PROCEEDING SIMPOSIUM NASIONAL IATMI 2001 Yogyakarta, 3-5 Oktober 2001
OPTIMISASI RENCANA PRODUKSI DAN PEMASANGAN KOMPRESOR GAS DI LAPANGAN BETUNG : STUDI KASUS Hanief Jauhari 1, Arie Wisianto 2
1
Keteknikan Reservoir, PERTAMINA DOH Prabumulih 2 Keteknikan Gas, PERTAMINA DOH Prabumulih
Keywords : heterogenitas reservoir, indeks produksi, kompresor gas, analisa keekonomian. ABSTRAK Struktur Betung saat ini memproduksi gas sebesar 40 MMSCFD dengan 20 MMSCFD melalui kompresor MP – HP. Rencana jangka pendek adalah mengoptimalkan produksi Betung dengan memproduksikan pada tekanan MP, serta mengaktifkan sumur-sumur MP yang selama ini ditutup. Kondisi bawah tanah dan kinerja setiap sumur yang heterogen seperti reservoir Betung yang terbagi atas empat blok, heterogenitas permeabilitas batuan , variasi penyelesaian sumur/selang perforasi, serta indeks produksi sumur yang bervariasi merupakan bahan kajian yang menarik dan hal ini berkaitan dengan rencana pemasangan kompresor gas di Betung yang optimal. Dalam tulisan ini akan dikaji rencana produksi gas lapangan Betung yang optimal dari segi reservoir dan produksinya, rencana pengembangan sarana gas termasuk penambahan kompresor yang optimal serta aspek tekno ekonominya. Optimisasi dilakukan terhadap kajian teknis sub surface, pengembangan sarana gas termasuk skenario pengadaan kompresor gas. Penambahan kompresor diperlukan untuk menjaga agar pasokan gas sebesar 40 MMSCFD selama 8 tahun mendatang dapat dipertahankan. Pembahasan skenario pendanaan pemasangan kompresor gas antara alternatif sewa/beli dihitung pada tingkat indiferen melalui metode Net Advantage Leasing. Tulisan ini diharapkan dapat memberikan solusi atas rencana produksi struktur Betung yang optimal berikut pengembangan sarana gasnya. PENDAHULUAN Struktur Betung ditemukan Mei 1966 melalui sumur eksplorasi BTG-01. Mulai diproduksikan pada September 1977. Jumlah sumur sampai tahun 2000 ada 26 sumur dengan 20 sumur produksi, 3 sumur ditutup dan 3 sumur kering. Saat ini memproduksi gas sebesar 40 MMscfd lewat 20 sumur, semuanya pada lapisan BRF formasi batugamping Baturaja. Struktur Betung merupakan salah satu struktur utama penghasil gas dari Pertamina DOH Prabumulih dan terletak sekitar 40 km sebelah Barat Kotif Prabumulih (Gambar-1). Struktur ini sudah lebih dari 20 tahun diproduksikan dengan kumulatif produksi gas pada Desember 2000 mencapai 331.5 BCF, dengan estimasi cadangan gas awal (IGIP) sebesar 561.0 BCF. Tulisan ini dimaksudkan sebagai bahan kajian untuk : 1. Memonitor dan mengetahui lebih pasti kondisi bawah tanah saat ini dan memperkirakan kemampuan reservoir didalam mempertahankan produksi gas, 2. Meneliti perlunya pemasangan kompresor di struktur ini untuk mempertahankan produksi gas dan sebagai upaya untuk meningkatkan faktor perolehannya, 3. Mengkaji secara tekno ekonomi keperluan pemasangan kompresor, meliputi kapasitas, waktu pemasangan beserta alternatif pengadaannya.
Sumur-sumur pada lapisan BRF merupakan penghasil gas kering dengan kecenderungan pembentukan kondensat yang relatif rendah. Analisa sampel gas menunjukkan komposisi C1 antara 73-80 %, C2-C4 antara 5-10 %, C5+ antara 0.5-1 % dan CO2 antara 15-20 %. Selain itu kondensat dan air telah ikut terproduksi dengan kondensat yield sekitar 1.5 bbl/MMscf dengan kadar air mencapai 65 %. Ketebalan lapisan BRF berkisar antara 100 – 260 meter, porositas rata-rata berkisar 16 – 33 %. Tekanan reservoir awal 1830 psia dan temperatur awal 210 der.F pada kedalaman sekitar 1300 meter. Berdasarkan analisa log pada lapisan BRF menunjukkan secara vertikal penyebaran porositas dan permeabilitas yang semakin keatas semakin bagus. Bagian paling atas dengan ketebalan batugamping sekitar 30 meter, merupakan bagian paling baik dengan porositas mencapai 33 % dan permeabilitas sampai 600 mD.
KONDISI GEOLOGI DAN RESERVOIR
Kecenderungan ini – permeabilitas relatif batuan yang semakin kebawah semakin jelek – memberi arti bahwa semakin kebawah batuan cenderung semakin tight dan impermeable, yang menyebabkan water drive mechanism yang lemah sehingga daya dorong reservoir didominasi oleh gas depletion drive. Ini merupakan kondisi yang bagus untuk reservoir gas seperti di Betung, karena dapat memperbesar faktor perolehan gas.
Zone produktif struktur Betung terletak di lapisan BRF pada Formasi Baturaja dengan kedalaman dasar sampai 1400 meter. Formasi Lahat dan Formasi Talangakar pada Struktur Betung belum terbukti menghasilkan hidrokarbon. Sedangkan Formasi Baturaja menghasilkan gas dan sedikit kondensat dengan ketebalan puncak mencapai 260 meter.
Analisa Sesar pada struktur Betung menunjukkan struktur ini dapat dibagi menjadi 4 Blok, berkaitan dengan adanya pola sesar sebanyak 4 buah berarah Baratdaya – Timurlaut dengan blok Tenggara relatif turun dengan penurunan mulai 12 sampai 133 meter. Berdasarkan data tekanan reservoir yang ada, menunjukkan kecenderungan yang mirip antar Blok pada
IATMI 2001-23
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
waktu yang sama, sehingga diduga ada komunikasi antara blok satu dengan yang lain. KOMPLESI SUMUR Pada umumnya sumur diselesaikan pada lapisan BRF bagian bawah dan tengah. Hanya sumur BTG-4, 6, 13, 19 dan 24 yang diselesaikan pada BRF bagian atas. Ketebalan selang perforasi rata-rata berkisar 1 – 6 meter, kecuali sumur BTG20 dan 24 dengan selang perforasi sampai 20 meter. Selang perforasi yang masih cukup tipis jika dibandingkan dengan net-pay prospek ini, memberikan harapan untuk dapat sedikit meningkatkan produktifitas sumur dengan mengupayakan ‘penambahan selang perforasi’ pada selang-selang yang masih prospek. KINERJA PRODUKSI Struktur Betung mulai diproduksikan September 1977 pada 4 sumur dengan produksi gas awal 10 MMscfd. Struktur ini pernah berada pada puncak produksi yang mencapai 70 MMscfd antara tahun 1988 sampai 1992. Kemudian produksinya perlahan menurun dan mencapai titik terendah 30 MMscfd pada tahun 2000. Kinerja produksi reservoir Betung ditunjukkan pada Gambar-2. Setelah dipasang 2 unit kompresor gas dengan kapasitas 24 MMscfd pada Pebruari 2001, produksi dapat dipertahankan pada 40 MMscfd lewat 20 sumur. Produksi kondensat saat ini berkisar 60 – 70 bpd dengan kadar air mencapai 65 %. Walaupun ada kecenderungan kenaikan kadar air, tetapi Gas to Liquid Ratio (GLR) total masih cukup tinggi yaitu sekitar 220,000 scf/bbl. Dengan kinerja produksi yang cukup bagus ini, maka diperkirakan tenaga dorong yang dominan adalah depletion drive, sehingga kemungkinan sumur-sumur akan mati (shut-off ) karena mengair dengan adanya pemasangan kompresor ini tidak perlu dikuatirkan.
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
dengan meningkatnya kumulatif produksi gas (Gp). Metoda ini dapat lebih merepresentasikan besarnya cadangan gas disbanding metoda Volumetris, karena memakai parameter produksi dan tekanan reservoir yang lebih nyata terukur. Persamaan untuk memperkirakan cadangan awal gas berdasarkan Material Balance dapat dituliskan : P/Z = Pi/Zi (1 – Gp/Gi) ………… (1) yang mana P adalah tekanan reservoir rata-rata sekarang dan Z adalah faktor kompresibilitas gas yang dihitung pada tekanan reservoir. Gp dan Gi berturut-turut adalah kumulatif gas terproduksi dan cadangan awal gas (IGIP). Pi dan Zi menunjukkan tekanan resesrvoir dan faktor kompresibilitas gas pada kondisi awal. B. Uji Sumur dan Potensi Aliran Sumur Gas Biasanya digunakan metoda Absolute Open Flow Potential (AOFP) untuk menentukan potensi aliran suatu sumur gas. AOFP adalah kemampuan alir maksimal suatu sumur apabila diproduksikan pada kondisi tekanan atmosfer (Pwf = 0 psig). Harga AOFP atau potensi sumur gas didapatkan secara empiris dari hasil uji sumur, baik secara Back Pressure Test, Isochronal Test maupun Modified Isochronal Test. Persamaan kapasitas alir suatu sumur gas dapat dituliskan sebagai : Qg = C (Pr2 – Pwf2 ) n …………. (2) yang mana C adalah konstanta aliran yang merupakan fungsi dari geometri batuan, permeabilitas dan sifat fluida yang mengalir. Pangkat n adalah kebalikan dari slop pada plot antara log Qg dengan log (Pr2 – Pwf2 ). Sedangkan persamaan AOFP dapat dituliskan : AOFP = C ( Pr2 – Pwf2=0 ) n …. (3)
PERAMALAN KINERJA RESERVOIR – PRODUKSI Metoda yang umum digunakan untuk meramalkan kinerja reservoir yang sudah lama berproduksi adalah Metoda material balance yang dikombinasikan dengan analisa uji sumur/analisa Isochronal. Hukum tentang keseimbangan fasa gas menyatakan bahwa volume, tekanan dan temperatur didalam suatu sistem gas adalah saling berhubungan. Hal ini diaplikasikan pada kedua metoda ini dengan korelasi persamaan antara P/Z vs. Gp dan dP 2 vs. Qg. A. Peramalan Cadangan Reservoir Gas Pada tahap awal pengembangan, perkiraan cadangan awal reservoir gas ditentukan secara Volumetris, yang didasarkan pada model peta Geologi, sifat fisik fluida dan sifat-sifat petrofisik reservoir yang ada. Untuk reservoir gas yang sudah lama berproduksi, seperti di Betung, dilakukan juga perhitungan estimasi cadangan gas secara Material balance sebagai perbandingan. Metoda ini bisa lebih akurat karena mendasarkan pada kinerja reservoirproduksi secara dinamik. Perhitungan ini juga bisa memperkirakan saat kapan dibutuhkan kompresor gas. Pembuatan metoda material balance – atau lebih dikenal sebagai P/Z vs Gp plot – dilakukan dengan cara menarik garis lurus (plotting) penurunan tekanan reservoir yang sejalan IATMI 2001-23
Harga AOFP akan mengecil dengan bertambahnya waktu jika sumur terus-menerus diproduksikan, yang akan mengakibatkan turunnya tekanan reservoir. Karena itu pembatasan angka produksi sebaiknya didasarkan pada harga AOFP pada saat-saat awal reservoir diproduksikan. EVALUASI HASIL PERHITUNGAN A. Evaluasi Perkiraan Cadangan Gas Perkiraan Cadangan Gas Awal (IGIP) sangat berpengaruh terhadap hasil perhitungan. Ada dua metoda yang umum digunakan, yaitu Metoda Volumetris dan Material Balance. Metoda Volumetris - yang berdasarkan model peta Geologi, sifat fisik fluida dan sifat-sifat petrofisik reservoir- biasanya dilakukan dalam tahap awal pengembangan. Jika data tekanan dan produksi cukup tersedia, maka cadangan gas dapat ditentukan secara Material Balance (P/Z vs. Gp Plot). Kedua hasil perhitungan cadangan ini kemudian dibandingkan sebagai masukan data untuk perhitungan prediksi kemampuan alir gas. Estimasi IGIP secara Volumetris memberikan hasil sebesar 561 BSCF, sedangkan hasil perhitungan P/Z Plot memberikan
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
harga IGIP sebesar 565 BCF. Terdapat kesesuaian hasil perhitungan diantara kedua metoda tersebut di reservoir Betung. Analisa P/Z vs. Gp plot untuk reservoir Betung diperlihatkan pada Gambar-3. Pada umumnya, analisis P/Z Plot (metoda Material Balance) akan memberikan hasil yang lebih akurat pada reservoir yang telah ‘full-developed’. B. Evaluasi Kebutuhan Kompresor Gas dan Kemampuan Produksi Perhitungan prediksi kemampuan alir gas dilakukan dengan menggunakan program aplikasi yang ada, yang didasarkan asumsi Tank Model pada reservoir gas kering. Model ini menggunakan beberapa asumsi mengenai karakteristik reservoir, yaitu : 1. Bertenaga dorong Depletion drive (Constan Volume Depletion), 2. Reservoir berupa gas kering, 3. Permeabilitas relatif yang bagus (kg diatas 50 md). Secara umum, kondisi ini dapat dipenuhi pada lapisan BRF struktur Betung. Peramalan kondisi PVT dari struktur Betung dengan menggunakan Software ‘PipeSim’ (Gambar-4) memberikan indikasi bahwa dengan dengan asumsi temperatur res. tetap berkisar pada 200 der.F, walau tekanan res. turun sampai 150 psia (kondisi akhir produksi), diperkirakan kondensasi disekitar lubang sumur/formasi tidak akan terjadi. Sehingga menghilangkan kekuatiran akan terjadinya ‘condensate blocking/skin’ disekitar borehole setelah dijalankannya kompresor. Gambar-5 menunjukkan grafik kinerja ‘condensate yield’ (condensate gas ratio) yang semakin lama cenderung semakin turun dan kering. Peramalan ini penting untuk menjamin bahwa sejalan dengan dipasangnya kompresor dan tekanan reservoir yang terus menurun, tidak akan menimbulkan masalah pada kontinuitas produksi gas. Input-input data untuk perhitungan antara lain meliputi besar cadangan gas awal (IGIP) suatu reservoir, sifat fluida reservoir, tekanan dan temperatur awal reservoir, hasil uji sumur yang dinyatakan sebagai potensi sumur (AOFP), geometri sumur, dan kondisi batas tekanan kepala sumur. Data dari sumur-sumur yang telah berproduksi tersebut, dijadikan input data untuk memprediksi kemampuan alir gas. Hasil prediksi tersebut kemudian dibandingkan dengan kinerja produksi sumur-sumur didalam suatu reservoir, sehingga dapat diperkirakan waktu dan kapasitas keperluan kompresor serta kemampuan produksi suatu reservoir. Hasil prediksi kemampuan alir gas reservoir Betung diperlihatkan pada Gambar-6. Sedangkan proyeksi produksi gas Betung diperlihatkan pada Tabel–1. Pasokan gas Betung dipatok pada angka 40 MMscfd dengan mempertimbangkan jumlah sumur yang ada dan potensi alir reservoir yang semakin menurun. Pemasangan kompresor gas direncanakan dalam dua tahap, yaitu pada awal 2001 dan 2002 yang masing-masing tahap membutuhkan kapasitas kompresor 20 MMSCFD. IATMI 2001-23
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Pengelompokan ini didasarkan pada kinerja produksi dari masing-masing sumur yang berbeda. Sejak bulan Pebruari 2001 telah terpasang 2 unit kompresor dengan kapasitas terpasang 24 MMscfd. Pemasangan 2 unit kompresor ini mampu menaikkan kembali produksi dari 30 MMscfd menjadi 40 MMscfd. Dengan pemasangan kompresor gas, maka diperkirakan produksi gas Betung dapat dipertahankan 40 MMscfd selama 8 tahun sampai 2009. Perolehan tambahan (gain) produksi gas yang didapat dengan pemasangan kompresor gas di Betung adalah sebesar 127.7 BSCF (Tabel-2). PENYEDIAAN KOMPRESOR Pada saat ini telah tersedia kompresor kapasitas 2 x 12.5 MMSCFD untuk mengkompresikan gas dari tekanan 250 psig menjadi 510 psig. Prediksi tahun 2002 diperlukan tambahan kompresor kapasitas terpasang 2 x 12.5 MMSCFD lagi dengan daya 2 x 650 HP. Kebutuhan kompresor dapat diusahakan melalui sewa, pembelian baru atau memanfaatkan over capacity asset. Dari evaluasi didapat 3 buah kompresor di SKG VI Benuang yang saat ini idle dan dapat dimodifikasi untuk pemanfaatan ke Betung. Sebagai kajian dievaluasi alternatif : 1. Pemanfaatan kompresor Benuang 2. Sewa / BOT 3. Pembelian baru ANALISA KEEKONOMIAN Analisa keekonomian dari ketiga alternatif tersebut diatas adalah : a) Alternatif Pemanfaatan kompresor SKG-VI Benuang. Kompresor Benuang mempunyai daya 650 HP dan putaran 1000 rpm. Sebelum ini dioperasikan pada Psuct=450 psig , Pdisch=600 psig dengan flowrate 15 MMSCFD. Engine White Superior dan kompresor IRRDS-1 bukan type integrated, sehingga dapat dimodifikasi dengan memanfaatkan engine dan mengganti kompresornya. Untuk memodifikasi dan memindahkan kompresor diestimasikan perlu biaya sebesar US 1.17 juta. Hasil keekonomian menunjukkan NPV = 9.66 juta US$, IRR = 198 %, POT = 0.5 tahun dan PI = 9.6 (Tabel– 3). b) Kompresor disewa atau BOT. Tarif sewa kompresor minimal yang layak secara ekonomis adalah 0.078 US$/MSCF, sedangkan yang saat ini umum berlaku di DOH Prabumulih adalah sebesar US$ 0.07 /MSCF. Dengan tarif sewa 0.078, menghasilkan IRR=13.9% bagi mitra, POT 4.97 tahun. Tarif sewa pada keadaan indefferent dihitung dengan metode NAL pada kasus modifikasi Kompresor Benuang adalah US$ 0.0405 /MSCF (Tabel–4). c) Pembelian baru. Dalam kasus ini pembelian baru membutuhkan waktu lebih dari satu tahun dan harga yang lebih mahal dibandingkan dengan kedua alternatif diatas. Karena kebutuhan yang
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
sangat mendesak maka pembelian baru kurang ekonomis dilihat dari sisi opportunity cost. KESIMPULAN 1.
2.
3. 4.
Lapisan BRF Struktur Betung mempunyai karakteristik reservoir gas yang sangat baik, yaitu bertenaga dorong depletion drive, gas kering dan mempunyai permeabilitas batuan yang cukup bagus. Diperlukan pemasangan kompresor gas mulai tahun 2001 dan 2002 untuk menjaga produksi gas Betung tetap sebesar 40 MMscfd selama 8 tahun. ‘Gain’ produksi gas yang didapat dengan pemasangan kompresor gas di Betung adalah sebesar 127.7 BSCF. Dari 3 alternatif keekonomian, diperoleh alternatif yang paling menguntungkan adalah alternatif-1, yaitu pemanfaatan dan modifikasi kompresor dari SKG-VI Benuang.
Saran 1.
2.
Untuk mendapatkan peramalan gas delivery yang lebih akurat, diperlukan studi reservoir gas yang mempertimbangkan keberadaan cairan/kondensat dalam suatu reservoir. Monitoring kinerja produksi sumuran sebaiknya dilakukan secara berkala agar peramalan produksi dapat diketahui lebih pasti (up date).
Daftar Pustaka 1. 2. 3.
4.
5.
6. 7.
Dake, L.P., “Fundamentals of Reservoir Engineering”, Elsevier Science P.B.V., Amsterdam, 1978. Ikoku, Chi U., “Natural Gas Reservoir Engineering”, John Wiley & Sons Inc., Canada, 1984. Isworo, W.H., “Application of the Isochronal Test Method in Betung and Benuang Fields, SPD”, IPA 8-th Annual Convention, Jakarta, June 1979. Mucharam, L., Salam, E.A., et.al., “Perbedaan Hasil Peramalan Deliverabilitas/ Produksi Gas Antara Model Kesetimbangan Materi Satu Fasa dan Model Kesetimbangan Materi Komposisi”, Simposium Nasional IATMI, Jakarta, 1996. Payne, David A, “Material Balance Calculation in Tight Gas Reservoir : The Pitfalls of P/Z Plots and More Accurate Technique”, SPE, U.S.A., 1996. Pertamina DO Hulu Prabumulih, “Laporan Tahunan Cadangan Migas 2001”, Prabumulih, 2001. Wahyono, Kuswo, “Simplified Prediction of Gas Reservoir Performance”, IPA 20-th Annual Convention, Jakarta, October 1991.
IATMI 2001-23
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Tabel – 1 Proyeksi Kemampuan Alir Gas Struktur Betung
GAS DELIVERABILITY FORECAST
STRUKTUR BETUNG PERTAMINA - ASSET PRABUMULIH BARAT YEAR
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
DAILY PRODUCTION
MMSCFD
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
40.00
30.00
20.00
10.00
ANNUAL PRODUCTION
MMSCF
14600
14600
14600
14600
14600
14600
14600
14600
14600
10950
7300
3650
CUMULATIF PRODUCTION
MMSCF
RECOVERY
%
0.62
0.64
0.67
0.70
0.72
0.75
0.77
0.80
0.83
0.84
0.86
0.86
P/Z ( INITIAL = 2125 PSIA )
PSIA
808
752
695
639
583
526
470
414
358
315
287
273
P.RES ( INITIAL = 1730 PSIA)
PSIA
751
699
654
601
554
500
451
397
343
303
276
262
WH PRESSURE
PSIA
400
370
340
300
270
230
190
130
100
100
100
100
Press. Loss Tubing
PSI
180
170
160
150
140
130
120
110
100
75
60
50
AOFP ( Akhir Tahun )
MMSCFD
141.93 130.24 120.23 108.74
98.67
87.43
77.38
66.48
55.86
48.10
43.04
40.54
MAX. Rate ( Akhir Tahun )
MMSCFD
66.59
61.46
56.61
52.92
50.74
43.64
37.76
33.71
32.02
Note :
346100 360700 375300 389900 404500 419100 433700 448300 462900 473850 481150 484800
82.75 75.83 71.20 40.00 Start to Install Gas Compressor
Produksi aktual tetap dibawah 'maximum rate' karena pertimbangan pengaruh aquifer ke reservoir
Tabel–2 Perkiraan ‘Gain’ Produksi dengan Pemasangan Kompresor Gas
PERKIRAAN PENGAMBILAN MAKSIMUM GAS & KEPERLUAN COMPRESSOR STRUKTUR BETUNG ASET PRABUMULIH BARAT
P res (psia) 750 450 300
Z faktor 0.9310 0.9550 0.9670
Betung/del01-BTG.xls
IATMI 2001-23
P/Z 806 471 310
Pengambilan Maksimum MMSCF 346,100 433,700 473,850
Penambahan Perolehan MMSCFD 0 87,600 127,750
% 0.00 25.31 36.91
COMPRESSOR DELIVERABILITY Suction Komp. Umur Pakai ( Tahun) 20 MMSCFD 40 MMSCFD 200 PSI 100 PSI
12.0 17.5
6.0 8.8
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Tabel 3 PROJECT ECONOMIC ANALYSIS : CASE : BETUNG ECONOMIC ANALYSIS
GAS PRICE OPS COST LIFE TIME COST OF CAP. TAX OPS. DAYS SAL. VALUE Date COMP. FEE YEAR
1.33 US $/MSCF (pf) 0.42 US $ (0000 / tahun 8 YEARS 12.00% PA 60% (tax) 365 DAYS 0 (000 US$) AT YEAR 20-Jun-01 0
THROUGHPUT (MMSCFD) (MMSCFY) Q Q1 1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 -----------------
2 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 0.0 0.0
7,300 7,300 7,300 7,300 7,300 7,300 7,300 7,300 0 0 0 0 0 0 0
8
THROUGHPUT FEE (000 US$)
OPR EXPENSE (000 US$)
GROSS INCOME (000 US$)
S 3 = 2 X pf
C 4=2X(oe)
S-C 5=3-4
9,709 9,709 9,709 9,709 9,709 9,709 9,709 9,709 0 0 0 0 0 0 0
4,078 4,200 4,326 4,456 4,790 4,727 4,869 5,015 0 0 0 0 0 0 0
INVES TATION DEPREC. EBIT TAX (000 US$) (000 US$) (000 US$) (000 US$)
5,631 5,509 5,383 5,253 4,919 4,982 4,840 4,694 0 0 0 0 0 0 0
6 1,170
D 7 146 146 146 146 146 146 146 146
OPR. CASH FLOW ANNUAL NET CUMM. NET DISC. FACT. (000 US$) OPR CASH F CASH FLOW 12.0% (000 US$) (000 US$) S-C-D (S-C-D)*TS-C-D+D-TAX 8 = 3-4-79 = 8 X tax 10=8+7-9 11 12 (1,170) (1,170) 1.0000 5,485 3,291 2,340 2,340 1,170 0.8929 5,363 3,218 2,291 2,291 3,462 0.7972 5,237 3,142 2,241 2,241 5,702 0.7118 5,107 3,064 2,189 2,189 7,891 0.6355 4,773 2,864 2,056 2,056 9,947 0.5674 4,835 2,901 2,080 2,080 12,027 0.5066 4,694 2,816 2,024 2,024 14,051 0.4523 4,548 2,729 1,965 1,965 16,016 0.4039 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
16,016 Sal. value after tax
0 IRR NPV PIR POT
= = = =
DISC. FACTOR = 197.79% 9,661.84(000 US$) 9.26 0.50YEARS
0.4039 =
$0
(PV FROM CASF IN & CASH OUT) (PV INFLOW/PV OUT FLOW) (PAYBACK PERIOD FOR UNDISCOUNTED CASH FLOW)
Tabel 4
IATMI 2001-23
DISC. CASH FLOW (000 US$) 13=11 X 12 ($1,170) $2,089 $1,827 $1,595 $1,391 $1,166 $1,054 $915 $794 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0
$9,662 $10,832
CUMM. DISC CASH FLOW (000 US$)
($1,170) $919 $2,746 $4,341 $5,732 $6,899 $7,953 $8,868 $9,662 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Deras
EXSPAN
Benakat Utara
Keruh
Penglero
Uno
ABAB
Depati Loyak
DOS Sopa Musi Rayu
Sukaraja Jaya
SURYA RAYA TELADAN
Kaya Jirak
Jene Benakat Barat
Dewa
Ibul
Betun
Benakat TinurEXSPAN
Jambu
Se.Ibul TL.Gula Candi
Pandan Petanang
BETUNG AREA Betung B.L
Benuang
PRABUMULIH
Betung Brt Bel imb ing Limau baratLimau
Lagan
Tundan Tl.Jimar
Pbm Barat Limau timur
TT.Barat Karangan
JOB SEAUNION ENERGY
AMERADA HESS
Karangan Tupai Harimau
TEBING TINGGI
A.Banjarsari U Senabing ng ta ma Le . S
PERTAMINA
Tj.Miring Timur
WESTERN RESOURCES
D F E Beringin A.Padiam Siamang B A Kijang
K. Minyak Bt. Keras Suban Jeriji S. Taham Kijahan
LAHAT
Air Lubai
H Karang Agung
L. Langu
PRODUCING NON PRODUCING
Ogan Bunian Kupang
AMERADA HESS
MUARA ENIM
RADIANT
TT.Timur Tj.Bulan
Tj.Miring Barat Tangai
Singa
PILONA PTR Sengkuang
Lembak
Kemang Gambir
G.Kemala
Betung Rambutan
EXSPAN
Tepus
Raja
Bangko
TSM-1 Kuang
Merbau
Air Serdang
Pagar Dewa Prabumenang
PSC, JOB, TAC’S FIELDS
Paninjauan
EEQ 0
JOB P-TALISMAN
25 KM
GAMBAR – 1 : PETA POTENSI GAS PERTAMINA EP PRABUMULIH Gambar-1 Peta Potensi Gas PERTAMINA EP Prabumulih
PRODUCTION PERFORMANCE STR. BETUNG / Z. BRF
80
70
Qo (bopd x 10)
60
Qw (bwpd x 10) Qg (MMscfd)
50 Ra 40 te 30
20
10
0 Jan80
Jan82
Jan84
Jan86
Jan88
Jan90Tahun
Jan92
Jan94
Gambar-2 Production Performance STR. BETUNG / Z. BRF
IATMI 2001-23
Jan96
Jan98
Jan00
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
P/Z VS Gp STRUKTUR BETUNG (BRF ) 2200 2000 1800 1600
P/Z ( PSIA )
1400 1200 1000 800
y = -3.6893x + 2082.9 2 R = 0.99
600 400 200 0 0
100
200
300
400
500
600
BSCF
Gambar-3
G a m b a r -3 : Analisa Analisa P/ZP /Plot untuk Reservoir Betung z Untuk Reservoir Betung
Gambar-4 Gambar-4 : Peramalan Kondisi PVT Peramalan Kondisi PVT Reservooir Betung Reservoir Betung
IATMI 2001-23
Optimasi Rencana Produksi dan Pemasangan Kompresor Gas di Lapangan Betung : Studi Kasus
Hanief Jauhari, Arie Wisianto
Performance Condensate Yield Struktur Betung (BRF) 7.0
CGR (bbl/MMscf)
6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0
19 99
19 97
19 95
19 93
19 91
19 89
19 87
19 85
19 83
19 81
19 79
-
Tahun Cond. Yield (bbl/MMscf) Gambar-5 Gambar-5 : Grafik Kinerja ‘Condensate Yield’ Grafik Kerja ‘Condensate Yield’
150
PERSAMAAN IPR :
135
Q = 0 . 0 0 2 6 7 ( P s t - Pwf )
2
2 0.5954
120
MMSCFD
105 90 75 60 45 30 15 0 2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
YEARS DAILY PROD
AOFP
MAX. RATE
Gambar-6 Gambar-6 : Prediksi Kemampuan Alir Betung Gas Reservoir Betung Prediksi Kemampuan Alir Gas Reservoir
IATMI 2001-23