PENGEMBANGAN TIGHT GAS RESERVOIR MELALUI SUMUR HORIZONTAL UNTUK KEBUTUHAN LISTRIK MASYARAKAT Oleh : Dwiyananta Sumarwoto* Pudjo Sukarno** Sari Keberadaan reservoir tight gas kurang menarik minat investor dalam hal pengembalian modal karena kemampuan laju alir produksi yang rendah. Namun reservoir-reservoir non konvensional memiliki jumlah cadangan besar yang dapat dimanfaatkan untuk waktu produksi yang panjang. Dalam pengembangan reservoir tight gas diperlukan metode produksi khusus untuk memperbesar laju produksi yaitu antara lain dengan menggunakan sumur horizontal. Analisa teknik maupun keekonomian untuk studi optimasi produksi reservoir tight gas dimulai dengan membuat model reservoir menggunakan data sintetik berupa reservoir heterogen dengan harga permeabilitas berkisar antara 0.0225 md – 0.072 md dan cadangan 8427 MMscf. Reservoir diproduksi dengan menggunakan sumur horizontal dimana selama 60 tahun menghasilkan suatu laju plateau tertentu dengan tujuan pemanfaatan untuk kebutuhan listrik masyarakat sehingga diperlukan studi dari aspek keekonomian. Dua skenario pengembangan dan pemanfaatan tight gas reservoir yang dipilih adalah menjual gas hasil produksi langsung kepada industri atau skenario kedua mengkonversi gas hasil produksi untuk diubah menjadi daya listrik yang 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, sumur horizontal, analisa ekonomi
Abstract Tight gas reservoir is economically not attractive for investors due to its low productivity. Although the production rate is considered low but unconventional reservoir has huge reserves that able to provide long term energy supply. In the development of tight gas reservoir required a certain production methods to increase production rate by horizontal well. To optimize the production of necessary techniques and economic analysis, tight gas reservoir studies started from build a reservoir by using synthetic data. A case study of this paper is to conduct tight gas reservoir which is a heterogeneous reservoir with permeability 0225 md - 0072 md and reserve 8427 MMscf. Reservoir produced using horizontal wells for 60 years that produces a plateau rate with the proposed use of electricity for the community so it needed economic studies. There are selected two kinds of scenarios for development and utilization of tight gas reservoir. The first scenario is to sell gas to industrial needs, while the second scenario that is processing the gas to be converted into electric power to fulfill the electricity needs of the household. From these two scenarios, we will see the benefits and the factors that influence the amount of profit earned. Sensitivity of economic variables made to the variation in gas prices, MARR, and electricity costs per month per housing unit.
Keywords: Tight gas reservoir, multilateral well driling optimization, economic model
*) **)
I
Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang Reservoir-reservoir gas non-konvensional diharapkan menjadi sumber energi di masa depan Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
seiring dengan berkurangnya cadangan reservoir gas konvensional. Reservoir gas non-konvensional memiliki kemampuan mengalirkan fluida yang rendah dan dianggap belum ekonomis untuk diproduksi saat ini. Pada dasarnya klasifikasi reservoir gas konvensional dan gas non1
konvensional adalah perbedaan besarnya nilai permeabilitas. Permeabilitas reservoir gas nonkonvensional jauh lebih kecil dibandingkan dengan reservoir gas konvensional. Jika ditinjau dari cadangannya, reservoir gas nonkonvensional memiliki cadangan yang sangat besar jika dibandingkan dengan reservoir gas konvensional di dunia ini. Namun, diperlukan teknik khusus dalam operasi produksi. Dengan permeabilitasnya yang kecil memerlukan teknik produksi agar memperoleh hasil yang ekonomis. Tight gas reservoir dapat diproduksi dengan efektif menggunakan tiga teknik, yaitu dengan menggunakan sumur horizontal, sumur yang direkahkan, dan sumur multilateral dimana setiap sumur tersebut memiliki karakterisasi yang berbeda-beda.
Tight gas sands merupakan reservoir gas alam kering yang terbentuk pada batuan pasir atau karbonat dengan permeabilitas rendah 5). Akibat rendahnya permeabilitas yang dimiliki tight gas sands menyebabkan gas sulit untuk bermigrasi sehingga sulit mendapatkan laju produksi konstan yang ekonomis. Tight gas reservoir merupakan reservoir gas non-konvensional dimana perbedaan antara reservoir konvensional dan nonkonvensional yang jelas terlihat pada harga permeabilitas. Permeabilitas reservoir gas nonkonvensional memiliki batas harga 0.1 md seperti ditunjukkan pada gambar-1.
Dalam penjualan gas, perusahan gas dituntut untuk dapat memproduksi gas dengan laju alir konstan dalam jangka waktu tertentu. Laju alir yang konstan ini dinamakan dengan plateau rate. Suatu sumur gas dapat mengalirkan laju yang konstan dalam jangka waktu tertentu. Oleh karena itu perlu dilakukan studi untuk mempelajari produksi gas dari tight gas reservoir yang dalam tugas akhir ini akan dilakukan khusus dengan menggunakan sumur horizontal. Dalam tugas akhir ini akan dibahas rencana pengembangan tight gas reservoir untuk jumlah cadangan tertentu menggunakan sumur horizontal dan optimasi laju produksi konstan untuk selang waktu tertentu dengan tujuan untuk memenuhi kebutuhan listrik sehari-hari. 1.2 Tujuan Penelitian Tujuan dari penelitian ini adalah : 1. pengembangan tight gas reservoir dengan optimasi secara terpadu yang meramalkan laju plateau pada selang waktu tertentu dengan tujuan pemenuhan kebutuhan listrik 2. Menghitung keuntungan dalam pengembangan tight gas reservoir secara ekonomi maupun jumlah energi yang dihasilkan. 3. Memprediksi keuntungan yang didapatkan investor dengan memperhatikan variabelvariabel ekonomi yang dijadikan sensitivitas.
II
DASAR PENGEMBANGAN TIGHT GAS RESERVOIR
2.1 Deskripsi Tight Gas Reservoir
Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
Gambar-1 Piramida Sumber gas dunia 7) Dengan melihat perbandingan cadangan antara reservoir gas non-konvensional dengan reservoir gas konvensional seperti pada gambar-1 maka dapat disimpulkan bahwa produksi reservoir gas non-konvensional memiliki prospek yang baik. Namun untuk saat ini tight gas reservoir relatif lebih mudah diproduksikan dibandingkan dengan jenis reservoir gas non-konvensional lainya seperti CBM (Coalbed Methane) dan shale gas. Reservoir tight gas membutuhkan upaya yang lebih untuk operasi eksplorasi mengingat harga permeabilitas yang dimiliki tight sand berkisar 0.001md - 0.1 md. Permeabilitas yang kecil ini mengurangi kemampuan batuan untuk mengalirkan gas ke sumur. Hal ini juga menyebabkan diperlukan gradien tekanan reservoir yang besar dan waktu transien yang tinggi. Oleh karena itu parameter yang tersulit dalam mengevaluasi reservoir tight gas adalah daerah pengurasan sumur yang biasanya dibutuhkan waktu berbulan-bulan bahkan bertahuntahun sebelum perubahan tekanan reservoir mencapai batas reservoir. Metode yang efektif dalam eksplorasi reservoir tight gas salah satunya dengan menggunakan sumur horizontal. Tujuan dari sumur horizontal adalah untuk membuat lubang horizontal sehingga memperluas penampang lubang sumur Selain itu 2
teknologi sumur horizontal saat ini panjang lubang lateralnya dapat mencapai lebih dari 5000m. Hasil eksplorasi reservoir tight gas di dunia umumnya berada di Amerika, Canada, Rusia dan Cina sedangkan di negara-negara Asia lainnya mulai banyak dikembangkan. Pada pengembangan tight gas reservoir, laju alir gas akan menurun dengan cepat seiring berjalannya produksi dikarenakan tekanan reservoir yang makin lama makin menurun. Berkaitan dengan rendahnya potensi reservoir tight gas maka pengaruh dari surface facilities akan sangat tinggi. Dengan demikian diperlukan studi secara terintegrasi antara aspek reservoir dan aspek produksi. Oleh karena itu, diharapkan dengan membuat sumur horizontal, sumur tetap mampu memproduksi pada laju alir optimumnya.
porositas tersebut ditentukan harga permeabilitasnya berdasarkan pada grafik korelasi porositas-permeabilitas formasi Travis Peak 2) yang merupakan reservoir tight gas yang ditunjukkan pada gambar-2. Berdasarkan grafik tersebut diperoleh persamaan yang mewakili hubungan porositas-permeabilitas yaitu,
sehingga diperoleh harga permeabilitas berkisar 0.0225 md – 0.072 md. Keheterogenan reservoir dinyatakan dalam koefisien Dykstra-Parson, yang mempunyai harga berkisar antara 0-1, dimana jika harganya mendekati 1 maka reservoir tersebut semakin heterogen begitu pula sebaliknya jika harga Dykstra-Parsonnya 0 berarti reservoir tersebut homogen. Variabel yang diperhatikan adalah permeabilitas seperti pada persamaan (2) 12).
III METODOLOGI PENGEMBANGAN TIGHT GAS RESERVOIR Tahapan pertama yang dilakukan dalam studi ini adalah pembuatan model reservoir dengan menggunakan simulator komersial PETREL dan ECLIPSE. Kemudian dengan menggunakan PIPESIM dimodelkan surface facilities yang selanjutnya dengan menggunakan FPT (Field Planning Tool) , kedua simulator tersebut diintegrasikan dan merepresentasikan model integrasi reservoir, sumur dan surface facilities. Dengan menggunakan model yang terintegrasi ini dilakukan optimasi produksi untuk sistem sumur horizontal sehingga dapat dipelajari tentang kinerja reservoir tight gas dengan sumur horizontal dan mempertimbangkan keberadaan surface facilities beserta kajian ekonominya. Berdasarkan pada kajian studi ekonomi tersebut maka dapat dilihat kelayakan eksploitasi tight gas reservoir.
V : koefisien heterogenitas k50 : permeabilitas rata-rata k84.1 : k50 ditambah standar deviasi Dengan menggunakan persamaan tersebut untuk reservoir pada kasus ini diperoleh harga V = 0.4.
3.1 Pemodelan Reservoir Model Reservoir dibentuk dengan menggunakan simulator PETREL dan ECLIPSE. Data reservoir yang digunakan merupakan data sintetik yaitu resevoir memiliki luas kira-kira 100 acre dengan tebal 100 ft yang diwakili 52 grid pada arah y dan x serta 50 grid arah z. Satu grid arah x dan y mewakili 40 ft sedangkan satu grid arah y mewakili 2 ft. Fluida reservoir yang terkandung adalah gas kering dan air. Gas Water Contact (GWC) terletak pada kedalaman 10100 ft. Reservoir ini merupakan no-flow reservoir sehingga air tidak bisa mengalir ke dalam reservoir. Reservoir ini bersifat heterogen, yaitu memiliki porositas dan permeabilitas yang berbeda-beda untuk setiap gridnya. Porositas yang dimiliki reservoir berkisar dari 8% - 10%. Dari harga Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
Gambar-2
Korelasi permeabilitas porositas 2)
terhadap
3
Gambar-5 Persebaran porositas Gambar-3 korelasi permeabilitas-porositas model
Gambar-6 Persebaran permeabilitas
Gambar-4 Persebaran permeabilitas pada arah z
Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
Tahap selanjutnya setelah model reservoir terbentuk dilakukan simulasi operasi produksi untuk sumur horizontal dengan menggunakan simulator PETREL dan ECLIPSE. Posisi sumur dan jumlah sumur dapat ditentukan untuk menghasilkan produksi yang maksimal selama waktu yang diinginkan. Selain itu dilakukan optimasi produksi dengan menggunakan variasi panjang horizontal yang dapat menghasilkan perolehan terbesar. Semakin panjang horizontal maka semakin besar laju produksi yang didaperoleh. Namun dalam hal ini diinginkan
4
panjang sumur horizontal yang optimum dengan pertimbangan sisi ekonomis. Berikut data PVT dan data fisik model reservoir yang digunakan : Tabel-1 Data fisik reservoir Properti Harga Kedalaman 10000 – 10100 Tekanan reservoir 5000 @10050 Temperatur reservoir 200 Tebal formasi 100 Permeabilitas 0.0225 – 0.072 Porositas 8 – 10
Satuan Ft Psi °F Ft md %
Tabel-2 Data PVT Parameter Nilai Satuan Pr 5000 psi Bw 1,01988 rb /stb µw 0,332746 cp cf 9.8E-07 1 /psi ρw 62,4 lb/ft3 SGgas 0.6636 3.2 Pemodelan sumur dan Fasilitas Permukaan Sesuai dengan tujuan dari tugas akhir ini yaitu pengembangan reservoir tight gas secara terintegrasi mulai dari reservoir hingga fasilitas permukaan. Untuk jaringan perpipaan dari sumur sampai ke surface facilities digunakan software PIPESIM. Model sumur horizontal yang digunakan dengan 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 dengan korelasi Cullender and Smith. Dalam model ini fasilitas permukaan dibatasi hanya sampai separator.
Gambar-7 Jaringan Sumur dan fasilitas permukaan
Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
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. Dengan mengintegrasi kedua model maka dapat dilakukan interpretasi penurunan tekanan reservoir yang kontinu terhadap waktu pada keseluruhan sistem. Oleh karena itu hasil optimasi produksi akan semakin akurat dalam studi pengembangan reservoir tight gas ini.
IV HASIL DAN PEMBAHASAN Dalam tugas akhir ini, studi yang dilakukan adalah penggunaan sumur horizontal pada reservoir tight gas untuk kebutuhan energi suatu komunitas. Dengan besar cadangan model reservoir 8427 MMscf akan digunakan untuk penunjang kebutuhan listrik suatu komunitas selama 60 tahun. Studi dari tugas akhir ini bisa dijadikan ukuran suatu reservoir tight gas dapat menguntungkan secara ekonomi maupun kegunaannya. Untuk itu, variabel-variabel yang menjadi acuan penilaian keuntungan bukan hanya dari nilai ekonominya saja tetapi juga dari aspek fisik yaitu banyaknya perolehan yang didapatkan serta listrik yang dihasilkan. Dalam tugas akhir ini akan diterapkan dua skenario penggunaan gas hasil produksi berdasarkan cara penjualan. Skenario pertama adalah gas yang dihasilkan dijual langsung kepada perusahaan listrik sedangkan skenario kedua adalah gas yang diproduksi diolah sendiri menjadi listrik yang akan dijual kepada masyarakat. 4.1 Optimasi Produksi Parameter optimasi operasi produksi yang harus diperhatikan adalah plateau rate yang dihasilkan dari simulasi dan besarnya perolehan selama 60 tahun. Sedangkan variabel-variabel yang divariasikan untuk mendapatkan hasil produksi yang optimal yaitu panjang sumur horizontal dan tekanan separator. Tekanan separator yang digunakan dalam simulasi adalah 1000 psia dan 500 psia. Pada tekanan 500 psia diperlukan kompresor untuk mengalirkan gas sampai ke power plant. Sedangkan pada tekanan separator 1000 psia tidak diperlukan kompresor. Dengan menggunakan tekanan separator 1000 psia maka ditetapkan Bottom Hole Pressure (BHP) minimum 1400 psia sedangkan untuk tekanan separator 500 psia ditetapkan BHP minimumnya 700 psia. Secara umum, semakin panjang lubang horizontal semakin besar perolehan gas. Panjang lubang horizontal tersebut divariasikan dengan panjang horizontal 400 ft, 800 ft, 1200 ft, 1600 ft, dan 2000 5
ft. Sumur horizontal di perforasi pada layer yang memiliki permeabilitas yang besar karena reservoir bersifat heterogen. Berikut hasil simulasi FPT :
5000 4500 4000
Tabel-3 Hasil Simulasi panjang FGPR lateral (ft) (Mscf/d) 2000 211 1600 203 1000 psia 1200 191.75 800 173 400 141.79 2000 247.5 1600 237.9 500 psia 1200 223.8 800 201.67 400 165.7 Tekanan separator
RF (%) 54.87 52.79 49.86 44.99 36.87 64.36 61.86 58.20 52.44 43.09
Pwf (psia)
3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0
5000 10000 waktu (hari)
15000
20000
tekanan separator 1000 tekanan separator 500
Gambar-9 Profil tekanan vs waktu 65
0.25 0.245
60 FGPR (Mmscf/d)
0.24
55 RF (%) 50
0.235 0.23 0.225 0.22 0.215 0.21
45
0.205 0
40
10000 20000 Waktu (hari) tekanan separator 1000
30000
tekanan separator 500
35 400 800 1200 1600 2000 2400 panjang lateral
tekanan separator 1000 psia tekanan separator 500 psia Gambar-8 panjang lateral vs RF dengan variasi panjang lateral dan tekanan separator Hasil simulasi FPT yang dilakukan menunjukkan bahwa perolehan cadangan yang optimum adalah pada panjang lateral 2000 ft dengan tekanan separator 500 psia, dengan demikian dibutuhkan kompresor untuk mengalirkan gas sampai ke power plant. Perolehan optimum pada reservoir ini sebesar 64.36% pada laju plateau 247.5 Mscf/d. Selain itu dalam simulasi FPT juga dapat dilihat profil tekanan sumur maupun separator terhadap waktu. Laju plateau dan besarnya kumulatif produksi juga dapat dilihat selama waktu produksi.
5500 5000 4500 4000 FGPT (MMscf)
0
Gambar-10 Profil laju alir gas vs waktu
3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0
5000
10000 15000 waktu (hari) tekanan separator 1000
20000
tekanan separator 500
Gambar-11 Profil kumulatif produksi gas vs waktu Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
6
4.2 Analisis Ekonomi dan Pemanfaatan Gas Variabel-variabel yang dijadikan parameter keuntungan dalam analisis ekonomi tugas akhir ini, yaitu NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), dan POT (Pay Out Time). NPV adalah selisih antara biaya proyek dan pendapatan kumulatif termasuk discount factor sampai akhir proyek yang diukur pada masa sekarang. Faktor penting dalam penhitungan NPV yaitu discount rate. yang sering disebut MARR (Minimum acceptable rate of return). MARR didefinisikan laju pengembalian minimum atas suatu investasi. Untuk itu perhitungan nilai keuntungan proyek yang diukur pada masa sekarang dapat menggunakan rumus berikut
dimana:
CFn = arus kas pada tahun ke-n i = discount rate N = jumlah tahun pembayaran
IRR yaitu discount rate yang menyebabkan nilai NPV dati suatu proyek sama dengan nol. IRR sama dengan NPV memiliki kegunaan dalam menilai usul investasi. Berdasarkan definisi IRR, maka dalam penilaian investasi yang tepat IRR harus lebih besar nilainnya daripada MARR. Sedangkan POT adalah jangka waktu yang dibutuhkan untuk mendapatkan aliran dana secara kumulatif berharga nol yaitu ketika pemasukan sama dengan pengeluaran. Sehingga semakin cepat POT nya semakin baik proyek tersebut. Parameter-parameter yang masuk ke dalam perhitungan ekonomi yang mempengaruhi ketiga paramameter keuntungan tersebut yaitu biaya pembuatan sumur hingga fasilitas permukaan, harga jual gas, harga jual listrik, suku bunga bank serta fluktuasi harga gas maupun listrik. Berikut uraian parameter-parameter tersebut: 1. Investasi Investasi pada proyek, yaitu biaya sumur, fasilitas permukaan hingga power plant pada tabel . Biaya pemboran sumur yang digunakan yaitu sebesar $845.6/ft dikalikan dengan drilling depth. 2. Revenue Merupakan pendapatan yang diterima yaitu jumlah gas yang diproduksi (MMbtu) dikalikan dengan harga gas ($/MMbtu). Pada analisa ini digunakan eskalasi harga gas 3%. 3. Biaya operasi Adalah biaya yang dikeluarkan untuk operasi pengangkatan gas ke permukaan. Dalam paper ini diberikan biaya operasi $0.3/MMbtu.
Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
Tekanan separator
1000 psia
500 psia
Tabel-4 Investasi panjang lateral (ft) 2000 1600 1200 800 400 2000 1600 1200 800 400
Total Biaya (x $ 1 juta) 10.16 9.83 9.49 9.15 8.81 14.85 14.60 14.24 13.67 12.74
4.2.1Skenario Penjualan Gas Skenario penjualan gas tugas akhir ini bertujuan sebagai pembanding dengan investasi penggunaan power plant untuk pengembangan tight gas reservoir. Dalam tugas akhir ini akan diberikan penilaian investasi yang baik apakah lebih menguntungkan gas yang diproduksi bila dijual langsung atau dikelola sendiri untuk kebutuhan listrik pada jangka waktu tertentu. Dalam studi ini terdapat kontrak penyediaan gas dengan perusahaan listrik cadangan reservoir sebesar 8427 MMscf yang berproduksi selama 60 tahun dengan suatu laju produksi plateau. Optimasi skenario penjualan gas terdapat dua kasus yaitu tekanan separator yang digunakan adalah 1000 psia dan 500 psia dimana berjarak 10000 ft dari kepala sumur. Analisa keekonomian akan dilakukan dengan menentukan NPV, IRR dan POT dengan sensitivitas panjang lubang lateral sumur dan tekanan separator. Berikut ringkasan hasil perhitungan NPV dengan parameter sensitivitas dengan harga gas $6/MMbtu dan MARR sebesar 6.5% pada tabel-5dan gambar-10 Pada tabel-5 dan grafik-10 terlihat bahwa NPV yang diperoleh akan meningkat seiring dengan penambahan panjang lubang horizontal. Hal ini berarti memperlihatkan bahwa dengan penambahan panjang sumur horizontal, kenaikan hasil produksi lebih besar dibandingkan dengan kenaikan investasi. Namun pada sensitivitas tekanan separator, walaupun laju produksi plateau pada sumur horizontal 2000 dengan tekanan separator 500 psia lebih besar daripada tekanan separator 1000 psia nilai NPVnya lebih kecil. Investasi pada sumur dengan tekanan separator 500 psia memerlukan kompresor untuk mengalirkan gas ke power plant sehingga mengeluarkan biaya besar. Selain itu jika dilihat dari nilai IRR 8.87% merupakan nilai tertinggi, begitu juga dengan POT yang menunjukkan pada tahun ke 26 yang merupakan waktu yang tercepat.
7
Dari hasil optimasi produksi yang dilakukan dapat ditinjau prospek keuntungan terhadap proyek tight gas ini. Keuntungan yang diperoleh perusahaan bergantung kepada harga jual gas kepada pembangkit listrik serta MARR yang ditetapkan. Kedua variabel tersebut sangat berpengaruh terhadap indikator keuntungan perusahaan maka perlu dilakukan sensitivitas terhadap nilai variabelvariabel tersebut. Semakin tinggi harga jual gas dari kontraktor maka keuntungan dari segi kontraktor akan meningkat. Harga jual gas yang dipakai dalam analisa ekonomi ini berdasarkan pada harga gas tahun 2010 dimana harga gas dunia berkisar $4/Mmbtu-$12/Mmbtu. Selain itu perlu ditambahkannya eskalasi harga gas 3%/tahun. Harga gas divariasikan dengan harga $6/MMbtu, $8/MMbtu, dan $12/Mmbtu dengan MARR sebesar 6.5% yang mengikuti nilai suku bunga bank Indonesia tahun 2010 dapat dilihat pada tabel-7dan gambar-13. Tabel-5 Hasil perhitungan NPV sensitivitas parameter panjang lubang lateral Tekanan panjang FGPR NPV Separator lateral (Mscf/d) (x $ 1 juta) 2000 211.00 5.07 1600 203.00 4.81 1000 psia 1200 191.75 4.32 800 173.00 3.27 400 141.79 1.3 2000 247.50 3.08 1600 237.90 2.61 500 psia 1200 223.80 1.94 800 201.67 0.87 400 165.70 -0.86
1000 psia
500 psia
5 4 3 NPV 2 1 0 -1
0
1000
2000
3000
Panjang Lateral (ft) Gambar-12 NPV vs panjang lateral untuk skenario penjualan gas dengan variasi tekanan separator Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
Tabel-7 Variabel ekonomi dengan variasi harga gas Variasi Harga Gas Harga gas ($/MMBtu) 6 8 12 NPV (x$1juta) 5.07 10.26 20.66 POT (x 10 tahun) 2.6 1.7 1.012 MARR (%) 6.5 6.5 6.5 8.87 11.23 15.39 IRR (%) Kebutuhan daya 2.4 2.4 2.4 (x 1000kwh/thn) Jumlah rumah 4.94 4.94 4.94 (x 1000unit) Harga gas ($/MMBt u)
25 Jumlah rumah (x 1000unit )
20
NPV (x$1juta)
15 10 5 0
Kebutuh an daya (x 1000k…
POT (x 10 tahun)
MARR (%)
IRR (%)
Variasi Harga Gas $6
$8
$12
Gambar-13 Variasi Harga gas terhadap variabel ekonomi Setelah melihat pengaruh variasi harga gas, MARR divariasikan untuk melihat perubahan yang terjadi untuk setiap harga MARR. Pada tabel-8 dan gambar-14 terlihat bahwa untuk semua sensitivitas nilai IRR > MARR, yang artinya proyek ini layak diinvestasi. Semakin rendah nilai MARR, keuntungan yang didapat semakin besar. Suku bunga bank dapat berubah setiap tahunnya bahkan nilainya berbeda pada negara-negara di dunia. Harga MARR divariasikan dengan nilai 5%, 6.5%, dan 8%. Tabel-8 Variasi MARR terhadap variabel ekonomi variasi MARR Harga gas 8 8 8 ($/MMBtu) NPV (x$1juta) 18.16 10.26 5.38 POT (x 10 tahun) 1.48 1.7 2.033 MARR (%) 5 6.5 8 IRR (%) 11.23 11.23 11.23 Kebutuhan daya 2.4 2.4 2.4 (x 1000kwh/thn) Jumlah rumah 4.94 4.94 4.94 (x 1000unit) 8
Walaupun membutuhkan kompresor untuk sampai pada tekanan operasi power plant tetapi masih menguntungkan bila dibandingkan dengan kasus pemboran lain yang memiliki investasi yang lebih rendah jika dibandingkan dengan hasil optimasi.
Harga gas ($/MM Btu)
20 Jumlah rumah (x 1000un it)
15
NPV (x$1jut a)
10 5 0
Kebutu han daya (x 1000k wh/t…
POT (x 10 tahun)
MARR (%)
IRR (%)
Variasi MARR 5%
6.50%
8%
Gambar-14 Variasi MARR terhadap variabel ekonomi 4.2.2Skenario Penjualan Listrik Skenario Penjualan listrik menggunakan metode yang sama dalam penentuan investasi atas poryek ini. Optimasi yang dilakukan untuk skenario ini sama dengan optimasi pada skenario penjualan gas dalam parameter pemboran. Perbedaan dari kedua skenario yaitu jika pada penjualan gas, laju produksi plateau yang dihasilkan mengalir sampai separator kemudian dijual sedangkan pada skenario penjualan listrik, laju produksi plateau mengalir menuju separator kemudian dialirkan ke power plant untuk dikonversi menjadi daya listrik. Selanjutnya listrik yang dihasilkan dijual kepada masyarakat. Perhitungan biaya listrik dijabarkan pada tabel-9. Optimasi untuk skenario penjualan listrik juga memiliki 2 kasus yaitu tekanan separator yang digunakan adalah 1000 psia dan 500 psia. Analisa keekonomian akan dilakukan dengan menentukan NPV, IRR dan POT dengan sensitivitas panjang lateral sumur dan tekanan separator. Berikut ringkasan hasil perhitungan NPV dengan parameter sensitivitas dengan harga gas $6/MMbtu, MARR sebesar 6.5% dan daya listrik 2400 kwh/d per unit rumah pada tabel-10 dan gambar-15.
Tabel-9 Perhitungan Biaya Listrik Keterangan nilai satuan Rate produksi gas 0.211 MMscf/d Total entalpi gas per tahun 80865.75 Mmbtu Efisiensi gas 0.5 fraksi Energi gas terkonversi 40432.875 MMbtu Total daya yang dapat dihasilkan 11850875 Kwh Harga gas 8 $/MMbtu Harga beli gas oleh pembangkit listrik 646926 $/tahun Harga gas per Kwh 0.0545888 $/Kwh Margin 0.2 PPn 0.1 Harga jual gas oleh PLTG (sebelum pajak) 0.0655066 $/Kwh Harga jual gas oleh PLTG (sesudah pajak) 0.0709655 $/Kwh Rata-rata konsumsi listrik 2400 Kwh/tahun Jumlah maksimal rumah 4937.8648 unit Biaya listrik per bulan per unit rumah 14.193108 $/bulan Biaya listrik per tahun per unit rumah 170.3172 $/tahun
Tabel-10 Hasil perhitungan NPV sensitivitas panjang lubang lateral dan tekanan separator Tekanan Separator
1000 psia
500 psia
panjang lateral (ft)
FGPR (Mscf/d)
NPV (x $ 1 juta)
2000
211.00
3.42
1600
203.00
2.47
1200
191.75
0.99
800
173.00
-1.68
400
141.79
-6.37
2000
247.50
4.60
1600
237.90
3.30
1200
223.80
1.40
800
201.67
-1.59
400
165.70
-6.45
Dari hasil analisa harga NPV, IRR dan POT investasi yang terbaik adalah dengan panajng lateral 2000 ft pada tekanan separator 500 psia. Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
9
Biaya listrik ($/bula n)
6.00
$50
4.00
2.00
$30
NPV (x $1juta)
$20 $10
0.00 0
500
Kebutu han daya (100kw h/thn)
$40
IRR (% x4)
1000
1500
2000
Jumlah rumah (x 1000un it)
$0
2500 MARR (% x4)
-2.00
Panjang lateral (ft) -4.00
NPV (x$1jut a)
POT (tahun)
-6.00
Variasi Biaya Listrik -8.00 1000 psia
500 psia
$25
$30
$35
Gambar-15 Grafik NPV vs panjang lateral untuk skenario penjualan listrik
Gambar-16 Variasi biaya listrik terhadap variabel ekonomi
Parameter perolehan keuntungan yang ditinjau pada analisa ini yaitu biaya yang harus ditanggung per bulan per unit rumah. Jika biaya listrik yang harus ditanggung oleh masyarakat semakin besar, maka semakin menguntungkan bagi perusahaan. Selain itu diperlukan penilaian investasi berdasarkan sensitivitas MARR. Biaya listrik per bulan divariasikan dengan harga $25, $30, dan $35 dan nilai MARR divariasikan dengan nilai 5%, 6.5%, dan 8% seperti pada gambar-17 dan tabel-12. Pada Tabel-11 dan Gambar-16 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.
Tabel-12
Tabel-11 Variasi biaya listrik terhadap variable ekonomi variasi harga gas Biaya listrik $25 $30 $35 ($/bulan) Kebutuhan daya 24 24 24 (100kwh/thn) Jumlah rumah 5.792 5.792 5.792 (x 1000unit) 4.60 13.21 21.83 NPV (x$1juta) POT (tahun)
44.29
30.83
23.93
MARR (%)
6.5
6.5
6.5
IRR (%)
7.1
8.2
9.2
Variasi MARR terhadap variabel ekonomi skenario penjualan listrik variasi MARR Biaya listrik ($/bulan) $30 $30 $30 32.96 13.21 0.99 NPV (x$1juta) 2.4 3.1 5.3 POT (x 10 tahun) MARR (%) 5 6.5 8 8.2 8.2 8.2 IRR (%) Kebutuhan daya 24 24 24 (100kwh/thn) Jumlah rumah 5.792 5.792 5.792 (x 1000unit)
Biaya listrik ($/bulan ) $60
Jumlah rumah (x 1000uni t)
$50 MARR (% x4)
$40 $30 $20 $10 $0
Kebutuh an daya (100kwh /thn)
POT (x 10 tahun)
NPV (x$1juta )
IRR (%x)
Variasi Harga Gas 5%
6.5%
8%
Gambar-17 Variasi MARR terhadap variabel ekonomi skenario penjualan listrik Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
10
V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan 1. Dari hasil sensitivitas panjang lubang horizontal serta tekanan separator untuk optimasi produksi pada reservoir tight gas, pada skenario penjualan gas yaitu sumur horizontal dengan panjang lubang horizontal 2000 ft dengan tekanan separator 1000 psi sedangkan pada skenario penjualan gas yaitu sumur horizontal dengan panjang lateral 2000 ft dengan tekanan separator 500 psi. 2. Diperlukan kontrak penjualan gas dengan eskalasi harga gas 3%/tahun agar dapat menguntungkan dari segi ekonomi untuk 60 tahun masa produksi. 3. Kebutuhan daya listrik tiap rumah per tahunnya berpengaruh pada jumlah unit rumah yang dapat dipenuhi kebutuhan listriknya. 5.2 Saran 1. Diperlukan data yang lebih rinci mengenai biaya-biaya pemboran sumur horizontal dan biaya untuk membuat suatu power plant agar perhitungan ekonomi yang dilakukan lebih akurat.
VI. Daftar Simbol Pwh Pwf Pr Qgas Ф PHIE K T cf ρg ρw μg SG IGIP i N NPV POT IRR MARR
= tekanan kepala sumur, psi = tekanan alir dasar sumur, psi = tekanan reservoir,psi = laju gas, mmscfd = porositas, fraksi = porositas, fraksi = permeabilitas, md = temperatur, oR = kompresibilitas formasi, 1/psi = densitas gas, lbf/ft3 = densitas air, lbf/ft3 = viskositas gas, cp = specific gravity = Initial Gas In Place, MMscf = discount rate = jumlah tahun pembayaran = Net Present Value, $ = Pay Out Time, tahun = Internal Rate of Return, % = Minimum Attractive Rate of Return, %
Nelson, Philip H. :”Permeability-Porosity Relationships in Sedimentary Rocks”, U.S Geoligical Survey, 1994. 3. Perry, Kent. And Lee, John. : ”Unconventional Gas Reservoir – Tight Gas, Coal seams and Shales”, Working Document of the NPC Global Oil & Gas Study, 2007. 4. Baihly, Jason. Grant, Dee. Fan, Li. And Bodwadkar, Suhas. Schlumberger :”Horizontal Wells in Tight Gas Sands- A Method for Risk Management to Maximize Success”, SPE Production and Operations, 2009. 5. Wuriningtyas, Sarita. : “Pemanfaatan Gas dari Tight Gas Production Sebagai Sumber Energi Listrik”, 2010. Tesis. 6. Ahmed H, E1-Banbi, and Robert A. Wattenbarger, SPE, Texas A&M University. : “Analysis of Commingled Tight Gas Reservoirs”, SPE, 1996. 7. Naik, G.C. : “Tight Gas Reservoir: An Unconventional Natural Energy Source for The Future”. 8. Joshi, S.D. : “Horizontal Well Technology”. Tulsa, Okahoma: PennWell Publishing, 1991. 9. Guo, Boyun. Lyons, William.C. and Ghalambor, Ali. : “Petroleum Production Engineering: A Computer-Assisted Approach”, Elsevler Science & Tehnology Books, 2007. 10. Partowidagdo, Widjajono : “Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Bumi”. 2002. 11. www.rubencharles.com/Dykstra-Parsons coefficient of permeability variation 2.
VII. DAFTAR PUSTAKA 1.
Schlumberger. PIPESIM FPT User Guide. Schlumberger Information Solution.
Dwiyananta Sumarwoto (12206047)
11
