PT. PERTAMINA EP ASSET 3

BAB I PENDAHULUAN

Teknik Perminyakan adalah ilmu yang melingkupi cara pencarian hidrokarbon dan perancangan cara untuk mengangkat hidrokarbon dari reservoir. Para ahli teknik perminyakan melakukan pencarian hidrokarbon untuk diolah sebagai sumber energi dan bahan mentah bagi masyarakat.Hasil olahan tersebut digunakan untuk menggerakkan kendaraan, bahan mentah industri, sumber energi pembangkit tenaga listrik, dan bahan bakar rumah tangga. Minyak mentah, atau petroleum, merupakan zat yang berasal dari jasad renik yang terkubur di dalam lapisan tanah dan melalui proses geologi. Minyak adalah campuran hidrokarbon yang merupakan molekul-molekul yang berisi hidrogen dan karbon, yang kadang-kadang berwujud cair (minyak mentah) dan kadang-kadang berupa gas (gas bumi).

Minyak dan gas bumi memiliki peranan penting dalam pemenuhan kebutuhan energi umat manusia, meskipun sumber energi alternatif lainnya sudah banyak ditemukan. Kebutuhan dunia terhadap minyak dan gas bumi yang masih tinggi menjadikan peranan eksplorasi dan eksploitasi sangat penting untuk menutupi berkurangnya cadangan tiap waktunya. Untuk itu diperlukan usaha – usaha dalam meningkatkan dan mengoptimalkan produksi lapangan minyak yang sudah ada atau mencari sumber cadangan baru dengan menerapkan kemajuan teknologi serta perhitungan ekonomi pada suatu lapangan minyak.

Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 3

Sejak 17 September 2005 Pertamina Daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat (DOH JBB) berubah nama menjadi Pertamina EP Region Jawa, kemudian berubah nama menjadi Pertamina EP Asset 3. Pertamina EP Asset 3 merupakan

salah satu daerah operasi dibawah Direktorat Hulu yang berada di Propinsi Jawa Barat dan berkantor pusat di Cirebon dan mempunyai wilayah kerja yang terdiri dari dua Area Operasi, yaitu sebagai berikut :

a. Area Operasi Mundu b. Area Operasi Cemara

c. Area Operasi X-Ray (Offshore)

Disamping itu kegiatan operasi Pertamina EP Asset 3 juga ada di Kabupaten Brebes (Lokasi Jubang-A), Kabupaten Kuningan (Kebutuhan air untukCiperna), kabupaten Cirebon (Keberadaan Kantor dan Perumahaan) dan Kabupaten Sidoarjo (Trasmisi Gas Jawa Timur).

Visi dan Misi PT. Pertamina EP Asset 3

Visi adalah pandangan jauh kedepan, kemana dan bagaimana instansi pemerintah harus dibawa dan berkarya agar tetap konsisten dan dapat eksis, antisipatif, inovatif serta produktif.

Misi adalah sesuatu yang harus diemban atau dilaksanakan oleh PT. Pertamina EP Asset 3 sesuai visi yang diterapkan, agar tujuan organisasi dapat terlaksana dan berhasil dengan baik.

Visi Misi

“TO BE A LEADER”

Melaksanakan kegiatan eksplorasi dan produksi Minyak dan Gas Bumi di wilayah Asset 3.

Tujuan

 Menjadi unit usaha yang kuat dan sehat

 Menghasilkan keuntungan bagi stakeholder

 Berprestasi setara dengan perusahaan sejenis yang terbaik

 Dalam melaksanakan usaha selalu berdasarkan nilai unggulan

 Kejujuran

 Komitmen

 kebersamaan

Tata Nilai Unggulan

 Pengembangan cadangan-cadangan baru Minyak mentah dan Gas

 Produksi Gas untuk memenuhi perjanjian kebutuhan konsumen-konsumen

 industri strategis di Jawa Barat dan Jawa Timur

 Pelaksanaan dengan biaya serendah mungkin

Kegiatan PERTAMINA EP Region Jawa mempunyai 3 tujuan yaitu

 Berstandar International

 Berwawasan lingkungan yang terintegrasi dalam setiap kegiatan

 Menumbuhkan kebangsaan dan mengembangkan profesionalisme pekerja

Tujuan Kerja Praktek

Pada hakikatnya Kerja Praktek merupakan gambaran nyata dimana mahasiswa dituntut untuk mengetahui dan memahami semua ilmu dalam teknik perminyakan beserta fungsi dan cara kerja dari setiap alat untuk nantinya dimengreti kegunaan dan kontribusi alat tersebut terhadap kegiatan yang berhubungan dengan eksplorasi dan eksploitasi migas. Agar mahasiswa dapat memperkaya ilmu, baik ilmu yang didapat di bangku kuliah (kelas) maupun pada dunia kerja yang sesungguhnya. Sehingga ilmu kuliah yang diperoleh dapat lebih dipahami dan dapat diimplementasikan dalam dunia kerja.

Kerja praktek ini merupakan tahapan yang wajib dilakukan bagi mahasiswa tingkat sarjana Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Trisakti Jakarta.

Pada dasarnya, kerja praktek bertujuan untuk :

1. Mengaplikasikan secara langsung ilmu yang didapat di bangku kuliah ke kegiatan yang nyata di industri yang sebenarnya.

2. Mengaplikasikan bidang ilmu teknik perminyakan dalam proses produksi dan eksplorasi minyak bumi.

3. Memenuhi persyaratan memperoleh gelar sarjana Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti Jakarta

Waktu dan Tempat Pelaksanaan

Lokasi Kerja Praktek dilaksanakan di Pertamina EP Asset 3. Lokasi dapat ditempuh selama 3 jam dengan kereta , yang kemudian disambung dengan mobil. Kerja Praktek dilakukan selama kurang lebih 2 minggu,yaitu terhitung mulai tanggal 18 Agustus 2014 hingga 29 Agustus 2014. Berikut ini jadwal kegiatan Kerja Praktek selengkapnya

Tabel 1.1

Jadwal Kegiatan Kerja Praktek

Tempat dan Waktu Kegiatan Bagian

Klayan, 18 Agustus 2014

 Petunjuk- petunjuk keselamatan di lingkungankerja Pertamina EP ASSET 3 Jatibarang diantaranya: Keselamatan kerja, Pengolahan Limbah B3, Udara, Cair dan gas, tata ruang keselamatan kerja.

 Perkiraan cadangan minyak dengan metode volumetrik

 Well testing untuk penentuan permebilitas, skin factor, effisiensi aliran, dan tekanan reservoir

 Overview Software-software workstation T.Reseroir

HSE & INSPEKSI dan

Teknik Reservoir

Klayan, 19 Agustus 2014

 Penentuan IPR

 Pengenalan Artificial Lift

 Stimulasi dan Fracturing

Klayan, 20 Agustus 2014

 Seismic dan Intepretasi

 Geologi lapangan

 Evaluasi Fomasi

G&G Mundu, 21 Agustus

2014

 Analisa Gas, Minyak Dan Air

 Pengenalan EMR dan AMERADA, serta cara kerjanya Renlift dan Laboratorium Analisa Fluida Reservoar Indramayu, 22 Agustus 2014

 Mengenal Alat Fishing Tool

 Proses fishing pada sumur eksplorasi

 Komponen peralatan pemboran

CMB-08 Jatibarang, 25

Agustus 2014

 Mengitung cadangan minyak (STOIP) dengan alat panimeter

 Analisa pressure static dalam sumur minyak

Teknik Reservoir

Jatibarang, 26 Agustus 2014

 Kunjungan ke sumur pindah lapisan serta perforasi

 Running CCL pada lapisan yang ingin di perforasi

CMS-19

Jatibarang, 27 Agustus 2014

 Kunjungan ke sumur unloading

 Kunjungan ke sumur pencabutan packer

JKL-A MLD-01 Klayan, 28 Agustus

2014

 Pengerjaan data PBU dengan software SAPHIRE

 Latihan penggunaan software PIPE SIM

Teknik Reservoir

Klayan, 29 Agustus 2014

 Presentasi

BAB II

AKTIVITAS KERJA PRAKTEK

Kerja praktek yang telah dilakukan di Pertamina EP Field Jatibrang Asset 3 Cirebon dilakukan sesuai jadwal yang telah dibuat oleh SDM Pertamina, kegiatan yang dilakukan meliputi di lapangan serta di kantor, berikut kegiatan yang telah dilakukan.

2.1 HSE (Health Safety Environment)

HSE adalah departemen di pertamina yang menangani keselamatan kerja serta permasalahan lingkungan yang diakibatkan oleh limbah produksi perminyakan. Yang dimaksud keselamatan kerja yaitu memastikan bahwa setiap personil yang masuk ke dalam lapangan sudah memakai semua alat pelindung diri. Yang berkaitan dengan lingkungan, HSE melakukan pengolahan limbah produksi seperti limbah B3, udara, cairan, dan gas yang tidak terpakai dan berpotensi mencemari lingkungan. Limbah Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) adalah sisa suatu usaha dan/atau kegiatan yang mengandung B3. Sedangkan sesuai definisi pada Undang Undang 32 tahun 2009 tentang Perlindungan dan Pengelolaan Lingkungan Hidup yang dimaksud dengan Bahan Berbahaya dan Beracun (B3) adalah zat, energi, dan/atau komponen lain yang karena sifat, konsentrasi dan/atau jumlahnya, baik secara langsung maupun tidak langsung, dapat mencemarkan, merusak lingkungan hidup, dan/atau dapat membahayakan lingkungan hidup, kesehatan, kelangsungan hidup manusia serta makhluk hidup lainnya. Yang termasuk limbah B3 antara lain adalah bahan baku yang berbahaya dan beracun yang tidak digunakan lagi karena rusak, sisa kemasan, tumpahan, dan sisa proses. Bahan-bahan ini termasuk limbah B3 bila memiliki salah satu atau lebih karakteristik berikut: mudah meledak, mudah terbakar, bersifat reaktif, beracun, menyebabkan infeksi, bersifat korosif, dan lain-lain, yang bila diuji

dengan toksikologi dapat diketahui termasuk limbah B3. Sedangkan gas yang tidak dipakai dibakar dikarenakan gas yang tidak dibakar akan mengakibatkan pencemaran udara, akibat besarnya H2S yang terlepas tanpa di bakar akan turun pada malam hari siapapun yang mengisap akan mengalami gangguan pernapasan bahkan akan mengakibatkan kematian. HSE juga bertanggung jawab atas segala kecelakaan yang terjadi di lapangan, sehingga HSE banyak melakukan training kecelakaan kerja untuk meminimalisir kerugian yang terjadi lapangan.

Kegiatan pemboran dan perawatan sumur merupakan kegiatan utama dalam menghasilkan minyak dan gas. Kegiatan tersebut adalah kegiatan yang berteknologi, berbiaya dan beresiko yang sangat besar. Pertamina beserta manajemen dan pekerjanya sangat memperhatikan aspek-aspek keselamatan dan keamanan dalam bekerja dan beraktifitas. Pertamina menjamin lingkungan kerja yang ramah lingkungan, operasi tanpa limbah berbahaya dan ramah lingkungan serta berusaha menekan emisi terhadap lingkungan serta meningkatkan efisiensi energi. Pertamina berkomitmen dalam meningkatkan kemampuan maupun keahlian pekerjanya, terutama dalam aspek HSE yang memenuhi persyaratan lokal maupun internasional.

2.2 Pengenalan Teknik Reservoir

Dalam teknik reservoir dikenal metode – metode untuk memperkirakan jumlah cadangan hidrokarbon yang terdapat di dalam suatu reservoir.

Metode – metode tersebut adalah metode Analog, Volumetrik, Material Balance, Decline Curve Analysis, dan Simulasi Reservoir.

Metode volumetrik sesuai dengan namanya, membutuhkan peta reservoir, atau yang biasa dikenal dengan sebutan Peta Cadangan atau Reserve Map atau

Net Oil Isopach Map atau Net Gas Isopach Map atau Net Pay Isopach Map, yaitu untuk dihitung volume batuan reservoir yang mengandung minyak atau gasnya (Vb). Volume bulk dapat ditentukan dengan cara trapezoid (> 0.5) dan piramidal (≤ 0.5).

Apabila volume batuan reservoir total (Vb) telah dihitung dengan bantuan peta cadangan, maka volume minyak dan gas yang mula-mula terakumulasi di reservoir dapat dihitung secara volumetris menggunakan rumus berikut :

Metode Material Balance dapat digunakan untuk memprediksi kinerja reservoir, baik reservoir tersebut sudah berproduksi maupun belum memproduksikan migas.

Dengan syarat bahwa STOIP (N) dan tenaga dorong reservoir (reservoir drive mechanism) harus telah diketahui.Apabila reservoir telah berproduksi relatip cukup lama, maka kinerja produksinya dapat mengevaluasi jenis tenaga dorong alamiah yang bekerja di reservoir tersebut secara lebih akurat dengan rumus berikut :

Metode Decline Curve penurunan tersebut mengikuti suatu kurva hiperbolik yang ideal dengan syarat :

1. Selama produksi tidak ada pembatasan produksi. 2. Selama produksi tidak ada perubahan kondisi operasi. 3. Tidak ada penambahan lubang perforasi.

Jenis kurva dalam metode Decline Curve ini ada 3 ;

a. Exponensial (b = 0) b. Hyperbolic (0 < b < 1) c. Harmonic (b = 1)

2.3 Well test

Di Field Jatibarang menggunakan software Ecrin untuk keperluan analisa Welltest. Analisa yang dilakukan pada sumur minyak adalah pressure build up dan pressure drawdown.Sedangkan untuk sumur gas analisa yang dilakukan dengan metode modified isochronal. Apabila data yang didapat cukup lengkap maka dapat dilakukan analisa menggunakan pseudo pressure.

Untuk melakukan evaluasi sumur tersebut dapat dilakukan dengan metode menggunakan alat yang bernama.EMR adalah alat yang berfungsi untuk merekam tekanan dan suhu pada sumur.

Produksi merupakan tahapan setelah cadangan hidrokarbon ditemukan dengan tujuan untuk memproduksikan cadangan yang ada di reservoir hingga bernilai ekonomis.

Salah satu tugas dari bagian produksi adalah memelihara sumur untuk menjaga agar laju produksi dari sumur – sumur yang sudah ada tetap terjaga.Cara pemeliharaan sumur diantaranya adalah stimulasi dan sembur buatan.

Untuk mengetahui kondisi sumur yang sedang berproduksi biasanya digambarkan dengan kurva IPR dengan mengetahui harga Pr, Qmax dan Pwf maka akan diperoleh harga Qo. IPR (Inflow Performance Relationship) adalah perilaku aliran fluida dari reservoir kedalam sumur.Metode yang dilakukan pada penentuan IPR adalah metode vogel, standing, Horizon, dan Fetkhovich. Dimana dalam penentuan IPR ini dapat digunakan juga untuk mengetahui damage pada suatu formasi yang kemudian dapat ditentukan stimulasi atau tidak.

2.4.1 Stimulasi dan Fracturing

Stimulasi adalah perawatan sumur dengan memeriksa sumur tersebut jika terbukti adanya penurunan nilai produksi pada suatu sumur, dengan terlebih dahulu memperhatikan sejarah sumur dan lapisan reservoir tersebut. Karena setiap jenis reservoir yang akan distimulasi mendapat perlakuan yang berbeda, seperti pada reservoir sand stone tidak boleh mengunakan acidizing karena akan mengakibatkan kepasiran, jadi harus mengunakan stimulasi HF. Stimulasi tidak dapat dilakukan pada reservoir vulkanik dikarenakan batuan vulkanik tidak memiliki porositas.

Stimulasi yang dilakukan pada PT. Pertamina Asset 3 ini adalah Acidizing dan fracturing. Fracturing fluid yang digunakan adalah water base fluid karena lebih ekonomis dan baik terhadap lingkungan.

2.4.2 Artificial Lift

Artificial lift merupakan suatu mekanisme untuk menganggkat hidrokarbon dari dalam sumur ke atas permukaan yang biasanya dikarenakan tekanan reservoirnya tidak cukup tinggi atau tidak mampu untuk mendorong minyak

sampai keatas permukaan maupun tidak ekonomis mengalir secara alami. Jenis-jenis artificial lift adalah gas lift, electric submersible pump, dan suck rod pump.

Artificial lift yang dipakai pada lapangan PT. Pertamina Asset 3 ini adalah ESP dan gas lift.SRP tidak digunakan karena sumur-sumur di lapangan ini sangat dalam sehingga tidak memungkinkan dipasangnya SRP.

Sembur buatan gas atau Gas Lift merupakan salah satu metode artificial lift yang digunakan untuk mengoptimalkanlaju produksi dari suatu sumur. Langkah yang dilakukan sebelum diambil keputusan untuk melakukan gas lift pada suatu sumur, adalah dilakukannnya evaluasi sumur mengenai sejarah produksi sumur tersebut. Yaitu penurunan GLR, penurunan jumlah produksi yang disertai dengan kenaikan jumlah air, juga tekanan dasar sumur yang ditentukan dengan tekanan dasar alir yang tetap. Apabila data tidak tersedia maka digunakan patokan tekanan dasar sumur yang mempunyai formasi produktif yang sama. Ukuran tubing, berkaitan dengan kapasitas masing- masing tubing yang berbeda untuk menampung aliran.Juga sampai kedalaman berapa gas dapat diinjeksikan kedalam agar membantu fluida naik ke permukaan.

Setelah data evaluasi sumur di dapatkan maka dimulai proses instalasi gas lift dengan mempertimbangkan faktor yang lain sebelumnya. Sistem pengangkatan buatan “gas lift” adalah suatu sistem yang terdiri dari beberapa valve. Dimana valve - valve tersebut merupakan sarana unttuk mencapai operational valve. Stem tip assy dari valve akan terbuka pada saat tekanan dalam casing lebih besar dari tekanan yang diprogram pada valve tersebut.

Operasional valve berada pada akhir rangkaian valve diatas packer.Gas lift dapat beroperasi setelah operasional valve tersebut terbuka. Tekanan injeksi gas akan sampai pada operasional valve setelah melewati valve - valve sebelumya, jika valve gas ada yang rusak atau bocor maka program gas lift tidak akan sampai pada operasional valve. Bagian yang sering rusak pada valve yaitu

pada stem tip assy, namun sebagian masih bisa diperbaiki.Bagian yang juga sering rusak adalah below dan bagian ini harus langsung diganti.

Sebelum gas valve di masukan kedalam tubing terlebih dahulu di test tekanan gas nitrogen pada dome gas valve dengan mengunakan alat artificial lift

system yaitu untuk mengetahui apakah gas valve mengalami kebocoran atau

tidak,

Selain itu posisi gas valve pada saat gas valve tersebut di bawa ke lokasi sumur yang akan di lakukan program gas lift tidak boleh dalam posisi atau keadaan tertidur, dikarenakan untuk mengantisipasi adanya kebocoran gas valve tersebut yang sudah di test agar tidak bocor ketika di perjalanan untuk sampai di lokasi tempat pengprograman tersebut dan tidak lupa dilakukan pemeriksaan pada packer apakah pemrograman terjadi kobocoran. Berikut adalah gambar dari Gas Lift Valve:

ESP (Electric Submergible Pump) yang memiliki prinsip kerja, yaitu Pada ESP fluida akan masuk melaui intake yang kemudian akan diterima oleh stage paling bawah dari pompa, dimana satu stage terdiri dari satu diffuser dan satu

impeller. Fluida yang masuk akan diputar dengan kecepatan tinggi oleh impeller,

kemudian akibat dari gaya sentrifugal yang dihasilkan oleh putaran impeller fluida akan terlempar keluar yang kemudian ditangkap oleh diffuser. Oleh

diffuser tenaga kinetik ini dirubah menjadi tekanan untuk mendorong fluida ke stage berikutnya. Proses tersebut berlangsung secara berulang-ulang sampai ke

permukaan.

Geologi adalah ilmu yang mempelajari bumi sebagai objek utama, proses-proses yang berlangsung atau dinamika, dan pengaruhnya terhadap bumi itu sendiri.

Geofisika adalah ilmu mengenai sifat fisik bumi secara keseluruhan, termasuk kegempaan, gaya berat, kemagnitan, gradient suhu dan sebagainya. Dalam bidang ini digunakan alat yang berdasar pada Gravitasi, Gelombang Suara, Magnetic dan Elektrik.Umumnya dalam operasi migas digunakan metode gelombang suara yaitu seismic karena dianggap paling kompeten saat ini.

Metoda seismik adalah salah satu metoda eksplorasi yang didasarkan pada pengukuran respon gelombang seismik (suara) yang dimasukkan ke dalam tanah dan kemudian direleksikan atau direfraksikan sepanjang perbedaan lapisan tanah atau batas-batas batuan. Sumber seismik umumnya adalah palu godam

(sledgehammer) yang dihantamkan pada pelat besi di atas tanah, benda bermassa besar yang dijatuhkan atau ledakan dinamit. Respons yang tertangkap dari tanah diukur dengan sensor yang disebut geofon (onshore) dan hidrofon (offshore) yang mengukur pergerakan bumi.

Hasil dari pengukuran seismic ini dapat menentukan gambaran reservoir, perangkap dan fluida.Software yang digunakan adalah Paradigm. Tahapan pengelolaan migas dari segi GnG antara lain :

1. Dari data geologi regional yang ada dapat diketahui dapat diketahui formasi apa saja yang terdapat pada suatu lapangan.

2. Setelah diketahui formasinya, maka dilakukan metode seismic

3. Dilakukan interpretasi geologi regional dengan hasil seismic

4. Untuk membuktikan dan mengumpulkan data selengkapnya dilakukan pemboran

5. untuk mengetahui batasan atau keseluruhan daerahnya dilakukan pemboran appraisal.

6. Setelah didapat seberapa besar cadangan dibuatlah rencana pengembangan (POD)

7. Setelah POD selesai dan disetujui kemudian diserahkan ke bagian eksploitasi dan dilakukan kegiatan pemboran selanjutnya.

8. Apabila ada perbedaan data actual dengan hasil simulasi geologi maka dilakukan evaluasi dan dibuat POFD.

Fungsi Geologi dan Geofisika (GnG) dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi perminyakan antara lain adalah :

1. Mempelajari bumi, komposisinya, struktur, sifat-sifat fisik, sejarah, dan proses pembentukannya,

2. Mengetahui dimana letak atau posisi yang tepat untuk melakukan pemboran

2.6 Pengenalan Teknik Pemboran

Dalam industri perminyakan, pemboran adalah suatu kegiatan penting yang harus dilakukan untuk mendapatkan hidrokarbon dibawah permukaan. Pemboran adalah suatu kegiatan membuat lubang dari permukaan menuju target (reservoir) yang telah ditentukan. Kesuksesan operasi pemboran menentukan kelanjutan industri minyak dan gas bumi kita. Dalam operasi pemboran, banyak hal-hal yang harus dilakukan dan mempunyai resiko yang tinggi apabila hal-hal tersebut gagal. Ada beberapa macam tahapan pemboran, yakni:

Pemboran Eksplorasi adalah pemboran sumur-sumur yang dilakukan untuk membuktikan ada tidaknya hidrokarbon serta untuk mendapatkan data-data bawah permukaan sebanyak mungkin.Langkah-langkah :

1. Pembuatan rencana pemboran : titik koordinat, elevasi, perkiraan lithologi dan tekanan formasi, program lumpur, konstruksi sumur, program coring, analisa cutting, logging dan testing.

2. Persiapan pemboran : pembuatan jalan, jembatan, pemilihan menara bor dan peralatan yang sesuai, pemasangan alat pembantu (jaringan telekomunikasi, air, listrik, dsb), perhitungan biaya pemboran.

3. Pemboran eksplorasi, sekaligus mengumpulkan data-data formasi melaluui coring dan pemeriksaan cutting

Pemboran Delinasi adalah pemboran sumur-sumur yang bertujuan untuk mencari batas-batas penyebaran migas pada lapisan penghasilnya. Langkah-langkah :

1. Pemboran Delinasi (biasanya 3 atau 4 buah sumur, masing-masing di sebelah utara, selatan, timur, dan barat dari antiklinnya)

2. Analisa data

3. Perhitungan perkiraan besarnya cadangan dengan metoda volumetrik. 4. Perencanaan jumlah dan letak sumur pengembangan yang harus dibor

untuk mengeksploitasi lapisan tersebut.

Pemboran Pengembangan adalah pemboran sumur yang akan difungsikan sebagai sumur-sumur produksi. Langkah-langkah :

2. Pemboran sumur-sumur pengembangan. 3. Penyelesaian sumur-sumur pengembangan.

4. Perencanaan dan persiapan pemasangan fasilitas produksi. 5. Kegiatan memproduksikan dan transportasi.

Pemboran Sumur-sumur Sisipan (infill well) adalah pemboran sumur-sumur yang letaknya diantara sumur-sumur-sumur-sumur yang telah ada, tujuannya adalah untuk mengambil hidrokarbon dari area yang tidak terambil oleh sumur-sumur sebelumnya yang telah ada. Fungsi sumur-sumur sisipan ini adalah sebagai proyek percepatan pengurasan reservoir.

2.6.1 Tahapan Operasi Pemboran

Persiapan Tempat Pada tahap persiapan tempat ini, terdiri dari beberapa tahapan, yaitu :

1. Pembuatan sarana transpotasi

2. Pembutan kolam cadangan (reserve pit) 3. Persiapan lubang bor (Cellar)

4. Memasang Conductor Pipe 5. Penyediaan air

Pengiriman pelaratan ke lokasi, yaitu : 1. Pengiriman melalui darat

2. Pengiriman melalui laut 3. Pengiriman melalui udara

Dalam pelaksanaan operasi pemboran, kebutuhan personil yang berpengalaman adalah merupakan kebutuhan mutlak yang harus dipenuhi. Personil-personil tersebut terdiri dari kru kontraktor pemboran dan kru perusahaan jasa (service company).

1. Mendirikan Rig

Pengiriman unit rig ke lokasi pemboran biasanya berupa bagian-bagian (modul-modul). Kontraktor pemboran dan kru-nya dengan menggunakan mesin derek segera memulai pemasangan dan pendirian menara bor atau rig (“rigging up”).

Dengan selesainya pendirian rig, tahap berikutnya adalah mulai memasang peralatan-peralatan penunjang. Peralatan penunjang ini biasanya dikirim dengan truck, tetapi untuk bebarapa komponen yang besar, seperti mud pump biasanya dikirim dengan truck yang dilengkapi dengan mesin derek atau dengan menggunakan flat bed truck. Dengan telah siapnya peralatan penunjang, kru pemboran dengan tugasnya masing-masing mulai menyambung bagian-bagian dari berbagai peralatan yang terangkai menjadi suatu sistem dari rotary drilling.untuk melaksanakan operasi pemboran. Material pemboran, seperti bahan-bahan lumpur pemboran, dan peralatan-pelatan lainnya seperti drill pipe, drill collar, tool joint juga diatur pada tempat yang telah tersedia. Pada dasarnya persiapan tahap “rigging up” ini dapat dikatakan mendekati penyelesaian, sehingga lokasi pemboran tersebut telah berubah menjadi suatu komplek rotary drilling yang modern.

3. Persiapan Akhir

a. Persiapan Lumpur Pemboran, kru pemboran mulai mempersiapkan lumpur pemboran untuk circulating system. Pada umumnya pada saat pelaksanaan pemboran surface hole, tekanan formasi pada trayek ini relatif kecil, sehingga cukup digunakan air tawar.

b. Pengecekan Komponen-komponen Sistem Pemboran, persiapan akhir untuk memulai pemboran kini sudah hampir mendekati penyelesaian. Persiapan akhir ini termasuk pengecekan untuk kedua kalinya dari setiap komponen sistem pemboran yang ada pada sistem rotary

Peralatan pemboran yang digunakan dapat di kelompokkan menjadi 5 sistem:

1. Sistem Tenaga (Power System)

Sistem tenaga pada operasi pemboran terdiri dari dua sub-komponen utama, yaitu :

 Power suplay equipment, yang dihasilkan oleh mesin-mesin besar yang dikenal sebagai "Prime Mover” (penggerak utama).

 Distribution (tranmission) equipment, yang berfungsi meneruskan tenaga yang diperlukan untuk operasi pemboran. Sistem transmisi dapat dikerjakan dengan salah satu dari sistem, yaitu sistem tranmisi mekanis dan sistem tranmisi listrik.

2. Sistem pengangkatan (Hoisting system)

Sistem pengangkatan merupakan salah satu komponen utama dari peralatan pemboran.Fungsi utamanya adalah ruang kerja yang cukup untuk pengangkatan dan penurunan rangkaian pipa bor dan peralatan lainnya. Sistem Pengangkatan terdiri dari dua sub kompunen utama, yaitu :

a) Struktur penyangga (Supporting Struktur), lebih dikenal dengan nama "rig", meliputi :

 Drilling tower (Derrick atau Mast).  Substructure.

 Rig Floor

b) Peralatan Pengangkat (Hoisting Equipment), meliputi :

 Drawwork

 Overhead tool (Crown Block, Travelling Block, Hook, Elevator).  Drilling line

3. Sistem Putar (Rotating System)

Fungsi utama rotating system adalah untuk memutar rangkaian drill string dan memberikan beratan diatas pahat (WOB) untuk membuat lubang. Sistem pemutar terdiri dari tiga sub-komponen :

 Peralatan putar (rotary assembly).

 Rangkaian pipa bor (drill string). 4. Sistem Sirkulasi (Circulation System)

Pada suatu operasi pemboran adalahuntuk mensirkulasikan fluida pemboran (lumpur bor) ke seluruh sistem pemboran, sehingga lumpur bor mampu mengoptimalkan fungsinya. Alat-alat pada sistem sirkulasi:

 Discharge and return line

 Rotary house

 Mud pumps

 Special pumps

 Steel mud pits/tanks

 Reserve pit

 Degaser. Desender. Desilter 5. Blowout Preventing System

Fungsi utama dari blow out prevention system adalah menutup lubang bor ketika terjadi "kick". Blowout merupakan suatu aliran fluida formasi yang tak terkendalikan sampai kepermukaan. Blowout biasanya diawali dengan adanya "kick" yang merupakan suatu intrusi fluida & bertekanan tinggi kedalam lubang bor. Intrusi ini dapat berkembang menjadi blowout bila tidak segera diatasi. Blow out prevention system terjadi dari 3 sub komponen utama yaitu :

a. Bop Stack: ditempatkan pada kepala casing atau kepala sumur langsung dibawah rotary table pada lantai bor. Bop Stack meliputi : Annular preventer, Pipe ram preventer, Drilling spool, Blind ram preventer, dan Casing head

b. Accumulator: biasanya ditempatkan agak jauh dari rig dengan pertimbangan keselamatan, fungsi utamanya adalah menutup dengan cepat valve BOP Stack pada saat terjadi bahaya.

c. Supporting system: Terdiri dari Choke manifold dan Kill line.

2.6.2 Casing Pemboran

Fungsi casing pemboran:

 Mencegah terkontaminasinya air tanah oleh lumpurpemboran

 Menutup zona bertekanan abnormal dan zona lost

 Membuat diameter lubang sumur tetap

 Mencegah hubungan langsung dengan formasi

 Sebagai tempat dudukan BOP dan peralatan produksi

2.6.3 Spesifikasi Casing  Berat Nominal

 Tipe sambungan

 Range Length  Diameter 2.6.4 Jenis-Jenis Casing:  Conductor Casing  Surface Casing  Intermediate Casing  Production Casing  Liner 2.6.5 Lumpur Pemboran

Fluida pengeboran digunakan untuk membantu membuat lubang bor ke dalam perut bumi. Fluida pengeboran selain sering digunakan ketika membor sumur minyak bumi dan gas alam serta padarigpengeboran eksplorasi, juga digunakan pada pengeboran yang lebih sederhana, seperti sumur mata air. Fluida pengeboran yang berupa cairan sering disebutlumpur pemboran. Fluida pengeboran dikelompokkan menjadi tiga kategori utama, yakni lumpur berbasis air (yang dapat berupa terdispersi dan non-dispersi), lumpur berbasis minyak dan fluida bergas.

2.6.6 Tipe-Tipe Fluida Pemboran

 Lumpur Berbasis Air adalah sistem lumpur berbasis air yang paling sederhana dimulai dengan air yang kemudian ditambahkan lempung dan aditif-aditif lainnya menjadi suatu campuran. Yang paling sering digunakan dari lempung-lempung ini adalah bentonit, yang di lapangan minyak disebut "gel". Dinamakan gel kemungkinan dari fakta bahwa ketika dipompakan tampak encer, sementara jika pompa dimatikan justru terlihat seperti "gel" yang susah mengalir. Ketika gaya pemompaan yang mencukupi diaplikasikan ke gel tersebut, gelnya kembali mengalir dan menjadi encer. Banyak zat kimia lain (cth. kalium/potassium format) yang ditambahkan ke sistem LBA untuk mencapai efek yang beragam, termasuk: kontrol viskositas, stabilitas

lempung, peningkatan rate of penetration bor, pendinginan dan pelumas peralatan.

 Lumpur Berbasis Minyak adalah lumpur berbasis minyak dapat berupa lumpur yang bahan dasarnya produk minyak bumi seperti diesel. Lumpur berbasis minyak digunakan untuk keperluan yang banyak, seperti sifat pelumasannya yang lebih tinggi, serta kemampuan pembersihan yang lebih baik dengan viskositas yang lebih rendah. Lumpur berbasis minyak juga tahan terhadap suhu yang lebih tinggi tanpa jadi terurai. Penggunaan lumpur ini memiliki bahan pertimbangan khusus, yaitu mencakupi biaya, pertimbangan lingkungan (seperti pembuangan serpihan bor yang aman terisolasi dari kemungkinan mencemari lingkungan).

2.6.7 Fungsi Lumpur Pemboran:  Mengontrol tekanan formasi

 Mengangkat serbuk bor ke permukaan

 Membantu stabilitas formasi

 Membantu dalam evaluasi formasi

 Melindungi formasi produktif

2.6.8 Sifat Lumpur Pemboran  Densitas

 Sand Content

 Viskositas

 Gel Strength

 Filtrasi dan Mud Cake

6. Sistem Tenaga (Power System)

Sistem tenaga pada operasi pemboran terdiri dari dua sub-komponen utama, yaitu :

 Power suplay equipment, yang dihasilkan oleh mesin-mesin besar yang dikenal sebagai "Prime Mover” (penggerak utama).

 Distribution (tranmission) equipment, yang berfungsi meneruskan tenaga yang diperlukan untuk operasi pemboran. Sistem transmisi dapat dikerjakan dengan salah satu dari sistem, yaitu sistem tranmisi mekanis dan sistem tranmisi listrik.

7. Sistem pengangkatan (Hoisting system)

Sistem pengangkatan merupakan salah satu komponen utama dari peralatan pemboran.Fungsi utamanya adalah ruang kerja yang cukup untuk pengangkatan dan penurunan rangkaian pipa bor dan peralatan lainnya. Sistem Pengangkatan terdiri dari dua sub kompunen utama, yaitu :

 Struktur penyangga (Supporting Struktur), lebih dikenal dengan nama "rig", meliputi :

 Drilling tower (Derrick atau Mast).  Substructure.

 Rig Floor

 Peralatan Pengangkat (Hoisting Equipment), meliputi :

 Drawwork

 Overhead tool (Crown Block, Travelling Block, Hook, Elevator).  Drilling line

2.7 Laboratorium Petroleum Engineering

Laboratorium Petroleum Engineering (PE) yang tersedia memiliki peran dan fungsi sebagai berikut :

 Menunjang kegiatan operasional pemboran danproduksi

 Menyediakan / menyajikan data – data yang di perlukan untuk kelancaran operasi

 Melakukan pengujian sifat – sifat bahan kimia yang akan digunakan dalam operasi lapangan

 Karakterisasi fluida reservoir

Kapasitas laboratorium PE dalam industri hulu migas adalah menunjang kegiatan analisa laboratorium terhadap berbagai aspek operasi, yaitu :

 Pemboran

o Fluida pemboran (Lumpur pemboran dan semen) o Core (Analisa core secara rutin dan khusus)

 Komplesi

o Pressure Volume Temperature (PVT) Test o Kapasitas separator

o Tekanan pada separator

 Produksi

o Karakteristik Reservoir (gas, minyak dan air)

 Enhanced Oil Recovery (EOR) o Surfactant Polymer

Dalam Laboratorium PE Mundu, kegiatan yang dilakukan antara lain adalah menganalisa dan mempersiapkan segala macam material chemical dalam tahap pemboran, produksi serta transportasi migas. Untuk bagian analisa, laboratorium PE memiliki beberapa bagian analisa yaitu :

a. Analisis Lumpur Pemboran

Untuk analisis lumpur pemboran adalah sebagai berikut :

o Menentukan densitas lumpur pemboran dengan menggunakan alat

mud balance.

o Menentukan viskositas relatif lumpur pemboran dengan menggunakan

Marsh Funnel.

o Menentukan apparent viscosity, plastic viscosity, yield point, dan gel strength lumpur pemboran dengan menggunakan Fann VG Meter. o Mengetahui efek penambahan thinner dan thickener pada lumpur

pemboran.

o Menentukan laju filtrasi lumpur dan karakteristik mud cake.

o Mempelajari pengaruh komposisi lumpur bor terhadap filtration loss dan mud cake serta menentukan laju filtrasi lumpur dan karakteristik mud cake.

b. Analisis Semen Pemboran

o Consistometer

o Hydraulic Press mengukur kekuatan tekanan semen sampai maksimal

c. Analisis Gas

Sample gas diambil dari Scrubber , tetapi dapat pula diambil langsung dari sumur, apabila sumur adalah sumur gas, namun terkadang, air dan minyak masih terbawa. Alat yang digunakan bernama Gas Chromatograph.Sample diinjeksikan lalu diberikan tekanan sebesar 1 ksc selama 30 menit. Hasil yang didapatkan umumnya adalah memisahkan senyawa organik yang volatile. Sebuah kromatografi gas terdiri dari saluran alir fluida, port injeksi, kolom pemisah yang terdiri darifasestasioner, detektor, dan sistem pencatatan data. Komposisi gas yang diperiksa antara lain : CO2, O2, N2,

H2S, Cl – C6, selain itu dapat pula menyajikan data SG dan nilai kalori.

Kadar H2S secara spesifik dapat diketahui dengan menggunakkan alat

bernama Dragger, yang memiliki satuan ppm.

d. Analisis Minyak

Seperti yang telah diketahui sebelumya, field Jatibarang menghasilkan minyak jenis HPPO dan LPPO yang masing – masing memiliki karakteristik sebagai berikut:

o HPPO

Memiliki pour point tinggi (> 60o_{C), Memiliki API < 30}

o LPPO

Memiliki API 40 – 50 dan memiliki pour point rendah (≤ 20o_C)

Untuk minyak HPPO, sebelum dilakukan pengukuran densitas, harus dipanasi terlebih dahulu, lebih besar daripada suhu pour point dengan menggunakkan water bath. Parameter – parameter yang diukur antara lain :

Densitas & SGDensitas diukur menggunakkan alat densitometer, sedangkan SG diukur menggunakan alat hydrometer.

Diukur dengan menggunakkan viscosity meter kinematic dengan terlebih dahulu mengetahui API dari minyak tersebut, dan suhu di dalam alat tersebut berkisar antara 100o _{– 140}o _F.untuk

meratakan suhu pada media pemanas, menggunakan stirrer. Setelah fluida dimasukkan kedalam pipa U, fluida tersebut akan di vacum sampai batas atas yang telah ditentukan, kemudian dilakukan perhitungan berapa lama waktu yang dibutuhkan fluida untuk turun sampai batas bawah yang telah ditentukan. Setelah itu, dilakukan perhitungan sehingga harga viskositas fluida tersebut dicapai.

o Pour Point (Titik Tuang)

Dengan meletakkan fluida yang akan di ukur pada test jar, lalu dimasukkan kedalam cooling bath yang di set otomatis sesuai dengan suhu yang ditentukan. Media perantara untuk pendinginan adalah mengggunakkan glycol.Setiap 1 menit dilakukan pengecekan pada fluida, sampai fluida tersebut tidak dapat mengalir.Pour point penting untuk diketahui dalam transportasi minyak melalui pipeline, sehingga pengaturan pengiriman minyak melalui pipa dapat disesuaikan dengan karakteristik minyak tersebut.Seperti contoh transportasi minyak di Jatibarang, di tengah pengiriman HPPO ke PPP Balongan mengalami pembekuan. Sehingga aliran dalam pipa ke PPP Balongan tersebut menjadi terganggu, Kemudian dilakukan penanganan berupa pencampuran HPPO dan LPPO dalam proses pengiriman. Ternyata pencampuran tersebut dinilai kurang efektif, sehingga air formasi yang memiliki suhu tinggi digunakan untuk mendorong HPPO agar bias mengalir sampai PPP Balongan.

Untuk mencegah bahaya kebakaran, dilakukan pengukuran flash point pada fluida, agar diketahui pada suhu berapa fluida tersebut dapat memercik api lalu terbakar, sehingga dapat meminimalisirbahaya kebakaran pada proses pemboran atau produksi di lapangan. Pengukuran ini dilakukan dengan alat ASTM D – 93-08. Alat ini secara otomatis memberitahukan suhu saat fluida mulai memercik api.

o BS & W (Base Sediment & Water)

Alat ini dapat mengukur kadar padatan / sedimen dan air pada sample. Sample campuran minyak dan Xylen dimasukkan kedalam corong centrifugal yang akan ditempatkan pada alat BS & W tersebut. Alat akan berputar dengan kecepatan 600 RPM selama 10 menit dan dipanaskan sesuai dengan temperatur sumur. Setelah proses tersebut dilakukan, akan terlihat padatan yang terendapkan pada bagian dasar corong, diikuti dengan air diatasnya, kemudian minyak. Besar kadar yang dapat terukur adalah kadar sedimen dan air terhadap kadar total (minyak, air dan sedimen).

o Kadar Air (Water Cut)

Kadar air dalam minyak dapat diketahui melalui 2 proses, yaitu :

 Destilasi

Minyak dimasukkan ke dalam tabung, yang terlebih dahulu dicampurkan dengan Xylen agar pada saat dipanaskan, air dalam minyak cepat menguap. Kadar air dapat diketahui dalam skala millimeter (mm), sedangkan apabila dikonversikan, kadar air adalah dalam fraksi atau persen (%). Kadar air sangat penting untuk diketahui dalam proses pengiriman minyak menggunakkan kapal

tanker. Sebelum dikapalkan, kadar air yang diminta berkisar antara 0,1 – 0.2%

 Proses Centrifugal (Berputar)

Proses pengukuran kadar air dengan metode ini sebenarnya termasuk dalam proses BS & W, dengan besar kadar yang dapat terukur adalah kadar air terhadap kadar total (minyak, air dan sedimen).

Dari kedua pengukuran tersebut, hasil pengukuran kadar air yang paling akurat adalah menggunakan proses destilasi. o Kadar Belerang

Dilakukan dengan menggunakkan alat X-Ray.Sample minyak dimasukkan kedalam alat tersebut, lalu disinari dengan sinar X-Ray selama 5 menit. Hasil didapat akan langsung terlihat pada computer. Satuan kadar belerang ini adalah dalam persen (%). Pada lapangan Jatibarang, kadar H2S yang

didapat adalah berkisar antara 0,1 %. o Salt Content (Kadar Garam)

Dapat diukur dengan pencampuran sample dan beberapa campuran chemical seperti :

 Butanol  Metanol  Aquadides  Xylen

Biasanya, sample minyak yang diukur adalah sebanyak 10 ml. Salt Content yang dihasilkan memiliki besaran gram/m3 _yang

akan di konversikan kedalam lbs/1000bbl. Salt content ini krusial untuk diketahui, karena berpengaruh pada flowline (korosif dan scale)

o Analisis Air

air formasi, air limbah, air injeksi, aquades o Analisis Lain

2.8 Perencanaan Lifting

Disaat tekanan reservoir tidak lagi mampu atau tidak lagi ekonomis untuk mendorong fluida reservoir terutama minyak ke permukaan, maka artificial lift (pengangkatan buatan) diperlukan untuk membantu mengalirkan minyak ke permukaan. Pada Lapangan Jatibarang, artificial lift yang digunakan adalah Gas lift.

Prinsip dasar gas lift adalah menginjeksikan gas bertekanan ke dalam annulus melalui “pintu” yang dipasang pada rangkaian tubing lalu gas akan masuk ke dalam tubing dan akan menaikan Gas Liquid Ratio (GLR) dari titik dimana valve tersebut terpasang sampai permukaan. Hal tersebut akan menurunkan Pressure Gradient di dalam tubing yang mengakibatkan tekanan di dasar sumur (Pwf) menjadi turun.Alat – alat pada gas lift terdiri dari:

o Gas Lift Valve adalah tempat penyaluran gas dari casing ke annulus o Mandrel / Set Pocket Mandrel

Pada tipe gas lift konvensional di gunakan mandrel, sedangkan pada metode menggunakkan wireline menggunakkan set pocket mandrel. Memiliki fungsi yang sama, yaitu sebagai tempat dudukan dari gas lift valve. Gas lift valve akan dipasang pada pipa mandrel yang disambungkan pada rangkaian tubing.

Perencanaan gas lift bertugas untuk mengatur peralatan gas lift yang telah dirancang oleh PE.Pada Renlift terdapat alat setting gas lift dengan cara mengisi nitrogen untuk mengetes bocor atau tidaknya peralaan, lalu peralatan di setting sesuai dengan kebutuhan.

Umumnya digunakan valve berukuran 1-1/2” valve. Suhu alat setting tersebut di setting menurut ketentuan API sebesar 15◦C. Kemudian bleed off valve dilakukan untuk mengosongkan gas sisa. Terdapat pula manometer yang merupakan alat ukur manual untuk mengukur tekanan. Banyaknya jumlah gas dapat diketahui melalui flow recorder.

2.9 Lapangan CMB-18 2.9.1 Profil Lapangan

Nama Daerah : Cemara

Nama Rig : PDSI#08,1 H40 V-M Program : Fishing Job

Status : KUPL

2.10 Lapangan CMS-19 2.10.1 Profil Lapangan

Nama Daerah : Cemara

Nama Rig : XJ 350 HP PEP 08 Program : Perforasi

BAB III

KESIMPULAN DAN SARAN A. KESIMPULAN

Dari kegiatan Kerja Praktek yang telah dilakukan ini dapat di simpulkan antara lain:

1. Tujuan dari Well Test adalah karakterisasi resevoir dan potensi resevoir.

2. Simulator reservoir yang digunakan pada Asset 3 adalah Eclipse, Petrel RE, OFM, CMG, Pipesim dan Saphire.

3. Untuk meningkatkan Produksi, Pertamina banyak melakukan Stimulasi di beberapa Sumur, salah satunya Hydrolic Fracturing di sumur KRE.

4. Petroleum System terdiri dari source rock, resevoir rock, migration,

seal, dan trap.

5. Sumur yang kami kunjungi selama kerja Praktek di lapangan rata-rata sumur yang sudah tua.

6. Sumur yang kami kunjungi rata-rata statusnya Workover dan Reparasi.

7. Over Balance adalah keadaan dimana Pressure Reservoir lebih kecil dari Pressure Hydrostatic, Under Balance adalah keadaan yang sebaliknya..

8. CTU atau Coil Tubing adalah Tubing khusus yang ukurannya lebih kecil dari Tubing dan dapat di gulung-gulung, terbuat dari besi khusus yang lentur.

9. Rig KUPL biasanya 2 joint, sedangkan Rig Bor bisa 2-3 joint.

10. Lifting yang banyak dipakai Sumur Produksi di Pertamina adalah Gas Lift dan ESP.

B. SARAN

Dari kegiatan Kerja Praktek yang telah dilakukan, kami memberikan saran sebagai berikut :

1. Lebih menitik beratkan kepada sector keamanan transportasi minyak dan gas dari stasiun pengumpul ke terminal balongan untuk meminimalisir kerugian

2. Tingkatkan lagi Eksplorasi dan Produksinya. 3. Melakukan perawatan pada alat secara rutin.

4. Utamakan CSR bagi warga sekitar yang memang membutuhkannya. 5. Meningkatkan keamanan field untuk meredam tingkat kematian. 6. Mempererat hubungan dengan instansi-instansi yang menyuplai

Sumber Daya Manusia di bidang Energi Minyak dan Gas.

DAFTAR PUSTAKA

2. Pertamina, “Work Over & Well Service of Pertamina EP”.

3. http://www.google.co.id/pertamina.htmlPenjelasan kerja praktek

4. http://www.scribd.com/doc/214830229/Terminal-Balongan

DAFTAR SIMBOL

Bgi = Faktor Volume Formasi Gas Awal, (bbl/scf) Bg = Faktor Volune Formasi Gas, (bbl/scf)

Boi = Faktor Volume Formasi Minyak Awal, (bbl/stb) Bo = Faktor Volume Formasi Minyak, (bbl/stb)

Bob = Faktor Volume Formasi Minyak Pada Tekanan Jenuh, (bbl/stb) Bti = Faktor Volume Formasi Dua Fasa Awal, (scf/stb)

Bt = Faktor Volume Formasi Dua Fasa, (scf/stb) Bw = Faktor Volume Formasi Air, (bbl/stb) G = Total Initial Gas In Place In Reservoir, (scf) Gp = Jumlah Produksi Kumulatif Gas, (scf) h = Ketebalan, (meter)

K = Permeabilitas, (mD)

Gambar A.1

Gambar A.2

Gambar A.3

Gambar A.4 Control Cabin

Gambar A.5 Casing Gun

Gambar A.6 Amerada