PERHITUNGAN LAJU ALIR TIGA FASA PADA SUMUR COMINGLE DENGAN DATA LOGGING PRODUKSI

(1)

PERHITUNGAN LAJU ALIR TIGA FASA PADA SUMUR

COMINGLE DENGAN DATA LOGGING PRODUKSI

Tugas Akhir

Oleh:

Hendy

12206032

Diajukan sebagai syarat untuk memperoleh gelar

SARJANA TEKNIK PERMINYAKAN

Institut Teknologi Bandung

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

(2)

PERHITUNGAN LAJU ALIR TIGA FASA PADA SUMUR

COMINGLE DENGAN DATA LOGGING PRODUKSI

Tugas Akhir

Oleh:

Hendy

12206032

Diajukan sebagai syarat untuk memperoleh gelar

SARJANA TEKNIK PERMINYAKAN

Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh:

Dosen Pembimbing,

Ir. Hernansjah

NIP.131695140

Penulis,

Hendy, ST

NIM.12206032

Digitally signed by Hendy Date: 2010.06.23 13:44:43 '+07'00

(3)

PERHITUNGAN LAJU ALIR TIGA FASA PADA SUMUR COMINGLE

DENGAN DATA LOGGING PRODUKSI

Oleh: Hendy* dan Hernansjah*, Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung, 2010. Sari

Lapangan migas Indonesia pada umumnya sudah cukup tua. Selain itu ahli-ahli logging produksi Indonesia juga masih sangat minim sehingga masih tergantung pada tenaga asing. Di lain sisi untuk melakukan pengembangan lapangan lebih lanjut diperlukan kemampuan dalam menentukan performa dari lapisan produktif, khususnya dalam sumur multilayer, yang perlu dikuasai oleh engineer Indonesia agar bisa meningkatkan produksi. Dalam penelitian ini, penentuan kontribusi tiap lapisan serta fasanya dengan menggunakan program excel-based dimana penentuan anomali dalam lubang sumur seperti crossflow juga dapat ditentukan. Metode penentuan laju alir tiga fasa pada sumur comingle ini menggunakan data logging produksi yang di-run berulang – ulang. Untuk parameter tertentu perlu dilakukan “trial and error” dan asumsi yang bertujuan guna mendekati nilai produksi sumur sesungguhnya. Keberhasilan dari analisa ini, dapat menentukan tindak lanjut bagi lapisan yang kurang produktif. Dari hasil studi kasus pada sumur TM01 kontribusi terbesar produksi gas diperoleh dari lapisan E101 dengan beberapa lapisan yang mengalami crossflow. Setelah perhitungan laju alir tiap lapisan per tahun, maka tren produksi dapat diketahui sehingga produksi tiap lapisan untuk tahun – tahun berikutnya dapat diprediksi. Beberapa metoda baru yang berkaitan dengan rencana pengembangan lapangan seperti penentuan PI (productivity index), Sw (saturasi air), dan lain – lain, disarankan untuk diteliti lebih lanjut dengan mengolah data logging produksi .

Kata Kunci: Logging produksi, sumur multilayer, spinner, log kapasitan, sejarah produksi, laju alir produksi. Abstract

Indonesian oil and gas field in general is quite old. In addition, Indonesian production logging experts is also still very low in number so it is still dependent on foreign experts. On the other side, to conduct further field development the capabilities of determining layers performance is needed, especially in the multilayer well. This is the background why, the flow rates determination of comingle wells is important to master, especially by Indonesian engineers. In this study, the determination of each layer contribution and the phase are done by Excel-based program, in which the determination of such anomalies in the wellbore, like crossflow can also be performed. The method for determining three-phase flow rate in comingle well is done by processing the production logging data that are run over and over again. Several parameters need to be done "by trial and error" and assumption to approach the well production value. The success analysis, can determine the further actions for layers that are not/less productive. From the results of TM01 case studies the largest contribution to gas well is obtained from the layer E101 and some multiple layers of experience crossflow. After calculating the flow rate of each layer done every year, production trends can be known so that the predictions of each layer can be determined for the next year. Several new methods related to field development plans such as the determination of PI (productivity index), Sw (water saturation), and etc, are suggested to be investigated further by production logging analysis.

Keywords: Production logging, multilayer well, spinner, capacitance log, production history, production flowrate.

Pendahuluan

Untuk meningkatkan perolehan hidrokarbon dari sumur multi layer (comingle) di lapangan-lapangan yang umurnya sudah tua, diperlukan metoda yang tepat dalam menentukan performa tiap lapisan serta efeknya terhadap produksi total. Umumnya dari openhole logging, maupun data core diperoleh beberapa informasi mengenai formasi. Untuk pengembangan selanjutnya dibutuhkan data - data yang berhubungan dengan aliran dalam pipa maupun dari lapisan produktif yang merupakan standar dalam melakukan analisis secara menyeluruh. Beberapa diantaranya adalah:

1. Kecepatan aliran, diukur dengan flowmeter atau dikenal dengan spinner. 2. Tekanan, diukur dengan pressure

measurement tool

3. Densitas fluida, diukur dengan gradiomanometer atau fluid density radioactive tool.

4. Kapasitansi, diukur dengan capacitance water holdup tool.

5. Temperatur, diukur dengan temperature measurement tool.

Pengenalan masing – masing alat beserta konsep penentuan parameter akan diberikan pada bagian teori dasar.

Tujuan dari perhitungan laju alir tiga fasa pada sumur comingle ini diantaranya sebagai berikut:

1. Membuat program yang dapat menentukan laju alir tiga fasa suatu sumur comingle.

2. Memberikan hasil studi perhitungan tiga fasa sebagai bahan referensi keputusan pengembangan atau pun perbandingan dengan perhitungan yang telah dilakukan. 3. Mengetahui ada tidaknya anomali dalam

sumur terutama cross flow.

4. Memberikan saran studi lanjutan yang dapat dikembangkan dari data logging produksi.

*) Mahasiswa Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

(4)

Teori Dasar

Aliran dalam lubang sumur pada dasarnya hampir sama dengan aliran dalam pipa horizontal. Hanya saja aliran di lubang sumur dengan arah vertikal ataupun deviated memiliki perbedaan dalam pola alirannya. Dalam melakukan logging produksi biasanya tidak semua pola aliran akan terjadi dalam lubang sumur. Hal ini dikarenakan terdapat beberapa batasan parameter yang digunakan untuk menjaga produktifitas sumur seperti laju

produksi, watercut, diameter dan viskositas.[2]

Gambar 1. Jenis Pola Aliran Dalam Pipa[4]

Spinner

Spinner adalah alat pencatat kecepatan aliran dalam sumur dengan menggunakan sebuah impeler yang akan berputar jika melewati aliran fluida. Agar kecepatan aliran suatu fluida dapat diperoleh maka kecepatan putaran dari spinner tersebut dibuat hubungannya dengan kecepatan aliran. Hubungan ini disebut kurva respon spinner seperti yang ditunjukkan pada gambar 2.

Atlas wireline services menyatakan bahwa kurva respon ini berada dalam kondisi tertentu yang perlu diperhatikan. Pertama kurva respon merupakan kurva yang diidealkan terutama pada aliran dengan kecepatan rendah. Kedua, posisi alat survey diam didalam aliran fluida yang bergerak. Terakhir gradien kurva bergantung pada diameter tubing dan viskositas fluida.

Untuk survey penentuan kecepatan alir fluida dapat dilakukan dengan mencatat jumlah rotasi per detik tiap stasiun pengukuran dengan

kecepatan kabel yang berbeda – beda. Dari plot RPS (Rotation Per Second) terhadap kecepatan kabel, dapat diperoleh gradien kurva serta kecepatan threshold dengan catatan spinner di run hingga terjadi pembalikkan rotasi.

ܴܲܵ ൌ ܽ ൅ ܾ ൈ ܸܾ݈݇ܽ݁ (1) ܽ ܾ൅ ܸݐ ൌ ܸ݂ (2) (1) Æ(2) ܸ݂ൌܴܲܵെܾൈܸ_ܾ ܾ݈݇ܽ݁ ൅ ܸݐ ൌ ܴܲܵ_ܾ െ ܸܾ݈݇ܽ݁ ൅ ܸݐ (3)

Vf = Kecepatan maks. fluida (m/min) RPS = Rotational Per Second

b = Gradien RPS vs Vkabel (RPS.min/m) a = Titik potong sumbu Y (RPS)

Vkabel = Kecepatan kabel (m/min)

Vt = Kecepatan Threshold (m/min)

Dari gambar berikut dapat dimengerti bagaimana persamaan diatas dibentuk. Ketika

posisi kurva stasioner digeser ke kiri sebesar Vt

maka kecepatan fluida yang dicatat adalah Vt.

Sedangkan ketika kurva digeser lebih kiri lagi, dimana terjadi pembalikkan rotasi pada kurva pencatatan dan terjadi RPS = 0 untuk rentang

kecepatan sebesar dua kali Vt maka dapat di

tentukan kecepatan fluida adalah sebesar Vt

ditambahkan dengan kecepatan kabel saat RPS diam tidak bergerak.

Gambar 3.Kurva Respon Spinner (RPS vs Cable Velocity)[10]

Pada pengukuran kecepatan fluida, aliran fluida yang dicatat pada umumnya aliran di tengah pipa, sehingga tidak merepresentasikan aliran fluida secara keseluruhan. Profil aliran biasa dipengaruhi oleh kecepatan aliran. Untuk itu diperlukan faktor koreksi dari kecepatan rata – rata sebenarnya yang dipengaruhi oleh Reynolds Number. Setelah mendapatkan faktor koreksi, kecepatan fluida rata – rata sebenarnya adalah hasil kali kecepatan fluida maksimum dengan faktor koreksi tersebut.

ܴܰ݁ ൌ Ͷʹ͵ǡ͵ ൈߩݒܦ_ߤ (4)

CSF Response, RPS

Fluid velocity, ft/min

Vt

(5)

NRe = ReynoldsNumber

ρ = Densitas fluida(gr/cc) v = Kecepatan alir fluida (m/min) D = Diameter tubing (in)

μ = Viskositas fluida (cp)

Gambar 4. Velocity Performance Correction Factor Tekanan dan Temperatur

Pencatatan data tekanan digunakan sebagai sumber data PVT. Data PVT penting untuk dicatat agar korelasi antara kondisi dalam lubang dengan kondisi permukaan dapat dilakukan. Begitu juga halnya dengan pencatatan data temperatur. Temperatur selain digunakan sebagai data PVT secara kualitatif temperatur dapat digunakan sebagai indikator zona produksi. Contohnya pada saat terjadi efek pendinginan temperatur maka biasanya zona tersebut memproduksikan gas, dan sebaliknya saat terjadi efek pemanasan, biasanya zona tersebut memproduksi fluida baik air ataupun minyak. Profil temperatur aliran dalam sumur produksi akan lebih tinggi dibanding dengan profil temperatur geotermal formasi.

Densitas Fluida

Dalam penentuan densitas fluida, terdapat dua cara yang umum digunakan, yaitu secara mekanik dengan gradiomanometer, dan secara radioactive. Jika pengukuran dilakukan dengan gradiomanometer maka efek kemiringan dan friksi mekanik akan mempengaruhi pengukuran. Tetapi seiring dengan kemajuan teknologi penggunaan gradiomanometer mulai digantikan dengan pengukuran densitas secara radioactive, yang tidak dipengaruhi kemiringan ataupun friksi mekanik.

Penggunaan densitas dalam logging produksi

adalah sebagai penentu fraksi suatu aliran baik

itu dua fasa ataupun tiga fasa. Dalam aliran dua fasa, penentuan fraksi aliran cukup sederhana yang dijabarkan sebagai berikut.

ܻ

_ܪ

ൌ

ߩܯെߩܮ

ߩܪെߩܮ (5)

ܻ

ܮ

ൌ ͳ െ ܻ

ܪ

(6)

ρM = Densitas campuran

ρL = Densitas fraksi ringan

ρH = Densitas fraksi berat YH = Fraksi berat

YL = Fraksi ringan

Efek slip juga terjadi pada aliran dua fasa maupun tiga fasa. Pada dua fasa efek ini terjadi antara fraksi berat dengan fraksi ringan, sedangkan pada aliran tiga fasa efek slip tergantung pada asumsi yang dipakai. Apakah efek ini terjadi antara fasa gas dengan fasa liquid atau justru antar fasa liquid. Kecepatan

slip dapat diperoleh dari persamaan berikut.[11]

Untuk ρgas < 0,5 gr/cc dan YH < 0,35

Vslip = 0

Untuk ρgas < 0,5 gr/cc dan YH > 0,35

ܸݏ݈݅݌ ൌ ቄͳͺǡʹͺͺඥͲǡͻͷ െ ሺͳ െ ܻܪሻʹ൅

ͲǡͶͷ͹ൟ ൈ ሺͳ ൅ ͲǡͲͶ ൈ ߠሻ (7) Vslip = Kecepatan slip (m/min)

θ = Kemiringan sumur (derajat)

Cara lain memperoleh kecepatan slip adalah dengan korelasi grafik yang juga dapat dikoreksi terhadap kemiringan lubang sumur.

Gambar 5. Grafik Penentuan Kecepatan Slip

Efek slip ini berpengaruh terhadap kecepatan alir gas yang lebih cepat dibandingkan dengan fasa liquidnya, tetapi secara total kecepatan fluida tidak berubah. Koreksi kecepatan slip terhadap kecepatan maksimum fluida di nyatakan dalam persamaan berikut.

ܸܪൌ ൫ܻܪൈ ܸ݂൯ െ ܻܪൈሺͳ െ ܻܪሻ ൈ ܸݏ݈݅݌ (8)

ܸܮൌ ܸ݂െ ܸܪ (9)

VH = Kecepatan fraksi berat (m/min) VL = Kecepatan fraksi ringan (m/min)

(6)

Kapasitan

Gambar 6. Kurva Respon Kapasitan[2]

Jika suatu aliran terdiri dari tiga fasa aliran, untuk mengetahui fraksi aliran maka perlu di lakukan pengukuran tambahan berupa log kapasitan. Tiga fasa aliran yang dimaksud diantaranya adalah air, minyak, dan gas. Fungsi dari log ini adalah untuk mengetahui fraksi air yang berada dalam campuran tersebut. Kapasitan log biasanya perlu dikalibrasi terlebih dahulu untuk melihat respons dari kapasitan terhadap fraksi air, kemudian dibuatkan plotnya. Sebagai contoh plot gambar 5 adalah hasil dari respon kapasitan terhadap aliran air dengan kerosene.

Untuk fluida yang berbeda dengan ukuran lubang sumur yang juga berbeda maka respon dari kapasitan terhadap fraksi air tentunya akan berbeda pula. Jadi tiap sumur diperlukan kalibrasi ulang untuk menentukan kurva kalibrasi kapasitan. Untuk menentukan persen respon kapasitan cukup dengan perbandingan respon yang ada dengan respon maksimum - minimumnya. Ψܴ݁ݏ݌݋݊ ൌ ͳ െ ܥܲܵെܥܲܵ݉݅݊ ܥܲܵ_݉ܽݔെܥܲܵ_݉݅݊ (10) ܻݓ݀ܽݎ݅݇ݑݎݒ݈ܾܽ݇ܽ݅ݎܽݏ݅ ܻ݋ൌ ሺߩ_݉െߩ_݃ሻ൅ܻ_ݓሺߩ_݃െߩ_ݓሻ ߩ_݋െߩ_݃ (11) ܻ݃ ൌሺߩ݋െߩ݉_ߩሻ൅ܻݓሺߩݓെߩ݋ሻ ݋െߩ݃ (12)

CPS = Pembacaan log kapasitan

CPSmin = Pembacaan log kapasitan minimum

CP max = Pembacaan log kapasitan maksimum

%Respon= Persen respon kapasitan Yw = Fraksi air Yo = Fraksi minyak Yg = Fraksi gas ρw = Densitas air ρo = Densitas minyak ρg = Densitas gas

Kondisi lubang sumur dan permukaan

Kondisi lubang sumur dan kondisi di permukaan adalah dua kondisi yang memberikan perbedaan dalam perhitungan

jumlah volume fluida. Kondisi permukaan dapat di tentukan dengan memanfaatkan data PVT fluida yang mengalir. Namun perlu dihitung terlebih dahulu laju alir fluida dan untuk memperoleh laju alir fluida ini ukuran tubing perlu diketahui terlebih dahulu kemudian baru dihitung nilainya dalam bbl/day.

ܳ ൌ Ͷǡͷͻʹ ൈ ݒ ൈ ܦʹ ₍₁₃₎

v = Kecepatan fluida (m/min) D = Diameter dalam tubing (in) Q = Laju alir (bbl/day)

Fasa liquid dan gas memiliki cara yang berbeda untuk ditentukan kondisi

permukaannya.[1] Pertama penentuan kondisi

permukaan dipengaruhi oleh faktor volume formasi. Faktor ini berlaku untuk segala jenis fluida. ܤ݃ ൌ ͷǡͲ͵͸ ൈ ͳͲെ͵ൈܼܶ_ܲ (14) ܤ݋ൌ Ͳǡͻ͹ͷͻ ൅ ͲǡͲͲͲͳʹ ൤ܴݏ݋ቀ ߛ_݃ ߛ݋ቁ Ͳǡͷ ൅ ͳǡʹͷሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻቃͳǡʹ (15) ܤݓൌ ܣͳ൅ ܣʹܲ ൅ ܣ͵ܲʹ, dimana (16) ܣ݅ ൌ ܽͳ൅ ܽʹሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻ ൅ ܽ͵ሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻʹ

Kondisi air tersaturasi gas maka;

Ai a1 a2 a3

A1 0,9911 6,35E-5 8,5E-7

A2 -1,093E-6 -3,497E-9 4,57E-12

A3 -5,0E-11 6,429E-13 -1,43E-15

Sedangkan pengaruh gas terlarut dalam air ataupun minyak.

ܴݏݓൌ ܣͳ൅ ܣʹܲ ൅ ܣ͵ܲʹ, (17)

dimana,

ܣ݅ ൌ ܽͳ൅ ܽʹሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻ ൅ ܽ͵ሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻʹ

Nilai konstanta masing;

Ai a1 a2 a3

A1 2,12 3,45E-3 -3,59E-5

A2 0,0107 -5,26E-5 1,48E-7

A3 8,75E-7 3,9E-9 -1,02E-11

ܴݏ݋ ൌ ߛ݃ቂቀ_ͳͺǡʹܲ ൅ ͳǡͶቁ ൈ ͳͲݔቃ

ͳǡʹͲͶͺ

, (18) dimana,

ݔ ൌ ͲǡͲͳʹͷܣܲܫ െ ͲǡͲͲͲͻͳሺܶ െ Ͷ͸Ͳሻ Rsw =Gas terlarut dalam air (SCF/STB) Rso =Gas terlarut dalam minyak

(SCF/STB)

Bg = Faktor volume formasi gas (bbl/SCF)

Bo = Faktor volume formasi minyak (bbl/STB) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 20 40 60 80 100 P e rc en t I n st rum en t R es p ons e

Percent Water Holdup Fluid Capacitance Calibration Chart 6.5in test section

(7)

Bw = Faktor volume formasi air(bbl/STB)

T =Temperatur (R)

P =Tekanan (psia)

γg =Spesific gravity gas γo = Spesific gravity minyak API =API gravity (oAPI) Z =Gas Compresibility Factor

Setelah parameter fluida diatas diketahui maka penentuan kondisi permukaan dapat dilakukan sebagai berikut; ܳ݋̴ݏݑݎ ൌܳ݋ ̴ܤܪ_ܤ ݋ (19) ܳݓ̴ݏݑݎ ൌܳݓ ̴ܤܪ_ܤ ݓ (20) ̴ܳ݃ݏݑݎ ൌ ̴ܳ݃ܤܪ ܤ_݃ ൅ ܳ݋̴ݏݑݎ ൈ ܴݏ݋൅ ܳݓ ̴ݏݑݎൈ ܴݏݓ (21)

Qo_sur = Laju alir minyak kondisi permukaan

(STB/D)

Qw_sur = Laju alir air kondisi permukaan

(STB/D)

Qg_sur = Laju alir gas kondisi permukaan

(SCF/D)

Qo_BH = Laju alir minyak kondisi dalam sumur (bbl/d)

Qw_BH = Laju alir water kondisi dalam sumur (bbl/d)

Qg_BH = Laju alir gas kondisi dalam sumur

(bbl/d)

Pembahasan dan Analisa Kasus

Sebagai studi kasus, data logging produksi sumur TM_01, lapangan gas PATRA yang telah tercatat sejak tahun 2001 akan digunakan untuk menganalisa performa produksi nya hingga tahun 2009, ditambah prediksi produktifitas sumur ini di tahun berikutnya. Sumur TM_01 ini merupakan sumur gas yang diproduksikan secara comingle dari 25 lapisan berbeda. Dengan liner OD 5 1/2” - ID 4,68” gas diproduksikan dari rentang kedalaman 2765,5 m hingga 3673,5 m MD (Measurement Depth). Skema komplesi sumur ini ditampilkan pada gambar 6.

Gambar 7. Skema Komplesi Sumur TM01

Hasil running alat logging produksi mencatat beberapa parameter yang diperlukan pada

analisa studi kasus ini diantaranya; spinner,

tekanan densitas, kapasitansi, dan temperatur.

Data – data ini diperoleh dari lima kali running di tahun yang berbeda yaitu, 2001, 2004, 2006, 2007, dan 2009. Data tambahan yang

diperlukan adalah data PVT,[8] dimana pada

kasus ini diperoleh dari data PVT lapangan PATRA secara umum.

Dari data lapangan PATRA ini terdapat beberapa hal yang akan dianalisa diantaranya adalah:

1. menentukan dan interpretasi laju alir tiap lapisan dalam sumur,

2. menentukan trend dari sejarah produksi, dan

3. memprediksi produksi tiap layer untuk tahun berikutnya Spinner Fluid Velocity Corrected Fluid VPCF NRe Capacitance Response Yw Yo&Yw Density Slip Velocity Supervicial Velocity Downhole Rate Surface Rate Pressure Temperature Z, Bg, Bo, Bw, Rso, & Rsw Composition

Gambar 8. Flowchart Prosedur Penentuan Laju Alir Bagaimana cara penentuan laju alir tiap lapisan, telah dijelaskan pada bagian sebelumnya. Secara teknis prosedurnya digambarkan pada flowchart diatas.

Untuk melakukan penentuan laju alir dibuat sphreadsheet excel untuk menghitung laju alir secara cepat dengan beberapa parameter yang dapat di atur agar hasil dapat matching dengan data produksi. Sebagai input adalah data logging produksi dan komposisi hidrokarbon, sedangkan sebagai batasan, digunakan data produksi. Parameter yang dapat di atur sebagai sensitivity adalah kecepatan threshold dan gradien kurva RPS vs kecepatan kabel.

Input pertama adalah dari spinner. Data rps dibuatkan plot terhadap kecepatan kabel dimana gradien garis dan kecepatan threshold akan digunakan untuk menghitung kecepatan fluida maksimum. Dalam melakukan plot

(8)

terdapat beberapa hal yang biasa dihadapi mengingat sumur yang ditinjau adalah sumur berarah (deviated well).

Gambar 9. Anomali Plot Kurva Respon Spinner Bila pembacaan log dilakukan manual, maka dapat menghasilkan gradien kurva yang berbeda antar stasiun. Hal ini disebabkan pembacaan skala yang terlalu rapat dan adanya noise dalam pencatatan. Untuk memperbaikinya, pembacaan secara manual sebaiknya diganti dengan data digital.

Bila terjadi perbedaan gradien saat pencatatan logging up dan logging down, hal ini biasanya disebabkan ketika logging down spinner tidak dipengaruhi rangkaian peralatan, sedangkan pada saat logging up spinner dipengaruhi oleh rangkaian peralatan, yang menyebabkan fluida bergerak lebih lambat. Untuk itu pada pembacaan logging up, nilai rps di koreksi hingga gradiennya sama dengan gradien logging down.

Bila terjadi overlapping intercept, pada saat logging down, kecepatan yang tercatat adalah aliran yang lebih cepat pada bagian atas penampang tubing, sedangkan saat logging up kecepatan yang tercatat adalah aliran yang lebih lambat yaitu pada bagian bawah penampang tubing. Sehingga perlu adanya koreksi untuk kedua arah logging sebelum memperoleh nilai kecepatan threshold. Hasil plot contoh kasus ini dapat dilihat pada lampiran.

Kecepatan fluida dalam sumur sangat sensitif terhadap perubahan kemiringan kurva rps vs kecepatan kabel. Oleh karena itu kemiringan kurva tiap stasiun dicari terlebih dahulu, kemudian data – data yang terpilih akan dirata – rata dan digunakan sebagai kemiringan yang mewakili seluruh stasiun. Setelah kecepatan fluida dikoreksi terhadap profil aliran fluida, kapasitan log diperlukan untuk mengetahui fraksi fasa air pada kondisi tiga fasa. Jika hanya terdiri dari dua fasa, maka

tidak perlu menggunakan kapasitan, cukup dengan density log saja. Pada aliran tiga fasa diperlukan chart yang mengkorelasikan antara respon kapasitan dan fraksi aliran air. Pada kasus yang dianalisa ini, tidak diperoleh kurva korelasi selain pada tahun 2006. Oleh karena itu perlu dilakukan trial and error untuk mendapatkan fraksi air, kemudian dipakai sebagai chart korelasi pada tahun tersebut. Dengan diperolehnya fraksi air maka fraksi fasa lain dan laju alir tiap fasa dapat ditentukan. Dengan menentukan aliran tiap fasa pada tahun – tahun tertentu dapat dibuat trend produksi dari sejarah yang ada, sehingga prediksi kedepannya dapat di perkirakan dan dapat membantu langkah pengembangan selanjutnya. Hasil plot sejarah produksi dapat dilihat sebagai berikut.

Gambar 10. Kontribusi Tiap Layer Tiap Tahun Dengan mengatur skala hasil plot ke tahun – tahun yang sesuai maka dapat diambil trendline produksi dan memprediksi performa sumur untuk tahun berikutnya. Dalam kasus ini diambil 8 tahun kedepan sesuai dengan masa kontrak lapangan dan trendline yang digunakan adalah trend exponensial. Prediksi seperti ini dapat dilakukan dengan cepat bersamaan dengan metoda lainnya. Disamping itu dengan memanfaatkan kurva produksi kumulatif tiap stasiun laju alir tiap lapisan dapat ditentukan. Hasilnya dapat dilihat pada tabel di bagian lampiran.

(9)

Kesimpulan

Dari hasil analisa data logging produksi yang dilakukan dapat disimpulkan sebagai berikut:

1. Program excel-based berhasil melakukan perhitungan laju alir dengan perbedaan perhitungan rata-rata gas 5%, kondensat 10%.

2. Penentuan laju alir dengan analisa logging produksi menghasilkan kontribusi tiap lapisan, dimana kontribusi terbesar pada layer D101.

3. Pada tahun 2009 terdeteksi cross-flow pada layer N119-121, N124, N133/135, D103/104, sedangkan untuk layer dibawah D107 terjadi sirkulasi air atau liquid fallback.

4. Untuk mempermudah studi lanjutan, standar prosedur perhitungan dan operasi dalam memperoleh laju alir tiap lapisan dibuat dalam flowchart.

5. Hasil studi sejarah produksi dari tiap lapisan dapat memprediksi tren produksi dengan lebih cepat, sementara menunggu hasil metoda lain.

Saran

Beberapa hal yang dapat dikembangkan dengan menggunakan analisa data logging produksi, adalah sebagai berikut:

1. Menentukan PI dari sumur dengan Multi Rate Production Logging (ψ vs Q). 2. Menentukan cadangan dengan tambahan

data openhole logging.

3. Menentukan OGIP (Original Gas In Place) dari hasil plot P/Z vs Gp, dengan korelasi sejarah produksi.

4. Menentukan permeabilitas formasi, dengan korelasi laju alir formasi yang diproduksikan pada sumur yang berbeda. Dari saran diatas, beberapa data yang dibutuhkan tercantum pada tabel di lampiran 11.

Pustaka

1. Ahmed, Tarek H.: Reservoir Engineering Handbook, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 2000.

2. Atlas Wireline Services: Interpretive Methods for Production Well Logs, Third edition, 1988.

3. Boyun, Guo; et al: Petroleum Production Engineering, A Computer Assisted Aproach, Elsevier Science & Technology Books, 2007.

4. Brennen, Christopher Earls: Fundamental of Multiphase Flow, Cambridge University Press, 2005.

5. Flexhaug, L.A.: Production Profiles on Deviated Multiphase Producers, Esso Resources Canada Ltd., Petroleum Society of CIM, Paper no. 83.34.40, 1983.

6. Hoadley, S. F.: Continuous Depth-Indexed Analysis of Production-Log Data in Oil-Water Flow, Chevron Overseas Petroleum, Inc, SPE 68079, 2001.

7. Madden System, Production Log Analysis, Gas Well Example, South Texas, 2006.

8. McCain, William D. Jr.: The Properties of Petroleum Fluids, PennWell Books, Tulsa Oklahoma, 1990.

9. Pelissier, Jacques, Production Logging for Reservoir Testing, Oilfield Review, Sugar Land, Texas, 1997.

10. Schlumberger: Production Log Interpretation, 1973.

11. Smolen, James J.: Cased Hole and Production Log Evaluation, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma,1996.

12. Sondex, A Guide to Spinner Flowmeter Selection and Use, 2002.

(10)

Lampiran

1. Contoh Koreksi Gradien RPS vs Vkabel

2. Respon Kapasitan Terhadap Fraksi Air y = 0,123x - 0,663 y = 0,05x - 0,16 -6,00 -5,00 -4,00 -3,00 -2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 -40,00 -20,00 0,00 20,00 40,00 Penentuan nilai Vt 0606 sebelum dikoreksi y = 0,063x + 0,179 y = 0,064x - 0,520 -2,50 -2,00 -1,50 -1,00 -0,50 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 -40,00 -20,00 0,00 20,00 40,00 Penentuan nilai Vt 0606 setelah dikoreksi y = 0,11x - 1,29 y = 0,17x - 3,52 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 -40 -20 0 20 40 Penentuan nilai Vt 0509 sebelum dikoreksi y = 0,10x - 1,65 y = 0,10x - 2,38 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 -40 -20 0 20 40 Penentuan nilai Vt 0509 setelah dikoreksi 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 Yw Capacitance Response 3 phase parafine-water-flow 3 phase field correlation 0606 2 phase water-gas 0509 3 phase trial-error 0509 3 phase trial-error 1207 3 phase trial-error 0606

(11)

(12)

(13)

11 5. Data P rodu ction L ogg in g T M 0 1 05 09

Production Log Data

Top Reserv oi r Dep th Sp inner Spi nner Run1 Spi nner Run2 Spi nner Run3 Pressur e Tem p eratu re Den sity Cap acitan ce Layer up _RPS down RPS up _RPS down RPS up _RPS down RPS m TMD m _TVD Vcab le : -15 15 -24,24 24,24 -34,2 34,2 psi a o F gr /c c cps H115/1 1 7 2766 2579 54,16 58,3 54,41 60,06 52,16 62 810 253,1 0,09 8887 H121/1 2 2 2810 2624 54 56,5 53 57,17 51 60 816 254,0 0,09 8887 H129/1 3 0 2886 2699 52 56 50,78 55,29 50,7 57,3 826 255,1 0,09 8887 N105 3051 2863 49,77 52,16 49,02 52,53 48,3 54,8 845 256,7 0,09 8887 N110/111 3074 2886 48,52 52,66 48,52 52,03 48,3 53,54 847 256,8 0,09 8887 N112 3086 2898 48,5 50,53 48,77 50,53 45,64 53,16 848 257,1 0,09 8872 N114-1 18 3104 2916 47,5 50 45,14 50,78 45,14 51,4 850 257,2 0,09 8872 N119-1 21 3141 2953 45 49 44,13 50,28 42,75 50,28 854 257,4 0,09 8872 N122 3162 2974 43,4 48,65 44 48,4 43 50,4 856 257,9 0,09 8872 N124 3174 2986 44,13 46,77 42,13 46,77 42,25 46,89 857 258,0 0,09 8872 N127/128 3193 3005 42 45,76 42 46,39 40,25 47,27 859 258,1 0,09 8872 N133/135 3243 3055 38,87 42,13 41,25 44,26 38,62 46,89 864 258,9 0,09 8872 D100 3323 3135 34,48 43,88 30,97 39,74 33,73 48,52 873 259,3 0,09 8282 D101 3328 3140 34,48 43,88 30,97 39,74 33,73 48,52 873 259,3 0,09 8282 D103/1 0 4 3342 3154 13,04 21,06 10,28 18,9 13,29 20 873 259,1 0,1 7371 D105 3354 3165 13,04 21,06 10,28 18,9 13,29 22 875 259,6 0,1 6837 D106 3363 3175 -4 ,2 6 5,89 -4 ,9 5,02 7,9 12,2 876 259,3 0,13 5697 D107/1 0 8 3370 3182 -4 ,2 6 5,89 -5 ,0 2 1,02 -6 ,7 7 5,39 877 258,3 0,17 4033 D113 -115 3396 3208 -5 ,2 7 6,02 -6 ,0 2 0,5 -6 ,0 2 3,26 883 258,5 0,18 3234 D128 -135 3465 3276 -7 ,0 2 2,38 -6 ,3 1,5 -6 ,7 7 3,64 902 259,5 0,26 2897 D138 3504 3315 -4 ,2 6 -2 ,5 1 -4 ,6 4 -3 ,2 6 -7 ,8 3,6 916 265,0 0,32 2382 D141 -145 3522 3333 -5 ,4 6 -0 ,8 8 -5 ,8 9 2,51 -7 ,3 4,01 927 264,0 0,44 2098 Y107/10 8 3608 3419 -4 ,0 1 -0 ,1 -5 ,7 1 0,7 -6 ,2 7 1,25 986 263,7 0,68 1949 Y117/11 8 3657 3468 -4 ,1 -0 ,3 -3 ,9 8 -1 ,2 8 -6 ,2 7 1,25 1027 262,7 0,84 1809 Y119/12 0 3668 3479 -3 ,2 6 -0 ,9 -4 ,1 3 0,12 -5 ,2 7 1,04 1039 270,9 0,95 1809

(14)

12 6. Pro d u ction L o g An al y si s 3 P h as e (Gas, Con d e n sate, W ate r) T M 0 1 _05 09 B agian 1 Cable vel o city u p &d own 34,2 m/min Av er ag e Slo p e 0,09 RPS/m/min Th re sh old ve locity 5 m/min Layer Slo p e ## Vfluid m ax Nr e VPCF Co rrec ted % Capacitan ce R espo n se Fr action Vslippa ge corr . (RPS/m/min ) (m/min ) Vfluid m ax (m/min ) Ywater _(Ch art ) Yoil Yga s vertical co rr. d eviate d corr . H115/117 0,135 ## 666,15 8084433,7 0,91 604,71 0,00 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 H121/122 0,113 ## 643,72 7812214,1 0,91 583,92 0,00 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 H129/130 0,100 ## 613,44 7444717,6 0,91 555,89 0,00 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 N 105 0,087 ## 585,40 7104443,1 0,91 529,96 0,00 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 N 110/111 0,082 ## 571,27 6932944,7 0,90 516,91 0,00 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 N 112 0,083 ## 567,00 6881223 0,90 512,97 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 114-118 0,098 ## 547,27 6641669,8 0,90 494,74 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 119-121 0,118 ## 534,70 6489226,8 0,90 483,15 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 122 0,111 ## 536,05 6505559,9 0,90 484,39 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 124 0,078 ## 496,68 6027814,5 0,90 448,10 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 127/128 0,102 ## 500,95 6079536,2 0,90 452,03 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 N 133/135 0,102 ## 496,68 6027814,5 0,90 448,10 0,00 0,010 0,0011 0,9886 0,0 0,0 D100 0,217 ## 514,97 6249673,5 0,90 464,95 0,09 0,010 0,0010 0,9886 0,0 0,0 D101 0,217 ## 514,97 6249673,5 0,90 464,95 0,09 0,010 0,0012 0,9886 0,0 0,0 D103/104 0,141 ## 195,11 2630913,1 0,89 172,98 0,21 0,020 0,0009 0,9789 0,0 0,0 D105 0,158 ## 217,54 2933379,3 0,89 193,31 0,29 0,020 0,0007 0,9790 0,0 0,0 D106 0,136 ## 107,63 1886683,1 0,88 94,76 0,45 0,050 0,0009 0,9495 15,6 18,2 D107/108 0,180 ## 31,25 716375,17 0,86 26,96 0,69 0,089 0,0010 0,9103 20,5 23,9 D113-115 0,163 ## 7,36 178687,1 0,84 6,17 0,80 0,098 0,0012 0,9004 21,5 25,2 D128-135 0,173 ## 11,62 407521,92 0,85 9,91 0,85 0,177 0,0005 0,8224 28,4 33,2 D138 0,113 ## 11,17 482207,6 0,86 9,56 0,92 0,236 0,0004 0,7637 32,6 38,1 D141-145 0,166 ## 15,77 935860 0,87 13,68 0,96 0,354 -0,0005 0,6465 39,6 46,5 Y107/108 0,119 ## -15,18 -1392014,1 0,83 -12,60 0,98 0,588 0,0006 0,4111 50,9 59,8 Y117/118 0,096 ## -15,18 -1719546,9 0,83 -12,60 1,00 0,745 0,0006 0,2544 57,1 67,2 Y119/120 0,089 ## -17,54 -2246435,7 0,83 -14,55 1,00 0,863 -0,0152 0,1527 60,8 71,6 ## # ## # # _##_##_##_### _###_###_##_## _###_##_##_## #_##_##_## _#### _##_### _####_###_###_## _##_###_##_##_## _##_##_### _#### _##_##_### _###_##_##_#### _###_##_## _###_###_## _####_### ## ## # _#_##_# _##_##_###_# _##_####_##_####_## _##_##_##_##_###_## _##_###_##_##_##_## _####_##_#### #_##_##_##_##_##_## _###_##_###_##_##_## _##_##_####_##

(15)

13 7. Pro d u ction L o g An al y si s 3 P h

ase (Gas, Con

d e n sate, W ate r) T M 0 1 _05 09 B agian 2 Layer Superv ic ial Ve loc ity (m /) QDow n ho le (bbl/day ) Rs w Bw Rs o Bo Tp r Ppr Z Bg He av y Water Oil Gas Qw ater Qoi l Qga s SCF/bbl bbl/ST B SCF/bbl bbl/ST B bbl/MSC F H115/1 1 7 6,87 6,25 0,62 597,84 655,36 64,55 62672,65 7,907 1,060 94,580 1,117 1,765 1,207 0,942 0,00418 H121/1 2 2 6,63 6,04 0,59 577,29 633,13 61,85 60518,96 7,984 1,061 95,212 1,118 1,767 1,216 0,942 0,00415 H129/1 3 0 6,31 5,74 0,57 549,58 602,12 59,88 57613,37 8,106 1,061 96,327 1,119 1,770 1,232 0,942 0,00410 N105 6,02 5,48 0,54 523,94 574,21 56,81 54926,16 8,330 1,062 98,468 1,120 1,774 1,259 0,941 0,00402 N110/111 5,87 5,34 0,53 511,03 559,98 55,54 53572,72 8,360 1,062 98,766 1,120 1,774 1,263 0,941 0,00401 N112 5,84 5,28 0,55 507,13 554,01 57,88 53163,63 8,372 1,062 98,823 1,121 1,775 1,264 0,941 0,00401 N114-1 18 5,63 5,10 0,53 489,11 534,27 55,91 51274,67 8,393 1,062 99,023 1,121 1,775 1,267 0,941 0,00400 N119-1 21 5,50 4,98 0,52 477,65 521,62 54,82 50073,28 8,443 1,062 99,538 1,121 1,776 1,273 0,941 0,00398 N122 5,51 4,99 0,52 478,88 522,92 55,03 50201,94 8,467 1,063 99,661 1,121 1,777 1,275 0,941 0,00397 N124 5,10 4,61 0,49 443,00 483,20 51,78 46440,50 8,488 1,063 99,862 1,121 1,777 1,278 0,941 0,00397 N127/128 5,15 4,65 0,50 446,88 487,38 52,31 46847,36 8,508 1,063 100,060 1,122 1,778 1,280 0,941 0,00396 N133/135 5,10 4,61 0,49 443,00 483,67 51,02 46440,79 8,576 1,063 100,534 1,122 1,780 1,288 0,941 0,00394 D100 5,29 4,80 0,49 459,66 502,95 51,17 48187,33 8,678 1,063 101,592 1,123 1,780 1,301 0,940 0,00390 D101 5,31 4,75 0,56 459,64 498,45 58,43 48184,55 8,678 1,063 101,592 1,123 1,780 1,301 0,940 0,00390 D103/1 0 4 3,65 3,49 0,16 169,33 366,05 16,85 17751,34 8,685 1,063 101,748 1,123 1,780 1,302 0,940 0,00390 D105 4,07 3,93 0,14 189,25 411,70 14,57 19839,05 8,711 1,063 101,856 1,123 1,781 1,304 0,940 0,00389 D106 3,91 3,84 0,07 90,85 402,56 7,31 9523,94 8,717 1,063 102,040 1,123 1,781 1,306 0,940 0,00389 D107/1 0 8 0,47 0,46 0,01 26,49 48,28 0,57 2777,46 8,713 1,063 102,426 1,122 1,778 1,307 0,940 0,00388 D113 -115 -1 ,6 4 -1 ,6 2 -0 ,0 2 7,81 -170,2 1 -2 ,0 7 818,96 8,783 1,063 103,181 1,122 1,778 1,316 0,939 0,00385 D128 -135 -3 ,0 9 -3 ,0 9 -0 ,0 1 13,00 -323,5 2 -0 ,9 2 1363,31 9,021 1,063 105,551 1,124 1,781 1,344 0,939 0,00377 D138 -4 ,6 2 -4 ,6 1 -0 ,0 1 14,18 -483,6 1 -0, 8 0 1486,71 9,273 1,066 106,044 1,127 1,795 1,366 0,940 0,00374 D141 -145 -5 ,7 9 -5 ,7 9 0,01 19,47 -607,4 9 0,83 2041,24 9,388 1,066 107,814 1,127 1,792 1,382 0,939 0,00369 Y107/10 8 -21,91 -21,89 -0 ,0 2 9,31 -2294,38 -2 ,1 5 975,64 10,097 1,065 115,974 1,128 1,791 1,470 0,935 0,00346 Y117/11 8 -22,14 -22,12 -0 ,0 2 9,54 -2319,16 -1 ,8 7 1000,13 10,578 1,065 121,880 1,129 1,789 1,530 0,932 0,00330 Y119/12 0 -21,59 -21,98 0,39 7,04 -2304,16 40,74 737,59 10,914 1,069 121,120 1,134 1,809 1,549 0,935 0,00331

(16)

14 8. Pro d u ct ion L o g An al y si s 3 P h

ase (Gas, Con

d e n sate, W ate r) T M 0 1 _05 09 B agian 3 Layer Qsu rf ace Zona c o nt ri but ion

cum Data lapan

gan m atching Qw ater ST B /d ay Qoi l ST B /d ay Qga s MMS C FD ST B D - wat er ST B D - oil MMSC FD - gas Oil rate (STBD) gas rate _(MMS CF) oil rate gas r ate H115/1 1 7 618,10 57,77 15,01 21,20 2,45 0,42 62,7 3 15,73 0,92 0,95 H121/1 2 2 596,89 55,32 14,59 29,51 1,81 0,55 61,4 9 15,61 0,90 0,93 H129/1 3 0 567,38 53,52 14,05 26,68 2,81 0,38 60,6 8 15,25 0,88 0,92 N105 540,70 50,71 13,67 13,44 1,14 0,30 57,2 4 14,5 8 0,89 0,94 N110/111 527,26 49,57 13,37 5,68 -2 ,0 8 0,09 57,2 3 14,58 0,87 0,92 N112 521,58 51,65 13,28 18,61 1,76 0,45 55,7 3 13,7 1 0,93 0,97 N114-1 18 502,97 49,89 12,83 11,96 0,99 0,24 55,7 3 13,7 1 0,90 0,94 N119-1 21 491,01 48,90 12,59 -1 ,1 2 -0 ,1 7 -0, 0 5 55,7 1 13,7 1 0,88 0,92 N122 492,13 49,08 12,64 37,40 2,90 0,92 55,7 0 13,71 0,88 0,92 N124 454,73 46,17 11,71 -3 ,9 1 -0 ,4 7 -0 ,1 2 53,9 5 12,9 7 0,86 0,90 N127/128 458,64 46,64 11,84 3,68 1,17 0,05 53,9 4 12,97 0,86 0,91 N133/135 454,97 45,47 11,79 -18,06 -0 ,1 1 -0 ,5 6 49,9 4 12,42 0,91 0,95 D100 473,03 45,58 12,35 4,22 -6 ,4 7 0,00 46,7 4 12,04 0,98 1,03 D101 468,80 52,05 12,35 124,50 37,04 7,80 42,2 4 9,67 1,23 1,28 D103/1 0 4 344,30 15,01 4,56 -42,85 2,03 -0 ,5 4 20,2 4 4,69 0,74 0,97 D105 387,15 12,98 5,10 8,55 6,47 2,65 16,9 2 4,49 0,77 1,14 D106 378,61 6,51 2,45 333,18 6,01 1,74 8,88 2,45 0,73 1,00 D107/1 0 8 45,43 0,51 0,72 205,58 2,35 0,51 1,53 0,40 0,33 1,80 D113 -115 -160,1 5 -1 ,8 5 0,21 144,10 -1 ,0 3 -0 ,1 5 1,51 0,35 -1 ,2 2 0,61 D128 -135 -304,2 5 -0 ,8 2 0,36 149,38 -0 ,1 2 -0 ,0 3 0,19 0,07 -4 ,3 3 5,28 D138 -453,6 3 -0 ,7 1 0,39 116,50 -1 ,4 4 -0 ,1 6 0,19 0,07 -3 ,7 2 5,80 D141 -145 -570,1 3 0,74 0,55 1583,63 2,64 0,29 0,19 0,07 3,87 8,12 Y 1 0 7 /1 08 -2153, 7 6 -1 ,9 1 0,26 24,40 -0 ,2 5 -0 ,0 2 0,19 0,07 -10,05 3,88 Y 1 1 7 /1 18 -2178, 1 6 -1 ,6 6 0,28 -22,58 -37,58 0,08 0,19 0,07 -8 ,7 3 4,18 Y 1 1 9 /1 20 -2155, 5 8 35,92 0,20 -2155, 5 8 35,92 0,20 0,19 0,07 189,07 3,06

(17)

9. Prediksi Produksi Kumulatif tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 H115/117 14,29499 12,06018 10,17475 8,584076 7,242083 6,10989 5,1547 4,348839 H121/122 14,03192 11,83824 9,987505 8,426107 7,10881 5,997453 5,05984 4,268809 H129/130 13,98077 11,79508 9,951097 8,395391 7,082896 5,97559 5,041395 4,253248 N105 12,83169 10,82565 9,133217 7,705374 6,500753 5,484456 4,627043 3,903673 N110/111 13,51091 11,51324 9,810938 8,36033 7,124203 6,070845 5,173233 4,408339 N112 12,07721 10,18912 8,596198 7,25231 6,118519 5,161979 4,35498 3,674143 N114-118 N119-121 12,21272 10,40699 8,868255 7,557029 6,439675 5,487529 4,676164 3,984764 N122 11,76047 10,02161 8,539856 7,277185 6,201208 5,284321 4,503001 3,837204 N124 11,37741 9,792625 8,42859 7,254555 6,244053 5,374306 4,625708 3,981384 N127/128 N133/135 10,90883 9,38932 8,081463 6,955779 5,986895 5,152968 4,435201 3,817413 D100 10,88232 9,460638 8,224684 7,150196 6,216082 5,404002 4,698014 4,084257 D101 8,88058 7,643586 6,578896 5,662508 4,873766 4,194889 3,610575 3,10765 D103/104 3,925953 3,182316 2,579535 2,09093 1,694875 1,373839 1,113612 0,902677 D105 2,369116 1,882343 1,495584 1,188292 0,944138 0,750149 0,596019 0,473557 D106

10. Prediksi Kontribusi Produksi Tiap Lapisan

tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 H115/117 0,263064 0,221938 0,187241 0,157969 0,133273 0,112438 0,09486 0,08003 H121/122 0,051151 0,043155 0,036408 0,030716 0,025914 0,021863 0,018445 0,015561 H129/130 1,149079 0,969438 0,817881 0,690017 0,582143 0,491134 0,414352 0,349574 N105 -0,67922 -0,6876 -0,67772 -0,65496 -0,62345 -0,58639 -0,54619 -0,50467 N110/111 1,433707 1,324127 1,21474 1,10802 1,005684 0,908866 0,818253 0,734195 N112 -0,13551 -0,21788 -0,27206 -0,30472 -0,32116 -0,32555 -0,32118 -0,31062 N114-118 N119-121 0,452248 0,38538 0,3284 0,279844 0,238467 0,203208 0,173163 0,147559 N122 0,383065 0,228988 0,111265 0,02263 -0,04285 -0,08999 -0,12271 -0,14418 N124 0,468573 0,403305 0,347128 0,298776 0,257158 0,221338 0,190508 0,163971 N127/128 N133/135 0,02651 -0,07132 -0,14322 -0,19442 -0,22919 -0,25103 -0,26281 -0,26684 D100 2,001744 1,817052 1,645788 1,487688 1,342316 1,209113 1,087439 0,976607 D101 4,954627 4,461271 3,999361 3,571578 3,178891 2,82105 2,496962 2,204974 D103/104 1,556837 1,299973 1,083951 0,902638 0,750737 0,62369 0,517594 0,42912 D105 2,369116 1,882343 1,495584 1,188292 0,944138 0,750149 0,596019 0,473557 D106