Pengembangan Tight Gas Reservoir dengan Menerapkan Teknologi
Multilateral Drilling untuk Memenuhi Kebutuhan Listrik Masyarakat
Oleh : Puti Ranu Intan* Pudjo Sukarno** Sari
Tight gas reservoir merupakan reservoir yang memiliki jumlah cadangan yang besar dan relatif mudah untuk
diproduksikan dibandingkan dengan reservoir gas non-konvensional lainnya, meskipun tidak memiliki potensi produksi yang tinggi. Dengan demikian perlu dibuat lubang bor yang memungkinkan peningkatan potensi produksi, seperti dengan menerapkan teknologi pemboran multilateral. Sumur lateral relatif mempunyai kemampuan produksi yang lebih besar dibandingkan sumur vertikal, meskipun biaya yang diperlukan lebih besar dibandingkan pemboran sumur vertikal. Oleh karena itu, untuk reservoir tight gas akan diterapkan salah satu teknologi pemboran modern yang dapat membantu memproduksi gas dari tight reservoir yaitu pemboran sumur multilateral.
Metode yang dilakukan untuk optimasi produksi mempertimbangkan dua faktor, yaitu dari segi teknik maupun pertimbangan dari segi keekonomiannya. Optimasi yang dilakukan dimulai dari pembuatan model reservoir, kemudian membuat satu sumur multilateral untuk menghasilkan suatu plateau rate selama 60 tahun. Selain itu, tujuan yang ingin dicapai yaitu memanfaatkan gas dari tight gas reservoir untuk kebutuhan listrik rumah tangga. Terkait dengan upaya peningkatan produktivitas sumur maka dibutuhkan studi keekonomian dengan mempertimbangkan parameter-parameter sensitivitas seperti jumlah dan panjang lubang lateral dari sumur multilateral dan sensitivitas variabel ekonominya.
Untuk skenario pemgembangan tight gas reservoir, dipilih dua macam skenario. Skenario pertama yaitu menjual gas hasil produksi kepada industri yang membutuhkan, sedangkan skenario kedua yaitu memproses gas hasil produksi untuk diubah menjadi daya listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik rumah tangga. Dari dua skenario ini, akan dilihat bagaimana keuntungan yang diperoleh serta faktor-faktor yang mempengaruhi besarnya keuntungan tersebut. Sensitivitas variabel ekonomi dilakukan terhadap variasi harga gas, MARR, dan biaya listrik per bulan per unit rumah.
Kata kunci : Tight gas reservoir, optimasi pemboran sumur multilateral, model ekonomi
Abstract
Tight gas reservoir is a reservoir which has a large amount of reserves and relatively easy to be produced compared with non-conventional gas reservoirs others, though not a high production potential. Thus the need to drill holes made possible increased production potential, such as by implementing multilateral drilling technology. Relative multilateral wells have a greater production capacity than vertical wells, though it cost more than vertical drilling. Therefore, for tight gas reservoirs will be applied to one of modern drilling technology that can help produce gas from tight reservoirs of drilling multilateral wells.
The method to optimize production considering two factors, namely in terms of technique as well as consideration of its economic aspect. Optimization is performed starting from the reservoir modeling, and then create a multilateral wells to produce a plateau rate for 60 years. In addition, the objectives of utilizing gas from tight gas reservoirs for domestic electricity needs. In connection with efforts to increase the productivity of wells are needed economic study by considering the sensitivity of parameters such as number and length of the lateral holes of multilateral well and the sensitivity of economic variables.
In case of developing tight gas reservoirs, selected two kinds of scenarios. The first scenario is to sell gas to industrial production output in need, while the second scenario is the production process the gas to be converted into electric power to fulfill the electricity needs of households. From these two scenarios, will be seen how the benefits and the factors that influence the amount of such benefits. Sensitivity of the economic variables are made to the variation in gas prices, MARR, and the cost of electricity per month per housing unit
Keywords: Tight gas reservoir, multilateral well driling optimization, economic model
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Masa depan sumber daya energi dunia, khususnya gas, akan diperoleh dari reservoir-reservoir
non-konvensional, antara lain reservoir dengan
permeabilitas rendah yang diketemukan pada shales,
siltstones, pasir halus, dan karbonat. Reservoir gas
non-konvensional adalah istilah yang umum
digunakan untuk mengacu pada low-permeability
reservoir yang memproduksi dry natural gas, yang
disebut juga tight gas reservoir. Cadangan pada reservoir gas non-konvensional yang besar dan mempunyai potensi produksi dengan jangka waktu yang panjang, menyebabkan gas yang diproduksikan
dari reservoir gas non-konvensional sangat
diharapkan dapat menjadi suatu sumber energi masa depan.
Dalam tulisan ini akan dibahas tentang penerapan suatu teknologi modern yang dapat membantu memproduksi tight gas reservoir, yaitu penggunaan
multilateral drilling. Sementara sumur vertikal relatif
lebih mudah dan lebih murah untuk dibor, namun sumur vertikal bukan yang paling sesuai untuk mengembangkan tight gas reservoir. Dalam formasi
tight gas reservoir, pertimbangan pokok adalah
upaya memproduksi cadangan sebesar mungkin sehingga penggunaan sumur multilateral merupakan salah satu solusi yang tepat karena sumur multilateral dapat membuka kesempatan gas lebih banyak memasuki lubang sumur.
Optimasi yang dilakukan dimulai dengan simulasi reservoir, yaitu membuat model reservoir yang memiliki karakteristik seperti reservoir tight gas, lalu membuat satu sumur multilateral untuk produksi gas jangka panjang. Selain itu, tujuan yang ingin dicapai yaitu memanfaatkan gas dari tight gas reservoir untuk kebutuhan listrik rumah tangga. Oleh karena itu, dibutuhkan studi keekonomian pada sensitivitas parameter-parameter seperti jumlah lateral dan panjang lateral dari sumur multilateral. Hasil sensitivitas tersebut akan menghasilkan suatu hubungan antara faktor perolehan terhadap jumlah dan panjang lateral pada sumur multilateral. Selain sensitivitas dari segi teknik pemboran, dilakukan juga sensitivitas terhadap parameter-parameter ekonomi untuk memanfaatkan gas yang diproduksikan sebagai kebutuhan listrik rumah tangga.
1.2 Tujuan
1. Melakukan optimasi produksi yang
mempertimbangkan dua faktor, yaitu dari segi teknik maupun ekonomi.
2. Membandingkan mana yang lebih
menguntungkan apabila gas dijual secara langsung atau dikonversi dahulu menjadi daya listrik.
3. Memprediksi keuntungan yang didapatkan investor dengan memperhatikan sensitivitas variabel ekonomi.
II. TEKNIK PRODUKSI TIGHT GAS
RESERVOIR
Tight gas reservoir merupakan batuan berpori yang
memiliki permeabilitas antara 10-3 sampai 0.1 md, dimana gas terperangkap dalam batuan tersebut. Jenis reservoir ini memiliki cadangan gas yang besar dan relatif mudah untuk diproduksikan dibandingkan dengan reservoir gas non-konvensional lainnya. Jenis reservoir, derajat kesulitan dalam mengeksploitasi reservoir, teknologi yang dibutuhkan, dan sebagainya ditunjukkan pada Gambar 2.1 dibawah ini.
Gambar 2.1 Piramida sumber minyak dan gas dunia2)
Dari gambar di atas terlihat bahwa reservoir konvensional memiliki cadangan yang kecil tetapi
mudah untuk mengembangkannya, sedangkan
reservoir non-konvensional volumenya besar namun susah untuk mengembangkannya. Penyediaan dana yang lebih besar dan teknologi yang tinggi adalah
kunci untuk mengembangkan reservoir
non-konvensional. Sumber daya reservoir
non-konvensional mungkin sangat besar, tetapi karakter dan distribusinya belum dipahami dengan baik. Telah diketahui bahwa cadangan non-konvensional ada dalam jumlah besar tetapi tidak mudah untuk mengalir ke arah lubang sumur. Tight gas reservoir tidak bisa diproduksi dengan metode produksi
konvensional mengingat potensi reservoir sangat rendah. Untuk meningkatkan potensi sumur, maka sumur perlu distimulasi dengan hydraulic fracturing, dibuat sumur horizontal, atau multilateral.
Salah satu metode peningkatan potensi produksi sumur yang akan dibahas dalam tulisan ini adalah penerapan sumur multilateral. Sumur multilateral memerlukan dua atau lebih pemboran horizontal lateral dari satu sumur vertikal, sehingga akan meningkatkan jalur aliran gas menuju lubang sumur yang akan meningkatkan kemampuan produksi sumur. Multilateral drilling dapat dilaksanakan pada suatu reservoir dengan segala kondisi geologi, Pemboran sumur multilateral telah diterapkan untuk reservoir dangkal maupun yang dalam. Konsep sumur multilateral telah tersedia sejak awal 1900-an.
Faktor utama meningkatnya minat terhadap
penggunaan teknologi pemboran multilateral adalah dapat memberikan dampak pada nilai ekonomi pengembangan suatu lapangan yang menguntungkan. Dengan demikian penggunaan penggunaan pemboran multilateral dapat mengurangi biaya pengembangan lapangan dengan beberapa faktor, diantaranya adalah: 1. Memberikan produktivitas yang lebih baik melalui pembukaan per zona yang lebih luas di masing-masing sumur.
2. Mengurangi total footage pemboran pada zona yang diinginkan sehingga mengurangi waktu pemboran dan biaya pemboran
3. Mengurangi biaya pembuangan cutting dan lumpur dan biaya surface dan intermediate
casing melalui penggunaan lubang sumur yang
sama dimana terdapat beberapa lateral yang dibor.
Pada pengembangan reservoir tight gas, laju alir gas akan menurun dengan cepat seiring berjalannya waktu produksi dikarenakan tekanan reservoir yang makin lama makin menurun dengan cepat. Dengan demikian diperlukan studi secara terintegrasi untuk seluruh komponen dalam sistem sumur produksi. Oleh karena itu, diharapkan dengan membuat sumur multilateral, sumur tetap mampu berproduksi pada laju alir optimumnya.
III. MODEL RESERVOIR, SUMUR, DAN
FASILITAS PERMUKAAN 3.1 Model Reservoir
Model reservoir dibuat dengan menggunakan
software PETREL. Model reservoir dibentuk dalam
bentuk persegi dengan luas 100 Acre. Reservoir dibagi dalam 52 grid untuk arah x dan juga arah y.
Tebal reservoir sebesar 100 ft, yang dibagi ke dalam 50 grid untuk arah z. Fluida resevoir pada model yaitu gas dan air. Sifat fluida yang digunakan yaitu berdasarkan karakteristik dasar tight gas reservoir. Reservoir ini merupakan reservoir yang sifatnya heterogen dengan variasi dari harga porositas dan permeabilitasnya. Keheterogenan dari reservoir ini dinyatakan sebagai koefisien Dykstra Parson13), V
(1950). Koefisien ini mendeskripsikan suatu
keheterogenan reservoir secara vertikal dalam derajat heterogenitas. Koefisien ini dilambangkan dalam V, dimana nilai V akan mendekati nol bila reservoir semakin homogen dan mendekati satu bila reservoir semakin heterogen. Untuk model reservoir ini mempunyai harga V sebesar 0.4. Harga porositasnya berkisar antara 8% - 10% dan harga permeabilitasnya
menggunakan korelasi antara porositas dan
permeabilitas pada formasi Travis Peak seperti terlihat pada Gambar 3.1, sehingga diperoleh permeabilitas berkisar antara 0.0225 md – 0.072 md untuk variasi porositas tersebut.
Tabel 3.1 Properti fisik reservoir unit model
No. Properti Harga Satuan
1 Kedalaman 10000 – 10100 ft 2 Tekanan reservoir 5000 @10050 Psi 3 Temperatur reservoir 200 °F 4 Tebal formasi 100 ft 5 Permeabilitas 0.0225 – 0.072 md 6 Porositas 8 – 10 %
Tabel 3.2 Harga Parameter Fluida dan Batuan
Parameter Harga Satuan
Pr 5000 psi Bw 1,01988 rb /stb µw 0,332746 cp cf 0.00000098 1/psi ρw 62,4 lb/ft3 SGgas 0.6636
Setelah reservoir dimodelkan dengan software PETREL, maka data dari model dipindahkan ke dalam simulator ECLIPSE, dan dihasilkan harga
Initial Gas In Place (IGIP) sebesar 8427 MMscf.
single multilateral well dengan variasi jumlah lubang
dan panjang lateral sumur yang optimum. Tujuan dibuatnya sumur dengan model sumur multilateral yaitu untuk meningkatkan besarnya faktor perolehan dan agar reservoir dapat diproduksikan dengan
plateau rate yang lebih besar jika dibandingkan
dengan sumur vertikal biasa selama suatu selang waktu tertentu. Unit model yang akan dikembangkan memiliki karakteristik reservoir tight gas seperti pada Tabel 3.1 dan data PVT dari Model reservoir yang digunakan dalam simulasi seperti pada Tabel 3.2.
Gambar 3.1 Korelasi K terhadap Φ pada formasi Travis Peak10)
Gambar 3.2 Persebaran Porositas
Gambar 3.3 Persebaran Permeabilitas
3.2 Model Sumur dan Fasilitas Permukaan
Selain menggunakan software PETREL dan
ECLIPSE untuk memodelkan reservoir, maka dilakukan pemodelan jaringan perpipaan dari sumur ke fasilitas permukaan dengan mengunakan software PIPESIM. Model sumur yang digunakan yaitu satu sumur multilateral. ID tubing sebesar 3.5 inch. Wall
thickness tubing adalah 0.5 inch dan besarnya roughness 0.001. ID flowline sebesar 3.5 inch dengan
panjang flowline 10000 ft dari well head sumur ke
separator. Korelasi yang digunakan dalam
perhitungan kehilangan tekanan di pipa adalah korelasi Cullender & Smith13).
Gambar 3.2 Jaringan Sumur dan Fasilitas Permukaan
3.3 Field Planning Tool
Software Field Planning Tool (FPT) digunakan untuk
mengintegrasikan model reservoir dari ECLIPSE dengan model sumur dan fasilitas permukaan dari PIPESIM. Jika hanya menggunakan ECLIPSE atau PIPESIM saja, maka perubahan tekanan reservoir yang kontinu tidak terkait dengan model fasilitas permukaan, demikian pula sebaliknya pengaruh dari
0.08 0.1
0.077 0.0225
surface facility dan lubang sumur tidak berdampak
pada produksi reservoir. Oleh karena itu, diperlukan untuk software FPT yang mengintegrasikan model reservoir dan model surface facility.
3.4 Sensitivitas Parameter Lubang Sumur
Parameter desain pemboran yang dilakukan yaitu jumlah lateral dan panjang lateral sumur. Perubahan
harga dari kedua parameter tersebut akan
mempengaruhi besarnya plateau rate maksimum yang dapat dicapai sehingga berpengaruh terhadap faktor perolehannya. Semakin panjang lubang lateral akan mengakibatkan faktor perolehan semakin tinggi. Namun untuk mendapatkan seberapa besar jumlah dan panjang lubang lateral yang optimum harus disimulasikan terlebih dahulu. Selain itu, analisis keekonomiam juga diperlukan untuk mendapatkan harga yang optimum.
3.5 Sensitivitas Parameter Utiliti Gas
Produksi gas yang dihasilkan dari reservoir akan dimanfaatkan untuk memenuhi kebutuhan listrik rumah tangga, mengingat jenis reservoir ini merupakan tight gas reservoir yang mempunyai kemampuan plateau rate yang rendah. Oleh karena itu, dibutuhkan waktu produksi yang panjang pada suatu plateau rate tertentu yaitu selama 60 tahun. Tujuan plateau time selama 60 tahun adalah menyediakan gas untuk pembangkit listrik untuk masyarakat selama dua generasi. Besarnya plateau
rate merepresentasikan besarnya energi listrik yang
dapat dihasilkan untuk sejumlah unit rumah yang kebutuhan listriknya dapat terpenuhi dengan biaya listrik per bulan unit rumah yang mampu dibayar
oleh masyarakat. Asumsi pesimistik dalam
perhitungan ini adalah bahwa pembangkit listrik memiliki efisiensi sebesar 50%.
IV. OPTIMASI PARAMETER SUMUR
MULTILATERAL
Dalam usaha meningkatkan potensi produksi sumur gas maka dilakukan pembuatan lubang bor multilateral. Simulasi terhadap sistem terintegrasi jika sumur merupakan sumur vertikal, maka faktor perolehan yang dicapai pada akhir masa produksi 60 tahun hanya sebesar 42,39% dengan plateau rate 163 Mscf/d dan hanya memenuhi kebutuhan listrik
untuk 3815 unit rumah, sedangkan dengan
multilateral menghasilkan dapat menghasilkan unit rumah yang lebih banyak. Oleh karena itu pada tugas akhir ini akan dijelaskan tentang optimasi parameter pemboran sumur multilateral untuk meningkatkan besarnya laju alir produksi gas sehingga dapat mensuplai listrik lebih banyak.
4.1 Dasar Pemilihan Variabel Sensitivitas
Dalam permodelan terintegrasi ini, digunakan
tekanan separator sebesar 1000 psi untuk
menghilangkan investasi kompresor yang digunakan untuk mengirim gas ke power plant. Selain itu digunakan batasan Bottom Hole Pressure (BHP) minimum yang ditetapkan sebesar 1400 psi.
Sensitivitas parameter sumur multilateral dilakukan dengan memvariasikan jumlah dan panjang lubang lateral dari sumur yang divariasikan dengan jumlah lateral 4, 3 dan 2. Untuk panjang lateralnya, divariasikan mulai dari 2000 ft, 1600 ft, 1200 ft, 800 ft, dan 400 ft. Hasil simulasi dari variasi harga parameter tersebut yaitu membandingkan harga
plateau rate yang dapat dicapai pada tiap parameter
selama waktu produksi 60 tahun untuk mendapatkan harga yang optimum.
Variasi jumlah dan panjang lubang lateral sumur juga
memerlukan suatu analisa dari faktor
keekonomiannya. Semakin banyak jumlah lateral dan semakin panjang lateral sumur, secara umum semakin meningkatkan faktor perolehan, namun hal ini dibatasi dari segi ekonominya. Dengan demikian akan didapatkan suatu nilai parameter yang optimum ditinjau dari sisi teknis maupun ekonomi.
Untuk skenario pengembangan tight gas reservoir, di pilih dua skenario yaitu skenario pertama menjual gas, maksudnya ialah laju alir gas yang dihasilkan dijual ke industri pembangkit tenaga listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik masyarakat dan skenario kedua yaitu menjual listrik.
4.2 Skenario Penjualan Gas
Variabel yang divariasikan yaitu jumlah dan panjang lubang lateral sumur, dimana terdapat lima variasi panjang lubang lateral dan tiga variasi jumlah lubang lateral yang dapat dicapai dimana gas masih dapat mengalir. Kemudian dilakukan sensitivitas terhadap sumur multilateral yang mempunyai empat lateral yang mengikuti panjang lateral sepanjang 2000 ft, 1600 ft, 1200 ft, 800 ft, dan 400 ft. Untuk setiap lubang lateral disimulasi untuk panjang lubang lateral. Grafik pada Gambar 4.1 adalah hasil simulasi yang menghubungkan faktor perolehan dengan
pengaruh dari variabel sensitivitas parameter
pemboran sumur.
Dari Gambar 4.1 terlihat bahwa semakin banyak jumlah lubang lateral dan semakin panjang lubang lateralnya maka faktor perolehannya pun semakin besar. Walaupun semakin besar panjang lateral sumur, faktor perolehannya juga semakin besar,
namun terlihat bahwa pada panjang lateral di atas 800
ft, peningkatan faktor perolehannya kurang
signifikan. Oleh karena itu, diperlukan analisis dari segi keekonomiannya. Hasil yang lebih rinci dapat dilihat pada Tabel 4.1, yang menunjukkan selisih kenaikan faktor perolehan tiap parameter lubang lateral.
Gambar 4.1 Variasi jumlah lateral dan panjang lateral terhadap faktor perolehan
Tabel 4.1 Pengaruh variasi jumlah lateral dan panjang lateral terhadap faktor perolehan
Jumlah lateral Panjang lateral (ft) Plateau Rate (Mscf/day) RF (%) 4 2000 232,5 60,46 4 1600 232,49 60,46 4 1200 228,5 59,42 4 800 220,5 57,34 4 400 194 50,45 3 2000 226 58,77 3 1600 225,9 58,74 3 1200 221,5 57,60 3 800 212,5 55,26 3 400 184,5 47,98 2 2000 207 53,83 2 1600 206,9 53,80 2 1200 206 53,57 2 800 196 50,97 2 400 169,5 44,08
Analisis keekonomian untuk sensitivitas jumlah dan panjang lateral sumur dilakukan dengan memasukkan harga pemboran sumur ($/ft) sebagai investasi. Untuk menyederhanakan perhitungan, biaya peralatan dan fasilitas permukaan, sudah dirata-ratakan termasuk ke dalam biaya pemboran dan juga dalam perhitungan analisis ekonomi ini tidak dilakukan metode
production sharing contract. Biaya pemboran sumur
yang digunakan dalam perhitungan ekonomi ini sebesar $845.60/ft dikalikan dengan seluruh panjang profil lubang bor. Ringkasan hasil perhitungan ekonomi berdasarkan sensitivitas parameter lubang bor dengan menggunakan harga gas $8/MMbtu dan MARR sebesar 6.5% dapat dilihat pada Tabel 4.2 dan Gambar 4.2.
Tabel 4.2 Hasil perhitungan ekonomi untuk variasi jumlah lateral dan panjang lateral sumur
Jumlah lateral Panjang lateral (ft) NPV 4 2000 $ 1,944,064 4 1600 $ 3,296,283 4 1200 $ 4,353,482 4 800 $ 5,002,248 4 400 $ 4,502,068 3 2000 $ 3,163,595 3 1600 $ 4,170,902 3 1200 $ 4,859,470 3 800 $ 5,207,059 3 400 $ 4,146,262 2 2000 $ 3,446,408 2 1600 $ 4,115,476 2 1200 $ 4,725,243 2 800 $ 4,660,467 2 400 $ 3,372,618
Pada Tabel 4.2 dan Gambar 4.2 terlihat bahwa untuk harga panjang lateral diatas 800 ft, NPV yang diperoleh berkurang. Hal ini disebabkan oleh kenaikan harga pemboran yang lebih besar daripada
peningkatan hasil produksi. Berdasarkan
pertimbangan besarnya NPV yang diperoleh pada setiap parameter, maka dipilih jumlah lateral sumur sebanyak 3 lubang lateral dengan panjang lubang lateral sebesar 800 ft. Pada kondisi ini diperoleh
plateau rate sebesar 212,5 Mscf/day dan menghasilkan NPV terbesar sebagai harga yang optimum. 40 45 50 55 60 65 0 400 800 1200 1600 2000 RF (% ) Panjang Lateral (ft)
Gambar 4.2 Hubungan panjang lateral sumur dengan NPV untuk harga gas $8/MMbtu
4.3 Skenario Penjualan Listrik
Seperti halnya pada penjualan gas, variabel yang divariasikan dalam parameter pemboran pada penjualan listrik sama dengan pada penjualan gas. hasil simulasi yang menghubungkan faktor perolehan dengan variabel sensistivitas parameter pemboran juga terlihat seperti pada Gambar 4.1 dan Tabel 4.1. Perbedaannya yaitu jika pada penjualan gas, plateau
rate yang dihasilkan mengalir sampai pada separator
saja, sedangkan pada skenario penjualan listrik, plateau rate mengalir menuju separator lalu dialirkan ke power plant untuk mengkonversi gas menjadi daya listrik, kemudian listrik yang dihasilkan akan dijual ke masyarakat untuk kebutuhan listrik. Maka dari itu, analisis keekonomian untuk sensitivitas parameter pemborannya pun berbeda dari skenario penjualan gas sehingga harga optimum yang diperoleh juga berbeda. Hasil perhitungan ekonomi untuk skenario penjualan listrik jika biaya listrik yang harus dibayar per unit rumah sebesar $25/bulan dan MARR sebesar 6.5% dapat dilihat pada Tabel 4.3 dan Gambar 4.3 di bawah ini.
Biaya yang diperlukan tidak hanya biaya sumur tetapi juga biaya pembangunan power plant dan biaya operasi dari power plant tergantung pada besarnya laju alir gas. Untuk menyederhanakan perhitungan karena tidak diketahui secara rinci tentang harga sebuah power plant, maka diambil angka sebesar $20,000,000 ditambah operating cost sebesar $1000/KW. Dengan demikian, biaya yang diperlukan
untuk penjualan listrik lebih besar dari penjualan gas langsung.
Gambar 4.3 Hubungan panjang lateral sumur dengan NPV untuk biaya listrik $25/bulan
Tabel 4.3 Hasil perhitungan ekonomi untuk variasi jumlah lateral dan panjang lateral sumur
Jumlah lateral Panjang lateral (ft) NPV 4 2000 $ 1,710,735 4 1600 $ 3,062,103 4 1200 $ 3,780,078 4 800 $ 3,881,694 4 400 $ 995,523 3 2000 $ 2,377,645 3 1600 $ 3,376,450 3 1200 $ 3,690,936 3 800 $ 3,292,574 3 400 $ (167,959) 2 2000 $ 1,045,105 2 1600 $ 1,705,671 2 1200 $ 2,238,921 2 800 $ 1,323,959 2 400 $ (2,216,882)
Pada Gambar 4.3 terlihat bahwa NPV yang diperoleh turun. Hal ini disebabkan oleh kenaikan harga
$1,500 $2,000 $2,500 $3,000 $3,500 $4,000 $4,500 $5,000 $5,500 0 400 800 1200 1600 2000 NPV (dala m ribu) Panjang lateral (ft)
4 lateral 3 lateral 2 lateral
$(3,000) $(2,000) $(1,000) $-$1,000 $2,000 $3,000 $4,000 $5,000 0 400 800 1200 1600 2000 NPV (dala m ribu) Panjang lateral (ft)
pemboran yang lebih besar daripada kenaikan hasil produksi yang dikonversi menjadi daya listrik. Berdasarkan pertimbangan besarnya NPV yang diperoleh pada setiap parameter, maka dipilih jumlah lubang lateral sumur sebanyak 4 lateral dan panjang lateral sebesar 800 ft dengan plateau rate sebesar 220,5 Mscf/day yang memperoleh NPV terbesar sebagai harga yang optimum.
4.4 Hasil Simulasi
Berikut ini adalah grafik-grafik yang
menggambarkan suatu hubungan antara tekanan reservoir dan tekanan di kepala sumur terhadap waktu dan juga dapat terlihat berapa besarnya plateau
rate dan besarnya kumulatif gas selama waktu
produksi. Hasil simulasi dengan FPT dengan menggabungkan data dari ECLIPSE dan PIPESIM dari sumur 3 lateral dan sumur 4 lateral dengan panjang lateral masing-masing sumur 800 ft, dimana kedua sumur ini merupakan sumur yang optimum untuk masing-masing skenario.
Gambar 4.4 Tekanan vs Waktu pada sumur 3 lateral dengan panjang lateral 800 ft
Gambar 4.5 Tekanan vs Waktu pada sumur 4 lateral dengan panjang lateral 800 ft
Gambar 4.6 Laju alir gas vs Waktu pada sumur 3 lateral dengan panjang lateral 800 ft
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0 5000 10000 15000 20000 25000 Tek anan ( p sia ) Waktu (hari) Pwf Pwh 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0 5000 10000 15000 20000 25000 Tek anan ( p sia ) Waktu (hari) Pwf Pwh 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 0 5000 10000 15000 20000 25000 La ju a li r g as (Msc f/ d) Waktu (hari)
Gambar 4.7 Laju alir gas vs Waktu pada sumur 4 lateral dengan panjang lateral 800 ft
Gambar 4.8 Kumulatif gas sumur 3 lateral dengan panjang lateral 800 ft
Gambar 4.9 Kumulatif gas sumur 4 lateral dengan panjang lateral 800 ft
V. PENGEMBANGAN TIGHT GAS
RESRVOIR DAN ANALISIS
KEEKONOMIAN
Dari sensitivitas yang dilakukan terhadap jumlah lubang lateral dan panjang lateral sumur, diperoleh harga optimum untuk kedua skenario yaitu untuk skenario penjualan gas langsung dan penjualan listrik. Pada skenario penjualan gas diperoleh harga optimum plateau rate sebesar 212,5 Mscf/day dengan faktor perolehan 55,26 %, sedangkan pada skenario penjualan listrik diperoleh harga optimum
plateau rate sebesar 220,5 Mscf/day dengan faktor
perolehan 57,34 %.
Tight gas reservoir dikembangkan sebagai suatu
proyek untuk mengembangkan populasi masyarakat dengan menggunakan gas sebagai sumber daya energi listrik. Plateau rate dari produksi gas akan dipertahankan untuk waktu yang lama yaitu 60 tahun, sehingga sebagai konsekuensi dari plateau time yang panjang maka laju alir produksi gas akan kecil, yang mengakibatkan pendapatan per tahunnya rendah. Oleh karena itu, akan dilakukan analisa keekonomian untuk skenario penjualan gas langsung maupun penjualan listrik. 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 225 0 5000 10000 15000 20000 25000 Laju ali r gas ( Mscf/d ) Waktu (hari) 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0 5000 10000 15000 20000 25000 Cu mmu la tive gas (M Mscf) Waktu (hari) 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 0 5000 10000 15000 20000 25000 Cu mmu la tive gas (M Mscf) Waktu (hari)
5.1 Model Ekonomi
Dalam paper ini, akan dijelaskan model ekonomi dengan menggunakan tiga indikator keuntungan, yaitu NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of
Return) dan POT (Pay Out Time). NPV merupakan
selisih antara pengeluaran dan pemasukan yang telah didiskon dengan menggunakan social opportunity
cost of capital sebagai diskon faktor, atau dengan
kata lain merupakan arus kas yang diperkirakan pada masa yang akan datang yang didiskontokan pada saat ini.Untuk menghitung NPV diperlukan data tentang perkiraan biaya investasi, biaya operasi, dan pemeliharaan serta perkiraan manfaat/benefit dari proyek yang direncanakan. Arus kas masuk dan keluar yang didiskontokan pada saat ini (present
value (PV)), yang dijumlahkan selama masa hidup
dari proyek tersebut dihitung dengan rumus di bawah ini.
dimana: Cn = arus kas pada tahun ke-n i = discount rate
N = jumlah tahun pembayaran IRR digunakan dalam menentukan apakah investasi dilaksanakan atau tidak, untuk itu biasanya digunakan acuan bahwa investasi yang dilakukan harus lebih tinggi dari Minimum acceptable rate of
return atau Minimum atractive rate of return. Minimum acceptable rate of return (MARR) adalah
laju pengembalian minimum dari suatu investasi yang berani dilakukan oleh seorang investor. IRR merupakan suku bunga yang akan menyamakan jumlah nilai sekarang dari penerimaan yang diharapkan diterima dengan jumlah nilai sekarang dari pengeluaran untuk investasi. Besarnya nilai sekarang dihitung dengan menggunakan pendekatan sebagai berikut :
MARR (Minimum Attractive Rate of Return)
atau pemilihan rate of minimum yang
menguntungkan adalah sebuah persoalan untuk menentukan kebijaksanaan yang akan digunakan untuk menilai apakah suatu usulan investasi menguntungkan. Jika harga IRR lebih besar dari harga MARR yang ditetapkan maka akan menjadi suatu hal yang menarik bagi investor untuk menanamkan modalnya. Pay Out Time (POT) didefinisikan sebagai panjang waktu yang diperlukan
untuk menerima penghasilan bersih yang diakumulasi sehingga sama dengan penanaman modal. Jadi Pay
Out Time (POT) merupakan suatu ukuran pendekatan
mengenai kecepatan penerimaan cash flow pada awal proyek.
Perhitungan biaya-biaya yang masuk ke dalam perhitungan ekonomi diantaranya adalah biaya investasi berupa biaya pengeboran sumur untuk penjualan gas, ditambah dengan biaya power plant untuk penjualan listrik. Dari persamaan (5.1), perhitungan untuk tiap-tiap komponen setiap tahun sampai pada 60 tahun dapat diuraikan sebagai berikut:
1. Investasi
Merupakan biaya sumur, fasilitas
permukaan, dan biaya power plant.
2. Revenue
Merupakan pendapatan yang diterima
berupa jumlah gas yang diproduksi tiap tahunnya (MMbtu) dikalikan dengan harga gas ($/MMbtu).
3. Biaya Operasi (OPEX)
Operating expenditure (OPEX) adalah
alokasi yang direncanakan dalam budget untuk melakukan operasi perusahaan secara
normal. Dengan kata lain operating
expenditure (biaya operasi) digunakan untuk
menjaga kelangsungan aset dan menjamin aktivitas perusahaan yang direncanakan berlangsung dengan baik.
4. Cost Recovery (CR)
= Depresiasi (d) + OPEX + Unrecovered Cost (UR)
Dalam perhitungan ekonomi terdapat dua kelompok yang akan dianalisa, yaitu ekonomi dari segi keuntungan perusahaan dalam menjual gas secara langsung dan keuntungan perusahaan yang menjual gas tersebut dalam bentuk listrik ke masyarakat untuk kebutuhan sehari-hari.
5.2 Skenario Penjualan Gas
Harga jual gas merupakan salah satu parameter yang penting pada skenario ini terhadap besarnya keuntungan yang akan diperoleh. Untuk waktu jangka panjang yaitu selama 60 tahun, fluktuasi harga
pasar untuk gas alam akan terjadi suatu
ketidakpastian. Oleh karena itu, hal ini dapat
diantisipasi dengan memperhitungkan persen
peningkatan (eskalasi) harga jual gas per tahun. Pada analisa ini, digunakan eskalasi harga gas sebesar 3% tiap tahunnya.
Sensitivitas dilakukan pada harga gas dan Minimum
divariasikan dengan harga $6/MMbtu, $8/MMbtu, dan $12/Mmbtu. Nilai MARR bergantung pada lingkungan, jenis kegiatan, tujuan, ,kebijakan organisasi, dan tingkat resiko dari masing-masing proyek. Pada analisa ini, nilai MARR divariasikan dengan nilai sebesar 5%, 6.5%, dan 8%.
Pada Tabel 5.1 dan Gambar 5.1 dapat dilihat pengaruh variasi harga gas terhadap indikator-indikator lainnya yang sudah dijelaskan sebelumnya serta berapa unit rumah yang dapat dihasilkan dari laju alir gas pada optimasi parameter pemboran untuk skenario penjualan gas di bab sebelumnya. Perhitungan dilakukan pada satu harga kebutuhan daya listrik rata-rata per unit rumah sebesar 2400 kwh/tahun, sehingga jumlah unit rumah yang dapat disuplai juga tetap yaitu 5160. Variabel MARR juga tetap yaitu 6.5%. Untuk harga gas yang makin tinggi maka keuntungan akan meningkat, dapat dilihat dari nilai NPV makin besar dan POT yang makin kecil. Setelah melihat pengaruh variasi harga gas, diperlukan juga untuk dilakukan sensitivitas. MARR divariasikan untuk melihat perubahan yang terjadi untuk setiap harga MARR. Pada tabel 5.2 dan gambar 5.2 terlihat bahwa untuk semua sensitivitas nilai IRR > MARR, yang artinya proyek ini layak diinvestasi.
5.3 Skenario Penjualan Listrik
Tidak seperti pada penjualan gas, dimana harga gas merupakan parameter perolehan keuntungan, pada ini analisa ini, keuntungan yang didapatkan berdasarkan pada biaya yang harus ditanggung per bulan per unit rumah. Jika biaya listrik yang harus ditanggung oleh
masyarakat semakin besar, maka semakin
menguntungkan bagi perusahaan. Perhitungan
konversi gas menjadi sumber daya listrik untuk masyarakat secara ringkas untuk kebutuhan daya 2400 kwh/tahun dapat ditabelkan pada Tabel 5.2. Dari Tabel 5.2 dapat diketahui bahwa untuk biaya listrik per bulan per unit rumah sebesar $30, harga gasnya sebesar $16,9/Mmbtu. Selanjutnya dilakukan sensitivitas terhadap biaya listrik per bulan per unit rumah dan MARR. Biaya listrik per bulan divariasikan dengan harga $25, $30, dan $35 dan nilai MARR divariasikan dengan nilai 5%, 6.5%, dan 8%. Pada Tabel 5.4 dan Gambar 5.3 dapat dilihat pengaruh variasi biaya listrik per bulan terhadap indikator – indikator keuntungan. Semakin besar biaya yang ditanggung oleh masyarakat per bulannya, maka semakin besar NPV yang dapat diperoleh dan POT semakin kecil.
Setelah melihat pengaruh variasi biaya listrik, diperlukan juga untuk dilakukan sensitivitas variasi
MARR. MARR divariasikan untuk melihat
perubahan yang terjadi untuk setiap harga MARR. Pada Tabel 5.5 dan Gambar 5.4 terlihat bahwa untuk semua sensitivitas nilai IRR > MARR, yang artinya proyek ini layak diinvestasi. Semakin rendah nilai MARR, keuntungan yang didapat semakin besar. Semakin rendah nilai MARR walaupun biaya listrik tidak diperbesar, maka keuntungan yang dapat diterima oleh perusahaan juga semakin besar. Hal ini
merupakan konsekuensi jika pemerintah
menginginkan harga listrik yang terjangkau untuk masyarakat.
Tabel 5.1 Variasi harga gas terhadap variabel ekonomi pada MARR 6,5 %
keterangan Nilai Harga gas ($/Mmbtu) 6 8 12 NPV ($) 1,177,251 5,207,059 13,266,675 POT(tahun) 4,53 2,61 1,46 MARR (%) 6,5 6,5 6,5 IRR (%) 7,78 10,72 13,62 kebutuhan daya (Kwh/thn) 2400 2400 2400 jumlah rumah (unit) 4973 4973 4973
Gambar 5.1 Variasi harga gas terhadap variabel ekonomi pada MARR 6.5 %
0 2 4 6 8 10 12 14 Harga gas ($/Mmbtu ) NPV (x $1juta) POT (x 10 tahun) MARR (%) IRR (%) kebutuhan daya (x 100Kwh/t hn) jumlah rumah (x 1000 unit) $6 $8 $12
Tabel 5.2 Variasi MARR pada kebutuhan daya 2400 kwh/tahun Keterangan Nilai Harga gas ($/Mmbtu) 12 12 12 MARR (%) 5 6,5 8 NPV (x $1juta) 22,470,000 13,270,000 7,570,000 POT (tahun) 12,94 14,58 16,88 IRR (%) 13,62 13,62 13,62 kebutuhan daya (x 1000 Kwh/thn) 2,4 2,4 2,4 jumlah rumah (unit) 4973 4973 4973
Gambar 5.2 Variasi MARR pada kebutuhan daya 2400 kwh/tahun
Gambar 5.3 Variasi biaya listrik per bulan per unit rumah pada MARR 6,5%
Gambar 5.4 Variasi MARR pada kebutuhan daya 2400 kwh/tahun 0 5 10 15 20 25 Harga gas ($/Mm btu) MAR R (%) NPV (x $1juta) POT (x 10 tahun) IRR (%) kebutu han daya (x 1000 Kwh/t hn) jumlah rumah (x 1000 unit) 5% 6.50% 8% 0 5 10 15 20 25 30 35 Biaya listrik ($/bula n) NPV (x $1juta) POT (x 10 tahun) MARR (%) IRR (%) kebutuh an daya (x 100 Kwh/th n) jumlah rumah (x 1000 unit) $25 $30 $35 0 5 10 15 20 25 30 Biaya listrik ($/bul an) MAR R (%) NPV (x $1juta ) POT (x 10 tahun) IRR (%) kebutu han daya (x 100 Kwh/t hn) jumlah rumah (x 1000 unit) 5% 6.50% 8%
Tabel 5.3 Hasil perhitungan konversi gas menjadi daya listrik
Keterangan Nilai Satuan
Rate produksi gas 0.2205 MMscf/d
Total entalpi gas per
tahun 84506,625 Mmbtu
Efisiensi gas 0,5 fraksi
Energi gas terkonversi 42253,3125 MMbtu
Total daya yang dapat
dihasilkan 12384445,89 Kwh
Harga gas 16,9 $/MMbtu
Harga beli gas oleh
pembangkit listrik 1428161,963 $/tahun
Harga gas per Kwh 0,115319004 $/Kwh
Margin 0,2
PPn 0,1
Harga jual gas oleh
PLTG (sebelum pajak) 0,138382805 $/Kwh
Harga jual gas oleh
PLTG (sesudah pajak) 0,149914705 $/Kwh
Rata-rata konsumsi
listrik 2400 Kwh/tahun
Jumlah maksimal
rumah 5160 unit
Biaya listrik per bulan
per unit rumah 30 $/bulan
Tabel 5.4 Variasi biaya listrik per bulan per unit rumah pada MARR 6,5 %
Keterangan Nilai Biaya listrik ($/bulan) 25 30 35 NPV ($) 3,881,694 11,486,848 19,092,002 POT (tahun) 44,9 31,2 24,25 MARR (%) 6,5 6,5 6,5 IRR (%) 7,8 9,73 11,09 Kebutuhan daya (Kwh/thn) 2400 2400 2400 Jumlah rumah ( unit) 5160 5160 5160
Tabel 5.5 Variasi MARR pada kebutuhan daya 2400 kwh/tahun Keterangan Nilai Biaya listrik ($/bulan) 30 30 30 MARR (%) 5 6,5 8 NPV ($) 29,036,983 19,092,002 622,933 POT ( tahun) 24,06 24,25 54,6 IRR (%) 9,73 9,73 9,73 Kebutuhan daya (Kwh/thn) 2400 2400 2400 jumlah rumah (unit) 5160 5160 5160
VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan
1. Model reservoir dan model sumur serta fasilitas
permukaan yang diintegrasikan dapat
memperlihatkan perubahan parameter-parameter seperti tekanan reservoir dan laju alir gas pada keseluruhan sistem.
2. Parameter-parameter hasil optimasi untuk
skenario penjualan gas yaitu sumur multilateral dengan 3 lateral dengan panjang lateralnya 800 ft, sedangkan untuk penjualan listrik yaitu sumur dengan 4 lateral dan panjang lateral 800 ft. 3. Skenario penjualan listrik lebih menguntungkan
dibandingkan skenario penjualan gas langsung apabila harga gas tinggi.
4. Kebutuhan daya listrik tiap rumah per tahunnya berpengaruh pada jumlah unit rumah yang dapat dipenuhi kebutuhan listriknya.
6.2 Saran
1. Diperlukan data yang lebih rinci mengenai biaya-biaya pemboran sumur multilateral dan biaya-biaya
untuk membuat suatu power plant agar
perhitungan ekonomi yang dilakukan lebih akurat. 2. Untuk mendapatkan keuntungan yang lebih besar, cadangan harus jauh lebih besar agar plateau rate yang dapat dihasilkan menjadi lebih besar.
VII. DAFTAR SIMBOL
Pwh = tekanan kepala sumur, psi
Pr = tekanan reservoir,psi
Qgas = laju gas, mmscfd
K = permeabilitas, md
T = temperatur, oR
cf = kompresibilitas formasi, 1/psi
ρg = densitas gas, lbf/ft3
ρw = densitas air, lbf/ft3
μg = viskositas gas, cp
SG = specific gravity
IGIP = Initial Gas In Place, MMscf
Cn = arus kas pada tahun ke-n
i = discount rate
N = jumlah tahun pembayaran
NPV = Net Present Value, $
POT = Pay Out Time, tahun
IRR = Internal Rate of Return, %
MARR = Minimum Attractive Rate of Return, %
VIII. DAFTAR PUSTAKA
1. Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.
2. Hein, Victor. (2009), Evaluation of Tight Gas Reservoir. Ryder Scott.
3. Longbottom, J.R. et al. :”Development, Testing, and Field Case Histories of Multilateral Well Completion Systems”, SPE 36994, 1996. 4. Wuriningtyas, Sarita. Pemanfaatan Gas dari
Tight Gas Production Sebagai Sumber Energi
Listrik. 2010. Tesis.
5. Holditch, Stephen A. :”Tight Gas Sands”, SPE, 2006.
6. Molvar, Erik M. :”Using Directional Drilling to
Reduce Oil and Gas Impacts in the
Intermountain West, Drilling Smarter, 2003. 7. American Petroleum Institute, 2007 Joint Associ
ation Survey on Drilling Costs (January 2009).
8. Nelson, Philip H. :”Permeability-Porosity
Relationships in Sedimentary Rocks”, U.S Geoligical Survey, 1994.
9. Guo, Boyun. et al. Petroleum Production
Engineering. 2007. Elsevler Science & Technology Books.
