Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 2, Nopember 2013, hal. 80-89
ANALISIS KEEKONOMIAN
ENHANCED OIL RECOVERY
SUMUR MIGAS TIDAK PRODUKTIF INDRAMAYU JAWA BARAT
Idi AminAkademi Teknik Industri, Jl. Sunu No. 220, Makassar E-mail: idiamin_atimmks@yahoo.co.id
ABSTRAK
Penggunaan minyak bumi dan gas alam (migas) telah mempengaruhi kehidupan manusia dan dipre-diksikan terus meningkat setiap tahun. Permasalahan utama adalah berkurangnya cadangan migas dan meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) di atmosfer, sehingga mengakibatkan efek gas
rumah kaca (GRK) dan pemanasan global di permukaan bumi. Tujuan dari penelitian ini adalah mem-buat analisis keekonomian enhanced oil recovery (EOR), dengan studi kasus pengembangan lanjut pada sebuah lapangan migas yang tidak produktif di Indramayu, Jawa Barat. Penelitian ini didasarkan pada hasil survei lapangan dan analisis laboratorium pada komposisi gas ikutan lapangan XT, selan-jutnya dirancang proses CO2capture dan CO2 storage di dalam formasi geologi di lapangan XJ. Hasil
analisis ekonomi menunjukkan keuntungan EOR pada lapangan XJ, dengan investasi US$ 7.500.000 dan internal rate of return (IRR) > minimum attractive rate of return (MARR) 15%, dihasilkan net present value (NPV) US$ 247.000, internal rate of return (IRR) 17,41%, dan pay back period (PBP) dicapai pada tahun 2015 dengan profitability index (PI) 1,01.
Kata kunci: minyak, gas, CO2, EOR, NPV, IRR.
ABSTRACT
The utilization of oil and natural gas has influenced human life and tends to increase every year. The main problem is the decreasing of oil and gas reserve and the increasing of CO2 concentration in the atmosphere that potentially causes greenhouse gases and global warming. The objective of the re-search is to analyze an EOR economic with case study about the advanced development of unproductive oil and gas field in Indramayu, West Java. This research was based on a field survey and laboratory analysis of the flaring gas composition from XT field, then it the process of CO2 capture and CO2 storage in geological formation in XJ Field was designed. The economic analysis shows that XJ field, with an investment of US$ 7,500,000 and IRR > MARR 15%, then the obtained NPV reached US$ 247,000, IRR 17.41%, and PBP reached in 2015 with PI of 1.01.
1. PENDAHULUAN
Minyak dan gas bumi merupakan sum-ber penghasilan utama dalam proses pem-bangunan dan telah mempengaruhi segala bidang kehidupan manusia saat ini. Peng-gunaan migas diprediksikan akan terus meningkat setiap tahunnya dan per-masalahan utama dalam pemakaian migas adalah sifat-nya yang tidak terbarukan
yang berdampak pada semakin
berkurangnya cadangan migas dan terlepasnya GRK ke atmosfer akibat proses pembakaran gas ikutan di industri migas. Beberapa GRK yang berpengaruh terhadap atmosfir adalah gas CO2 dan metan (CH4)
yang dapat mengakibatkan efek GRK dan pemanasan global di permukaan bumi.
Pencarian lapangan dan sumur migas yang baru terus dilakukan agar ketersediaan migas sebagai salah satu sumber devisa utama Indonesia dapat terus tersedia. Salah satu alternatif adalah memanfaatkan sumur-sumur migas tidak produktif dengan meng-gunakan metode EOR dan CO2flooding, yaitu suatu metode
penginjeksian CO2 ke dalam sumur tidak
produktif lagi untuk mengangkat kembali sisa-sisa migas, seka-ligus menyimpan gas CO2 ke dalam formasi geologi.
CO2 flooding adalah metode yang
efektif dengan menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di reservoir melalui beberapa me-kanisme seperti oil swelling,
viscosity re-duction, crude vaporization
dan miscible dis-placement1:1). Metode ini biasanya dikenal dengan teknologi carbon capture and sto-rage (CCS) dan berperan penting dalam upa-ya mencegah dampak negatif gas CO2 yang dilepaskan dari hasil
kegiatan manusia dan memasuki
lingkungan atmosfir bumi.
Sekuestrasi CO2 sebagai proses
menang-kap emisi CO2 dan menyimpan
CO2 (CCS) dengan aman ke dalam
reservoir yang dinilai lebih baik
dibandingkan dengan melepas ke atmosfir bumi, yang berasal dari gas buang industri, pabrik, kendaraan dan lain-lain2:37).
Metode EOR dapat bernilai ekonomi yang sangat besar terhadap industri migas dan sekaligus bernilai positif dalam upaya mitigasi dampak negatif pemanasan global
3:193)
, sehingga dalam penelitian ini sangat penting untuk membuat perancangan dan analisis keekonomian sebelum memulai in-vestasi dan membangun industri migas ber-basis EOR CO2flooding.
Tujuan dari penelitian ini adalah mem-buat analisis keekonomian EOR, dengan studi kasus pengembangan lebih lanjut pada beberapa sumur minyak bumi dan sumur gas alam yang tidak produktif pada sebuah lapa-ngan minyak bumi dan gas alam di Indra-mayu, Jawa Barat.
2. METODE
Penelitian ini didasarkan pada hasil sur-vei lapangan dan analisis laboratorium pada komposisi gas ikutan di lapangan XT Indra-mayu, selanjutnya dirancang proses CO2 capture dan CO2 storage di dalam
formasi geologi di lapangan XJ Indramayu. Data analisis keekonomian diperoleh dari dua tahap hasil simulasi, yaitu pertama: data komposisi gas ikutan dari lapangan XT disimulasikan dengan program removal CO2 dalam proses Unit
Amine (carbon capture). Selanjutnya, kedua: data karakteristik geo-logi,
reservoir dan fluida lapangan dan su-mur migas di lapangan XJ disimulasikan dengan program EOR dalam proses CO2 flooding (carbon storage). Terakhir, hasil kedua simulasi tersebut di atas selanjutnya diidentifikasi dan dianalisis dengan meng-gunakan program analisis kelayakan
eko-nomi, dengan parameter berupa
perhitungan investasi awal EOR, IRR, MARR, NPV, PBP dan PI.
3. PEMBAHASAN A. Carbon Capture
Berdasarkan hasil identifikasi terhadap potensi gas ikutan yang dapat dimanfaatkan di lapangan XT, diketahui dapat mencapai 4,5 hingga 6,5 MMscfd,
dan upaya tersebut masih dapat ditingkatkan hingga mencapai 11 MMscfd, jika dilakukan penambahan fasilitas pengolahan gas ikutan4:94).
Hasil simulasi penangkapan gas CO2
menunjukkan bahwa jumlah gas ikutan dari lapangan XT yang dapat dialirkan ma-suk ke dalam kolom absorber pada Unit Amine adalah sebesar 85.000 kmol/jam. Rancangan proses simulasi ini sangat efisien dalam menangkap gas CO2 yang
berasal dari gas ikutan, yaitu dari konsen-trasi awal sebesar 39,73% dengan laju alir sebesar 33.762 kmol/jam pada input ab-sorber, hingga kon-sentrasinya dapat diku-rangi menjadi 17,49% dengan laju alir sebesar 5.906 kmol/jam pada output strip-per3:190).
Berdasarkan hasil perhitungan density gas 22,4 liter atau 22,4 Nm3/kmol terhadap berat molekul gas CO2, maka dapat
diketahui bahwa jumlah gas CO2 yang bisa
diproses dalam Unit Amine adalah sebesar 66.277 kg CO2/jam atau 1.590 ton
CO2/hari atau 580.585 ton CO2/tahun dari
gas ikutan. Jumlah CO2 yang bisa
di-manfaatkan adalah sebesar 11.594 kg CO2/jam atau 278 ton CO2/hari, atau
101.565 ton CO2/tahun dari proses removal
CO2 pada Unit Amine3:191). Gas CO2
terse-but selanjutnya dapat diguna-kan dalam proses injeksi ke dalam formasi geologi pada sumur EOR di lapangan XJ.
B. Carbon Storage
Berdasarkan data hasil pengujian ter-hadap nilai tekanan tercampur minimum (TTM) dengan menggunakan slim-tube ter-hadap minyak lapangan XJ, maka dapat di-ketahui bahwa batasan nilai TTM yang dapat digunakan dalam proses injeksi minimum gas CO2 ke dalam sumur injeksi
adalah se-besar 2.589,7 psi3:191).
Hasil rancangan proses penyimpanan CO2 dengan menggunakan program
simu-lasi reservoir, dengan 8 sumur injeksi, yaitu yaitu XJ-48, XJ-49, XJ-52, XJ-78, XJ-133, XJ-169, XJ-182 dan XJ-206, dan 2 sumur produksi, yaitu 140, dan XJ-50, diketahui dapat memberikan kumulatif
produksi mi-nyak bumi hasil EOR dari sumur produksi sebesar 5,075 MMstb selama 20 tahun EOR berlangsung, dari tahun 2011 hingga 2030 dengan recovery factor sebesar 9,53%. Per-olehan minyak sebesar 5,075 MMstb diper-oleh dengan menginjeksikan total volume CO2 sebesar
38,1 MMscfd ke dalam formasi geologi sehingga total CO2 yang dapat di-simpan
secara permanen ke dalam reservoir
sebesar 2,055 Mton3:192).
Hasil estimasi dengan metode rule of
thumb menunjukkan prakiraan
pertambahan perolehan minyak dari lapangan XJ adalah antara 4,26-8,52 MMstb, yaitu rata-rata sebesar 6,39 MMstb. Hasil estimasi tersebut juga menunjukkan bahwa kisaran volume CO2
yang dapat dinjeksikan ke dalam reser-voir
adalah antara 1,15-4,6 Mton, yaitu rata-rata sebesar 2,59 Mton3:192).
C. Peramalan Produksi
Peramalan produksi migas lapangan XJ dapat diestimasi secara statistik mengguna-kan metode decline curve analysis terhadap sejarah produksi migas lapangan XJ dari tahun 1990 hingga 2005. Hal ini sesuai dengan hasil identifikasi DPE-LPPM, yang menunjukkan bahwa potensi cadangan mi-nyak bumi dan gas alam di lapangan XJ sam-pai tahun 2004 mengalami penurunan volu-me produksi dan cadangan5:3-29), seperti di-tunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Profil Decline Curve
Fhatoni, Kajian Pola Suplai BBM...
Salah satu metode yang dapat digunakan untuk melakukan analisis dan evaluasi ki-nerja sumur migas adalah men-gukur tingkat kapasitas produksi dan melakukan peramalan kinerja sumur di waktu yang akan datang. Analisis dil-akukan data laju alir produksi sumur ter-hadap waktu. Interpretasi data ter-ter-hadap gejala penurunan laju produksi ini di-kenal sebagai decline curve analysis6:2).
Berdasarkan metode dari decline curve analysis tersebut di atas, maka hasil diag-nostik plot dari data produksi lapangan XJ dapat menghasilkan trendline garis lurus yang sudah sesuai (plot match) dengan
trend data produksi lapangan XJ yang ada. Ber-dasarkan dari data produksi yang ada maka analisis rate decline dapat dilakukan dengan menggunakan diagnostik plot
berupa log (qi/qt) terhadap t4 (empat tahun), seperti ditunjukkan pada Gambar 2 dan 3.
Gambar 2. Diagnostik Plot Rate Decline
pada Forecast Minyak.
Gambar 3. Diagnostik Plot Rate Decline
pada Forecast Gas.
Diagnostik plot untuk forecast
produksi minyak bumi yang diperoleh
menghasilkan persamaan garis linear pada persamaan 1.
y = -0,015x – 0,564 ... (1)
Koefisien regresi yang dihasilkan dari diagnostik plot tersebut di atas adalah (R2) = 0,959, yang berarti trendline yang dihasilkan mendekati trend plot data produksi. Diag-nostik plot untuk forecast
produksi gas alam yang diperoleh menghasilkan persamaan garis linear pada persamaan 2.
y = -0,038x – 0,507 ... (2)
Koefisien regresi yang dihasilkan dari diagnostik plot tersebut di atas adalah (R2) = 0,968, yang berarti trendline yang dihasilkan mendekati trend plot data produksi. Tipe pe-nurunan produksi lapangan XJ merupakan tipe exponential decline rate. Persamaan ter-sebut di atas digunakan dalam penurunan profil dan peramalan produksi lapangan XJ.
Gambar 4. Peramalan Produksi Lapangan XJ dengan
Decline Curve Analysis.
Berdasarkan hasil peramalan tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa produksi migas hasil EOR dari lapangan XJ dapat diramalkan produksinya selama 20 tahun, dari tahun 2011 hingga 2030, dengan total produksi minyak bumi sebesar 5 MMstb dan gas alam sebesar 329 MMscf. Data pera-malan produksi ini dapat digunakan untuk membuat estimasi
diproduksikan kembali, seperti ditunjukkan pada Tabel 1.
Tabel 1. Profil Produksi Lapangan XJ setelah Peramalan Produksi.
Tahun Produksi Minyak (Bbl) Produksi Gas (MMscf) 2011 345,44 33,372 2012 333,71 30,577 2013 322,38 28,015 2014 311,44 25,668 2015 300,86 23,517 2016 290,65 21,547 2017 280,78 19,742 2018 271,25 18,088 2019 262,04 16,573 2020 253,14 15,184 2021 244,55 13,912 2022 236,25 12,688 2023 228,23 11,679 2024 220,48 10,700 2025 212,99 9,804 2026 205,76 9,009 2027 198,78 8,229 2028 192,03 7,540 2029 185,51 6,909 2030 179,21 6,329 Total 5.076 329,1
Berdasarkan peramalan produksi ter-sebut di atas, maka dapat diketahui jumlah kumulatif produksi minyak bumi dan gas alam dari lapangan XJ. Hal ini dibutuhkan dalam perhitungan umur investasi EOR dan kesepakatan kontrak kerjasama.
D. Estimasi Cash Flow
Cash flow yang digunakan adalah cash flow investasi yang bersifat estimasi atau prediktif. Hal ini disebabkan karena kegiatan evaluasi investasi pada umumnya dilakukan sebelum kegiatan investasi tersebut dilaksa-nakan, sehingga perlu dilakukan estimasi atau perkiraan terhadap
cash flow yang dapat terjadi apabila rencana investasi tersebut di-laksanakan7:13), pada Tabel 2.
Tabel 2. Asumsi Perhitungan.
Jumlah tahun produksi : 20Tahun
Harga crude oil : 92,00 US $/bbl
Harga gas : 3,28 US $/MSCF
Model kerjasama : Kontrak Kerja
Sifat Biaya : Cost Recovery
Fee untuk minyak : 1,00 US $/bbl
Fee untuk gas : 0,10 US $/MSCF
Operation cost minyak : 5,00 US $/bbl Operation cost gas : 0,25 US $/MSCF
Sifat Biaya : Tidak Diekskalasi
Depresiasi: decline balance : 5,00 Tahun
MARR : 15,00 %
Pajak Pendapatan : 48,00 % Cost recovery ceiling/tahun : 80,00 %
Sumber dana : Modal Sendiri
E. Perhitungan Investasi EOR
Biaya investasi adalah biaya yang di-tanamkan dalam rangka menyiapkan kebu-tuhan usaha untuk siap beroperasi dengan baik. Biaya operasional, yaitu biaya yang di-keluarkan dalam rangka menjalankan akti-vitas usaha yang sesuai dengan tujuan. Biaya perawatan, yaitu biaya yang diperuntukkan dalam rangka menjaga atau menjamin per-formance kerja fasilitas atau peralatan agar selalu prima dan siap untuk dioperasikan7:18).
Hasil analisis kelayakan ekonomi, me-nunjukkan bahwa investasi awal yang di-bu-tuhkan adalah sebesar US$7.500.000 atau Rp. 67.462.500.000, dengan nilai kurs US$1 = Rp. 8.995. Investasi awal dalam proyek EOR tersebut terdiri dari investasi
sub surface facilities, berupa well oil ser-vices ter-hadap sumur injeksi sebanyak 8 buah dan sumur produksi sebanyak 2 buah dengan total biaya sebesar US$ 1.500.000 atau Rp. 13.492.500.000. Investasi surface facilities berupa penyediaan peralatan-peralatan flow-line dan separator test
sebesar US$150.000 atau sebesar Rp.2.698.500.000, termasuk biaya inves-tasi field processing facilities sebesar US$6.000.000.000 atau sebesar Rp.53.970.000.000, seperti pada Tabel 3.
Tabel 3. Jenis Peralatan Proses.
No. Jenis
Sub Surface Facilities :
1. Well EOR Services 1 (2 unit) 2. Well EOR Services 2 (2 unit)
Fhatoni, Kajian Pola Suplai BBM...
Surface Facilities :
3. Flowline 4' carbon steel & inconnel 4. Well Pad (2 unit)
5. Separator Test
Field Processing Facilities
6. Separator 7. Dehydrator
8. Condensate Stabilization 9. Oil Tank
10. Gas Plant Area
11. Water Handling Facilities
12. Monitoring and Controlling System 13. Fuel System
14. Scada System
15. Gathering Line 8' Inconnel (15 km) 16. CO2 Removal Unit
17. Compressor 6 HP 18. Pompa 2HP
19. Gas Pipeline 12' carbon steel (15 km) 20. Condensate Pipeline 4' (10 km)
F. Perhitungan Cash Flow EOR
Perhitungan cash flow yang menggu-nakan model kontrak bagi hasil, data pro-duksi yang digunakan berdasarkan hasil pe-ramalan produksi. Perhitungan menggunakan data hipotetis yang dapat digunakan sebagai basecase dalam perhitungan cash flow. Hasil estimasi cash flow EOR pada kondisi base case seperti ditunjukkan pada Gambar 5.
Gambar 5. Contractor Cash Flow EOR.
Gambar 5 memperlihatkan bahwa
pada tahun kelima EOR telah
menghasilkan ke-untungan. Hal ini menunjukkan bahwa pro-duksi sisa minyak masih sangat meng-untungkan meskipun
jumlah produksi mi-nyak dilapangan XJ telah mengalami penu-runan.
Tabel 4. Tingkat Keekonomian EOR
No. Tingkat Keekonomian Nilai
1. Pay Back Period (PBP) 4,45 Tahun 2. Net Present Value (NPV) 307 US $ 3. Internal Rate of Return (IRR) 17,83% 4. Benefit to Cost Ratio (BCR) 1,01
G. Uji Sensitivitas NPV dan IRR
Hasil perhitungan cash flow pada Tabel 4 tersebut di atas menunjukkan
bahwa NPV dan IRR merupakan
parameter penting da-lam investasi EOR di lapangan XJ. Ber-dasarkan hal itu maka perlu dilakukan uji sensitivitas terhadap kedua parameter ter-sebut.
Ketidakpastian berarti makin banyak kemungkinan yang akan terjadi. Berdasarkan kondisi tersebut, apabila dihadapkan pada masalah ketidakpastian dalam penaksiran cash flow, maka uji sensitivitas perlu dicoba untuk mengetahui apa yang akan terjadi 8:272).
Data yang digunakan dalam analisis ekonomi sebagian besar diperoleh berda-sarkan perkiraan, sehingga ketelitiannya per-lu dipertimbangkan pengaruhnya terhadap keputusan yang diambil. Keputusan tersebut dipengaruhi oleh variasi dari beberapa data, sehingga perlu dilakukan evaluasi yang di-sebut sebagai analisis sensitivitas. Pilihan alternatif ternyata apabila berubah akibat perubahan data tertentu, maka dikatakan keputusan tersebut sensitif terhadap per-kiraan data, dan sebaliknya jika suatu pilihan alternatif tidak berubah terhadap berbagai perubahan data, maka dikatakan bahwa ke-putusan tersebut tidak sensitif 9:147).
Hasil uji sensitivitas perhitungan cash flow investasi EOR terhadap indikator ke-ekonomian, yaitu parameter NPV, dapat di-lakukan dengan asumsi bahwa perubahan yang digunakan adalah 20% lebih rendah pada kondisi base case dan 20% lebih tinggi (discount factor 20%)
pada kondisi base case, seperti ditunjukkan pada Gambar 6.
Gambar 6. Uji Sensitivitas terhadap NPV.
Berdasarkan hasil uji sensitivitas ter-hadap parameter NPV tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa perubahan pada nilai capital investation dan
extraction cost ber-pengaruh sangat nyata terhadap kelang-sungan investasi EOR. Perubahan kecil ter-lihat pada parameter
pay back of period yang merupakan target utama penilaian dalam ber-investasi EOR.
Hasil uji sensitivitas (discount factor) parameter perhitungan cash flow investasi EOR terhadap indikator keekonomian, yaitu IRR, dapat dilakukan dengan asumsi bahwa perubahan yang digunakan adalah 20% lebih rendah pada kondisi base case
dan 20% lebih tinggi (discount factor 20%) pada kondisi base case, seperti ditunjukkan pada Gambar 7.
Gambar 7. Uji Sensitivitas terhadap IRR.
Berdasarkan hasil uji sensitivitas ter-ha-dap parameter IRR tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa perubahan pada nilai capital investation dan
extraction cost sangat berpengaruh nyata terhadap kelangsungan investasi EOR. Perubahan terlihat jelas pada parameter
pay back of period, yang meru-pakan tar-get utama penilaian dalam investasi EOR.
Berdasarkan hasil uji sensitivitas terse-but di atas, maka dapat diketahui bahwa EOR tersebut layak untuk dilakukan, walau-pun terjadi penurunan estimasi produksi mi-nyak dan kenaikan biaya investasi sampai 20%. Strategi-strategi yang dapat dilakukan agar biaya investasi dapat ditekan, diantara-nya adalah menekan pembelian peralatan yang tidak perlu, disain peralatan yang efi-sien dengan memakai teknologi yang efektif, penggunaan peralatan produksi buatan dari dalam negeri, dan lain sebagainya.
4. SIMPULAN
Simpulan Khusus: Analisis keekono-mian menunjukkan bahwa pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR dapat mengha-silkan keuntungan dalam investasi
Fhatoni, Kajian Pola Suplai BBM...
EOR di lapangan XJ, dengan investasi awal sebesar US$ 7.500.000 dan internal rate of return (IRR) > minimum attractive rate of return (MARR) 15%, dihasilkan
net present value (NPV) sebesar US$ 247.000, internal rate of return (IRR) 17,41%, dan pay back period (PBP) di-capai pada tahun 2015 dengan profitability index (PI) 1,01.
Simpulan Umum: CO2 yang berada di
dalam gas ikutan dapat ditangkap dan diken-dalikan dengan menggunakan beberapa cara penangkapan, salah satunya dengan metode CO2 capture yaitu suatu
cara penangkapan dalam proses Unit Amine di industri minyak dan gas. Rancangan proses penangkapan CO2 dapat
menurunkan konsentrasi gas CO2 di dalam
gas ikutan, yaitu dari konsentrasi 39,73% dengan laju alir 33.762 kmol/jam pada in-put absorber menjadi 17,49% dengan laju alir 5.906 kmol/jam pada output stripper, dengan tingkat efisiensi removal gas CO2
99,54%. Gas CO2 yang diproses dalam
Unit Amin 580.585 ton CO2/tahun, dan gas
CO2 yang ditangkap dan dimanfaatkan
101.565 ton CO2/tahun.
CO2 tersebut selanjutnya dapat
diman-faatkan dengan menggunakan metode en-hanced oil recovery (EOR), yaitu suatu
cara penyimpanan dengan cara
penginjeksian (injection) CO2 ke dalam
formasi geologi, sekaligus dapat mengeluarkan sisa cadangan migas (recovery) yang ada dalam reservoir.
Rancangan proses penyimpanan CO2
dengan sumur XJ-140 sebagai sumur en-hanced oil recovery (EOR) merupakan ran-cangan proses yang paling efektif da-lam recovery minyak bumi dari lapangan XJ, menghasilkan produksi kumulatif min-yak 5,075 MMstb dengan faktor recovery
9,53% selama 20 tahun, dari tahun 2011-2030. Per-olehan minyak 5,075 MMstb didapat dengan menginjeksikan total vol-ume CO2 38,1 MM scfd selama 20 tahun,
dan total CO2 yang dapat disimpan secara
permanen ke dalam reservoir di lapangan XJ 2,055 Mton. Hasil prakiraan dengan metode rule of thumb me-nunjukkan
po-tensi pertambahan perolehan minyak 6,39 MMstb, dan faktor recovery 12%. Khusus untuk gas CO2 yang dapat disimpan ke
da-lam reservoir lapangan XJ adalah sebesar 2,59 Mton.
Pada tahap awal dilakukan analisis dan evaluasi kinerja sumur migas yang tidak pro-duktif, dengan tujuan untuk mengukur tingkat kapasitas produksi dan melakukan per-amalan kinerja sumur di waktu yang akan datang. Interpretasi data terhadap laju pro-duksi dari tahun 1990-2004 menunjukkan adanya gejala penurunan decline curve analysis dan data hasil produksi yang ada.
Analisis rate decline dapat dilakukan dengan menggunakan diagnostik plot berupa perhitungan data log (qi/qt) ter-hadap t4. Ber-dasarkan hasil perhitungan tersebut di atas, maka produksi minyak hasil EOR dari la-pangan XJ dapat diramalkan produksinya selama 20 tahun, dari tahun 2011 sampai 2030, dengan total kumulatif produksi mi-nyak 5,08 MMstb dan gas 329,08 MMscf.
Hasil identifikasi terhadap karakteristik reservoir dan kelayakan teknologi pengo-lahan migas hasil EOR, menunjukkan bahwa investasi proyek EOR di lapangan XJ sudah layak untuk dilakukan. Hasil analisis ke-layakan ekonomi, menunjukkan bahwa in-vestasi awal yang dibutuhkan adalah US$ 7.500.000 atau Rp. 67.462.500.000, dengan kurs US$1 = Rp. 8.995.
Investasi awal kontraktor dalam proyek EOR tersebut terdiri dari beberapa investasi, yaitu investasi sub surface facili-ties, berupa well oil services terhadap su-mur injeksi se-banyak 8 buah dan susu-mur produksi sebanyak 2 buah dengan total biaya sebesar US$ 1.500.000 atau Rp. 13.492.500.000. Investasi surface facilities
berupa penyediaan pera-latan flowline dan
separator test sebesar US$150.000 atau Rp.2.698.500.000, ter-masuk investasi
field processing facilities sebesar
US$6.000.000.000 atau sebesar Rp. 53.970.000.000.
5. DAFTAR PUSTAKA
1. Gunadi B, Suarsana IP,
Marhaendrajana T. Gas Injection Programs in Pertamina West Java To Obtain Better Recovery Field Screening, Laboratory and A Simulation Study. 2005; SPE 97507. 2. Syahrial E, Bioletty L. Kajian Potensi
Sekuestrasi CO2 dan EOR dalam
Men-ciptakan Mekanisme Pembangunan Bersih di Indonesia. Scientific Contribu-tions to Petroleum Science and Technology Journal 2007; 5(3):33-55.
3. Amin I. Rancangan Proses
Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage. Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor. [disertasi]. Bogor: Institut Pertanian Bogor; 2011.
4. Rangkuti Z. Model Pemanfaatan Gas Ikutan di Perusahaan Migas dalam Rangka Mendukung Mekanisme
Pem-bangunan Bersih. Sekolah
Pascasarjana Institut Pertanian Bogor
[disertasi]. Bogor: Institut Pertanian Bogor; 2009.
5. [DPE-LPPM] Dinas Pertambangan dan Energi Propinsi Jawa Barat dan
Lem-baga Penelitian dan
Pemberdayaan Masyarakat Institut Teknologi Bandung. Pemanfaatan Sumur-Sumur Migas Non Ekonomis di Indramayu dan Maja-lengka. Bandung: Institut Teknologi Bandung; 2003.
6. Permadi AS, Rawati H. Studi Penerapan Solusi Semianalitik Satu-Fasa Radial Pada Kasus Injeksi Air Pola Lima-Titik. Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indo-nesia (IATMI) Bulletin 2009; 9(17):2.
7. Giatman M. Ekonomi Teknik. Jakarta: Divisi Buku Perguruan Tinggi, PT. Rajagrafindo Persada; 2007.
8. Husnan S, Muhammad S. Studi Kela-yakan Proyek, Edisi Keempat. Yogya-karta: Unit Penerbit dan Percetakan (UPP) STIM YKPN; 2008.
9. Ristono A, Puryani. Ekonomi Teknik. Yogyakarta: Graha Ilmu; 2011.
