PENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS PADA SUMUR GAS X-3 Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3 Oleh : Indra Gunawan*
Sari Optimasi produksi sumur gas pada suatu waktu produksi tertentu, sangat diperlukan sebagai sumber informasi yang terkait dengan pemilihan komponen peralatan dalam sumur produksi yang tepat. Untuk itu biasanya dilakukan analisis sistem nodal konvensional yang memberikan hasil produksi optimal. Namun metode analisis sistem nodal konvensional ini hanya menganalisa produksi suatu sumur pada kondisi saat analisa dilakukan tanpa memperhitungkan perubahan potensi reservoir, ataupun adanya perubahan-perubahan operasional dalam komponen dari system sumur. Pengembangan analisis sistem nodal konvensional telah dilakukan, yang merupakan gabungan antara analisis sistem nodal konvensional, dengan material balance, dan decline curve. Metode analisis sistem nodal ini disebut sebagai dynamic nodal analysis, yang mampu mengoptimasi serta memprediksi produksi suatu sumur pada masa yang akan datang pada kondisi operasional komponen sistem sumur produksi yang tetap maupun berubah-ubah. Makalah ini menyajikan cara dan hasil optimasi produksi pada sumur X-3 dengan menggunakan konsep dynamic nodal analysis tersebut. Kata kunci : Optimasi, analisis sistem nodal, decline curve, material balance
Abstract The prediction of production optimization of a gas well over certain time intervals need a proper selection of the production components. For that purposes usually the conventional nodal system analysis is used. However, the drawback of the conventional nodal system analysis is that the method doesn’t consider any changing in the components of well production system. Therefore, if there are any changes the prediction of the well production as a function of time could not be well conducted. There is a method that consists of the combination between conventional nodal system analysis, material balance method, and decline curve analysis. This method is capable to optimize and predict production of a well under existing conditions as well as altered conditions. This paper presents the application of the dynamic nodal system analysis on well X-3. Keywords : Optimization, nodal system analysis, decline curve, material balance *
Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB.
I.
PENDAHULUAN
Operasi produksi lapangan gas adalah mengalirkan gas dari reservoir gas sampai ke separator, melalui tubing, dan pipa produksi, serta beberapa peralatan produksi lainnya, seperti choke, kompresor dan lain-lainnya. Didalam proses aliran gas dari reservoir ke separator tersebut, tekanan aliran gas di dasar sumur akan mendorong gas sampai ke separator, namun secara alamiah dengan diproduksikannya gas maka akan terjadi penurunan tekanan reservoir. Penurunan tekanan reservoir ini akan menyebabkan turunnya laju produksi gas. Upaya selanjutnya yang lazim dilakukan untuk meningkatkan laju produksi gas, adalah dengan menurunkan tekanan di kepala sumur, namun perlu diperhitungkan kemampuan mengalir dari kepala sumur sampai ke separator, jika tekanan
Indra Gunawan, 12203047, Sem1 2007/2008
di kepala sumur tidak cukup untuk mengalirkan gas ke separator, maka perlu dipasang kompresor. Secara umum komponen-komponen dalam sistem sumur produksi yang mempengaruhi penurunan tekanan selama aliran gas dari reservoir ke separator di permukaan ditunjukkan pada Gambar 1. Faktor-faktor tersebut meliputi media berpori, gravel pack atau perforasi, tubing, choke di permukaan, pipa produksi, dan separator. Meskipun komponen-komponen dari sistem produksi tersebut dapat dianalisa secara terpisah, namun dalam menentukan kinerja dari suatu sistem sumur produksi gas, semua komponen itu harus digabungkan menjadi suatu sistem yang terpadu. Perhitungan-perhitungan yang terkait dengan perencanaan dan analisa produksi sumur menggunakan metode yang disebut dengan 1
metode analisis sistem nodal. Perhitungan tersebut dapat diselesaikan dengan membagi sistem sumur produksi menjadi dua sub sistem, yaitu inflow dan outflow kemudian menentukan pengaruh dari kedua sub sistem tersebut terhadap kinerja produksi. Separator Pipa Produksi
Choke
Kompresor
Laju Alir Gas (MSCF/d)
Gambar 2. Kurva Inflow dan Outflow Tubing Perforasi
Media berpori
Gambar 1. Komponen Dalam Sistem Produksi Analisis Sistem Nodal ini diselesaikan dengan membuat plot antara laju alir terhadap tekanan pada suatu node yang hasilnya ditunjukkan pada Gambar 2. Analisis sistem nodal menghitung penurunan tekanan di setiap komponen pada sistem produksi sehingga tekanan pada setiap node yaitu pada kondisi inflow maupun outflow, dapat diketahui dengan baik. Perpotongan antara kedua kurva inflow performance (IPR) dan kurva outflow performance (OPR) menyatakan laju produksi sumur. Dengan cara ini dapat dilakukan analisa sensitivitas terhadap komponenkomponen yang ada untuk tujuan optimasi produksi sumur. Kekurangan dari analisis sistem nodal ini pada suatu sistem sumur produksi adalah hanya mempertimbangkan pada waktu tertentu saja dan tidak memperhitungkan perubahan kemampuan reservoir secara menerus yang menyebabkan penurunan produksi terhadap waktu. Selain itu analisis sistem nodal ini tidak dapat digunakan untuk memperkirakan laju produksi sumur di waktu yang akan datang bila terjadi perubahan kinerja setiap komponen. Misalnya pengaruh dari stimulasi sumur, penggantian tubing, pemasangan kompresor, dan sebagainya.
Untuk memasukan fungsi waktu kedalam perubahan laju produksi, metode yang biasanya digunakan adalah decline curve. Analisis decline curve melibatkan proses ”matching” terhadap data produksi yang tersedia dengan membandingkan tipe-tipe decline curve yang ada (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika proses matching tersebut memuaskan maka dapat dilakukan peramalan laju produksi sumur di waktu yang akan datang. Metode decline curve adalah metode yang sering digunakan untuk memprediksi performance di waktu yang akan datang namun mengabaikan sistem produksi sumur seperti choke, pipeline, tubing, atau berbagai komponen lainnya pada sistem produksi. Kekurangan dari metode decline curve ini adalah hanya mampu meramalkan penurunan laju produksi pada kondisi sistem sumur yang tidak berubah. Dengan kata lain jika terjadi perubahan pada komponen-komponen sumur produksi seperti pemasangan kompresor, hasil stimulasi, penggantian tubing, penggantian choke, perubahan tekanan separator, dan sebagainya tidak tercakup dalam metode decline curve. Metode material balance juga dapat digunakan untuk meramalkan perubahan laju produksi di waktu yang akan datang namun tetap tidak memperhitungkan perubahan-perubahan pada sistem sumur produksi. Dengan menggunakan metode material balance, jika diketahui data laju produksi maka dapat diperkirakan cadangan gas ditempat dengan menggunakan plot P/Z (tekanan reservoir dibagi faktor kompresibilitas) terhadap kumulatif produksi untuk meramalkan jumlah gas yang dapat diproduksi oleh sumur. Kekurangan dari metode material balance adalah hanya memperhitungkan komponen di reservoir,
2
TM-FTTM-ITB Sem1 2007-2008
dan tidak memperhitungkan komponen produksi yang ada. Dengan demikian metode material balance tidak mampu meramalkan perubahan laju produksi jika terjadi perubahan dalam sistem sumur produksi.
Berdasarkan pada hasil pengukuran tekanan reservoir dan data produksi dari sumur X-3 ini maka dapat dihitung harga P/Z yang dikaitkan dengan data produksi kumulatif. Kedua data tersebut ditunjukan pada lampiran A dan B.
Untuk mengatasi kekurangan dari tiga metode yang telah dibahas tersebut diatas, maka diperlukan suatu metode yang dapat meramalkan perubahan laju produksi sumur di waktu yang akan datang sebagai fungsi waktu jika dilakukan perubahan komponen dalam sistem produksi sumur. Metode yang dimaksudkan adalah dynamic nodal analysis yang merupakan integrasi antara analisis sistem nodal, decline curve, dan material balance. Dengan menggunakan metode ini dapat dilakukan optimasi terhadap sistem sumur produksi.
III. METODOLOGI
II. DESKRIPSI FORMASI DAN SUMUR Pada makalah ini akan dikaji kelakuan sumur X3 di Lapangan Gas A. Sumur mulai berproduksi sejak tahun 1985 dan memproduksikan gas kering dari formasi A-2 yang berjenis batu pasir. Komposisi dari gas yang diproduksi oleh formasi A-2 dapat dilihat pada Tabel 1. Tekanan reservoir mula-mula adalah sebesar 1344 psig, dengan temperatur rata-rata sebesar 186 oF. Tebal dari formasi A-2 mencapai 116 ft. Tabel 1. Komposisi Fluida Formasi A-2
Component H2S CO2 N2 Methane Ethane Propane iso-Butane n-Butane iso-Pentane n-Pentane Hexanes Heptanes +
Well Stream, %mol 0.00 1.04 0.41 81.69 7.60 4.19 1.01 1.19 0.62 0.38 0.48 1.39 100
Sep Liquid, %mol 0.00 0.22 0.01 7.37 3.33 5.64 2.81 4.36 4.63 3.47 9.11 59.05 100
Sep gas, % mol 0.00 1.05 0.42 82.76 7.66 4.17 0.98 1.14 0.56 0.34 0.36 0.56 100
Sumur X-3 merupakan sumur vertikal yang menembus lapisan A-2 pada kedalaman 3099 ft dengan jari-jari lubang sumur sebesar 0.401 ft. Sumur diproduksi dengan menggunakan tubing berdiameter dalam 2.441 in pada tekanan kepala sumur 700 psi dan dipertahankan konstan.
Indra Gunawan, 12203047, Sem1 2007/2008
Penggunaan dynamic nodal analysis dapat dibagi menjadi dua bagian yang saling berhubungan, yaitu proses ”matching” data sejarah produksi (history matching), dan peramalan laju produksi (forecast analysis). 3.1 History Matching Proses history matching pada dasarnya merupakan proses perhitungan laju produksi pada periode tertentu yang telah diketahui sebelumnya. Jika laju produksi yang dihitung cocok (match) dengan data produksi yang ada, maka perhitungan dapat dikatakan tepat dan dapat dipakai untuk memprediksi laju alir dimasa yang akan datang. Jika laju produksi yang dihitung tidak sesuai dengan data produksi yang ada, maka beberapa parameter yang tidak pasti harus diubah dan proses perhitungan diulang sampai tercapai kondisi match. Langkah-langkah dalam proses history matching adalah sebagai berikut: 1. Plot data rate produksi (Qobs1, Qobs2,...., Qobsj) terhadap waktu produksi terkait (tobs1, tobs2, ...., tobsj). 2. Anggap pada waktu tj dimana data berikut diketahui: • Tekanan reservoir, Pj • Property gas sebagai fungsi dari tekanan dan temperatur • Tipe dari decline curve (eksponensial, hiperbolik, atau harmonik). Jika tidak diketahui, maka asumsikan eksponensial. • Korelasi pressure drop aliran gas dalam pipa sebagai fungsi dari laju alir gas. 3. Gas in place pada waktu tj ini dapat dihitung dengan persamaan Vb ⋅ φ ⋅ S g ............................... (1) Gj = Bgj dimana ZT ............................ (2) Bg = 0.0283 P 4. Hitung laju produksi Qj pada waktu tj dengan menggunakan analisis sistem nodal yang konvensional.
3
5.
6.
7.
Anggap penurunan tekanan reservoir sebesar ΔPj sehingga tekanan reservoir menjadi Pj+1 = Pj - ΔPj. Pada tekanan yang baru ini, hitung kembali gas in place Gj+1 : Vb ⋅ φ ⋅ S g ............................. (3) G j +1 = Bgj +1 Maka total gas yang terproduksi pada waktu penurunan tekanan reservoir dari Pj ke Pj+1 adalah ΔG = G j − G j +1 ............................ (4) Hitung laju produksi Qj+1 pada tekanan reservoir Pj+1 dengan menggunakan analisis sistem nodal konvensional. Hitung waktu yang dibutuhkan untuk mencapai produksi ΔG tersebut: • Untuk tipe decline cuve eksponensial: Q − Q j +1 ............................... (5) D= j ΔG
Δt = •
1 ⎛ Q j ⎞ .......................... (6) ln ⎜ ⎟ D ⎜⎝ Q j +1 ⎟⎠
Untuk tipe decline curve harmonik:
⎛ Q ⎞ ln ⎜ j ⎟ ........................ (7) ΔG ⎜⎝ Q j +1 ⎟⎠ 1 ⎛ Q j − Q j +1 ⎞ ...................... (8) Δt = ⎜ ⎟ D ⎜⎝ Q j +1 ⎟⎠ D=
Qj
•
Untuk tipe decline curve hiperbolik: ⎡ ⎛ Q ⎞1−b ⎤ Qj ⎢1 − ⎜ j ⎟ ⎥ ...... (9) D= (1 − b ) ΔG ⎢⎣ ⎜⎝ Q j +1 ⎟⎠ ⎥⎦
−b ⎤ 1 ⎡⎢⎛ Q j +1 ⎞ Δt = ⎜⎜ ⎟⎟ − 1⎥ ............. (10) b ⋅ D ⎢⎝ Q j ⎠ ⎥ ⎣ ⎦
Maka total waktu terhitung yang dibutuhkan agar tekanan reservoir turun mencapai nilai Pj+1 adalah: t j +1 = t j + Δt ............................... (11) 8.
Ulangi proses langkah 5 sampai 7 hingga total waktu yang diperoleh menjadi lebih besar atau sama dengan Tobsj. 9. Plot laju alir hasil perhitungan Q1, Q2,...., Qj terhadap waktu dari hasil perhitungan t1, t2,..., tj di kertas grafik yang sama dengan langkah 1. 10. Bandingkan antara plot data produksi asli Qobs dengan data hasil perhitungan Q. Jika terdapat perbedaan yang berarti,
4
maka beberapa parameter yang tidak pasti harus disesuaikan, kemudian proses dimulai kembali dari awal sampai tercapai kondisi yang sesuai. 3.2 Peramalan Setelah proses matching memuaskan, maka proses selanjutnya adalah melakukan peramalan. Langkah-langkah dalam proses peramalan adalah sebagai berikut: 1. Lakukan ekstrapolasi dari kurva hasil history matching dengan prosedur yang sama seperti proses history matching sampai tekanan abandonment tercapai. 2. Rencanakan berbagai variasi skenario produksi. Misalnya pemasangan kompresor gas, stimulasi sumur, penggantian tubing, dan sebagainya. 3. Prediksi performance produksi dimasa yang akan datang untuk skenario yang direncanakan dengan prosedur yang sama seperti langkah 1. 4. Ulangi langkah 3 untuk skenario produksi lainnya. 5. Bandingkan perubahan laju produksi dari setiap skenario yang ada terhadap kondisi awal (base case) untuk melakukan studi kelayakan dari perubahan komponen produksi yang diskenariokan. 3.3 Asumsi Asumsi-asumsi yang digunakan dalam dynamic nodal analysis adalah sebagai berikut: • Produksi berada dalam periode pseudosteady state. • Mekanisme pendorong reservoir adalah natural depletion. • Tipe decline telah diketahui sebelumnya. • Tekanan kepala sumur dianggap konstan selama dilakukannya history matching IV. HASIL DAN DISKUSI 4.1 Hasil History Matching Penulis menggunakan bantuan software analisis nodal untuk menghitung parameter yang diperlukan. Proses history matching melalui trial and error memberikan nilai dari parameterparameter yang sebelumnya tidak diketahui seperti permeabilitas, skin, dan jari-jari pengurasan menjadi diketahui nilainya.
TM-FTTM-ITB Sem1 2007-2008
Proses history matching untuk sumur X-3 dilakukan mulai dari hari ke 31 sampai hari ke 6385 dimana waktu telah mencapai batas dari data produksi yang tersedia. Selanjutnya dilakukan proses peramalan performance produksi. Gambar 3 menunjukan hasil history matching dari data sejarah produksi sumur X-3 dan peramalan produksi sumur X-3 pada masa yang akan datang. Hasil akhir dimana kondisi match telah tercapai, memberikan nilai permeabilitas sebesar 28 md, yang membuat formasi A-2 tergolong dalam formasi yang cukup permeabel. Selain itu juga didapatkan nilai skin sebesar 24, hal ini kemungkinan disebabkan oleh proses pengeboran atau proses komplesi sumur tersebut, dimana terdapat residu-residu lumpur pemboran atau fluida komplesi yang masuk ke dalam formasi sekitar sumur sehingga mengakibatkan plugging dan memberikan nilai skin yang positif. Dari hasil matching juga didapatkan nilai jari-jari pengurasan sebesar 3000 ft.
alir gas setelah dipasangnya kompresor dalam jangka waktu tertentu dan berapa kapasitas kompresor yang dibutuhkan. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai tekanan kepala sumur untuk mengetahui efek dari pemasangan kompresor terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Tekanan kepala sumur yang digunakan adalah 700 psia, 600 psia, 500 psia, 300 psia, dan 100 psia. Gambar 4 menunjukan hasil dari peramalan tersebut.
Gambar 4. Sensitivitas Terhadap Tekanan Kepala Sumur
Gambar 3. History Matching 4.2 Skenario Pemasangan Kompresor Pemasangan kompresor dapat mengurangi tekanan kepala sumur sehingga produksi yang telah mengalami penurunan dapat ditingkatkan kembali. Selain itu dengan dipasangnya kompresor, maka nilai recovery dapat bertambah karena tekanan abandonment dapat ditekan lebih rendah dari kondisi sebelum dipasangnya kompresor. Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju
Indra Gunawan, 12203047, Sem1 2007/2008
Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan turunnya tekanan kepala sumur. Akan tetapi peningkatan produksi yang dialami tidak berhubungan secara linear dengan penurunan tekanan kepala sumur. Hal ini dibuktikan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 700 psia ke 600 psia meningkatkan produksi sebesar 1030 MSCFD sedangkan pada penurunan tekanan kepala sumur dari 300 psia ke 100 psia hanya meningkatkan produksi sebesar 538 MSCFD. Fenomena ini akan lebih mudah dimengerti dengan melihat plot antara kurva IPR dan OPR dari analisis sistem nodal pada berbagai tekanan kepala sumur seperti yang ditunjukan pada gambar 5 dimana kurva OPR cenderung merapat seiring dengan semakin rendahnya tekanan kepala sumur. Hal inilah yang menyebabkan laju produksi tidak meningkat secara linear terhadap penurunan tekanan kepala sumur seperti yang ditunjukan oleh gambar 6.
5
dan 5. Gambar 5 menunjukan hasil dari peramalan tersebut. Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa performance dari sumur meningkat seiring dengan berkurangnya nilai skin. Akan tetapi dengan semakin kecilnya nilai skin maka laju penurunan produksinya akan lebih cepat. Hal ini disebabkan karena sifatnya yang hanya memperbaiki permeabilitas, sehingga hanya mengakselerasi produksi tetapi tidak meningkatkan cadangan.
Gambar 5. Analisis Sistem Nodal Pada Berbagai Tekanan Kepala Sumur
Gambar 7. Sensitivitas Terhadap Nilai Skin 4.4 Skenario Penggantian Tubing
Gambar 6. Hubungan Antara Laju Produksi Dengan Tekanan Kepala Sumur 4.3 Skenario Stimulasi Sumur Stimulasi sumur secara umum mengurangi efek skin yang terjadi didaerah sekitar lubang sumur, sehingga permeabilitas didaerah sekitar lubang sumur membaik. Untuk memaksimalkan keuntungan ekonomi maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju alir gas setelah dilakukan stimulasi dalam jangka waktu tertentu. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa nilai skin untuk mengetahui efek dari penurunan skin terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Nilai skin yang digunakan adalah 24, 20, 15, 10,
6
Penggantian komponen produksi seperti tubing, choke, dan sebagainya dimaksudkan untuk meningkatkan atau menurunkan produksi. Agar tujuan ini tercapai maka perlu diketahui bagaimana perubahan laju alir gas setelah dilakukan penggantian komponen produksi dalam jangka waktu tertentu. Dalam proses peramalan untuk sumur X-3 digunakan beberapa diameter dalam tubing untuk mengetahui efek dari diameter dalam tubing terhadap performance produksi sumur X-3 di waktu yang akan datang. Diameter dalam tubing yang digunakan adalah 2.441 inci, 2.992 inci, dan 1.992 inci. Gambar 6 menunjukan hasil dari peramalan tersebut. Dari hasil yang ditunjukan, dapat dilihat bahwa produksi hanya meningkat 117.4 MSCFD dengan diperbesarnya diameter dalam tubing menjadi 2.992 inci. Peningkatan ini kurang
TM-FTTM-ITB Sem1 2007-2008
signifikan jika dibandingkan dengan pemasangan kompresor dan stimulasi sumur. Sedangkan jika diameter dalam tubing diperkecil menjadi 1.992 inci maka produksi akan turun 229.8 MSCFD.
VII. DAFTAR PUSTAKA 1.
2.
3.
4.
5.
Bitsindou Arsene : Gas Well Production Optimization Using Dynamic Nodal Analysis, Master Thesis, University Of Tulsa. Ikoku, C. U. : Natural Gas Production Engineering, John Wiley & Sons Inc., Tulsa, Oklahoma, 1984. Craft, B. C., and Hawkins, M. F. : Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, NJ. Beggs, H. Dale : Production Optimization Using Nodal Analysis, OGCI Publications, Tulsa, 1991 Brown, K.E. et al.: The Technology Of Artificial Lift Methods. Pennwell Publishing Company, Tulsa (1984), volume 4
Gambar 6. Sensitivitas Terhadap Diameter Dalam Tubing V. KESIMPULAN 1.
2.
Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk meramalkan performance produksi di masa yang akan datang sebagai fungsi waktu dengan perubahan berbagai komponen produksi. Metode dynamic nodal analysis dapat digunakan untuk mengoptimasi konfigurasi komponen produksi agar performance sumur menjadi maksimum.
VI. DAFTAR SIMBOL Qobs tobs P G Vb φ Sg Bg Z D
= laju alir tercatat pada waktu tertentu, Mscf/D = waktu produksi yang berkaitan dengan Qobs, days = tekanan, psia = gas in place, Mscf = volume keseluruhan reservoir, Mscf = porositas, fraksi = Saturasi gas, fraksi = faktor volume formasi gas, cf/scf = faktor kompresibilitas gas, fraksi = konstanta decline
Indra Gunawan, 12203047, Sem1 2007/2008
7
LAMPIRAN A – DATA P/Z (Days) Date 3/1/1985 12/1/1986 8/1/1988 8/18/1989 10/9/1989 10/23/1989 7/20/1990 7/21/1990 12/2/1990 12/4/1990 8/14/1991 6/16/1992 6/22/1992 8/20/1993 9/3/1993 9/23/1994 9/27/1994 9/19/1995 10/10/1995 10/17/2002 5/27/2003
8
(psia) P 1344 1243 1216 1194 1219 1214 1170 1171 1143 1132 1043 1077 1083 1028 1021 993 995 927 924 784 791
(vol/vol) Z 0.876 0.883 0.885 0.886 0.885 0.885 0.888 0.888 0.890 0.891 0.898 0.895 0.895 0.899 0.900 0.902 0.902 0.908 0.908 0.920 0.920
(psia) p/z 1534.25 1407.70 1374.01 1347.63 1377.40 1371.75 1317.57 1318.69 1284.27 1270.48 1161.47 1203.35 1210.06 1143.49 1134.44 1100.89 1103.10 1020.93 1017.62 852.17 859.78
(Bscf) Gp 0.000 0.160 4.320 7.540 7.970 8.092 10.052 10.061 11.250 11.269 13.194 15.400 15.452 18.609 18.724 21.389 21.415 24.256 24.349 35.171 35.679
(MMSTB) Wp 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03
TM-FTTM-ITB Sem1 2007-2008
LAMPIRAN B – DATA PRODUKSI SUMUR X-3
date 12/1/1986 1/1/1987 2/1/1987 3/1/1987 4/1/1987 5/1/1987 6/1/1987 7/1/1987 8/1/1987 9/1/1987 10/1/1987 11/1/1987 12/1/1987 1/1/1988 2/1/1988 3/1/1988 4/1/1988 5/1/1988 6/1/1988 7/1/1988 8/1/1988 9/1/1988 10/1/1988 11/1/1988 12/1/1988 1/1/1989 2/1/1989 3/1/1989
elapse day days 0.00 31.00 59.00 90.00 120.00 151.00 181.00 212.00 243.00 273.00 304.00 334.00 365.00 396.00 425.00 456.00 486.00 517.00 547.00 578.00 609.00 639.00 670.00 700.00 731.00 762.00 790.00 821.00
gas rate mscfd 921.94 1501.65 2859.32 2324.81 2792.23 3031.81 3081.77 3105.06 2349.35 2308.13 3579.71 3799.00 5342.00 5459.90 4810.07 4141.48 4341.77 4611.90 4623.10 4325.87 5249.90 3880.23 4336.74 3216.87 3258.94 4308.06 5082.75 5010.90
4/1/1989 5/1/1989 6/1/1989 7/1/1989 8/1/1989 9/1/1989 10/1/1989 11/1/1989 12/1/1989 1/1/1990 2/1/1990 3/1/1990 4/1/1990 5/1/1990 6/1/1990 7/1/1990 8/1/1990 9/1/1990 10/1/1990 11/1/1990 12/1/1990 1/1/1991 2/1/1991 3/1/1991 4/1/1991 5/1/1991 6/1/1991 7/1/1991 8/1/1991 9/1/1991
Indra Gunawan, 12203047, Sem1 2007/2008
851.00 882.00 912.00 943.00 974.00 1004.00 1035.00 1065.00 1096.00 1127.00 1155.00 1186.00 1216.00 1247.00 1277.00 1308.00 1339.00 1369.00 1400.00 1430.00 1461.00 1492.00 1520.00 1551.00 1581.00 1612.00 1642.00 1673.00 1704.00 1734.00
5110.10 5735.23 4138.07 6929.61 6684.35 2249.03 3714.65 3760.80 2972.81 4441.13 2900.64 3161.13 5842.97 4408.97 3505.50 4859.13 5092.03 5691.57 4603.42 5538.67 4267.94 3469.84 4285.46 4336.94 4430.53 4757.29 3596.20 1298.52 7455.74 1192.53
10/1/1991 11/1/1991 12/1/1991 1/1/1992 2/1/1992 3/1/1992 4/1/1992 5/1/1992 6/1/1992 7/1/1992 8/1/1992 9/1/1992 10/1/1992 11/1/1992 12/1/1992 1/1/1993 2/1/1993 3/1/1993 4/1/1993 5/1/1993 6/1/1993 7/1/1993 8/1/1993 9/1/1993 10/1/1993 11/1/1993 12/1/1993 1/1/1994 2/1/1994 3/1/1994
1765.00 1795.00 1826.00 1857.00 1886.00 1917.00 1947.00 1978.00 2008.00 2039.00 2070.00 2100.00 2131.00 2161.00 2192.00 2223.00 2251.00 2282.00 2312.00 2343.00 2373.00 2404.00 2435.00 2465.00 2496.00 2526.00 2557.00 2588.00 2616.00 2647.00
5841.58 4979.27 4464.94 4915.19 267.17 2458.71 3583.83 3818.45 2782.47 4118.90 3452.65 3247.90 3280.52 2990.90 3096.58 3295.52 3803.29 3698.26 5584.00 4648.19 4058.00 6278.58 5579.39 5453.50 4919.81 4480.20 5251.00 4229.71 1948.39 4697.48
4/1/1994 5/1/1994 6/1/1994 7/1/1994 8/1/1994 9/1/1994 10/1/1994 11/1/1994 1/1/1995 2/1/1995 3/1/1995 4/1/1995 5/1/1995 6/1/1995 7/1/1995 8/1/1995 9/1/1995 10/1/1995 11/1/1995 12/1/1995 1/1/1996 2/1/1996 3/1/1996 4/1/1996 5/1/1996 6/1/1996 7/1/1996 8/1/1996 9/1/1996 10/1/1996
2677.00 2708.00 2738.00 2769.00 2800.00 2830.00 2861.00 2891.00 2953.00 2981.00 3012.00 3042.00 3073.00 3103.00 3134.00 3165.00 3195.00 3226.00 3256.00 3287.00 3318.00 3347.00 3378.00 3408.00 3439.00 3469.00 3500.00 3531.00 3561.00 3592.00
4535.50 3744.84 2405.87 4729.10 1308.94 1363.50 1805.65 5491.00 3155.42 3128.39 3314.58 4517.73 3860.55 3684.80 1569.48 3460.03 3091.67 436.13 2761.53 3186.71 3635.39 3013.55 3158.58 3186.40 3007.81 3008.40 1984.42 2641.19 2622.27 2081.52
9
11/1/1996 12/1/1996 2/1/1997 3/1/1997 4/1/1997 5/1/1997 6/1/1997 7/1/1997 8/1/1997 9/1/1997 10/1/1997 11/1/1997 12/1/1997 1/1/1998 2/1/1998 3/1/1998 4/1/1998 5/1/1998 6/1/1998 7/1/1998 8/1/1998 9/1/1998
10
3622.00 3653.00 3681.00 3712.00 3742.00 3773.00 3803.00 3834.00 3865.00 3895.00 3926.00 3956.00 3987.00 4018.00 4046.00 4077.00 4107.00 4138.00 4168.00 4199.00 4230.00 4260.00
2078.63 2870.10 2965.46 2377.23 647.53 2892.16 3208.23 3194.94 2902.16 2463.37 2601.55 2028.17 2503.84 2598.71 3065.61 2506.16 2749.47 2801.71 2871.87 2954.06 2947.19 2920.33
10/1/1998 11/1/1998 12/1/1998 1/1/1999 2/1/1999 3/1/1999 4/1/1999 5/1/1999 6/1/1999 7/1/1999 8/1/1999 9/1/1999 10/1/1999 11/1/1999 12/1/1999 1/1/2000 2/1/2000 3/1/2000 4/1/2000 5/1/2000 6/1/2000 7/1/2000
4291.00 4321.00 4352.00 4383.00 4411.00 4442.00 4472.00 4503.00 4533.00 4564.00 4595.00 4625.00 4656.00 4686.00 4717.00 4748.00 4777.00 4808.00 4838.00 4869.00 4899.00 4930.00
2826.13 3422.87 3050.71 3071.35 3740.75 3164.26 2358.43 2930.94 2372.07 2473.45 2469.06 2315.63 2329.68 2296.10 1725.65 1630.65 1932.45 1902.94 2501.67 1980.26 1753.17 1664.45
8/1/2000 9/1/2000 10/1/2000 11/1/2000 12/1/2000 1/1/2001 2/1/2001 3/1/2001 4/1/2001 5/1/2001 6/1/2001 7/1/2001 8/1/2001 9/1/2001 10/1/2001 11/1/2001 12/1/2001 1/1/2002 2/1/2002 3/1/2002 4/1/2002 5/1/2002
4961.00 4991.00 5022.00 5052.00 5083.00 5114.00 5142.00 5173.00 5203.00 5234.00 5264.00 5295.00 5326.00 5356.00 5387.00 5417.00 5448.00 5479.00 5507.00 5538.00 5568.00 5599.00
1804.65 1898.40 2169.87 1558.63 2186.10 2162.03 2182.11 2227.87 2172.80 1969.81 2278.77 1928.00 1822.74 1398.30 2320.68 2377.53 2027.45 2119.00 2152.75 2220.90 2024.80 2099.81
6/1/2002 7/1/2002 8/1/2002 9/1/2002 10/1/2002 11/1/2002 12/1/2002 1/1/2003 2/1/2003 3/1/2003 4/1/2003 5/1/2003 6/1/2003 7/1/2003 8/1/2003 9/1/2003 10/1/2003 11/1/2003 12/1/2003 1/1/2004 2/1/2004 3/1/2004
5629.00 5660.00 5691.00 5721.00 5752.00 5782.00 5813.00 5844.00 5872.00 5903.00 5933.00 5964.00 5994.00 6025.00 6056.00 6086.00 6117.00 6147.00 6178.00 6209.00 6238.00 6269.00
1674.93 2202.19 1980.03 1742.53 1611.23 1759.57 1724.42 1527.42 308.61 1845.65 1714.97 1514.65 1450.47 1785.13 2153.10 2293.03 2003.81 1605.30 1599.55 1607.71 1977.76 2116.97
TM-FTTM-ITB Sem1 2007-2008
