STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI X DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR FORGAS TUGAS AKHIR. Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM :

(1)

STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI “X” DENGAN

MENGGUNAKAN SIMULATOR FORGAS

TUGAS AKHIR

Oleh:

GILANG PRIAMBODO

NIM : 122 05 059

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

(2)

Studi Deliverability Produksi Gas di Provinsi “X” Dengan Menggunakan

Simulator FORGAS

Gilang Priambodo*

Dr.-Ing Ir. Rudi Rubiandini R.S.**

Sari

Studi deliverability pada lapangan gas ialah merupakan suatu studi optimasi terhadap kemampuan sumur-sumur pada lapangan gas dengan laju alir dan tekanan tertentu dengan tujuan agar dapat memenuhi kebutuhan gas pada masing-masing konsumen.

Pada umumnya, laju produksi sumur gas ialah sebesar 30% dari AOF (Absolute Open Flow). Setelah menyelaraskan laju produksi untuk masing-sumur, maka diselaraskan laju produksi untuk masing-masing lapangan, dan yang terakhir ialah menyelaraskan laju produksi di provinsi tersebut setelah masing-masing lapangan tersebut disatukan dan dihubungkan dengan mainline.

Dalam Pengerjaannya, Studi deliverability ini menggunakan software simulator FORGAS-Neotec dalam perancangan model, penyelarasan laju alir, sampai dengan melakukan peramalan produksi gas masing-masing sumur untuk masing-masing skenario yang menghasilkan produksi optimal.

Kata Kunci : Deliverability, Gas, AOF, Crossflow, Bottlenecking, Peramalan Laju Produksi, Optimasi.

Abstract

Deliverability study of gas field is an optimization study in gas fields with certain gas rate and pressure in order to overcome demand on gas consumers

During estimating production rate of gas field, it’s commonly used 30% of AOF (Absolute Open Flow). After production history matching for each well, for each field, and finally we match the production history in district-X that gas from each field be gathered in mainline and delivered to consumers.

During this study, FORGAS-Neotec is used for building model, until forecasting production rate that overcome the demand of gas consumers.

Key words: Deliverability, Gas, AOF, Cross flow, Bottlenecking, Production Rate Forecasting, Optimization.

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

(3)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 2 I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Kebutuhan gas yang semakin tinggi di pasaran, membuat PT “X” berusaha meningkatkan produksi gas di beberapa lapangannya di provinsi “X”. Di provinsi ini terbagi menjadi dua area sesuai dengan letaknya masing-masing yaitu Area Barat dan Area Timur dan secara total terdapat sebanyak 19 lapangan minyak dan gas non-Asso yang aktif berproduksi dan jumlah sumur gas non-asso sebanyak 96.

Semua gas yang terproduksi dari lapisan gas non-asso dan gas asso-nya ikut diproduksikan melalui mainline untuk bersama-sama disalurkan ke konsumen. Beberapa lapangan tersebut ialah:

Area Barat : Area Timur : 1. Struktur A 1. Struktur J 2. Struktur B 2. Struktur K 3. Struktur C 3. Struktur L 4. Struktur D 4. Struktur M 5. Struktur E 5. Struktur N 6. Struktur F 6. Struktur O 7. Struktur G 7. Struktur P 8. Struktur H 8. Struktur Q 9. Struktur I 9. Struktur R 10. Struktur S

Lapangan-lapangan gas pada provinsi-X ini sampai sekarang masih memenuhi 85% kebutuhan gas dari para konsumennya. Jadi sampai sekarang masih terjadi Shortage gas pada provinsi tersebut. Oleh karena itu, perlu dilakukan peramalan produksi dan skenario-skenario pengembangan agar di kemudian hari lapangan-lapangan pada provinsi-X ini dapat memenuhi semua kebutuhan akan konsumen di daerahnya. Sedangkan untuk data demand dari konsumennya ialah seperti yang telah tercantum pada Lampiran.

Studi ini menggunakan software FORGAS untuk menentukan deliverability sumur-sumur.

Software FORGAS adalah software yang didisain untuk memperkirakan deliverability dari sumur-sumur gas untuk saat ini dan masa depan. Selain itu dapat juga digunakan untuk merencanakan pengembangan lapangan yang lebih optimal.

1.2 Tujuan

Tujuan dari penulisan paper ini adalah mencari skenario pengembangan produksi gas di Provinsi “X” agar dapat memenuhi semua demand dari konsumen yang sesuai dengan kontrak yang telah disepakati.

II. ALIRAN GAS DALAM PIPA

Pada paper ini untuk mengestimasi laju produksi optimum gas yang dapat dicapai untuk memenuhi demand. Beberapa hal yang akan dimasukkan pada teori dasar ini adalah teori mengenai deliverability dan persamaan laju alir gas di pipa.

Pada masa awal dari tes penentuan deliverability ini sudah dikenal persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini menyatakan hubungan antara qsc terhadap Δp2

Q

pada kondisi aliran yang stabil.

sc = C (PR2 − Pwf 2)n

Harga n ini mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia turbulensi atas aliran. Bila harga n sama dengan 1 (satu), sehingga dapat disimpulkan bahwa aliran yang laminer akan memberikan harga n sama dengan 1.

……….(1)

Sebaliknya bila faktor inersia-turbulensi berperan pula dalam aliran maka n lebih kecil dari 1 (dibatasi hingga harga paling kecil sama dengan 0.5).

Untuk perhitungan pressure drop pada pipa digunakan persamaan Hagedorn-Brown untuk segmen vertikal dan Beggs-Brill untuk segmen

(4)

horizontal, dimana persamaan Hagedorn-Brown didefinisikan sebagai :

…………..(2) Dan persamaan Beggs-Brill ialah:

…………...(3)

III. PERSIAPAN PENELITIAN

Beberapa tahapan persiapan dalam melakukan penelitian adalah sebagai berikut.

3.1 Metodologi Penelitian

Metodologi yang digunakan dalam

pengerjaan Tugas Akhir deliverability ini

adalah :

1. Mengumpulkan data-data awal tentang

jaringan pemipaan di Provinsi “X”.

Pengumpulan data-data awal yang

akan digunakan dalam mendesain

jaringan pemipaan di Provinsi “X”

ialah antara lain :

• Data tentang jumlah stasiun

pengumpul dan sell point

• Data mengenai jenis sampel fluida.

• Data jarak antara stasiun

pengumpul dengan sell point.

• Dan data-data lain yang

dibutuhkan.

2. Melakukan

study

literatur yang

berkaitan dengan desain jaringan

pemipaan.

Study literatur ini merupakan tahapan

awal sebelum melakukan pengkajian

dan analisis terhadap data-data yang

telah terkumpul sebelum menentukan

desain yang optimum dan ekonomis.

3. Mengkaji dan menganalisis desain

pemipaan yang optimal dan ekonomis

untuk Provinsi “X”.

Dalam mengkaji dan menganalisis

desain pemipaan yang optimal perlu

mengkaji beberapa parameter yang

perlu diperhatikan, baik secara teknis

maupun non-teknis.

Parameter-parameter tersebut antara lain :

• Penentuan kehilangan tekanan

sepanjang pipa.

• Penentuan ukuran diameter yang

optimum.

• Dan parameter-parameter yang

lain.

3.2 Pembuatan Model

Beberapa langkah yang dilakukan dalam membuat model ialah seperti berikut :

 Memasukkan initial condition pada system  Memilih metode perhitungan

 Memilih facilities dan menghubungkannya satu sama lain

 Memasukkan data reservoir

 Memasukkan data komposisi fluida  Memasukkan data profil sumur

 Memasukkan data permukaan (flowline, separator, kompresor)

 Memasukkan data konsumsi gas konsumen

 Memasukkan data delivery target

Sedangkan untuk data-data yang diinputkan dapat dilihat pada lampiran.

IV. STUDI KASUS

Dalam studi kasus pada Provinsi “X” ini ialah dengan membuat model yang tervalidasi dengan kondisi actual dan kemudian dilakukan

(5)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 4

optimasi dengan berbagai skenario sehingga dapat mengatasi masalah shortage gas di provinsi tersebut.

4.1 Pengolahan Data

Pengolahan data pada study deliverability gas Provinsi “X” ini adalah perhitungan nilai AOF dari masing-masing sumur.

Dimana nilai AOF adalah berasal dari persamaan di bawah ini :

……….(4) Hasil perhitungan AOF untuk masing-masing sumur dapat dilihat pada Lampiran.

4.2 Validasi Model

Setelah model di-run sampai tanggal 30 juni 2009, maka didapat nilai rate (MMscfd) dan Pwh (psia) seperti tabel pada Lampiran. Dan disertakan juga nilai error untuk masing-masing perhitungan.

Untuk lebih jelasnya mengenai penyelarasan rate dan Pwh masing-masing sumur, dapat dilihat pada grafik di Lampiran.

Setelah masing sumur dirasa cukup match, maka disatukan tiap-tiap sumur tersebut menjadi masing-masing struktur atau stasiun pengumpul (SP). Berikut adalah hasil perhitungan rate (MMscfd) dan error-nya:

Tabel 1. Validasi Area Barat

Struktur Data Aktual (MMscfd) Forgas (MMscfd) Error (%) E 207.35 206.97 0.2 D 31.87 31.82 0.2 I 18.44 18.28 0.8 A 2.17 2.18 0.7 B 9.32 9.38 0.6 C 1.02 0.99 2.4 F 2.81 2.79 0.8 G 9.73 9.61 1.3 H 126.90 125.50 1.1 TOTAL 409.60 407.53 0.5

Tabel 2. Validasi Area Timur

Struktur Data Aktual (MMscfd) Forgas (MMscfd) Error (%) Q1 0.44 0.44 0.2 Q2 4.45 4.46 0.3 P 3.63 3.61 0.6 O1 8.80 8.74 0.6 O2 1.63 1.53 6.7 J1 0.75 0.75 0.3 J2 3.48 2.53 37.5 L 0.79 0.77 2.4 K1 0.82 0.81 1.1 K2 3.59 3.62 1.1 M 0.32 0.32 0.1 S 0.17 0.17 1.9 N 0.75 0.73 1.8 R 3.98 3.96 0.6 TOTAL 32.6323 32.4404 0.6

Setelah masing-masing struktur dan SP disatukan sesuai Area dan provinsi maka didapat rate (MMscfd) dan nilai error seperti tabel berikut ini:

Tabel 3. Validasi Provinsi “X” Forgas Data

Aktual

Error (%)

Provinsi “X” 442.23 439.97 0.5

Setelah di satukan menjadi sebuah jaringan pipa Provinsi “X”, ternyata model memiliki error sebesar 0.51447%

Untuk lebih jelas mengenai penyelarasan Se-provinsi, dapat dilihat pada gambar pada Lampiran.

Pada penyelarasan distribusi tekanan sepanjang mainline dibandingkan data dari perhitungan FORGAS pada tanggal 30 juni 2009 dan dibandingkan dengan data distribusi tekanan pada data 3 September 2009.

Profil distribusi tekanan yang akan dibandingkan adalah tekanan mulai dari lapangan Q (paling timur) sampai plant di ujung barat.

(6)

Untuk dapat membandingkan hasil perhitungan FORGAS dengan data aktual pada 3 September 2009, dapat dilihat grafik pada Lampiran.

4.3 Peramalan Produksi dan Optimasi 1. Base Case (Skenario 0)

Setelah model di running dan match dengan data produksi pada tanggal 30 Juni 2009, kemudian di lakukan forecasting sampai akhir tahun 2020 tanpa melakukan perubahan apapun pada model tersebut.

Skenario ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui kemampuan sumur-sumur jika tidak dilakukan usaha-usaha untuk peningkatan produksi. Kemudian didapat grafik seperti berikut ini.

Dapat disimpulkan bahwa jika tidak dilakukan usaha peningkatan produksi terhadap lapangan-lapangan gas, maka PT ”X” tidak dapat memenuhi kebutuhan kontrak yang sudah ada / Contracted demand.

Gambar 1. Peramalan Produksi Base Case (skenario 0)

2. Open Choke Sumur Potensial (Skenario 1)

Pada umumnya, lapangan gas diproduksikan dengan laju alir sekitar 30% dari nilai AOF. Sehingga untuk beberapa sumur yang laju alirnya masih dibawah dari nilai 30% AOF, perlu dibuka choke-nya (Open Flow) untuk mengurangi pressure drop dan meningkatkan produksi. Dari model yang dibuat, didapat nilai dari AOF untuk masing-masing sumur seperti pada Lampiran.

Untuk sumur yang potensial seperti yang telah disebutkan di atas, dilakukan skenario buka choke pada tanggal 1 Januari 2010. Kemudian didapat grafik seperti berikut.

Gambar 2. Peramalan Produksi Open Choke (skenario 1)

dapat disimpulkan bahwa dengan membuka choke sumur-sumur yang lajunya masih dibawah 30%AOF, tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand walaupun terdapat peningkatan produksi.

0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case

(7)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 6 3. Infill Drilling (Skenario 2)

Skenario yang ke dua adalah infill drilling. Maksud dari skenario ini adalah menambah sejumlah sumur produksi pada struktur-struktur tertentu agar produksi gas dapat meningkat. Struktur dengan recovery factor yang relatif masih kecil (<60%) pada 31 Desember 2009 akan ditambahkan sumur baru. Skenario ini dijalankan di FORGAS pada Juli 2011. Data sumur yang akan ditambahkan pada model seperti pada Lampiran.

Data sumur infill yang dimasukkan ke dalam FORGAS disamakan dengan data sumur yang produksinya sama dengan median produksi sumur pada struktur yang sama.

Hasil skenario ini dapat dilihat pada grafik berikut.

Gambar 3. Peramalan Produksi Infill Drilling (skenario 2)

Dapat disimpulkan bahwa ketika sumur infill mulai berproduksi terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case dan Skenario 1. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand.

4. Open Choke, Restaging Booster 4-5 dan Mengganti ID Flowline (Skenario 3) Skenario ketiga yang dilakukan adalah melakukan Open Choke seperti pada skenario kedua disertai melakukan Restaging Booster 4 dan 5. Selain itu dilakukan juga dengan mengganti Inner Diameter flowline sepanjang Booster 4 sampai plant dengan mengganti dari ukuran 24” menjadi ekivalen 32”, sebagai representasi dari dua pipa pararel yang masing-masing 24”. Semua event diasumsikan terjadi pada 1-Januari 2010.

Kemudian didapatlah grafik seperti berikut dan dapat disimpulkan bahwa terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case, Skenario 1 dan Skenario 2. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand.

Gambar 4. Peramalan Produksi Skenario 1 + Restaging Booster 4-5 + Ganti Mainline

(skenario 3) 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 2. Infill Drililng 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

3. Skenario 1 + Restaging 4-5 +ganti Mainline

(8)

5. Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing E-D, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline (Skenario 4) Skenario ke empat yang dilakukan adalah seperti pada skenario tiga, ditambah dengan mengganti diameter tubing semua sumur di struktur D dan E dan memasang kompresor di masing-masing lapangan. Open choke yang dilakukan ialah pada sumur yang potensial seperti pada skenario pertama dan mulai dibuka pada tanggal 1 Januari 2010. Kompressor dioperasikan pada tanggal 1 Januari 2011. Data kompresor yang dimasukkan ke dalam FORGAS seperti di bawah ini.

Hasil produksi dari running software pada skenario bisa dilihat pada Lampiran dan dapat disimpulkan bahwa produksi gas nampak memenuhi Contracted Demand dan berimpit dengan garis tersebut. Namun pada tahun 2012 produksi turun walaupun masih memenuhi Contracted Demand.

Gambar 5. Peramalan Produksi Skenario 3 + Ganti Tubing D-E + Kompresor (skenario 4) 6. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling,

dan Ganti Tubing D-E (Skenario 5)

Oleh karena pada skenario keempat, pressure drop di tubing pada struktur D dan E terlalu tinggi sehingga tidak mengalir maka pada skenario ini ditambahkan perubahan ukuran tubing di kedua struktur tersebut. Pembukaan choke dan pemasangan kompresor dijadwalkan pada tanggal 1 Januari 2010, sedangkan sumur infill diproduksikan mulai Juli 2011. Choke yang dibuka pada skenario ini adalah choke pada struktur D dan E dan bukan hanya pada sumur yang potensial saja seperti pada skenario kedua, tetapi semua sumur pada struktur tersebut menjadi open flow. Ukuran tubing yang diubah adalah menjadi 4” per tanggal 1 Januari 2010. Hasil running FORGAS dapat dilihat pada grafik berikut.

Dapat disimpulkan bahwa produksi gas meningkat pada awal 2010 karena efek dari kompresor dan choke serta ukuran tubing pada struktur D dan E yang diubah. Sedangkan setelah Juni 2012 produksi semakin meningkat karena adanya tambahan produksi dari sumur infill. Namun, pada tahun 2016 produksi menurun tajam.

Gambar 6. Peramalan Produksi Skenario 1 + Skenario 2 + Ganti Tubing D-E + Kompresor

(skenario 5) 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

4.Skenario 3 +ganti tubing D-E+ Kompresor 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

5. Skenario 1 + Skenario 2 +ganti tubing D-E+Kompresor

(9)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 8 7. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling,

dan Ganti Tubing D-E, Restaging Booster 4-5, dan Ganti ID Mainline (Skenario 6)

Pada skenario keenam ini sama seperti skenario lima tapi dikombinasikan dengan restaging booster 4-5 dan ganti ID Mainline seperti pada skenario tiga. Kemudian didapat hasil seperti di bawah ini.

Dapat disimpulkan bahwa dengan skenario ini dapat memenuhi Contracted Demand sampai tahun 2020 dan jika laju produksi dibuat flat sekitar 400 MMscf, maka dapat sampai tahun 2018.

Skenario ini merupakan skenario yang paling optimal dalam memenuhi demand dari konsumen di Provinsi ”X”.

Gambar 7. Peramalan Produksi Skenario 5 + Restaging Booster 4-5 + Ganti Mainline

(skenario 6) V. PEMBAHASAN

Setelah dijelaskan melalui enam skenario pengembangan di atas, maka dapat ditarik beberapa skenario yang dapat diambil oleh PT

”X” untuk memenuhi kebutuhan konsumsi gas di Provinsi ”X”.

Dari Base Case, didapat bahwa jika PT ”X” tidak melakukan tindakan usaha-usaha untuk meningkatkan produksi gas, tidak dapat memenuhi Contracted Demand.salah satu skenario yang memenuhi Contracted Demand yang terekonomis adalah dengan melakukan skenario empat yaitu :

• Membuka Choke beberapa sumur yang masih potensial .

• Me-Restaging Booster 4 dan 5

• Mengganti ukuran ID Flowline dari 24” menjadi 32” dengan mempararel dengan 24” dari outlet kompresor 4 sampai Plant sepanjang 152 Km.

• Mengganti Tubing untuk sumur-sumur di D dan E dengan ukuran minimal 4”. • Memasang Compressor di masing-masing

SP sebelum masuk menuju Mainline. • Membuka semua choke untuk

sumur-sumur di D dan E.

Sedangkan jika di kemudian hari terdapat perpanjangan kebutuhan gas pada Contracted Demand, maka PT ”X” dapat melakukan skenario 6, yaitu seperti skenario 4 tetapi ditambah dengan melakukan Infill di beberapa lapisan yang masih memiliki nilai Recovery Factor kurang dari 60% sehingga masih dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2018. Untuk lebih jelasnya mengenai berbagai alternatif dalam pengembangan lapangan gas PT ”X” di Provinsi ”X”, dapat dilihat pada Lampiran.

VI. KESIMPULAN

1. Secara keseluruhan, model jaringan pipa gas ini sudah cukup selaras (match) dengan error hanya sebesar 0.5%. Mengingat data yang didapatkan dari tanggal yang berbeda-beda, baik data komposisi fluida, konstanta IPR, hingga konsumsi gas. Maka dengan error dibawah 10% saja, sudah merupakan sesuatu yang baik. 0 100 200 300 400 500 600 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ra te ( M M sc fd )

Hasil Forecasting

6. Skenario 5 + Restaging 4-5+Ganti Mainline

(10)

2. Berdasarkan hasil penyelarasan tekanan dan produksi seluruh sumur, lapangan dan provinsi, maka model ini representatif mewakili kondisi sebenarnya. Sehingga dapat digunakan untuk prediksi berbagai skenario atau kasus.

3. Skenario pengembangan pertama (Open Choke), dilakukan pada sumur yang laju produksinya masih dibawah dari 30% AOF. Namun tidak mampu memenuhi Contracted Demand.

4. Skenario kedua (Infill Drilling) memberikan hasil yang agak signifikan, dimana terjadi peningkatan produksi tetapi tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand. Namun ada juga beberapa sumur Infill yang tidak berproduksi, contohnya seperti pada struktur Tugu Barat.

5. Skenario ketiga (Open Choke dan Restaging Booster 4 dan 5 dan Mengganti ID Mainline) didapat laju produksi yang signifikan dibandingkan dengan skenario pertama yang hanya melakukan Open Choke saja. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi Contracted Demand.

6. Skenario keempat (Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing D-E, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline) Mendapat hasil yang cukup memuaskan untuk memenuhi Contracted Demand sampai dengan tahun 2020.

7. Skenario kelima (Kompresor di Masing-Masing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Memuaskan, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun 2015. 8. Skenario keenam (Restaging Booster 4-5,

Mengganti ID Flowline, Kompresor di Masing-Masing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Paling Optimal, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju

konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun 2018.

9. Jika PT “X” ingin untuk mengejar permintaan dari Committed Demand dan Potential Demand, maka PT “X” harus segera melakukan Exploration dan menemukan sumber-sumber gas baru. VII. INDEX

Qsc = Gas rate pada standard condition, scf/d

Pr P

= Tekanan Reservoir, psia wf

C = Koefisien well testing.

= Tekanan Bottom hole flowing , psia n

Z

= Koefisien faktor inersia turbulensi. AOF = Absolute Open Flow (MMscf)

= Koefisien faktor deviasi gas. γ = Gas specific gravity, fraction 1 = Menunjukkan kondisi 1 2 = Menunjukkan kondisi 2

VIII. DAFTAR PUSTAKA

1. Abdassah D., "Gas Alam", Institut Teknologi Bandung, Bandung, 1998

2. Arnold K., Stewart M., "Surface Production Operations Volume 2nd", Elsevier Science, Houston, 1999.

3. Beggs Dale H., ”Gas Production Operations”, OGCI Publishing, Tulsa, 1984.

4. Ikoku Chi U., "Natural Gas Production Engineering", Krieger Publishing Company, Malabar-Florida, 1992.

5. Rubiandini Rudi, "Pipeline Technology and Maintenance", LDI-Training, Bandung, 2009.

6. Smith R. V., "Practical Natural Gas Engineering", PennWell Publishing Company, New York, 1913.

Spivey John, "SPE Reprint Series 52 : Gas Reservoir Engineering", Society Petroleum Engineers, Texas, 1999.

(11)

LAMPIRAN

(12)

(13)

Tabel 1 Data Reservoir 1. Area Barat

No Struktur Sumur Lapisan Kedalaman (meter) Produksi kumulatif 30-6-2009 (MMMSCF) Pi (psia) C n Temperatur (°F) 1 A A-5 Res. 900 70,274 2737 0.000078 0.75 222 A-6 910 0.0009 0.75 2 B B-1 Res. 1716 40,214 2655 0.00014 0.65 280 B-2 2047 0.000087 0.75 B-3 2106 0.00013 0.65 B-4 1883 0.0000144 0.75 3 C C-1 Res. 1844 13,186 2755 0.000045 0.68 249 4 D D-2 Res. 558 174,219 1373 0.005 0.75 172 D-3 695 0.0018 0.75 D-4 567 0.004 0.75 D-7 585 0.0003 0.75 D-10 570 0.0035 0.75 D-13 695 0.00035 0.75 D-14 695 0.00017 0.75 5 E E-1 Res. 1135 375,200 1852 0.00044 0.75 202 E-2 1346 0.00032 0.8 E-3 1374 0.018 0.75 E-5 1410 0.0009 0.75 E-7 1257 0.002 0.78 E-9 1320 0.00064 0.75 E-10 1485 0.00068 0.75 E-11 1323 0.003 0.75 E-12 1491 0.0009 0.75 E-13 1134 0.00057 0.75 E-14 1125 0.0007 0.75 E-15 1124 0.009 0.8 E-16 1318 0.00044 0.75 E-17 1395 0.0009 0.75 E-18 1263 0.00063 0.75 6 F F-2 Res. 1 1254 1.555 1797.2 0.0003 0.7 212 F-4 Res. 2 1546 5,268 2054 0.000039 0.7 249 7 G G-1 Res. 1768 63,860 2213 0.000115 0.75 224 G-3 1780 0.000047 0.78 G-7 1769 0.000045 0.75 8 H H-2 Res. 614.5 1,450.409 887 0.0028 0.75 144

(14)

H-3 615 0.0018 0.75 HA-1 618 0.0047 0.75 HA-2 628 0.0014 0.75 HC-1 678 0.001 0.75 HC-2 671 0.0033 0.75 HD-1 635 0.0047 0.75 HD-2 643 0.0044 0.75 HE-1 683 0.00085 0.75 HE-2 676 0.0018 0.75 HF-1 668 0.0015 0.75 HF-2 649 0.0014 0.75 9 I I-1 Res. 955 176,993 1479 0.008 0.75 182 I-2 1005 0.00047 0.75 I-3 1005 0.00006 0.74 I-4 995 0.00038 0.75 I-6 940 0.0013 0.75 I-7 1136 0.00021 0.75 I-8 1028 0.00021 0.75 2. Area Timur

No Struktur Sumur Lapisan Kedalaman (meter) Produksi kumulatif 30-6-2009 (MMSCF) Pi (psia) C n Temperatur 1 J J-4 Res. 1230 2,019 1732 0.00029 0.76 206 2 K K-2 Res. 1503 28,109 2297 0.0006 0.55 228 K-6 1492 0.00055 0.55 K-7 1516 0.00007 0.75 K-10A 1508 0.00017 0.75 3 L L-2 Res. 1594 13,252.5 2118.5 0.00025 0.5 228 L-6 1603 0.0012 0.5 L-16 1530 0.000022 0.7631 L-25 1542 0.00018 0.565 L-11 Res 2. 1516 5,526 2226.3 0.00062 0.55 226 L-8 Res. 3 1400 5.945 1965 0.00019 0.75 223 4 M M-3 Res. 1413 1,068 1900 0.0002 0.55 223 5 S S-4 Res. 2232 1,131 5380 0.00002 0.6 230 6 N N-1 Res. 1 1575 6,218 2253 0.0001 0.55 230 N-2 Res. 2 1534 2,368.5 2254 0.000063 0.75 224 7 O O-1 Res. 1 878 0 1197 0.00009 0.62 202 O-6 991 0.0001 0.5

(15)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 14 O-19 851 0.00075 0.6 O-21 872 0.00004 0.6 O-22 878 0.005 0.6 O-24 888 0.0005 0.75 O-39 971 0.00048 0.5 O-36 Res. 2 1842 0 2494 0.0003 0.75 280 8 P P-4 Res. 1 1630 4,666 2114 0.000083 0.75 216 P-6 Res. 2 1475 13,478 1870 0.001 0.79 200 P-7 Res. 3 1410 2,584.4 2075 0.0005 0.75 200 PBT-1 Res. 4 1328 3,376 1500 0.65 0.691 216 9 Q Q-55 Res. 1 430 24,000 740 0.00015 0.794 132 Q-48 Res. 2 1790 8,154 2845 0.000016 0.75 243 Q-185 1814 0.00003 0.75 Q-204 Res. 3 1131 3,869 1522 0.000015 0.75 198 Q-50 Res. 4 1085 20,448 1241 0.000053 0.75 198 Q-191 1095 0.000096 0.65 Q-81 Res. 5 1781 107,811 2645 0.000015 0.75 232 Q-133 1802 0.00008 0.65 Q-106 1759 0.000022 0.75 Q-118 Res. 6 1840 5,641 2845 0.00004 0.6 243 Q-197 Res. 7 1233 4,483 1799 0.000087 0.65 195 Q-207 1370 0.00038 0.55 10 R R-43 Res. 1 1307 11 960.5 0.0005 0.75 214 R-47 Res. 2 1175 26,796 1792 0.00015 0.7 220

(16)

Tabel 2 Data Komposisi Fluida Komposisi A B C D E F-1 F-2 G H I J K L-1 L-2 L-3 R-1 R-2 % % % % % % % % % % % % % % % % % O2 0.00 0.00 0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.17 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 N2 3.15 2.68 1.24 3.54 3.64 6.68 2.76 1.03 1.08 1.00 2.06 3.30 2.10 3.23 1.87 2.90 4.24 CO2 3.20 16.30 3.16 0.27 28.57 1.02 1.55 40.83 98.55 98.32 1.04 2.46 1.90 3.08 1.27 39.51 15.51 C1 86.41 68.56 82.63 91.75 63.85 76.50 82.31 41.26 0.32 0.23 80.35 84.37 81.00 84.53 77.41 48.98 67.74 C2 2.34 5.42 5.63 2.43 1.81 5.73 6.13 6.68 0.04 0.17 8.36 3.05 6.20 4.80 5.67 4.31 5.19 C3 2.61 3.67 4.14 0.94 1.10 6.30 3.91 5.38 0.00 0.07 4.85 3.76 4.80 2.66 7.92 2.74 4.36 IC4 0.80 0.65 1.06 0.38 0.27 1.27 0.78 0.99 0.00 0.04 1.26 0.84 1.00 0.50 1.80 0.48 0.83 NC4 0.79 0.94 1.10 0.20 0.27 1.59 1.01 1.52 0.01 0.00 1.25 1.23 1.30 0.59 2.24 0.63 1.19 IC5 0.41 0.35 0.43 0.21 0.13 0.46 0.37 0.53 0.00 0.00 0.38 0.51 0.50 0.19 0.86 0.17 0.42 NC5 0.23 0.31 0.34 0.00 0.08 0.37 0.31 0.54 0.00 0.00 0.33 0.39 0.40 0.14 0.71 0.15 0.37 C6 0.06 1.12 0.27 0.28 0.28 0.08 0.87 1.24 0.00 0.17 0.12 0.09 0.80 0.28 0.25 0.13 0.16

Komposisi M S N-1 N-2 O-1 O-2 P-1 P-2 P-3 P-4 Q-1 Q-2 Q-3 Q-4 Q-5 Q-6 Q-7

% % % % % % % % % % % % % % % % % O2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 N2 2.15 0.20 0.82 1.68 3.88 2.97 0.43 2.04 1.00 1.86 3.32 0.20 2.97 3.71 0.77 0.74 3.20 CO2 1.13 23.79 1.66 1.46 35.83 42.75 1.67 2.20 1.71 0.47 43.60 4.84 0.23 2.53 6.63 3.09 17.97 C1 83.79 50.68 83.91 85.34 47.96 48.00 91.13 85.03 90.31 91.10 48.31 59.21 81.38 79.57 72.02 80.55 68.09 C2 5.14 10.98 3.97 3.05 3.21 3.19 2.58 4.66 3.00 3.65 2.81 9.74 4.87 6.40 4.67 5.24 4.95 C3 4.69 9.43 5.87 4.82 3.33 1.55 2.11 2.95 2.01 1.87 0.96 15.96 5.35 4.22 8.89 6.23 3.16 IC4 0.99 1.45 1.04 1.08 1.33 0.36 0.46 0.72 0.45 0.35 0.27 2.97 1.51 0.83 2.21 1.26 0.61 NC4 1.22 2.20 1.37 1.36 1.56 0.46 0.54 0.94 0.50 0.43 0.25 4.00 1.67 1.10 2.74 1.55 0.85 IC5 0.45 0.48 0.47 0.46 0.87 0.20 0.27 0.44 0.24 0.12 0.13 1.00 0.78 0.43 1.19 0.45 0.32 NC5 0.36 0.41 0.38 0.38 0.70 0.16 0.21 0.35 0.17 0.08 0.07 0.76 0.54 0.36 0.71 0.32 0.28 C6 0.08 0.38 0.51 0.37 1.33 0.36 0.60 0.67 0.61 0.07 0.28 1.32 0.70 0.85 0.17 0.57 0.57

(17)

Tabel 3 Data Profil Sumur 1. Area Barat

No Struktur Sumur Kedalaman (meter) Tubing Choke (mm)

1 A A-5 926 2-3/8 EU 10 A-6 924 2-7/8 EU 13 2 B B-1 1759 2-3/8 EU 13 B-2 2048 3.5 EU 19 B-3 2018 2-7/8 EU 16 B-4 1889 2-3/8 EU 13 3 C C-1 1846 2-7/8 EU 19 4 D D-2 599 2-7/8 EU 21 D-3 702 2-7/8 EU 21 D-4 575 2-7/8 EU 23 D-7 590 2-7/8 EU 23 D-10 578 2-7/8 EU 19 D-13 698 2-7/8 EU 11 D-14 698 2-7/8 EU 9 5 E E-1 1178 3.5 NU 25 E-2 1450 3.5 NU 23 E-3 1421 3.5 NU 23 E-5 1415 3.5 NU 23 E-7 1322 4.5 NU 26 E-9 1322 3.5 NU 26 E-10 1495 3.5 NU 27 E-11 1358 3.5 NU 25 E-12 1450 3.5 NU 23 E-13 1144 3.5 NU 25 E-14 1137 3.5 NU 27 E-15 1165 3.5 NU 21 E-16 1326 3.5 NU 21 E-17 1400 2-7/8 EU 15 E-18 1300 3.5 NU 23 6 F F-2 1256 2-7/8 NU 10 F-4 1550 2-7/8 EU 10 7 G G-1 1768 3.5 EU 19 G-3 1780 2-7/8 EU 13 G-7 1767 2-3/8 EU 13 8 H H-2 630 Camco 7" 82 H-3 635 Camco 7" 19 HA-1 630 Camco 7" 57 HA-2 643 Camco 7" 22 HC-1 690 Camco 7" 83 HC-2 689 Camco 7" 83 HD-1 656 Camco 7" 83 HD-2 660 Camco 7" 83 HE-1 707 Camco 7" 27 HE-2 701 Camco 7" 83 HF-1 693 Camco 7" 83 HF-2 673 Camco 7" 83 9 I I-1 998 2-7/8 EU 27 I-2 1010 2-7/8 EU 27 I-3 1010 2-3/8 EU 32 I-4 1000 2-7/8 EU 27 I-6 957 2-7/8 EU 25 I-7 1136 2-7/8 EU 13 I-8 1197 2-7/8 EU 13

(18)

2. Area Timur

No Struktur Sumur Kedalaman (meter) Tubing Choke (mm)

1 J J-4 1.239 2-7/8 EU 8 2 K K-2 1506 2-7/8 EU 9 K-6 1495 2-7/8 EU 10 K-7 1521 2-7/8 EU 13 K-10A 1514 2-7/8 EU 19 3 L L-2 1594 2-7/8 EU 10 L-6 1603 2-7/8 EU 13 L-8 1400 2-7/8 EU 10 L-11 1516 2-7/8 EU 13 L-16 1530 3.5 EU OF L-25 1545 2-3/8 EU 6 4 M M-3 1464 2-7/8 EU 8 5 S S-4 2252 2-7/8 EU 6 6 N N-1 1593 2-3/8 EU 13 N-2 1537 2-3/8 EU 8 7 O O-1 1598 2-7/8 EU 8 O-6 995 2-3/8 EU 6 O-19 853 3.5 EU 8 O-21 874 2-7/8 EU 10 O-22 881 2-7/8 EU 7 O-24 892 2-7/8 EU 13 O-36 2092 2-7/8 EU 5 O-39 974 2-7/8 EU OF 8 P P-4 1632 2-3/8 EU 16 P-6 1480 2-7/8 EU 13 P-7 1412 2-3/8 EU 8 PBT-1 1331 2-7/8 EU OF 9 Q Q-55 432.5 2-7/8 EU 21 Q-48 1793 2-7/8 EU 19 Q-50 1087 2-7/8 EU 16 Q-81 1807 2-7/8 EU 6 Q-204 1132 2-7/8 EU 13 Q-191 1132 2-7/8 EU 16 Q-106 1763 2-7/8 EU 10 Q-118 1843 2-7/8 EU 10 Q-133 1807 2-7/8 EU 13 Q-185 1829 2-7/8 EU 10 Q-197 1236 2-7/8 EU 10 Q-207 1375 2-7/8 EU 16 10 R R-43 1310 2-7/8 EU 9 R-47 1178 2-7/8 EU 9

Tabel 4 Data Mainline

Pipa Panjang (km) Diameter (inch)

Struktur R-Konsumen 1 29 6 LPG 1-Terminal B 18 12 Terminal B-Booster 1 34 14 Booster 1- Booster 2 (1) 59 14 Booster 1- Booster 2 (2) 59 18 Struktur H- Booster 2 46 24 Struktur G-Booster 2 4 10 Booster 2- Booster 3 (1) 66 24

(19)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 18 Booster 2- Booster 3 (2) 66 18 Struktur E-Struktur D 20.5 24 Booster 3- Booster 4 45 32 Stuktur I-Booster 4 15.6 10 Booster 4-Booster 5 51 24 Booster 5-Plant 74 24

Tabel 5 Data Booster

Kompresor HP Ps (psi) Pd (psi) Stage

Booster 1 7660 177.75 455.04 1

Booster 2 2280 177.75 312.84 1

Booster 3 44874 64.701 355.5 2

Booster 4 16112 227.52 375.408 1

Booster 5 11246 227.52 375.408 1

Tabel 6 Data Demand

Tanggal Contracted Demand Committed Demand Potential Demand 06/30/2009 429 439.5216926 439.521693 01/01/2010 427 498 1178 01/01/2011 426 493 1173 01/01/2012 297 468 1160 01/01/2013 276 447 1139 01/01/2014 130 401 1093 01/01/2015 50 321 1014 01/01/2016 36 303 952 01/01/2017 10 277 926 01/01/2018 10 277 930 01/01/2019 10 277 930 01/01/2020 10 277 930

(20)

Tabel 7 Data Perhitungan nilai AOF

Sumur AOF @30-6-09 (MMscfd) Sumur AOF @30-6-09 (MMscfd)

Q-55 2.76 K-2 1.13 Q-197 0.73 K-6 1.08 Q-207 0.80 K-7 2.16 Q-204 0.27 J-4 5.96 Q-133 0.49 L-16 0.60 Q-48 0.30 L-25 0.23 Q-50 0.45 L-2 0.14 Q-81 0.35 L-6 0.69 Q-106 0.51 L-8 4.32 Q-118 0.12 L-11 0.92 Q-185 0.56 K-10A 2.34 Q-191 0.24 M-3 0.33 O-1 0.59 S-4 0.19 O-19 3.70 N-1 0.13 O-21 0.20 N-2 0.93 O-24 20.87 R-43 16.77 O-36 37.37 R-47 3.32 O-6 0.12 P-04 1.182 O-22 24.81 P-07 0.7694 O-39 0.58 P-06 11.1704 P-BT/01 1.3397 H-2 23.83 E-1 25.12 H-3 15.32 E-2 38.98 HA-1 40.02 E-3 1058.22 HA-2 11.93 E-5 53.15 HC-1 8.56 E-7 177.62 HC-2 28.23 E-9 36.78 HD-1 40.07 E-10 39.43 HD-2 37.54 E-11 176.01 HE-1 7.28 E-12 51.82 HE-2 15.40 E-13 32.53 HF-1 12.83 E-14 39.90 HF-2 11.95 E-15 1054.60 A-5 4.20 E-16 25.42 A-6 48.56 E-17 52.26 B-1 2.14 E-18 36.13 B-2 6.05 D-2 111.12 B-3 2.05 D-3 40.53 B-4 0.98 D-4 88.98 C-1 1.09 D-7 6.68 F-2 52.60 D-10 77.87 F-4 0.97 D-13 7.78 G-1 6.55 D-14 3.82 G-3 4.15 I-1 95.82 G-7 2.57 I-2 5.65 I-6 15.55 I-3 0.64 I-7 2.55 I-4 4.56 I-8 2.53

(21)

Gambar 3. grafik hasil matching per-sumur di Provinsi “X” pada 30 Juni 2009 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 Ra te ( M M sc fd )

Struktur ABC Group

FORGAS Aktual 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 Pw h ( Ps ia )

Struktur ABC Group

FORGAS Aktual 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 Ra te ( M M sc fd )

Struktur D

FORGAS Aktual 0 100 200 300 400 500 600 700 800 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 Pw h ( Ps ia )

Struktur D

FORGAS Aktual

(22)

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00 20.00 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 Ra te ( M M sc fd )

Struktur E

FORGAS Aktual 0 200 400 600 800 1000 1200 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 Pw h ( Ps ia )

Struktur E

FORGAS Aktual 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 F-2 F-4 Ra te ( M M sc fd )

Struktur F

FORGAS Aktual 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 F-2 F-4 Pw h ( Ps ia )

Struktur F

FORGAS Aktual

(23)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 22 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 G-1 G-3 G-7 Ra te ( M M sc fd )

Struktur G

FORGAS Aktual 0 100 200 300 400 500 600 700 800 G-1 G-3 G-7 Pw h ( Ps ia )

Struktur G

FORGAS Aktual 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 H -2 _H-3 H A -1 H A -2 H C-1 H C-2 H D -1 H D -2 H E-1 H E-2 H F-1 H F-2 Ra te ( M M sc fd )

Struktur H

FORGAS Aktual 0 50 100 150 200 250 300 350 400 H -2 _H-3 H A -1 H A -2 H C-1 H C-2 H D -1 H D -2 H E-1 H E-2 H F-1 H F-2 Pw h ( Ps ia )

Struktur H

FORGAS Aktual

(24)

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I-8

Ra te ( M M sc fd )

Struktur I

FORGAS Aktual 0 50 100 150 200 250 300 350

I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I-8

Pw h ( Ps ia )

Struktur I

FORGAS Aktual 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 K-2 K-6 K-7 K-10A Ra te ( M M sc fd )

Struktur K

FORGAS Aktual 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 K-2 K-6 K-7 K-10A Pw h ( Ps ia )

Struktur K

FORGAS Aktual

(25)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 24 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 L-16 L-25 L-2 L-6 L-8 L-11 Ra te ( M M sc fd )

Struktur L

FORGAS Aktual 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 L-16 L-25 L-2 L-6 L-8 L-11 Pw h ( Ps ia )

Struktur L

FORGAS Aktual 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 M-3 S-4 N-1 N-2 R-43 R-47 Ra te ( M M sc fd )

Struktur MNRS Group

FORGAS Aktual 0.00 200.00 400.00 600.00 800.00 1000.00 1200.00 M-3 S-4 N-1 N-2 R-43 R-47 Pw h ( Ps ia )

Struktur MNRS Group

FORGAS Aktual

(26)

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 O -1 O -19 O -21 O -24 O -36 O-6 _O-22 O -39 Ra te ( M M sc fd )

Struktur O

FORGAS Aktual 0.00 200.00 400.00 600.00 800.00 1000.00 1200.00 1400.00 1600.00 1800.00 2000.00 O -1 O -19 O -21 O -24 O -36 O-6 _O-22 O -39 Pw h ( Ps ia )

Struktur O

FORGAS Aktual 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 P-4 P-6 P-7 PBT-1 Ra te ( M M sc fd )

Struktur P

FORGAS Aktual 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 P-4 P-6 P-7 PBT-1 Pw h ( Ps ia )

Struktur P

FORGAS Aktual

(27)

GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010 26 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 Q -55 Q -197 Q -207 Q -204 Q -133 Q-48 Q-50 Q-81 _Q-106 Q -118 Q -185 Q -191 Ra te ( M M sc fd )

Struktur Q

FORGAS Aktual 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00 500.00 Q -55 Q -207 Q -133 Q-48 Q-50 _Q-118 Q -191 Pw h ( Ps ia )

Struktur Q

FORGAS Aktual

(28)

Gambar 4. grafik hasil matching per-area di Provinsi “X” pada 30 Juni 2009 0 25 50 75 100 125 150 175 200 E H D I G B F A C Ra te ( M M sc fd )

Area Barat

FORGAS Aktual 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 O -MP _Q-L P R P SP U M P J-MP _O-LP SP U L P L J-LP N Q -H P _M S Ra te ( M M sc fd )

Area Timur

FORGAS Aktual

(29)

Gambar 5. grafik hasil matching se-Provinsi “X” pada 30 Juni 2009

0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00 500.00 Provinsi "X" Ra te ( M M sc fd )

Provinsi "X"

FORGAS Aktual

(30)

Tabel 8. Open Choke Sumur Potensial Berdasarkan Nilai AOF

Sumur AOF 30% AOF Rate @30/6/09 Status Choke Q-55 2.76 0.83 0.44 Buka Choke Q-197 0.73 0.22 0.72 Tetap Q-207 0.80 0.24 0.68 Tetap Q-204 0.27 0.08 0.23 Tetap Q-133 0.49 0.15 0.41 Tetap Q-48 0.30 0.09 0.31 Tetap Q-50 0.45 0.13 0.41 Tetap Q-81 0.35 0.11 0.38 Tetap Q-106 0.51 0.15 0.48 Tetap Q-118 0.12 0.04 0.10 Tetap Q-185 0.56 0.17 0.51 Tetap Q-191 0.24 0.07 0.24 Tetap O-1 0.59 0.18 0.97 Tetap O-19 3.70 1.11 2.16 Tetap O-21 0.20 0.06 0.12 Tetap O-24 20.87 6.26 4.28 Buka Choke O-36 37.37 11.21 1.21 Buka Choke

O-6 0.12 0.04 0.12 Tetap

O-22 24.81 7.44 0.95 Buka Choke

O-39 0.58 0.18 0.45 Tetap K-2 1.13 0.34 0.75 Tetap K-6 1.08 0.32 0.88 Tetap K-7 2.16 0.65 1.65 Tetap J-4 5.96 1.79 0.96 Buka Choke L-16 0.60 0.18 0.57 Tetap L-25 0.23 0.07 0.22 Tetap L-2 0.14 0.04 0.14 Tetap L-6 0.69 0.21 0.68 Tetap L-8 4.32 1.29 1.64 Tetap L-11 0.92 0.28 0.75 Tetap K-10A 2.34 0.70 1.23 Tetap M-3 0.33 0.10 0.32 Tetap S-4 0.19 0.06 0.17 Tetap N-1 0.13 0.04 0.11 Tetap N-2 0.93 0.28 0.62 Tetap R-43 16.77 5.03 2.22 Buka Choke R-47 3.32 1.00 1.74 Tetap E-1 25.12 7.54 12.82 Tetap E-2 38.98 11.69 13.61 Tetap E-3 1058.22 317.46 16.69 Buka Choke E-5 53.15 15.94 14.38 Buka Choke E-7 177.62 53.29 17.68 Buka Choke

(31)

E-9 36.78 11.03 13.91 Tetap E-10 39.43 11.83 14.30 Tetap E-11 176.01 52.80 16.70 Buka Choke E-12 51.82 15.55 13.09 Buka Choke E-13 32.53 9.76 14.16 Tetap E-14 39.90 11.97 14.62 Tetap E-15 1054.60 316.38 16.00 Buka Choke

E-16 25.42 7.63 10.31 Tetap

E-17 52.26 15.68 6.65 Buka Choke

E-18 36.13 10.84 12.06 Tetap D-2 111.12 33.34 6.64 Buka Choke D-3 40.53 12.16 5.67 Buka Choke D-4 88.98 26.69 6.45 Buka Choke D-7 6.68 2.00 2.78 Tetap D-10 77.87 23.36 5.97 Buka Choke D-13 7.78 2.33 2.72 Tetap D-14 3.82 1.15 1.58 Tetap

I-1 95.82 28.74 5.58 Buka Choke

I-2 5.65 1.69 3.49 Tetap I-3 0.64 0.19 0.43 Tetap I-4 4.56 1.37 2.74 Tetap I-6 15.55 4.66 3.39 Buka Choke

I-7 2.55 0.77 1.26 Tetap I-8 2.53 0.76 1.40 Tetap A-5 4.20 1.26 0.62 Buka Choke A-6 48.56 14.57 1.56 Buka Choke B-1 2.14 0.64 1.69 Tetap B-2 6.05 1.81 5.10 Tetap B-3 2.05 0.62 1.91 Tetap B-4 0.98 0.30 0.68 Tetap C-1 1.09 0.33 0.99 Tetap F-2 52.60 15.78 2.05 Buka Choke F-4 0.97 0.29 0.74 Tetap G-1 6.55 1.97 4.86 Tetap G-3 4.15 1.25 2.71 Tetap G-7 2.57 0.77 2.04 Tetap H-2 23.83 7.15 9.52 Tetap H-3 15.32 4.60 6.54 Tetap HA-1 40.02 12.01 19.16 Tetap HA-2 11.93 3.58 5.98 Tetap HC-1 8.56 2.57 4.60 Tetap HC-2 28.23 8.47 14.52 Tetap HD-1 40.07 12.02 19.79 Tetap HD-2 37.54 11.26 19.66 Tetap

(32)

HE-1 7.28 2.18 3.19 Tetap HE-2 15.40 4.62 8.21 Tetap HF-1 12.83 3.85 7.90 Tetap HF-2 11.95 3.59 6.44 Tetap

Tabel 9. Data Skenario Dengan Infill Drilling

Lapisan RF @31 Desember 2009 (%) Status Jumlah sumur existing Jumlah Sumur Infill

Res. (E) 38 Infill Drilling 15 8

Res. (D) 45.5 Infill Drilling 7 4

Res. (I) 80.4 Tidak 7 0

Res. (A) 52.5 Infill Drilling 2 1

Res. (B) 37.7 Infill Drilling 4 2

Res. (C) 34.5 Infill Drilling 1 1

Res.1 (F) 42.1 Infill Drilling 1 1

Res.2 (F) 26.7 Infill Drilling 1 1

Res. (G) 41.4 Infill Drilling 3 2

Res. (H) 55.5 Infill Drilling 12 6

Res.1 (Q) 38.6 Infill Drilling 1 1

Res.2 (Q) 52.4 Infill Drilling 1 1

Res.3 (Q) 65.4 Tidak 2 0

Res.4 (Q) 36 Infill Drilling 2 1

Res.5 (Q) 69.1 Tidak 3 0 Res.6 (Q) 70.5 Tidak 1 0 Res.7 (Q) 75.4 Tidak 1 0 Res.1 (P) 64.4 Tidak 1 0 Res.2 (P) 79.3 Tidak 1 0 Res.3 (P) 68.4 Tidak 1 0 Res.4 (P) 75.3 Tidak 1 0

Res.1 (O) 45.1 Infill Drilling 7 3

Res.2 (O) 44 Infill Drilling 1 1

Res. (K) 55.2 Infill Drilling 4 2

Res. (J) 61.9 Tidak 1 0

Res.1 (L) 60.7 Tidak 2 0

Res.2 (L) 59.2 Infill Drilling 1 1

Res.3 (L) 73.5 Tidak 2 0

Res. (M) 55.1 Infill Drilling 1 1

Res. (S) 53.1 Infill Drilling 1 1

Res.1 (N) 68.7 Tidak 1 0

Res.2 (N) 83.4 Tidak 1 0

Res.1 (R) 99.8 Tidak 1 0