terbaik memberikan faktor perolehan sebesar 10.57%

5. Indikator ekonomi untuk Skenario pengembangan terbaik menghasilkan NPV sebesar 4,164,000 US$, ROR sebesar 52.6% dan POT sebesar 5.08 tahun.

6. Spider diagram merupakan uji kesensitifan yang baik dari indikator keekonomian akan perubahan harga, pada Skenario yang dipilih diindikasikan bahwa harga minyak berpengaruh sangat besar pada NPV namun pada IRR yang berpengaruh paling besar adalah investasinya.

DAFTAR SIMBOL

IOIP = Initial Oil In Place, STB GOR = Gas Oil Ratio, SCF/STB

Bo = Faktor volume formasi minyak, res bbl/STB

Sw = Saturasi air, % Sg = Saturasi gas, % krw = Permeabilitas air, md kro = Permeabilitas minyak, md krg = Permeabilitas gas, md DAFTAR PUSTAKA

Permadi, Asep Kurnia : Diktat Teknik Reservoir I, ITB Bandung, 2004.

Craft, B.C.,Hawkins, M,.F. : Applied Petroleum Reservoir Engineering, Second Edition, Prentice-Hall, Inc., New Jersey, 1991.

Partowidagdo, Widjajono : Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Penerbit ITB Bandung, 2002.

Arsegiaonto : Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Diktat Kuliah ITB Bandung, 2000.

(12)

Jesta (12204026), Sem I 2009/2010 Page 12 LAMPIRAN

Tabel-11 Cashflow Skenario 1

Tahun Produksi tahunan Np Revenue OC FTP Cost Recovery Recovery Contractor share DMO Burden 2009 159 159 11,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1,332 2010 175 334 12,217 2,618 1,222 6,324 6,596 2,689 1,461 2011 149 482 10,398 2,228 1,040 5,669 5,669 2,262 1,243 2012 128 610 8,963 1,921 896 4,976 4,976 1,907 1,072 2013 112 722 7,838 1,680 784 1,871 1,871 2,854 937 2014 101 823 7,039 1,508 704 2,084 2,084 2,370 842 2015 81 904 5,698 1,221 570 1,221 1,221 2,142 681 2016 66 971 4,651 997 465 997 997 1,748 556 2017 55 1,026 3,857 826 386 826 826 1,449 461 2018 47 1,072 3,258 698 326 698 698 1,224 390 2019 40 1,112 2,810 602 281 602 602 1,056 336 2020 35 1,148 2,484 532 248 532 532 934 297 2021 31 1,179 2,204 472 220 472 472 828 263 2022 30 1,209 2,066 443 207 443 443 776 247 DMO fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059 -3,396 -3,396 7,078 146 724 7,246 1,528 -1,869 4,972 124 503 6,309 1,281 -588 4,089 107 415 5,504 3,583 2,996 3,459 94 885 2,997 1,318 4,313 4,841 84 710 2,987 1,478 5,792 4,053 68 672 2,077 856 6,647 3,622 56 549 1,695 699 7,346 2,956 46 455 1,406 579 7,925 2,451 39 384 1,187 489 8,415 2,070 34 332 1,024 422 8,837 1,786 30 293 905 373 9,210 1,579 26 260 803 331 9,541 1,400 25 244 753 310 9,851 1,313

(13)

Jesta (12204026), Sem I 2009/2010 Page 13 Tabel-12 Cashflow Skenario 2

Tahun Produksi tahunan Np Revenue OC FTP Cost Recovery Recovery Contractor share DMO Burden 2009 159 159 11,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1,332 2010 177 336 12,359 2,648 1,236 6,354 6,627 2,742 1,478 2011 161 497 11,301 2,422 1,130 5,863 5,863 2,601 1,351 2012 140 637 9,807 2,101 981 5,157 5,157 2,224 1,173 2013 123 760 8,621 1,847 862 2,039 2,039 3,148 1,031 2014 109 869 7,598 1,628 760 2,203 2,203 2,581 909 2015 87 956 6,084 1,304 608 1,304 1,304 2,286 727 2016 72 1,028 5,058 1,084 506 1,084 1,084 1,901 605 2017 61 1,089 4,265 914 427 914 914 1,603 510 2018 52 1,141 3,643 781 364 781 781 1,369 436 2019 46 1,187 3,215 689 321 689 689 1,208 384 2020 41 1,228 2,884 618 288 618 618 1,084 345 2021 37 1,265 2,591 555 259 555 555 974 310 2022 34 1,300 2,410 517 241 517 517 906 288 DMO fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059 -3,396 -3,396 7,078 148 741 7,297 1,549 -1,847 5,062 135 609 6,638 1,417 -431 4,663 117 514 5,811 3,710 3,279 3,995 103 977 3,282 1,435 4,714 5,338 91 776 3,191 1,562 6,277 4,408 73 718 2,217 914 7,190 3,866 60 597 1,844 760 7,950 3,215 51 503 1,555 641 8,591 2,711 44 430 1,328 547 9,138 2,315 38 379 1,172 483 9,621 2,043 34 340 1,051 433 10,054 1,833 31 306 944 389 10,443 1,647 29 284 879 362 10,805 1,532

(14)

Tahun Produksi tahunan Np Revenue OC FTP Cost Recovery Recovery Contractor share DMO Burden 2009 159 159 11,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1,332 2010 178 337 12,465 2,671 1,247 6,377 6,649 2,782 1,491 2011 171 508 11,973 2,566 1,197 6,007 6,007 2,854 1,432 2012 149 657 10,433 2,236 1,043 5,291 5,291 2,459 1,248 2013 131 789 9,204 1,972 920 2,164 2,164 3,367 1,101 2014 115 904 8,034 1,721 803 2,297 2,297 2,744 961 2015 92 996 6,463 1,385 646 1,385 1,385 2,429 773 2016 77 1,073 5,424 1,162 542 1,162 1,162 2,038 649 2017 66 1,139 4,615 989 462 989 989 1,734 552 2018 57 1,196 3,973 851 397 851 851 1,493 475 2019 50 1,247 3,535 757 353 757 757 1,328 423 2020 45 1,291 3,144 674 314 674 674 1,182 376 2021 39 1,331 2,764 592 276 592 592 1,039 330 2022 37 1,368 2,572 551 257 551 551 966 308 DMO fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059 -3,396 -3,396 7,078 149 754 7,336 1,565 -1,831 5,129 143 689 6,883 1,517 -314 5,090 125 588 6,040 3,804 3,490 4,393 110 1,046 3,495 1,523 5,013 5,709 96 827 3,349 1,628 6,641 4,684 77 763 2,356 971 7,611 4,108 65 640 1,977 815 8,426 3,447 55 545 1,682 693 9,119 2,933 48 469 1,448 597 9,716 2,525 42 417 1,288 531 10,247 2,246 38 371 1,146 472 10,719 1,998 33 326 1,007 415 11,134 1,756 31 303 937 386 11,520 1,634

(15)

Tahun Produksi tahunan Np Revenue OC FTP Cost Recovery Recovery Contractor share DMO Burden 2009 159 159 11,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1,332 2010 179 338 12,547 2,689 1,255 6,394 6,667 2,813 1,500 2011 177 515 12,380 2,653 1,238 6,094 6,094 3,007 1,480 2012 153 668 10,706 2,294 1,071 5,350 5,350 2,562 1,280 2013 134 803 9,408 2,016 941 2,208 2,208 3,444 1,125 2014 116 919 8,127 1,741 813 2,317 2,317 2,779 972 2015 93 1,012 6,525 1,398 653 1,398 1,398 2,452 780 2016 78 1,090 5,479 1,174 548 1,174 1,174 2,059 655 2017 67 1,157 4,656 998 466 998 998 1,750 557 2018 58 1,214 4,027 863 403 863 863 1,514 482 2019 51 1,265 3,551 761 355 761 761 1,335 425 2020 45 1,310 3,147 674 315 674 674 1,183 376 2021 40 1,350 2,776 595 278 595 595 1,043 332 2022 38 1,388 2,693 577 269 577 577 1,012 322 DMO fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059 -3,396 -3,396 7,078 150 763 7,366 1,577 -1,819 5,181 148 737 7,031 1,579 -241 5,348 128 620 6,139 3,845 3,604 4,567 113 1,070 3,569 1,553 5,158 5,839 97 838 3,383 1,642 6,800 4,744 78 770 2,378 980 7,780 4,147 66 647 1,997 823 8,602 3,482 56 549 1,697 699 9,302 2,959 48 475 1,468 605 9,907 2,559 42 419 1,294 533 10,440 2,257 38 371 1,147 473 10,913 2,000 33 328 1,012 417 11,330 1,764 32 318 982 404 11,734 1,712

(16)

Tahun Produksi tahunan Np Revenue OC FTP Cost Recovery Recovery Contractor share DMO Burden 2009 159 159 11,138 2,387 1,114 2,387 2,387 4,186 1,332 2010 179 338 12,547 2,689 1,255 6,394 6,667 2,813 1,500 2011 177 515 12,380 2,653 1,238 6,094 6,094 3,007 1,480 2012 153 668 10,706 2,294 1,071 5,350 5,350 2,562 1,280 2013 134 803 9,408 2,016 941 2,208 2,208 3,444 1,125 2014 116 919 8,127 1,741 813 2,317 2,317 2,779 972 2015 93 1,012 6,525 1,398 653 1,398 1,398 2,452 780 2016 78 1,090 5,479 1,174 548 1,174 1,174 2,059 655 2017 67 1,157 4,656 998 466 998 998 1,750 557 2018 58 1,214 4,027 863 403 863 863 1,514 482 2019 51 1,265 3,551 761 355 761 761 1,335 425 2020 45 1,310 3,147 674 315 674 674 1,183 376 2021 40 1,350 2,776 595 278 595 595 1,043 332 2022 38 1,388 2,693 577 269 577 577 1,012 322 DMO fee Goverment tax Total Income Cash Flow Kumulatif Cash flow Indonesia Take 133 1,314 4,059 -3,396 -3,396 7,078 150 763 7,366 1,577 -1,819 5,181 148 737 7,031 1,579 -241 5,348 128 620 6,139 3,845 3,604 4,567 113 1,070 3,569 1,553 5,158 5,839 97 838 3,383 1,642 6,800 4,744 78 770 2,378 980 7,780 4,147 66 647 1,997 823 8,602 3,482 56 549 1,697 699 9,302 2,959 48 475 1,468 605 9,907 2,559 42 419 1,294 533 10,440 2,257 38 371 1,147 473 10,913 2,000 33 328 1,012 417 11,330 1,764 32 318 982 404 11,734 1,712