PENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS
PADA SUMUR GAS X-3
Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3
Oleh :Indra Gunawan*
Sari
Optimasi produksi sumur gas pada suatu waktu produksitertentu, sangat diperlukan sebagai sumberinformasi yang terkait dengan pemilihan komponen peralatan dalam sumur produksi yang tepat. Untuk itu biasanya dilakukan analisis sistem nodal konvensional yang memberikan hasil produksi optimal. Namunmetode analisis sistem nodal konvensional ini hanya menganalisa produksi suatu sumur pada kondisi saat analisa dilakukan tanpa memperhitungkan perubahan potensi reservoir, ataupun adanya perubahan-perubahan operasional dalam komponen dari system sumur. Pengembangan analisis sistem nodal konvensional telah dilakukan, yang merupakan gabungan antara analisis sistem nodal konvensional, dengan material balance, dan decline curve. Metode analisis sistem nodal ini disebut sebagai dynamic nodal analysis,yang mampu mengoptimasi serta memprediksi produksi suatu sumur pada masa yang akan datang pada kondisi operasional komponen sistem sumur produksi yang tetap maupun berubah-ubah. Makalah ini menyajikan cara dan hasil optimasi produksi pada sumur X-3 dengan menggunakan konsep dynamic nodal analysis tersebut.
Kata kunci : Optimasi, analisis sistem nodal, decline curve, material balance
Abstract
The prediction of production optimization of a gas well over certain time intervals need a proper selection of the production components. For that purposes usually the conventional nodal system analysis is used. However, the drawback of the conventional nodal system analysis is that the method doesn’t consider any changing in the components of well production system. Therefore, if there are any changes the prediction of the well productionas a function of time could not be well conducted. There is a method that consists of the combination between conventional nodal system analysis, material balance method, and decline curve analysis. This method is capable to optimize and predict production of a well under existing conditions as well as altered conditions. This paper presents the application of the dynamic nodal system analysis on well X-3.
Keywords : Optimization, nodal system analysis, decline curve, material balance * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB.
I. PENDAHULUAN
Operasi produksi lapangan gas adalah mengalirkan gas dari reservoir gas sampai ke separator, melalui tubing, dan pipa produksi, serta beberapa peralatan produksi lainnya, seperti choke, kompresor dan lain-lainnya. Didalam proses aliran gas dari reservoir ke separator tersebut, tekanan aliran gas di dasar sumur akan mendorong gas sampai ke separator, namun secara alamiah dengan diproduksikannya gas maka akan terjadi penurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan reservoir ini akan menyebabkan turunnya laju produksi gas. Upaya selanjutnya yang lazim dilakukan untuk meningkatkan laju produksi gas, adalah dengan menurunkan tekanan di kepala sumur, namun perlu diperhitungkan kemampuan mengalir dari kepala sumur sampai ke separator, jika tekanan
di kepala sumur tidak cukup untuk mengalirkan gas ke separator, maka perlu dipasang kompresor. Secara umum komponen-komponen dalam sistem sumur produksi yang mempengaruhi penurunan tekanan selama aliran gas dari reservoir ke separator di permukaan ditunjukkan pada Gambar 1. Faktor-faktor tersebut meliputimedia berpori, gravel pack atau perforasi, tubing, choke di permukaan, pipa produksi, dan separator.
Meskipun komponen-komponen dari sistem produksi tersebut dapat dianalisa secara terpisah, namun dalam menentukan kinerja dari suatu sistem sumurproduksi gas, semua komponen itu harus digabungkan menjadi suatu sistem yang terpadu. Perhitungan-perhitungan yang terkait dengan perencanaan dan analisa produksi sumur menggunakan metode yang disebut dengan
metode analisis sistem nodal. Perhitungan tersebut dapat diselesaikan dengan membagi sistem sumur produksi menjadi dua sub sistem, yaitu inflow dan outflow kemudian menentukan pengaruh dari kedua sub sistem tersebut terhadap kinerja produksi.
Gambar 1. Komponen Dalam Sistem Produksi
Analisis Sistem Nodal ini diselesaikan dengan membuat plot antara laju alir terhadap tekanan pada suatunode yang hasilnya ditunjukkanpada Gambar 2. Analisis sistem nodal menghitung penurunan tekanan di setiap komponen pada sistem produksi sehingga tekanan pada setiap node yaitu pada kondisi inflow maupun outflow, dapat diketahui dengan baik. Perpotongan antara keduakurva inflow performance (IPR) dan kurva outflow performance (OPR) menyatakan laju produksi sumur. Dengan cara ini dapat dilakukan analisa sensitivitas terhadap komponen-komponen yang ada untuk tujuan optimasi produksi sumur.
Kekurangan dari analisis sistem nodal ini pada suatu sistem sumur produksi adalah hanya mempertimbangkan pada waktu tertentu saja dan tidak memperhitungkan perubahan kemampuan reservoir secara menerus yang menyebabkan penurunan produksi terhadap waktu. Selain itu analisis sistem nodal ini tidak dapat digunakan untuk memperkirakan laju produksi sumur di waktu yang akan datang bila terjadi perubahan kinerja setiap komponen. Misalnya pengaruh dari stimulasi sumur, penggantian tubing, pemasangan kompresor, dan sebagainya.
Laju Alir Gas (MSCF/d)
Gambar 2. Kurva Inflow dan Outflow
Untuk memasukan fungsi waktu kedalam perubahan laju produksi, metode yang biasanya digunakan adalah decline curve. Analisis decline curve melibatkan proses ”matching” terhadap data produksi yang tersedia dengan membandingkan tipe-tipe decline curve yang ada (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika proses matching tersebut memuaskan maka dapat dilakukan peramalan laju produksi sumur di waktu yang akan datang. Metode decline curve adalah metode yang sering digunakan untuk memprediksi performance di waktu yang akan datang namun mengabaikan sistem produksi sumur seperti choke, pipeline, tubing, atau berbagai komponen lainnya pada sistem produksi. Kekurangan dari metode decline curve ini adalah hanya mampu meramalkanpenurunan laju produksi pada kondisi sistem sumur yang tidak berubah. Dengan kata lain jika terjadi perubahan pada komponen-komponen sumur produksi seperti pemasangan kompresor, hasil stimulasi, penggantian tubing, penggantian choke, perubahan tekanan separator, dan sebagainya tidak tercakup dalam metode decline curve.
Metode material balance juga dapat digunakan untuk meramalkan perubahan laju produksi di waktu yang akan datang namun tetap tidak memperhitungkan perubahan-perubahan pada sistem sumur produksi. Dengan menggunakan metode material balance, jika diketahui data laju produksi maka dapat diperkirakan cadangan gas ditempat dengan menggunakan plot P/Z (tekanan reservoir dibagi faktor kompresibilitas) terhadap kumulatif produksi untuk meramalkan jumlah gas yang dapat diproduksi oleh sumur.
Kekurangan dari metode material balance adalah hanya memperhitungkan komponen di reservoir,
Media berpori Perforasi
Tubing
Kompresor Pipa Produksi Separator
dan tidak memperhitungkan komponen produksi yang ada. Dengan demikian metode material balance tidak mampu meramalkan perubahan laju produksi jika terjadi perubahan dalam sistem sumur produksi.
Untuk mengatasi kekurangan dari tiga metode yang telah dibahas tersebut diatas, maka diperlukan suatu metode yang dapat meramalkan perubahan laju produksi sumur di waktu yang akan datang sebagai fungsi waktu jika dilakukan perubahan komponen dalam sistem produksi sumur. Metode yang dimaksudkan adalah
dynamic nodal analysis yang merupakan
integrasi antara analisis sistem nodal, decline curve, dan material balance. Dengan menggunakan metode ini dapat dilakukan optimasi terhadap sistem sumur produksi.
II. DESKRIPSI FORMASI DAN SUMUR
Pada makalah ini akan dikaji kelakuan sumur X-3 di Lapangan Gas A. Sumur mulai berproduksi sejak tahun 1985 dan memproduksikan gas kering dari formasi A-2 yang berjenis batu pasir. Komposisi dari gas yang diproduksi oleh formasi A-2 dapat dilihat pada Tabel 1. Tekanan reservoir mula-mula adalah sebesar 1344 psig, dengan temperatur rata-rata sebesar 186 oF. Tebal dari formasi A-2 mencapai 116 ft.
Tabel 1. Komposisi Fluida Formasi A-2
Sumur X-3 merupakan sumur vertikal yang menembus lapisan A-2 pada kedalaman 3099 ft dengan jari-jari lubang sumur sebesar 0.401 ft. Sumur diproduksi dengan menggunakan tubing berdiameter dalam 2.441 in pada tekanan kepala sumur 700 psi dan dipertahankan konstan.
Berdasarkan pada hasil pengukuran tekanan reservoir dan data produksi dari sumur X-3 ini maka dapat dihitung harga P/Z yang dikaitkan dengan data produksi kumulatif. Kedua data tersebut ditunjukan pada lampiran A dan B.
III. METODOLOGI
Penggunaan dynamic nodal analysis dapat dibagi menjadi dua bagian yang saling berhubungan, yaitu proses ”matching” data sejarah produksi (history matching), dan peramalan laju produksi (forecast analysis).
3.1 History Matching
Proses history matching pada dasarnya merupakan proses perhitungan laju produksi pada periode tertentu yang telah diketahui sebelumnya. Jika laju produksi yang dihitung cocok (match) dengan data produksi yang ada, maka perhitungan dapat dikatakan tepat dan dapat dipakai untuk memprediksi laju alir dimasa yang akan datang. Jika laju produksi yang dihitung tidak sesuai dengan data produksi yang ada, maka beberapa parameter yang tidak pasti harus diubah dan proses perhitungan diulang sampai tercapai kondisi match.
Langkah-langkah dalam proses history matching adalah sebagai berikut:
1. Plot data rate produksi (Qobs1, Qobs2,....,
Qobsj) terhadap waktu produksi terkait
(tobs1, tobs2, ...., tobsj).
2. Anggap pada waktu tj dimana data
berikut diketahui: • Tekanan reservoir, Pj
• Property gas sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur
• Tipe dari decline curve (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika tidak diketahui, maka asumsikan eksponensial. • Korelasi pressure drop aliran gas
dalam pipa sebagai fungsi dari laju alir gas.
3. Gas in place pada waktu tj ini dapat
dihitung dengan persamaan
b g j gj V S G B φ ⋅ ⋅ = ... (1) dimana 0.0283 g ZT B P = ... (2) 4. Hitung laju produksi Qj pada waktu tj
dengan menggunakan analisis sistem nodalyang konvensional.
Component Well Stream, %mol Sep Liquid, %mol Sep gas, % mol H2S 0.00 0.00 0.00 CO2 1.04 0.22 1.05 N2 0.41 0.01 0.42 Methane 81.69 7.37 82.76 Ethane 7.60 3.33 7.66 Propane 4.19 5.64 4.17 iso-Butane 1.01 2.81 0.98 n-Butane 1.19 4.36 1.14 iso-Pentane 0.62 4.63 0.56 n-Pentane 0.38 3.47 0.34 Hexanes 0.48 9.11 0.36 Heptanes + 1.39 59.05 0.56 100 100 100
5. Anggap penurunan tekanan reservoir sebesar ΔPj sehingga tekanan reservoir
menjadi Pj+1 = Pj - ΔPj. Pada tekanan
yang baru ini, hitung kembali gas in
place Gj+1 : 1 1 b g j gj V S G B φ + + ⋅ ⋅ = ... (3) Maka total gas yang terproduksi pada waktu penurunan tekanan reservoir dari Pj ke Pj+1 adalah
1
j j
G G G+
Δ = − ... (4) 6. Hitung laju produksi Qj+1 pada tekanan
reservoir Pj+1 dengan menggunakan
analisis sistem nodal konvensional. 7. Hitung waktu yang dibutuhkan untuk
mencapai produksi ΔG tersebut:
• Untuk tipe decline cuve eksponensial: 1 j j Q Q D G + − = Δ ... (5) 1 1 ln j j Q t D Q+ ⎛ ⎞ Δ = ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ ⎠ ... (6)
• Untuk tipe decline curve harmonik:
1 ln j j j Q Q D G Q+ ⎛ ⎞ = ⎜⎜ ⎟⎟ Δ ⎝ ⎠... (7) 1 1 1 j j j Q Q t D Q + + ⎛ − ⎞ Δ = ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ ⎠ ... (8)
• Untuk tipe decline curve hiperbolik:
(
)
1 1 1 1 b j j j Q Q D b G Q − + ⎡ ⎛ ⎞ ⎤ ⎢ ⎥ = − Δ ⎢ − ⎜⎜ ⎟⎟ ⎥ ⎝ ⎠ ⎣ ⎦ ... (9) 1 1 1 b j j Q t b D Q − + ⎡⎛ ⎞ ⎤ ⎢ ⎥ Δ = ⎜⎜ ⎟⎟ − ⋅ ⎢⎣⎝ ⎠ ⎥⎦ ... (10) Maka total waktu terhitung yang dibutuhkan agar tekanan reservoir turun mencapai nilai Pj+1 adalah:1
j j
t
+= + Δ
t
t
... (11) 8. Ulangi proses langkah 5 sampai 7hingga total waktu yang diperoleh menjadi lebih besar atau sama dengan Tobsj.
9. Plot laju alir hasil perhitungan Q1,
Q2,...., Qj terhadap waktu dari hasil
perhitungan t1, t2,..., tj di kertas grafik
yang sama dengan langkah 1.
10. Bandingkan antara plot data produksi asli Qobs dengan data hasil perhitungan
Q. Jika terdapat perbedaan yang berarti,
maka beberapa parameter yang tidak pasti harus disesuaikan, kemudian proses dimulai kembali dari awal sampai tercapai kondisi yang sesuai.
3.2 Peramalan
Setelah proses matching memuaskan, maka proses selanjutnya adalah melakukan peramalan. Langkah-langkah dalam proses peramalan adalah sebagai berikut:
1. Lakukan ekstrapolasi dari kurva hasil history matching dengan prosedur yang sama seperti proses history matching sampai tekanan abandonment tercapai. 2. Rencanakan berbagai variasi skenario
produksi. Misalnya pemasangan kompresor gas, stimulasi sumur, penggantian tubing, dan sebagainya. 3. Prediksi performance produksi dimasa
yang akan datang untuk skenario yang direncanakan dengan prosedur yang sama seperti langkah 1.
4. Ulangi langkah 3 untuk skenario produksi lainnya.
5. Bandingkan perubahan laju produksi dari setiap skenario yang ada terhadap kondisi awal (base case) untuk melakukan studi kelayakan dari perubahan komponen produksi yang diskenariokan.
3.3 Asumsi
Asumsi-asumsi yang digunakan dalam dynamic
nodal analysis adalah sebagai berikut:
• Produksi berada dalam periode
pseudo-steady state.
• Mekanisme pendorong reservoir adalah
natural depletion.
• Tipe decline telah diketahui sebelumnya. • Tekanan kepala sumur dianggap konstan
selama dilakukannya history matching
IV. HASIL DAN DISKUSI 4.1 Hasil History Matching
Penulis menggunakan bantuan software analisis nodal untuk menghitung parameter yang diperlukan. Proses history matching melalui trial and error memberikan nilai dari parameter-parameter yang sebelumnya tidak diketahui seperti permeabilitas, skin, dan jari-jari pengurasan menjadi diketahui nilainya.
Proses history matching untuk sumur X-3 dilakukan mulai dari hari ke 31 sampai hari ke 6385 dimana waktu telah mencapai batas dari data produksi yang tersedia. Selanjutnya dilakukan proses peramalan performance produksi. Gambar 3 menunjukan hasil history matching dari data sejarah produksi sumur X-3 dan peramalan produksi sumur X-3 pada masa yang akan datang.
Hasil akhir dimana kondisi match telah tercapai, memberikan nilai permeabilitas sebesar 28 md, yang membuat formasi A-2 tergolong dalam formasi yang cukup permeabel. Selain itu juga didapatkan nilai skin sebesar 24, hal ini kemungkinan disebabkan oleh proses pengeboran atau proses komplesi sumur tersebut, dimana terdapat residu-residu lumpur pemboran atau fluida komplesi yang masuk ke dalam formasi sekitar sumur sehingga mengakibatkan plugging dan memberikan nilai skin yang positif. Dari hasil matching juga didapatkan nilai jari-jari pengurasansebesar 3000 ft.
Gambar 3. History Matching
4.2 Skenario Pemasangan Kompresor
Pemasangan kompresor dapat mengurangi tekanan kepala sumur sehingga produksi yang telah mengalami penurunan dapat ditingkatkan kembali. Selain itu dengan dipasangnya kompresor, maka nilai recovery dapat bertambah karena tekanan abandonment dapat ditekan lebih rendah dari kondisi sebelum dipasangnya kompresor.
Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju
alir gas setelah dipasangnya kompresor dalam jangka waktu tertentu dan berapa kapasitas kompresor yang dibutuhkan.
Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai tekanan kepala sumur untuk mengetahui efek dari pemasangan kompresor terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Tekanan kepala sumur yang digunakan adalah 700 psia, 600 psia, 500 psia, 300 psia, dan 100 psia. Gambar 4 menunjukan hasil dari peramalan tersebut.
Gambar 4. Sensitivitas Terhadap Tekanan Kepala Sumur
Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan turunnya tekanan kepala sumur. Akan tetapi peningkatan produksi yang dialami tidak berhubungan secara linear dengan penurunan tekanan kepala sumur. Hal ini dibuktikan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 700 psia ke 600 psia meningkatkan produksi sebesar 1030 MSCFD sedangkan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 300 psia ke 100 psia hanya meningkatkan produksi sebesar 538 MSCFD. Fenomena ini akan lebih mudah dimengerti dengan melihat plot antara kurva IPR dan OPR dari analisis sistem nodal pada berbagai tekanan kepala sumur seperti yang ditunjukan pada gambar 5 dimana kurva OPR cenderung merapat seiring dengan semakin rendahnya tekanan kepala sumur. Hal inilah yang menyebabkan laju produksi tidak meningkat secara linear terhadap penurunan tekanan kepala sumur seperti yang ditunjukan oleh gambar 6.
Gambar 5. Analisis Sistem Nodal Pada Berbagai Tekanan Kepala Sumur
Gambar 6. Hubungan Antara Laju Produksi Dengan Tekanan Kepala Sumur
4.3 Skenario Stimulasi Sumur
Stimulasi sumur secara umum mengurangi efek skin yang terjadi didaerah sekitar lubang sumur, sehingga permeabilitas didaerah sekitar lubang sumur membaik.
Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju alir gas setelah dilakukan stimulasi dalam jangka waktu tertentu.
Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai skin untuk mengetahui efek dari penurunan skin terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Nilai skin yang digunakan adalah 24, 20, 15, 10,
dan 5. Gambar 5 menunjukan hasil dari peramalan tersebut.
Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan berkurangnya nilai skin. Akan tetapi dengan semakin kecilnya nilai skin maka laju penurunan produksinya akan lebih cepat. Hal ini disebabkan karena sifatnya yang hanya memperbaiki permeabilitas, sehingga hanya mengakselerasi produksi tetapi tidak meningkatkan cadangan.
Gambar 7. Sensitivitas Terhadap Nilai Skin
4.4 Skenario Penggantian Tubing
Penggantian komponen produksi seperti tubing, choke, dan sebagainya dimaksudkan untuk meningkatkan atau menurunkan produksi. Agar tujuan ini tercapai maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju alir gas setelah dilakukan penggantian komponen produksi dalam jangka waktu tertentu.
Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa diameter dalam tubing untuk mengetahui efek dari diameter dalam tubing terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Diameter dalam tubing yang digunakan adalah 2.441 inci, 2.992 inci, dan 1.992 inci. Gambar 6 menunjukan hasil dari peramalan tersebut.
Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa produksi hanya meningkat 117.4 MSCFD dengan diperbesarnya diameter dalam tubing menjadi 2.992 inci. Peningkatan ini kurang
signifikan jika dibandingkan dengan pemasangan kompresor dan stimulasi sumur. Sedangkan jika diameter dalam tubing diperkecil menjadi 1.992 inci maka produksi akan turun 229.8 MSCFD.
Gambar 6. Sensitivitas Terhadap Diameter Dalam Tubing
V. KESIMPULAN
1. Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk meramalkan performance produksi di masa yang akan datang sebagai fungsi waktu dengan perubahan berbagai komponen produksi.
2. Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk mengoptimasi konfigurasi komponen produksi agar performance sumur menjadi maksimum.
VI. DAFTAR SIMBOL
Qobs = laju alir tercatat pada waktu tertentu,
Mscf/D
tobs = waktu produksi yang berkaitan
dengan Qobs, days P = tekanan, psia G = gas in place, Mscf
Vb = volume keseluruhan reservoir, Mscf
φ = porositas, fraksi Sg = Saturasi gas, fraksi
Bg = faktor volume formasi gas, cf/scf
Z = faktor kompresibilitas gas, fraksi D = konstanta decline
VII. DAFTAR PUSTAKA
1. Bitsindou Arsene : Gas Well Production Optimization Using Dynamic Nodal Analysis, Master Thesis, University Of Tulsa.
2. Ikoku, C. U. : Natural Gas Production Engineering, John Wiley & Sons Inc., Tulsa, Oklahoma, 1984.
3. Craft, B. C., and Hawkins, M. F. : Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, NJ.
4. Beggs, H. Dale : Production Optimization Using Nodal Analysis, OGCI Publications, Tulsa, 1991
5. Brown, K.E. et al.: The Technology Of Artificial Lift Methods. Pennwell Publishing Company, Tulsa (1984), volume 4
LAMPIRAN A – DATA P/Z
(Days) (psia) (vol/vol) (psia) (Bscf) (MMSTB)
Date P Z p/z Gp Wp 3/1/1985 1344 0.876 1534.25 0.000 0.00 12/1/1986 1243 0.883 1407.70 0.160 0.00 8/1/1988 1216 0.885 1374.01 4.320 0.00 8/18/1989 1194 0.886 1347.63 7.540 0.00 10/9/1989 1219 0.885 1377.40 7.970 0.00 10/23/1989 1214 0.885 1371.75 8.092 0.00 7/20/1990 1170 0.888 1317.57 10.052 0.00 7/21/1990 1171 0.888 1318.69 10.061 0.00 12/2/1990 1143 0.890 1284.27 11.250 0.00 12/4/1990 1132 0.891 1270.48 11.269 0.00 8/14/1991 1043 0.898 1161.47 13.194 0.00 6/16/1992 1077 0.895 1203.35 15.400 0.00 6/22/1992 1083 0.895 1210.06 15.452 0.00 8/20/1993 1028 0.899 1143.49 18.609 0.01 9/3/1993 1021 0.900 1134.44 18.724 0.01 9/23/1994 993 0.902 1100.89 21.389 0.02 9/27/1994 995 0.902 1103.10 21.415 0.02 9/19/1995 927 0.908 1020.93 24.256 0.02 10/10/1995 924 0.908 1017.62 24.349 0.02 10/17/2002 784 0.920 852.17 35.171 0.03 5/27/2003 791 0.920 859.78 35.679 0.03
LAMPIRAN B – DATA PRODUKSI SUMUR X-3
date elapse day gas rate
days mscfd 12/1/1986 0.00 921.94 1/1/1987 31.00 1501.65 2/1/1987 59.00 2859.32 3/1/1987 90.00 2324.81 4/1/1987 120.00 2792.23 5/1/1987 151.00 3031.81 6/1/1987 181.00 3081.77 7/1/1987 212.00 3105.06 8/1/1987 243.00 2349.35 9/1/1987 273.00 2308.13 10/1/1987 304.00 3579.71 11/1/1987 334.00 3799.00 12/1/1987 365.00 5342.00 1/1/1988 396.00 5459.90 2/1/1988 425.00 4810.07 3/1/1988 456.00 4141.48 4/1/1988 486.00 4341.77 5/1/1988 517.00 4611.90 6/1/1988 547.00 4623.10 7/1/1988 578.00 4325.87 8/1/1988 609.00 5249.90 9/1/1988 639.00 3880.23 10/1/1988 670.00 4336.74 11/1/1988 700.00 3216.87 12/1/1988 731.00 3258.94 1/1/1989 762.00 4308.06 2/1/1989 790.00 5082.75 3/1/1989 821.00 5010.90 4/1/1989 851.00 5110.10 5/1/1989 882.00 5735.23 6/1/1989 912.00 4138.07 7/1/1989 943.00 6929.61 8/1/1989 974.00 6684.35 9/1/1989 1004.00 2249.03 10/1/1989 1035.00 3714.65 11/1/1989 1065.00 3760.80 12/1/1989 1096.00 2972.81 1/1/1990 1127.00 4441.13 2/1/1990 1155.00 2900.64 3/1/1990 1186.00 3161.13 4/1/1990 1216.00 5842.97 5/1/1990 1247.00 4408.97 6/1/1990 1277.00 3505.50 7/1/1990 1308.00 4859.13 8/1/1990 1339.00 5092.03 9/1/1990 1369.00 5691.57 10/1/1990 1400.00 4603.42 11/1/1990 1430.00 5538.67 12/1/1990 1461.00 4267.94 1/1/1991 1492.00 3469.84 2/1/1991 1520.00 4285.46 3/1/1991 1551.00 4336.94 4/1/1991 1581.00 4430.53 5/1/1991 1612.00 4757.29 6/1/1991 1642.00 3596.20 7/1/1991 1673.00 1298.52 8/1/1991 1704.00 7455.74 9/1/1991 1734.00 1192.53 10/1/1991 1765.00 5841.58 11/1/1991 1795.00 4979.27 12/1/1991 1826.00 4464.94 1/1/1992 1857.00 4915.19 2/1/1992 1886.00 267.17 3/1/1992 1917.00 2458.71 4/1/1992 1947.00 3583.83 5/1/1992 1978.00 3818.45 6/1/1992 2008.00 2782.47 7/1/1992 2039.00 4118.90 8/1/1992 2070.00 3452.65 9/1/1992 2100.00 3247.90 10/1/1992 2131.00 3280.52 11/1/1992 2161.00 2990.90 12/1/1992 2192.00 3096.58 1/1/1993 2223.00 3295.52 2/1/1993 2251.00 3803.29 3/1/1993 2282.00 3698.26 4/1/1993 2312.00 5584.00 5/1/1993 2343.00 4648.19 6/1/1993 2373.00 4058.00 7/1/1993 2404.00 6278.58 8/1/1993 2435.00 5579.39 9/1/1993 2465.00 5453.50 10/1/1993 2496.00 4919.81 11/1/1993 2526.00 4480.20 12/1/1993 2557.00 5251.00 1/1/1994 2588.00 4229.71 2/1/1994 2616.00 1948.39 3/1/1994 2647.00 4697.48 4/1/1994 2677.00 4535.50 5/1/1994 2708.00 3744.84 6/1/1994 2738.00 2405.87 7/1/1994 2769.00 4729.10 8/1/1994 2800.00 1308.94 9/1/1994 2830.00 1363.50 10/1/1994 2861.00 1805.65 11/1/1994 2891.00 5491.00 1/1/1995 2953.00 3155.42 2/1/1995 2981.00 3128.39 3/1/1995 3012.00 3314.58 4/1/1995 3042.00 4517.73 5/1/1995 3073.00 3860.55 6/1/1995 3103.00 3684.80 7/1/1995 3134.00 1569.48 8/1/1995 3165.00 3460.03 9/1/1995 3195.00 3091.67 10/1/1995 3226.00 436.13 11/1/1995 3256.00 2761.53 12/1/1995 3287.00 3186.71 1/1/1996 3318.00 3635.39 2/1/1996 3347.00 3013.55 3/1/1996 3378.00 3158.58 4/1/1996 3408.00 3186.40 5/1/1996 3439.00 3007.81 6/1/1996 3469.00 3008.40 7/1/1996 3500.00 1984.42 8/1/1996 3531.00 2641.19 9/1/1996 3561.00 2622.27 10/1/1996 3592.00 2081.52
11/1/1996 3622.00 2078.63 12/1/1996 3653.00 2870.10 2/1/1997 3681.00 2965.46 3/1/1997 3712.00 2377.23 4/1/1997 3742.00 647.53 5/1/1997 3773.00 2892.16 6/1/1997 3803.00 3208.23 7/1/1997 3834.00 3194.94 8/1/1997 3865.00 2902.16 9/1/1997 3895.00 2463.37 10/1/1997 3926.00 2601.55 11/1/1997 3956.00 2028.17 12/1/1997 3987.00 2503.84 1/1/1998 4018.00 2598.71 2/1/1998 4046.00 3065.61 3/1/1998 4077.00 2506.16 4/1/1998 4107.00 2749.47 5/1/1998 4138.00 2801.71 6/1/1998 4168.00 2871.87 7/1/1998 4199.00 2954.06 8/1/1998 4230.00 2947.19 9/1/1998 4260.00 2920.33 10/1/1998 4291.00 2826.13 11/1/1998 4321.00 3422.87 12/1/1998 4352.00 3050.71 1/1/1999 4383.00 3071.35 2/1/1999 4411.00 3740.75 3/1/1999 4442.00 3164.26 4/1/1999 4472.00 2358.43 5/1/1999 4503.00 2930.94 6/1/1999 4533.00 2372.07 7/1/1999 4564.00 2473.45 8/1/1999 4595.00 2469.06 9/1/1999 4625.00 2315.63 10/1/1999 4656.00 2329.68 11/1/1999 4686.00 2296.10 12/1/1999 4717.00 1725.65 1/1/2000 4748.00 1630.65 2/1/2000 4777.00 1932.45 3/1/2000 4808.00 1902.94 4/1/2000 4838.00 2501.67 5/1/2000 4869.00 1980.26 6/1/2000 4899.00 1753.17 7/1/2000 4930.00 1664.45 8/1/2000 4961.00 1804.65 9/1/2000 4991.00 1898.40 10/1/2000 5022.00 2169.87 11/1/2000 5052.00 1558.63 12/1/2000 5083.00 2186.10 1/1/2001 5114.00 2162.03 2/1/2001 5142.00 2182.11 3/1/2001 5173.00 2227.87 4/1/2001 5203.00 2172.80 5/1/2001 5234.00 1969.81 6/1/2001 5264.00 2278.77 7/1/2001 5295.00 1928.00 8/1/2001 5326.00 1822.74 9/1/2001 5356.00 1398.30 10/1/2001 5387.00 2320.68 11/1/2001 5417.00 2377.53 12/1/2001 5448.00 2027.45 1/1/2002 5479.00 2119.00 2/1/2002 5507.00 2152.75 3/1/2002 5538.00 2220.90 4/1/2002 5568.00 2024.80 5/1/2002 5599.00 2099.81 6/1/2002 5629.00 1674.93 7/1/2002 5660.00 2202.19 8/1/2002 5691.00 1980.03 9/1/2002 5721.00 1742.53 10/1/2002 5752.00 1611.23 11/1/2002 5782.00 1759.57 12/1/2002 5813.00 1724.42 1/1/2003 5844.00 1527.42 2/1/2003 5872.00 308.61 3/1/2003 5903.00 1845.65 4/1/2003 5933.00 1714.97 5/1/2003 5964.00 1514.65 6/1/2003 5994.00 1450.47 7/1/2003 6025.00 1785.13 8/1/2003 6056.00 2153.10 9/1/2003 6086.00 2293.03 10/1/2003 6117.00 2003.81 11/1/2003 6147.00 1605.30 12/1/2003 6178.00 1599.55 1/1/2004 6209.00 1607.71 2/1/2004 6238.00 1977.76 3/1/2004 6269.00 2116.97
