Studi Deliverability Produksi Gas di Lapangan X Field X Gas Production Deliverability Study Oleh: Miftah farid

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Studi Deliverability Produksi Gas di Lapangan “X” Field “X” Gas Production Deliverability Study Oleh: Miftah farid

Sari Deliverabiliy sumur gas merupakan kemampuan suatu sumur gas untuk memproduksikan gas dengan laju alir dan tekanan tertentu. Untuk menentukan deliverability suatu sumur gas, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur tersebut (multipoint test). Ada 3 metode yang berkembang dalam melakukan multipoint test , yaitu Back Pressure Test, Isochronal Test dan Modified Isochronal Test. Penggunaan ketiga metode ini akan didapatkan harga Absolute Open Flow Potential (AOF) untuk masing – masing reservoir. Dalam menentukan laju produksi suatu lapangan gas, seringkali digunakan harga rate sebesar 30% dari AOF (rule of thumb). Akan tetapi AOF yang digunakan adalah AOF hasil penjumlahan dari AOF semua lapisan yang akan diproduksikan. AOF hasil penjumlahan ini belum tentu sama dengan AOF lapangan yang sebenarnya. Pada umumnya AOF nyata lebih rendah dibandingkan dengan cara penjumlahan sederhana. Hal ini terjadi karena adanya crossflow gas antar layer. Layer dengan tekanan yang lebih besar akan menekan bahkan menginjeksi layer yang bertekanan lebih rendah. Selain itu crossflow juga dapat terjadi di manifold sehingga sumur yang memiliki tekanan kepala sumur lebih rendah akan mengalami tekanan balik. Demikian juga dengan studi deliverability yang dilakukan di Lapangan gas ”X”. Saat ini lapangan X berproduksi dengan laju harian rata – rata 140 MMscfd. Dengan mempertimbangkan harga tekanan reservoir saat ini, Lapangan ”X” diharapkan dapat ditingkatkan laju produksinya menjadi 200MMscfd. Berdasarkan tujuan tersebut, maka studi ini dilaksanakan agar didapatkan skenario produksi yang sesuai dengan harapan. Dalam pengerjaannya, studi ini menggunakan software gasdel agar dapat dilihat langsung pengaruh dari backpressure yang terjadi. kata kunci : Deliverability Gas, AOF, Peramalan Laju Produksi. Abstract Gas Well Deliverability is capability of gas well to produce with certain rate and pressure. before determining deliverability of gas well, well testing is conducted to obtain the Absolute Open Flow Potential (AOF). By using 3 commonly known multipoint test method, the AOF value will be gain layer by layer During estimating production rate of gas field, its commonly used 30% of AOF value (rule of thumb). The Field AOF is calculated by adding cummulative all AOF of producing layer. This AOF value not absolutely same with practical Field AOF. Generally, the practical AOF field is lower than Field AOF estimated by summation all AOF layer. This phenomena happened because the effect of crossflow between layer. The higher pressure layer will press, even inject, the lower pressure layer. Crossflow also occured in manifold. The crossflow will cause the lower wellhead pressure well suffer backpressure. This phenomena also occurred in deliverability study conducted in “X” gas field. Lately, “X” gas field produce gas with average rate 140 MMscfd. Based on reservoir pressure condition lately, the daily production “X” gas field probably can be increased into 200 MMscfd. Therefore, the study is conducted to get the best production scenario. During this study, gasdel software is used to include the effect of backpressure that occurred. Keywords: Gas well Deliverability, AOF, Production Forecasting. * Mahasiswa Program Studi Teknik perminyakan ITB.

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

1

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 I). Pendahuluan Lapangan “X” adalah salah satu lapangan penghasil gas alam yang ada di Indonesia. Lapangan ini memiliki satu reservoir utama yang menghasilkan gas alam. Gas tersebut digunakan untuk memenuhi kebutuhan energi di Pulau Jawa. Sejarah Lapangan ”X” pertama kali ditemukan pada tahun 1972 dengan menggunakan sumur ekplorasi L – 2. Selanjutnya pada tahun 1979 Lapangan ”X” pertama kali diproduksikan secara komersial dengan menggunakan enam buah sumur produksi (LA – 2, LA – 3, TA – 1, TA – 2, TC – 1, TC – 2). Selanjutnya untuk meningkatkan kapasitas produksi, pada tahun 1985 dilakukan penambahan enam sumur produksi (TD – 1, TD- 2, TE – 1, TE – 2, TF – 1, TF – 2). Saat ini Lapangan “X” memproduksikan rata – rata 140 MMscfD dengan menggunakan 11 sumur dari 6 platform yang ada.

4.

perubahan saturasi air dan porositas terhadap perubahan tekanan diabaikan

Selain itu dalam mensimulasikan kehilangan tekanan sepanjang pipa, software gas del memberikan pilihan korelasi yang dapat digunakan, yaitu: 1. aliran vertikal: a. Average P-T b. Cullender – Smith 2. Aliran Horizontal: a. Panhandle - A b. Panhandle – B c. Weymouth d. Standard

II). Data Sebelum dilakukan simulasi deliverability, terlebih dahulu dilakukan pengumpulan data – data yang diperlukan. Data – data yang diperlukan dapat digolongkan menjadi:

1) Data Permukaan PT ”X” E&P selaku perusahaan yang mensuplai kebutuhan gas alam di pulau jawa saat ini hanya dapat memenuhi kebutuhan gas 85% dari kontrak yang ada, dimana 38% total pasokan gas PT ”X” E&P berasal dari Lapangan ”X”. Oleh karena itu PT ”X” E&P berencana meningkatkan laju produksi gas Lapangan ”X” hingga mencapai 200 MMscfD agar dapat memenuhi suplai gas sesuai dengan kontrak permintaan. Studi ini menggunakan software gasdel untuk menentukan deliverability sumur – sumur. Software gasdel adalah software yang melakukan perhitungan perkiraan laju produksi gas dengan mempertimbangkan faktor backpressure maupun crossflow. Dengan menggunakan simulator ini, dapat dilihat pengaruh langsung dari fenomena backpressure saat gas dari berbagai sumur bertemu di manifold. Agar dapat melaksanakan simulasi, diperlukan model produksi dari bawah sumur hingga kompressor yang representatif dengan kondisi nyata. Dalam pelaksanaan simulasi estimasi cadangan dan tekanan reservoir, software ini menggunakan metoda P/Z vs Gp, dengan asumsi yang digunakan yaitu: 1. resevoir diasumsikan sebagai model tangki yang memiliki volume yang tetap 2. perubahan tekanan akan tersebarkan secara merata ke seluruh reservoir 3. data PVT tersedia dan mewakili reservoir bersangkutan


i. Jumlah sumur produksi ii. Konfigurasi peralatan permukaan iii. Tekanan dan temperatur peralatan permukaan 2) Data Sumur i. Laju produksi setiap sumur ii. Konfigurasi peralatan produksi setiap sumur. iii. Data IPR setiap sumur 3) Data Lapisan i. Sejarah tekanan reservoir dan temperatur ii. Sifat fisik fluida reservoir.

2.1 Data Permukaan 2.1.1. Jumlah sumur produksi Saat ini Lapangan “X” memiliki enam buah platform dan 11 buah sumur produksi, yaitu: • sumur LA – 2 dari platform LA • TA – 1 dan TA – 2 dari platform TA • TC – 1 dan TC – 2 dari platform TC • TD – 1 dan TD – 2 dari platform TD • TE – 1 dan TE – 2 dari platform TE • TF – 1 dan TF – 2 dari platform TF. 2.1.2. Konfigurasi peralatan permukaan Lapangan ”X” memiliki sebelas sumur produksi dan 6 platform. Yang digunakan untuk memproduksi dan mengalirkan gas menuju stasiun kompressor di onshore. Besar dan panjangnya jalur aliran gas dapat dilihat dalam gambar berikut ini:

2

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 33 Miles 24”

TA

Compressor

6..3 Miles 14”

Processing Platform

1.4 Miles 20”

2.07 Miles 12”

TD 2.14 Miles 16”

LA

1 Mile 12”

TE

TF

2.2 Data Sumur 2.2.1. Laju produksi setiap sumur Data laju produksi setiap sumur adalah parameter penting dalam melakukan perhitungan jumlah gas yang sudah diproduksikan (Gp). Berikut ini adalah gambar grafik dari laju produksi harian sumur TA – 2:

TC Laju Produksi Harian vs Waktu

Gambar 2.1 Kofigurasi Peralatan Permukaan

Tabel 2.1 Sejarah Tekanan Kompressor Time (day)

Q field P comp Gp Date (MMscfd) (psia) (MMscf) 155.889 177.8 1310727 3/8/2005 155.413 174.9 1310882 3/9/2005 155.413 174.9 1311038 3/10/2005

9 Tekanan kepala sumur Harga tekanan kepala sumur untuk setiap sumur dimiliki mulai dari awal produksi hingga data terakhir tanggal 6 Desember 2007. Sebagai contoh, akan ditampilkan grafik sejarah tekanan kepala sumur dari sumur TA – 2 berikut ini.

40

q (MMscfd)

2.1.3. Tekanan dan temperatur peralatan permukaan Data tekanan dan temperatur permukaan yang dimiliki dalam studi ini antara lain: 9 Tekanan kompressor. Harga tekanan kompressor yang tersedia dalam studi ini hanya harga tekanan pada saat 8 Maret 2005 hingga 10 Maret 2008, seperti yang terlihat dalam tabel berikut ini:

50

30

20

10

0 1978

1988

waktu

1998

2008

Gambar 2.3 Sejarah Laju Produksi Harian TA - 2

2.2.2. Konfigurasi peralatan produksi setiap sumur Konfigurasi peralatan produksi setiap sumur di Lapangan ”X” umumnya menggunakan tubing tunggal untuk memproduksikan gas. Panjang, diameter dalam, serta faktor kekasaran pipa menjadi parameter penting dalam pelaksanaan studi ini. Berikut ini adalah gambar skema konfigurasi peralatan produksi dari sumur TF – 1:

Tubing Pressure vs Waktu 1000 900

Pressure (psig)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 1994

1999

waktu

2004

Gambar 2.2 Sejarah Tekanan Kepala Sumur TA – 2

9 Temperatur peralatan permukaan Temperatur peralatan permukaan umumnya diasumsikan konstan 138 0 F


3

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 TF - 1 WELL COMPLETION DIAGRAM STRING EQUIPMENT DESCRIPTION

DEPTH

LONG STRING EQUIPMENT DESCRIPTION

DEPTH

44 jts 7" jts 5 1/2" 2 x 10' 5 1/2 PUPS 1 x 8 7" PUP 1 x 10' 7" PUP No. collar

290.3

FMC TBG Hanger TC-1A-EN 8 PUP jt. no. callar 6 jt 7" 6' flowcoupling BAN1033

295.9

6" BA-6 sfty valve Nipple 6" x 5.937" td. BAN 981

298.4

6" flowcoupling BAN1078

41 jt. 7"

2106.89

End of seal assy

2000.5

7" x 5 1/2 X-Over 1 jt. 5 1/2

2041.14

CAMCO5 1/2 MMG side pocket BAM 754 1 jt 5 1/2

2088.89 2090.74

Top of seal assy BAE 330A CAMCODEW-15 Seal Receptacle with relatch aude and hah sfty jt. BAE 330 CAMCO HSP-1 9 5/8 x 5 1/2 PKRseals BAE 329B 5 1/2 x 10' PUP jt.

2111.04

2125.89

DB-5 Nipple 4.562 ID BAN 997 1 jt 5 1/2 Tubing

2167.15

DB-5 Nipple 4.5 ID BAN 1003 10 x 5 1/2 Pup

2179 2180

PE-500 Pump out sub (4.5 ID) End of tubing

PARIGI GAS : 2193 - 2273

PBTD@ 2295

9 5/8 Casing @ 2339

Gambar 2.4 Konfigurasi Peralatan Produksi Sumur TA2 Sedangkan harga panjang, diameter dan faktor kekasaran tubing untuk setiap sumur dapat dilihat dalam tabel berikut: Tabel 2.2 Konfigurasi Tubing T u b in g

Sum ur ID (in )

R o u g h n e s s (in )

D e p th (ft)

L A -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

1987

T A -1

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2002

T A -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2034

T C -1

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2180

T C -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2154

T D -1

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2069

T D -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2091

T E -1

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2218

T E -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2208

T F -1

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2180

T F -2

6 .3 6 6

0 .0 0 0 6

2131


2.2.3. Data IPR setiap sumur Data IPR setiap sumur menjadi parameter penting dalam studi ini. Data tersebut akan digunakan sebagai input data dalam pembuatan model layer yang memproduksikan gas. Data IPR umumnya diperoleh dari hasil interpretasi data pengujian sumur, baik itu isochronal test maupun modified isochronal test. Karena ketiadaan data pengujian sumur yang dimiliki, maka studi ini mengambil data IPR sumur berdasarkan studi yang dilakukan sebelumnya. Selain itu harga C dan n dari IPR setiap sumur diasumsikan konstan. Berikut ini ditampilkan tabel data C dan n dari setiap sumur: Tabel 2.3 C dan n setiap sumur

Sumur

C

N

LA-2 TA-1 TA-2 TC-1 TC-2 TD-1 TD-2 TE-1 TE-2 TF-1 TF-2

0.015 0.000151 0.00339 0.017 0.000585 0.00226 0.02 0.002656 0.002656 0.000165 0.000367

0.602 0.973 0.595 0.656 0.96 0.815 0.616 0.75 0.75 0.975 0.921

Date Taken 20-12-2004 11-02-2005 11-02-2005 29-12-2004 26-12-2004 13-01-2005 16-01-2005 12-08-2004 10-08-2004 02-01-2004 02-01-2004

2.3 Data Lapisan 2.3.1. Sejarah tekanan reservoir dan temperatur Data sejarah tekanan reservoir dan temperatur didapatkan dengan melakukan pengujian sumur. Berikut ini ditampilkan sejarah tekanan reservoir dari masing – masing sumur:

4

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Tabel 2.4 Sejarah Tekanan Setiap Sumur NO. SUMUR Bln.Uji Tekanan 1 857.22679 LA - 2 1-Oct-82 2 833.93679 LA - 2 1-Nov-84 3 794.86679 LA - 2 1-Jan-88 4 675.74679 LA - 2 1-Mar-94 5 590.49679 LA - 2 20-Aug-97 6 538.23679 LA - 2 1-Mar-00 7 455.86679 LA - 2 15-Dec-04 8 851.9791 TA - 1 1-Oct-82 9 814.8191 TA - 1 1-Dec-84 10 536.4391 TA - 1 11-Feb-05 11 853.32124 TA - 2 1-Oct-82 12 815.59124 TA - 2 1-Dec-84 13 754.64124 TA - 2 1-Feb-88 14 661.64124 TA - 2 1-Apr-94 15 621.26124 TA - 2 28-Aug-97 16 588.04802 TA - 2 6-Mar-00 17 524.64802 TA - 2 11-Feb-05 18 908.63836 TC - 1 1-Oct-82 19 892.68753 TC - 1 1-Nov-84 20 597.35753 TC - 1 1-Mar-00 21 517.06753 TC-01 26-Dec-04 22 835.91686 TC - 2 1-Nov-84 23 538.02686 TC - 2 13-Mar-00 24 458.21686 TC - 2 26-Dec-04 25 539.01429 TD - 1 8-Mar-00 26 454.56329 TD - 1 13-Jan-05 27 451.29101 TD - 2 14-Jan-05 28 587.32948 TE - 1 23-Aug-97 29 535.84004 TE - 1 10-Mar-00 30 479.80374 TE - 1 11-Aug-04 31 489.95216 TE - 2 10-Aug-04 32 588.79166 TF - 1 24-Aug-97 33 540.48248 TF - 1 3-Mar-00 453.53248 34 TF - 1 31-Dec-04 35 455.06756 TF - 2 31-Dec-04

2.3.2. Sifat fisik fluida reservoir Sifat fisik fluida menjadi data yang sangat penting dalam pelaksanaan studi ini. Data sifat fisik fluida selanjutnya akan dimasukkan ke dalam software. Data sifat fisik fluida Lapangan X dapat dilihat dalam tabel berikut ini:

Tabel 2.5 Data PVT PVT ANALYSIS GAS LAPANGAN "X" Tekanan (PSIA)

1,100.0

Z-Faktor -

0.9158

Viskositas (CPS)

0.01356

FVF (BG) (CF/MMSCF)

0.01410

1,000.0

0.9218

0.01333

0.01559

900.0

0.9281

0.01309

0.01741

800.0

0.9348

0.01286

0.01969

700.0

0.9418

0.01262

0.02261

600.0

0.9492

0.01239

0.02650

500.0

0.9568

0.01217

0.03190

400.0

0.9647

0.01194

0.03992

300.0

0.9729

0.01172

0.05305

200.0

0.9817

0.01150

0.07843

100.0

0.9899

0.01128

0.18100

Tabel 2.6 Komposisi Gas Lapangan “X” SUMUR Lapisan Selang pelubangan, m

GAS Tanggal am: Tanggal an: O2 , N2 , CO2 , C1 , C2 , C3 , i-C4 , n-C4 , i-C5 , n-C5 , C6+ ,

% mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol % mol

TA - 1 Lapangan "X" 618.7-629.4 632,5-637,0

16-12-97 24-12-97 0.00 0.90 0.00 98.83 0.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.00

BM rata-rata SG (dihitung, udara =1) Nilai kalori (dihitung), BTU/ Cuft

16.1 0.5589 1050

III). Pengolahan Data Setelah dilakukan pengumpulan data, selanjutnya dilakukan membuatan model jaringan pipa produksi dari dasar sumur dengan menggunakan software Gasdel. Sebelum model dibuat, terlebih dahulu harus dilakukan pemahaman tentang jaringan pipa produksi dari Lapangan “X”.


5

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Berikut ini akan ditampilkan hasil penyelarasan terbaik yang didapatkan: • Penyelarasan Laju Produksi Total

3.1 Pembuatan Model Jaringan Flowline

Field Rate vs Time 200 190 180

Rate, MMscfD

170 160 150 140 130 120 110 100 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date History Field Rate

Hasil Run Final

Gambar 3.1 Matching Rate Total

•

Penyelarasan Tekanan Kompressor Data Tekanan vs Waktu

350.000 330.000 310.000

Tekanan, Psia

290.000 270.000 250.000 230.000 210.000 190.000 170.000 150.000 6-Mar-05

7-Mar-05

8-Mar-05

9-Mar-05

10-Mar-05

11-Mar-05

12-Mar-05

Time Offshore

Inlet Cilamaya

Header 24"

Hasil Run Final

Gambar 3.2 Matching Tekanan Kompressor

•

Penyelarasan Laju Produksi Harian dan Tekanan Kepala Sumur Plot Rate LA-2 vs Time

15

10 Rate, MMscD

Seperti yang terlihat pada Gambar 2.1, Lapangan “X” memproduksikan gas menggunakan enam buah platform produksi plus satu platform pengolahan. Masing – masing platform umumnya memiliki lebih dari satu sumur produksi. Setelah mengalir sampai wellhead, gas dialirkan menuju manifold. Dengan demikian, hanya digunakan satu buah pipa flowline untuk mengalirkan gas dari satu platform menuju platform pengolahan. Hal ini terjadi pada sumur – sumur di platform LA dan TA. Setelah dipisahkan dari uap air yang terkandung, gas dialirkan menuju compressor station yang terletak 33 miles di onshore. Akan tetapi skema jalur pipa aliran gas tersebut yang digunakan platform LA dan TA berbeda pada sumur – sumur yang terletak di platform TC, TD, TE dan TF. Karena letak keempat platform tersebut yang berdekatan, gas hasil produksi dari keempat platform tersebut dialirkan menuju manifold yang terletak di platform TD. Selanjutnya gas tersebut dialirkan menuju platform pengolahan menggunakan pipa tunggal berdiameter 20”. Kegiatan studi dilanjutkan dengan memasukkan semua data yang dibutuhkan software gasdel dari data lapisan hingga data permukaan. Skema jalur pipa gas yang dibangun gasdel dapat dilihat dalam lampiran. 3.2 History Matching Setelah model gasdel selesai dibangun, hasil running tersebut perlu divalidasi dengan cara melakukan penyelarasan / history matching. Ada tiga hal yang perlu dilakukan penyelarasan, yaitu: • Penyelarasan Laju Produksi Total • Penyelarasan Tekanan Kompressor • Penyelarasan Laju Produksi Harian • Penyelarasan Tekanan Kepala Sumur

5

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date LA-2 History

Untuk mendapatkan hasil simulasi gasdel yang selaras, dilakukan sensitivitas match factor layer, match factor tubing, dan match factor flowline. Match factor ialah faktor pengali yang dimasukkan ke dalam proses perhitungan software gasdel. Dengan adanya match factor, besarnya pressure drop di tubing dan flowline dapat disesuaikan agar mendekati data history. Sedangkan pada layer, match factor berpengaruh terhadap laju penurunan tekanan terhadap laju produksi.


Hasil Run Final

Gambar 3.3 Matching Laju Produksi Harian sumur LA-2

6

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Plot Pwh LA-2 vs Time

Plot Pwh LTA-2 vs Time

600

600

500

500

400

Pwh, Psia

Pwh, Psia

400

300

300

200 200

100 100

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

0 3/1/2005

Date

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date

LA-2 History

Hasil Run Final

LTA-2 History

Gambar 3.4 Matching Tekanan Kepala Sumur LA – 2

Hasil Run Final

Gambar 3.8 Matching Tekanan Kepala Sumur TA – 2 Plot Rate LTC-1 vs Time

Plot Rate LTA-1 vs Time

40

30 35

Rate, MMscfD

30

Rate, MMscfD

20

25

20 10 15

10 3/1/2005 0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date 6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

LTC-1 History

12/8/2007

Hasil Run Final

Date LTA-1 History

Gambar 3.9 Matching Laju Produksi Harian Sumur TC – 1

Hasil Run Final

Gambar 3.5 Matching Laju Produksi Harian Sumur TA – 1

Plot Pwh LTC-1 vs Time 600

Plot Pwh TLA-1 vs Time 600

500

500

Pwh, Psia

400

Pwh, Psia

400

300

300 200

200 100

100 0 3/1/2005 0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Time 6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

LTC-1 History

Hasil Run Final

Date TLA-1 History

Hasil Run Final

Gambar 3.6 Matching Tekanan Kepala Sumur TA – 1

Gambar 3.10 Matching Tekanan Kepala Sumur TC – 1 Plot Rate LTC-2 vs Time 30

Plot Pwh LTA-2 vs Time 25

25 20

Rate, MMscfD

Rate, MMscfD

20 15

10

15

10 5

5 0 3/1/2005

9/17/2005

4/5/2006

10/22/2006

5/10/2007

11/26/2007

Time LTA-2 History

Hasil Run Final

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date

Gambar 3.7 Matching Laju Produksi Harian Sumur TA – 2


LTC-2 History

Hasil Run Final

Gambar 3.11 Matching Laju Produksi Harian Sumur TC – 2

7

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Plot Pwh LTC-2 vs Time

Plot Pwh LTD-2 vs Time 450

600

400 500 350

300

Pwh, Psia

Pwh, Psia

400

300

200

250

200

150

100 100 50

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

0 3/1/2005

12/8/2007

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

LTC-2 History

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date

Date Hasil Run Final

LTD-2 History

Gambar 3.12 Matching Tekanan Kepala Sumur TC – 2

Hasil Run Final

Gambar 3.16 Matching Tekanan Kepala Sumur TD – 2

Plot Rate LTD-1 vs Time

Plot LTE-1 Rate vs Time

40 12 35 10 30

8 Rate, MMscfD

Rate, MMscfD

25

20

15

6

4 10

5

0 3/1/2005

2

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

0 3/1/2005

Date

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date LTD-1 History

Hasil Run Final

LTE-1 History

Gambar 3.13 Matching Laju Produksi Harian Sumur TD – 1

Hasil Run Final

Gambar 3.17 Matching Laju Produksi Harian Sumur TE – 1

Plot Pwh LTD-1 vs Time

Plot Pwh LTE-1 vs Time

450

600

400 500 350

400

Pwh, Psia

300

Pwh

250

200

150

300

200

100 100 50

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

0 3/1/2005

12/8/2007

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

Date LTD-1 History

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007


LTE-1 History

Gambar 3.14 Matching Tekanan Kepala Sumur TD – 1

Hasil Run Final

Gambar 3.18 Matching Tekanan Kepala Sumur TE – 1

Plot LTD-2 Rate vs Time

Plot Rate LTE-2 vs Time

30

16

14 25 12 20 Rate, MMscfD

Rate, MMscfD

10

15

8

6 10 4 5 2

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date LTD-2 History

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007


Gambar 3.15 Matching Laju Produksi Harian Sumur TD – 2


LTE-2 History

Hasil Run Final

Gambar 3.19 Matching Laju Produksi Harian Sumur TE – 2

8

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Plot Pwh LTE-2 vs Time

Plot Pwh LTF-2 vs Time 500

600 450 400

500

350 400

Pwh, Psia

Pwh, Psia

300

300

250 200 150

200

100 100 50

0 3/1/2005

0 3/1/2005 6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

Date LTE-2 History

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

12/8/2007

9/4/2006

Gambar 3.20 Matching Tekanan Kepala Sumur TE – 2

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date LTF-2 History

Hasil Run Final

Hasil Run Final

Gambar 3.24 Matching Tekanan Kepala Sumur TF – 2

IV). Hasil Simulasi Setelah didapatkan model gasdel yang matching dan dapat mewakili kondisi real maka didapatkan harga estimasi IGIP dari Lapangan “X”. Selain itu prediksi produksi akan datang juga dapat dilakukan dengan menggunakan software gasdel. 4.1 Estimasi Harga IGIP Harga IGIP diperoleh dari hasil running simulasi ini dapat dilihat dalam gambar berikut:

Plot Rate LTF-1 vs Time 30

25

Rate, MMscfD

20

15

10

5

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date LTF-1 History

Hasil Run Final

P/z vs Gp

Gambar 3.21 Matching Laju Produksi Harian Sumur TF – 1

1000 900 800 700

Plot Pwh LTF-1 vs Time

600 P/z

600

500 400

500

300 y = -0.018x + 3925.5 R2 = 1

200

Pwh, Psia

400

100 0 0

300

50000

100000

150000

200000

250000

Gp 200

Data Produksi

100

0 3/1/2005

matching

Linear (matching)

Gambar 4.1 P/Z vs Gp Sumur LA – 2 6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

P/z vs Gp

Date LTF-1 History

Hasil Run Final

1200

Gambar 3.22 Matching Tekanan Kepala Sumur TF – 1

1000 800

y = -0.0033x + 1101.3 R2 = 1

P/z

Plot Rate LTF-2 vs Time 35

600 400

30

200 25

Rate, MMscfD

0 20

0

50000

100000

150000

200000

250000

Gp 15

Data Produksi 10

Matching

pz initial

Linear (Matching)

Gambar 4.2 P/Z vs Gp Sumur TA – 1

5

0 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Time LTF-2 History

Hasil Run Final

Gambar 3.23 Matching Laju Produksi Harian Sumur TF – 2


9

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 P/z vs Gp 1200

1000

1000

800

800 P/z

P/z

P/z vs Gp 1200

600 400

600 400

200 0

y = -0.003x + 970.77 R2 = 1

200

y = -0.0037x + 977.32 R2 = 1

0

0

50000

100000

150000

200000

250000

0

50000

100000

150000

Gp Data Produksi

matching

pz initial

Linear (matching)

Data Produksi

Gambar 4.3 P/Z vs Gp Sumur TA – 2

matching

pz initial

Linear (matching)

P/z vs Gp

1200

1200

1000

1000

800

800 P/z

P/z

250000

Gambar 4.7 P/Z vs Gp Sumur TD – 2

P/z vs Gp

600 400

600 400

y = -0.0044x + 1185 R2 = 1

200

y = -0.0118x + 1209.2 R2 = 1

200

0

0

0

20000

40000

60000

80000 100000 120000 140000 160000 180000 200000

0

10000

20000

30000

40000

Gp Data Produksi

matching

Linear (matching)

Data Produksi

60000

70000

80000

matching

pz initial

Linear (matching)

Gambar 4.8 P/Z vs Gp Sumur TE – 1

P/z vs Gp

P/z vs Gp

1200

1200

1000

1000

800

800 P /z

600 y = -0.0086x + 1218.2 R2 = 1

400

50000

Gp

Gambar 4.4 P/Z vs Gp Sumur TC – 1

P/z

200000

Gp

600 y = -0.0049x + 970.76

400

200

2

R =1

200

0 0

20000

40000

60000

80000

100000

0

120000

0

Gp

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

Gp Data Produksi

matching

pz initial

Linear (matching)

Data Produksi

Gambar 4.5 P/Z vs Gp Sumur TC – 2 P/z vs Gp

Linear (matching)

P/z vs Gp

1200

1200

1000

1000

800

800

600

P/z

P/z

matching

Gambar 4.9 P/Z vs Gp Sumur TE – 2

400

400

y = -0.0038x + 970.77 R2 = 1

200

600

y = -0.0101x + 969.57 R2 = 1

200

0 0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

0 0

10000

20000

30000

Gp Data Produksi

matching

40000

50000

60000

70000

Gp

pz initial

Linear (matching)

Gambar 4.6 P/Z vs Gp Sumur TD – 1


Data Produksi

matching

pz initial

Linear (matching)

Gambar 4.10 P/Z vs Gp Sumur TF – 1

10

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 menggunakan korelasi tekanan vs z – factor dari PVT analisis maka diperoleh data tekanan estimasi. Metoda ini digunakan untuk masing – masing sumur dengan masing – masing grafik P/Z vs Gp. Hasil interpretasi tersebut dapat dilihat dalam tabel berikut:

P/z vs Gp 1200 1000

P/z

800 600 400 y = -0.0051x + 966.62 2

R = 0.9999

200 0 0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

Gp Data Produksi

matching

pz initial

Linear (matching)

Gambar 4.11 P/Z vs Gp Sumur TF – 2

Harga IGIP diperoleh dengan cara mengekstrapolasi Grafik P/Z vs Gp diatas agar memotong sumbu X. Berikut ini adalah tabulasi dari IGIP masing – masing sumur: Tabel 4.1 Tabulasi IGIP Sumur LA-2 TA-1 TA-2 TC-1 TC-2 TD-1 TD-2 TE-1 TE-2 TF-1 TF-2 Total

OGIP (MMScf) 218083.33 333727.27 264140.54 269318.18 141651.16 255465.79 323590 102474.57 198114.29 95997.03 189533.33 2,392,095.49

Berdasarkan data produksi harian bahwa Lapangan “X” telah memproduksikan 1.46 Tscf gas. Dengan demikian, dapat dinyatakan bahwa Lapangan “X” sudah diproduksikan dengan recovery factor sebesar 61%. 4.2 Peramalan Laju produksi Peramalan produksi dilakukan dengan cara yang sama dengan perhitungan cadangan, yakni dengan menjalankan simulasi gasdel menggunakan konfigurasi yang sudah dilakukan matching. Peramalan laju produksi dilakukan pada masa produksi di tanggal 6 Desember 2007. Hambatan dalam melakukan peramalan ini adalah ketidaktersediaan data tekanan reservoir pada saat 6 Desember 2005. oleh karena itu dilakukan interpolasi Sebagai contoh, pada tanggal 6 Desember 2007 sumur TE – 2 telah berproduksi sebesar 105.85 Bscf. Lalu dengan menggunakan grafik P/Z vs Gp hasil matching, masukkan harga kumulatif produksi tersebut. Tarik garis vertikal ke atas hingga memotong garis P/Z vs Gp. Selanjutnya tarik garis horizontal hingga didapatkan harga P/Z. Selanjutnya dengan


Tabel 4.2 Estimasi Harga Tekanan Reservoir Well Gp Pr/z Pr LA-2 197,945 362.48 351.89 TA-1 185,454 489.30 470.92 TA-2 133,092 484.88 466.81 TC-1 163,885 463.90 447.25 TC-2 100,524 353.69 343.56 TD-1 151,300 395.83 383.39 TD-2 184,422 417.50 403.78 TE-1 64,467 448.49 432.84 TE-2 105,850 452.10 436.21 TF-1 59,105 372.61 361.47 TF-2 115,942 375.32 364.03

Ada beberapa skenario produksi yang akan dicoba dilakukan untuk mencari skenario produksi terbaik untuk Lapangan “X”, yaitu: 1. Gas langsung dialirkan menuju Main line tanpa melewati kompressor dengan tekanan 250 Psi dan laju produksi 120 MMscfd 2. Optimalisasi kompressor di Compressor Station, seperti yang terlihat pada Gambar 4.12. a. Suction Compressor sebesar 150 psi, laju produksi 130 MMscfd b. Suction Compressor sebesar 50 psi, laju produksi 130 MMscfd 3. Instalasi kompressor di TD Platform, seperti yang terlihat pada Gambar 4.13. a. Suction Compressor sebesar 50 psi, laju produksi 130 MMscfd b. Suction Compressor sebesar 50 psi, laju produksi 157 MMscfd c. Suction Compressor sebesar 50 psi, laju produksi 220 MMscfd

Gambar 4.12 Skema Kompressor di Onshore

11

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 minimum inlet kompressor seperti yang terlihat pada Gambar 4.15 (bintang biru). Besarnya Recovery Factor dari skenario ini adalah 83.1% (Gp = 1987974 MMscf)

TD Platform Processing Platform

Skenario 3a, 3b, 3c

Gambar 4.13 Skema Kompressor di TD Platform

Setelah dilakukan running simulasi setiap skenario maka diperoleh hasil sebagai berikut: 1. Seperti yang terlihat pada Gambar 4.14, laju produksi Lapangan “X” langsung drop dari 101 MMscfd hingga mencapai rate minimum 20 MMscfd. Hal ini disebabkan karena tekanan inlet Main Line yang mencapai 250 psi. Berdasarkan IPR kompresor yang terlihat dalam Gambar 4.15, rate maksimum yang dihasilkan dari inlet pressure 250 psi (bintang merah) adalah 101 MMscfd. Recovery factor dari skenario ini sebesar 74.31% (Gp = 1777729 MMscf)

Gambar 4.16 Rate Skenario 2.a

b.

Skenario 2.b memberikan laju produksi plato 130 MMscfd selama 450 hari. Pada awal masa simulasi, tekanan inlet kompressor sebesar 152 psi. Dengan demikian, Lapangan “X” dapat berproduksi plato hingga tekanan inlet kompressor mencapai 50 psi. Recovery factor yang dihasilkan dari skenario ini adalah sebesar 90.4% (Gp = 2162481 MMscf)

Gambar 4.14 Rate Skenario 1

Gambar 4.17 Rate Skenario 2.b

#1 #2a #2b

3.

Setelah dilakukan simulasi penempatan kompressor di Platform TD, diperoleh gambar IPR kompressor sebagai berikut:

Gambar 4.15 IPR Compressor

2.

Hasil optimalisasi kompressor di Onshore dapat dilihat sebagai berikut: a. Lapangan “X” hanya dapat memproduksikan gas sebesar 130 MMscfd sesaat lalu mengalami penurunan. Hal ini dikarenakan tekanan inlet kompressor sudah sangat dekat dengan harga


12

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008

c.

#3a #3b

#3c

Skenario 3.c memberikan laju produksi 220 MMscfd plato selama 720 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompresssor adalah 247.4 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.c sebesar 91.05% (Gp = 2178035 MMscf)

Gambar 4.18 IPR Compressor di Platform TD

Dimana Hasil skenario 3.a diwakili dengan bintang merah, skenario 3b diwakili oleh bintang biru dan skenario 3.c diwakili oleh bintang hijau. Hasil setiap skenario dijabarkan sebagai berikut: a. Skenario 3.a memberikan laju produksi 130 MMscfd plato selama 2970 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompressor adalah 322.7 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.a sebesar 91.11% (Gp = 2179642)

Gambar 4.21 Rate Skenario 3.c

V). Kesimpulan Setelah dilakukan pembuatan model fasilitas produksi Lapangan “X”, penyelarasan model, dan peramalan laju produksi maka dapat diambil kesimpulan bahwa: 1. 2.

3.

4.

Lapangan “X” adalah lapangan gas kering dengan cadangan sebesar 2.392 Tscf. Berdasarkan data sejarah produksi hingga tanggal 6 Desember 2007, Lapangan ”X” memiliki recovery factor sebesar 61%. Model gasdel yang digunakan cukup “match” dan dapat merepresentasikan kondisi nyata. Peramalan setiap skenario memberikan hasil sebagai berikut:

Gambar 4.19 Rate Skenario 3.a Tabel 5.1 Tabulasi Peramalan

b.

Skenario 3.b memberikan laju produksi 157 MMscfd plato selama 1950 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompressor adalah 305.2 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.b sebesar 91.07% (Gp = 2178488 MMscf)

No

Skenario

1 Q = 120 MMscfD

74.31%

1777.729

2a Q = 130 MMscfD

130

0 Day

83.10%

1987.974

Pcomp = 150 Psi

MMscfd 130

450 Days

90.40%

2162.481

MMscfd 130

2970 Days

91.11%

2179.642

3b Q = 157 MMscfD

MMscfd 157

1950 Days

91.07%

2178.488

Pcomp = 50 Psi 3c Q = 220 MMscfD Pcomp = 50 Psi

MMscfd 220 720 Days MMscfd

2b Q = 130 MMscfD Pcomp = 50 Psi

5.

6.

Gp Bscf

0 Day

Pcomp = 50 Psi


Plato Time Rec Factor

101 MMscfd

Pcomp = 250 Psi

3a Q = 130 MMscfD

Gambar 4.20 Rate Skenario 3.b

Rate Simulasi

91.05%

Dengan skema produksi saat ini, restaging kompressor di compressor station tidak cukup untuk meningkatkan laju produksi menjadi 200 MMscfd Instalasi kompresor di TD platform dengan inlet pressure 50 Psi menjadi

13

2178.035


7.

skenario terbaik untuk meningkatkan recovery factor skenario 3.c adalah skenario yang sesuai untuk memenuhi target produksi harian diatas 200 MMscfd.

DAFTAR SIMBOL AOF Pcomp Gp C n IGIP z SG Bg

= Absolute Open Flow, MMscfD = Compressor Pressure, Psi = Cummulative Production, Bscf = Well Constant = Gas Turbulency Constant = Initial gas In Place, Tscf = Deviation Factor = Gas Specific Gravity = Formation Volume Factor, res ft3 / scf

DAFTAR PUSTAKA 1.Abdassah. Doddy, “Teknik Gas Bumi”, Bandung, 1998. 2.Beggs, H.D., “Production Optimization Using NODAL Analysis”, OGCI Publications, Tulsa 1991. 3.Craft, B.C., Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Revised by Terry, R.E.,Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ (1991). 3.Kurnia Permadi. Asep, ”Diktat Teknik Reservoir I”, Bandung, 2004. 4.Smith, C.R., Tracy, G.W., and Farrar, R.L., “Applied Reservoir Engineering Volume 1”, OGCI Publications, Tulsa, 1992.


14


Lampiran


15


TF

TA

LA

TD

Processing Station

TE TC Compressor

Gambar F.1 Skema Jaringan Produksi Gas Lapangan X

Gambar F.2 Skema Model Jalur Pipa Produksi Simulator


16


SIFAT-SIFAT FISIK GAS 1.00

0.20

y = -7E-05x + 0.9954 R2 = 0.9968

0.15

Z-Faktor

y = 20.984x-1.044 0.90

0.10

0.85

FVP, BG atau Ug

0.95

0.05 y = 2E-06x + 0.011 R2 = 0.9998

0.80 0

200

400

600

800

1000

0 1200

TEKANAN, Psia

Gambar F.3 PVT Gas Lapangan ”X”

Period TLA-01 TLA-02 LA-02 TLD-01 TLD-02 TLF-01 TLF-02 TLC-01 TLC-02 TLE-01 TLE-02 Period TLA-01 TLA-02 LA-02 TLD-01 TLD-02 TLF-01 TLF-02 TLC-01 TLC-02 TLE-01 TLE-02

Day 0 Day 35 Day 50 Day 65 Day 160 Day 175 Day 185 Day 245 Day 270 14 14 14 14 14 14 14 14 14 1 1 1 1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.01 0.005 0.005 0.005 18 18 20 20 20 20 3 3 3.5 3.5 3.5 3.5 2 4 4 0.01 0.01 1.9 1.9 0.00001 0.00001 0.00001 1 2 9 8 0.00001 0.00001 4.5 4.5 4.5 10 10 11 10 10 10 2 2 1 1 1 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.0001 1 1 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 20 19 19 20 0.001 0.01 11 0.01 18 15 15 15 20 20 20 18 20 20 Day 320 Day 355 Day 370 Day 380 Day 400 Day 435 Day 465 Day 495 Day 550 14 14 14 14 14 14 14 14 14 0.01 0.01 0.0001 0.0001 0.0001 2 2 2 0.001 20 20 20 20 20 20 20 20 20 4 4 4 4 4 1 1 4 4 2 2 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 1.2 1.2 10 20 20 20 0.5 0.5 9 9 9 1 1 1 1 12 12 12 1 1 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.0001 3 3 3 3 0.001 0.001 1.2 1.2 0.00001 18 18 18 18 8 8 8 8 1 18 18 18 18 20 12 12 12 22


17

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 Period TLA-01 TLA-02 LA-02 TLD-01 TLD-02 TLF-01 TLF-02 TLC-01 TLC-02 TLE-01 TLE-02 Period TLA-01 TLA-02 LA-02 TLD-01 TLD-02 TLF-01 TLF-02 TLC-01 TLC-02 TLE-01 TLE-02

Day 585 Day 620 Day 640 Day 650 Day 680 Day 690 Day 715 Day 745 Day 795 14 14 14 14 14 14 14 14 14 0.001 0.001 1.5 1.5 1.5 1.5 13 13 4 20 20 20 20 20 20 20 0.0009 0.0009 4 1 1 1 3 3 3 3 5 1.2 0.001 0.001 0.001 1 1 1 1 2 9 9 9 9 9 9 9 9 9 1 4 4 1 1 1 1 1 1 0.0001 0.0001 5 5 5 5 5 5 5 0.00001 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.001 8 8 9 9 20 20 20 20 12 15 15 15 15 15 15 18 17 Day 855 Day 965 Day 985 Day 1005 14 14 14 14 1 1 1 1 0.0009 0.0009 0.0009 0.1 3 0.1 0.1 0.1 2 2 0.0001 0.0001 9 9 9 9 1 1 1 1 5 0.7 0.7 0.7 0.1 0.0001 0.0001 0.0001 20 19 19 19 20 20 20 20

Gambar F.4 Match Factor Tubing Field Rate vs Time 200 190 180

Rate, MMscfD

170 160 150 140

130 120 110 100 3/1/2005

6/1/2005

9/1/2005

12/2/2005

3/4/2006

6/4/2006

9/4/2006

12/5/2006

3/7/2007

6/7/2007

9/7/2007

12/8/2007

Date History Field Rate

Hasil Run Final

Gambar F.5 Matching Rate Total Lapangan “X”


18


Data Tekanan vs Waktu 350.000 330.000 310.000

Tekanan, Psia

290.000 270.000 250.000 230.000 210.000 190.000 170.000 150.000 6-Mar-05

7-Mar-05

8-Mar-05

9-Mar-05

10-Mar-05

11-Mar-05

12-Mar-05

Time Offshore

Inlet Cilamaya

Header 24"

Hasil Run Final

Gambar F.6 Matching Tekanan Kompressor Compressor Station

Skenario #1

Skenario #2.a

Skenario #2.b

Gambar F.7 IPR Compressor di Compressor Station


19


Skenario #3.a

Skenario #3.b Skenario #3.b

Gambar F.8 IPR Compressor jika Compressor di Platform TD

Gambar F.9 Hasil Peramalan dengan Skenario 1


20


Gambar F.10 Hasil peramalan dengan Skenario 2.a

Gambar F.11 Hasil peramalan dengan Skenario 2.b


21


Gambar F.12 Hasil peramalan dengan Skenario 3.a

Gambar F.13 Hasil peramalan dengan Skenario 3.b


22


Gambar F.14 Hasil peramalan dengan Skenario 3.c


23

Studi Deliverability Produksi Gas di Lapangan X Field X Gas Production Deliverability Study Oleh: Miftah farid

Recommend Documents