STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI “X” DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR FORGAS
TUGAS AKHIR Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM : 122 05 059
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik Perminyakan
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2010
Studi Deliverability Produksi Gas di Provinsi “X” Dengan Menggunakan Simulator FORGAS Gilang Priambodo* Dr.-Ing Ir. Rudi Rubiandini R.S.**
Sari Studi deliverability pada lapangan gas ialah merupakan suatu studi optimasi terhadap kemampuan sumur-sumur pada lapangan gas dengan laju alir dan tekanan tertentu dengan tujuan agar dapat memenuhi kebutuhan gas pada masing-masing konsumen. Pada umumnya, laju produksi sumur gas ialah sebesar 30% dari AOF (Absolute Open Flow). Setelah menyelaraskan laju produksi untuk masing-sumur, maka diselaraskan laju produksi untuk masing-masing lapangan, dan yang terakhir ialah menyelaraskan laju produksi di provinsi tersebut setelah masing-masing lapangan tersebut disatukan dan dihubungkan dengan mainline. Dalam Pengerjaannya, Studi deliverability ini menggunakan software simulator FORGASNeotec dalam perancangan model, penyelarasan laju alir, sampai dengan melakukan peramalan produksi gas masing-masing sumur untuk masing-masing skenario yang menghasilkan produksi optimal. Kata Kunci : Deliverability, Gas, AOF, Crossflow, Bottlenecking, Peramalan Laju Produksi, Optimasi.
Abstract Deliverability study of gas field is an optimization study in gas fields with certain gas rate and pressure in order to overcome demand on gas consumers During estimating production rate of gas field, it’s commonly used 30% of AOF (Absolute Open Flow). After production history matching for each well, for each field, and finally we match the production history in district-X that gas from each field be gathered in mainline and delivered to consumers. During this study, FORGAS-Neotec is used for building model, until forecasting production rate that overcome the demand of gas consumers. Key words: Deliverability, Gas, AOF, Cross flow, Bottlenecking, Production Rate Forecasting, Optimization.
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Pembimbing, Dosen Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
1
I.
PENDAHULUAN
1.1
Latar Belakang
Kebutuhan gas yang semakin tinggi di pasaran, membuat PT “X” berusaha meningkatkan produksi gas di beberapa lapangannya di provinsi “X”. Di provinsi ini terbagi menjadi dua area sesuai dengan letaknya masing-masing yaitu Area Barat dan Area Timur dan secara total terdapat sebanyak 19 lapangan minyak dan gas non-Asso yang aktif berproduksi dan jumlah sumur gas nonasso sebanyak 96. Semua gas yang terproduksi dari lapisan gas non-asso dan gas asso-nya ikut diproduksikan melalui mainline untuk bersama-sama disalurkan ke konsumen. Beberapa lapangan tersebut ialah: Area Barat :
Area Timur :
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
Struktur A Struktur B Struktur C Struktur D Struktur E Struktur F Struktur G Struktur H Struktur I
Struktur J Struktur K Struktur L Struktur M Struktur N Struktur O Struktur P Struktur Q Struktur R Struktur S
Lapangan-lapangan gas pada provinsi-X ini sampai sekarang masih memenuhi 85% kebutuhan gas dari para konsumennya. Jadi sampai sekarang masih terjadi Shortage gas pada provinsi tersebut. Oleh karena itu, perlu dilakukan peramalan produksi dan skenarioskenario pengembangan agar di kemudian hari lapangan-lapangan pada provinsi-X ini dapat memenuhi semua kebutuhan akan konsumen di daerahnya. Sedangkan untuk data demand dari konsumennya ialah seperti yang telah tercantum pada Lampiran. Studi ini menggunakan software FORGAS untuk menentukan deliverability sumur-sumur. GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Software FORGAS adalah software yang didisain untuk memperkirakan deliverability dari sumur-sumur gas untuk saat ini dan masa depan. Selain itu dapat juga digunakan untuk merencanakan pengembangan lapangan yang lebih optimal.
1.2
Tujuan
Tujuan dari penulisan paper ini adalah mencari skenario pengembangan produksi gas di Provinsi “X” agar dapat memenuhi semua demand dari konsumen yang sesuai dengan kontrak yang telah disepakati.
II.
ALIRAN GAS DALAM PIPA
Pada paper ini untuk mengestimasi laju produksi optimum gas yang dapat dicapai untuk memenuhi demand. Beberapa hal yang akan dimasukkan pada teori dasar ini adalah teori mengenai deliverability dan persamaan laju alir gas di pipa. Pada masa awal dari tes penentuan deliverability ini sudah dikenal persamaan empiris yang selaras dengan hasil pengamatan. Persamaan ini menyatakan hubungan antara qsc terhadap Δp2 pada kondisi aliran yang stabil. Q sc = C (P R 2 − P wf 2)n………………….(1) Harga n ini mencerminkan derajat pengaruh faktor inersia turbulensi atas aliran. Bila harga n sama dengan 1 (satu), sehingga dapat disimpulkan bahwa aliran yang laminer akan memberikan harga n sama dengan 1. Sebaliknya bila faktor inersia-turbulensi berperan pula dalam aliran maka n lebih kecil dari 1 (dibatasi hingga harga paling kecil sama dengan 0.5). Untuk perhitungan pressure drop pada pipa digunakan persamaan Hagedorn-Brown untuk segmen vertikal dan Beggs-Brill untuk segmen 2
horizontal, dimana persamaan Brown didefinisikan sebagai :
Hagedorn-
…………..(2) Dan persamaan Beggs-Brill ialah:
…………...(3)
III.
PERSIAPAN PENELITIAN
Beberapa tahapan persiapan dalam melakukan penelitian adalah sebagai berikut. 3.1
3. Mengkaji dan menganalisis desain pemipaan yang optimal dan ekonomis untuk Provinsi “X”. Dalam mengkaji dan menganalisis desain pemipaan yang optimal perlu mengkaji beberapa parameter yang perlu diperhatikan, baik secara teknis maupun non-teknis. Parameterparameter tersebut antara lain : • Penentuan kehilangan tekanan sepanjang pipa. • Penentuan ukuran diameter yang optimum. • Dan parameter-parameter yang lain.
Metodologi Penelitian 3.2
Metodologi yang digunakan dalam pengerjaan Tugas Akhir deliverability ini adalah : 1. Mengumpulkan data-data awal tentang jaringan pemipaan di Provinsi “X”. Pengumpulan data-data awal yang akan digunakan dalam mendesain jaringan pemipaan di Provinsi “X” ialah antara lain : • Data tentang jumlah stasiun pengumpul dan sell point • Data mengenai jenis sampel fluida. • Data jarak antara stasiun pengumpul dengan sell point. • Dan data-data lain yang dibutuhkan. 2. Melakukan study literatur yang berkaitan dengan desain jaringan pemipaan. Study literatur ini merupakan tahapan awal sebelum melakukan pengkajian dan analisis terhadap data-data yang telah terkumpul sebelum menentukan desain yang optimum dan ekonomis.
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Pembuatan Model
Beberapa langkah yang dilakukan dalam membuat model ialah seperti berikut :
Memasukkan initial condition pada system
Memilih metode perhitungan
Memilih facilities dan menghubungkannya satu sama lain
Memasukkan data reservoir
Memasukkan data komposisi fluida
Memasukkan data profil sumur
Memasukkan data permukaan (flowline, separator, kompresor)
Memasukkan konsumen
Memasukkan data delivery target
data
konsumsi
gas
Sedangkan untuk data-data yang diinputkan dapat dilihat pada lampiran. IV.
STUDI KASUS
Dalam studi kasus pada Provinsi “X” ini ialah dengan membuat model yang tervalidasi dengan kondisi actual dan kemudian dilakukan 3
optimasi dengan berbagai skenario sehingga dapat mengatasi masalah shortage gas di provinsi tersebut. 4.1
Pengolahan Data
Dimana nilai AOF adalah berasal dari persamaan di bawah ini : ……………….(4) Hasil perhitungan AOF untuk masing-masing sumur dapat dilihat pada Lampiran. Validasi Model
Setelah model di-run sampai tanggal 30 juni 2009, maka didapat nilai rate (MMscfd) dan Pwh (psia) seperti tabel pada Lampiran. Dan disertakan juga nilai error untuk masingmasing perhitungan. Untuk lebih jelasnya mengenai penyelarasan rate dan Pwh masing-masing sumur, dapat dilihat pada grafik di Lampiran. Setelah masing sumur dirasa cukup match, maka disatukan tiap-tiap sumur tersebut menjadi masing-masing struktur atau stasiun pengumpul (SP). Berikut adalah hasil perhitungan rate (MMscfd) dan error-nya: Tabel 1. Validasi Area Barat Struktur
E
Data Forgas Aktual (MMscfd) (MMscfd) 207.35 206.97
Error (%) 0.2
D
31.87
31.82
0.2
I
18.44
18.28
0.8
A
2.17
2.18
0.7
B
9.32
9.38
0.6
C
1.02
0.99
2.4
F
2.81
2.79
0.8
G
9.73
9.61
1.3
H
126.90
125.50
1.1
409.60
407.53
0.5
TOTAL
Struktur
Q1
Pengolahan data pada study deliverability gas Provinsi “X” ini adalah perhitungan nilai AOF dari masing-masing sumur.
4.2
Tabel 2. Validasi Area Timur
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Data Forgas Aktual (MMscfd) (MMscfd) 0.44 0.44
Error (%) 0.2
Q2
4.45
4.46
0.3
P
3.63
3.61
0.6
O1
8.80
8.74
0.6
O2
1.63
1.53
6.7
J1
0.75
0.75
0.3
J2
3.48
2.53
37.5
L
0.79
0.77
2.4
K1
0.82
0.81
1.1
K2
3.59
3.62
1.1
M
0.32
0.32
0.1
S
0.17
0.17
1.9
N
0.75
0.73
1.8
R
3.98
3.96
0.6
32.6323
32.4404
0.6
TOTAL
Setelah masing-masing struktur dan SP disatukan sesuai Area dan provinsi maka didapat rate (MMscfd) dan nilai error seperti tabel berikut ini: Tabel 3. Validasi Provinsi “X” Forgas Provinsi “X”
442.23
Data Aktual 439.97
Error (%) 0.5
Setelah di satukan menjadi sebuah jaringan pipa Provinsi “X”, ternyata model memiliki error sebesar 0.51447% Untuk lebih jelas mengenai penyelarasan Seprovinsi, dapat dilihat pada gambar pada Lampiran. Pada penyelarasan distribusi tekanan sepanjang mainline dibandingkan data dari perhitungan FORGAS pada tanggal 30 juni 2009 dan dibandingkan dengan data distribusi tekanan pada data 3 September 2009. Profil distribusi tekanan yang akan dibandingkan adalah tekanan mulai dari lapangan Q (paling timur) sampai plant di ujung barat.
4
4.3 Peramalan Produksi dan Optimasi 1. Base Case (Skenario 0) Setelah model di running dan match dengan data produksi pada tanggal 30 Juni 2009, kemudian di lakukan forecasting sampai akhir tahun 2020 tanpa melakukan perubahan apapun pada model tersebut. Skenario ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui kemampuan sumur-sumur jika tidak dilakukan usaha-usaha untuk peningkatan produksi. Kemudian didapat grafik seperti berikut ini. Dapat disimpulkan bahwa jika tidak dilakukan usaha peningkatan produksi terhadap lapangan-lapangan gas, maka PT ”X” tidak dapat memenuhi kebutuhan kontrak yang sudah ada / Contracted demand.
Hasil Forecasting
Pada umumnya, lapangan gas diproduksikan dengan laju alir sekitar 30% dari nilai AOF. Sehingga untuk beberapa sumur yang laju alirnya masih dibawah dari nilai 30% AOF, perlu dibuka choke-nya (Open Flow) untuk mengurangi pressure drop dan meningkatkan produksi. Dari model yang dibuat, didapat nilai dari AOF untuk masing-masing sumur seperti pada Lampiran. Untuk sumur yang potensial seperti yang telah disebutkan di atas, dilakukan skenario buka choke pada tanggal 1 Januari 2010. Kemudian didapat grafik seperti berikut.
Hasil Forecasting 600 500 400 300 200 100
500
0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rate (MMscfd)
600
2. Open Choke Sumur Potensial (Skenario 1)
Rate (MMscfd)
Untuk dapat membandingkan hasil perhitungan FORGAS dengan data aktual pada 3 September 2009, dapat dilihat grafik pada Lampiran.
400 300
Commited Demand
200
Contracted Demand 0. Base Case
100
1. Open Choke 30%AOF 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case
Gambar 1. Peramalan Produksi Base Case (skenario 0)
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Gambar 2. Peramalan Produksi Open Choke (skenario 1) dapat disimpulkan bahwa dengan membuka choke sumur-sumur yang lajunya masih dibawah 30%AOF, tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand walaupun terdapat peningkatan produksi.
5
3. Infill Drilling (Skenario 2) Skenario yang ke dua adalah infill drilling. Maksud dari skenario ini adalah menambah sejumlah sumur produksi pada strukturstruktur tertentu agar produksi gas dapat meningkat. Struktur dengan recovery factor yang relatif masih kecil (<60%) pada 31 Desember 2009 akan ditambahkan sumur baru. Skenario ini dijalankan di FORGAS pada Juli 2011. Data sumur yang akan ditambahkan pada model seperti pada Lampiran. Data sumur infill yang dimasukkan ke dalam FORGAS disamakan dengan data sumur yang produksinya sama dengan median produksi sumur pada struktur yang sama. Hasil skenario ini dapat dilihat pada grafik berikut.
4. Open Choke, Restaging Booster 4-5 dan Mengganti ID Flowline (Skenario 3) Skenario ketiga yang dilakukan adalah melakukan Open Choke seperti pada skenario kedua disertai melakukan Restaging Booster 4 dan 5. Selain itu dilakukan juga dengan mengganti Inner Diameter flowline sepanjang Booster 4 sampai plant dengan mengganti dari ukuran 24” menjadi ekivalen 32”, sebagai representasi dari dua pipa pararel yang masing-masing 24”. Semua event diasumsikan terjadi pada 1-Januari 2010. Kemudian didapatlah grafik seperti berikut dan dapat disimpulkan bahwa terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case, Skenario 1 dan Skenario 2. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand.
Hasil Forecasting
Hasil Forecasting
600
500
500
400
400
300
300
200
100
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0
100 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
200
Rate (MMscfd)
Rate (MMscfd)
600
Commited Demand Contracted Demand
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 2. Infill Drililng
Gambar 3. Peramalan Produksi Infill Drilling (skenario 2)
0. Base Case 3. Skenario 1 + Restaging 4-5 +ganti Mainline
Gambar 4. Peramalan Produksi Skenario 1 + Restaging Booster 4-5 + Ganti Mainline (skenario 3)
Dapat disimpulkan bahwa ketika sumur infill mulai berproduksi terjadi peningkatan produksi dibandingkan base case dan Skenario 1. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi awal-awal Contracted Demand. GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
6
5. Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing E-D, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline (Skenario 4) Skenario ke empat yang dilakukan adalah seperti pada skenario tiga, ditambah dengan mengganti diameter tubing semua sumur di struktur D dan E dan memasang kompresor di masing-masing lapangan. Open choke yang dilakukan ialah pada sumur yang potensial seperti pada skenario pertama dan mulai dibuka pada tanggal 1 Januari 2010. Kompressor dioperasikan pada tanggal 1 Januari 2011. Data kompresor yang dimasukkan ke dalam FORGAS seperti di bawah ini. Hasil produksi dari running software pada skenario bisa dilihat pada Lampiran dan dapat disimpulkan bahwa produksi gas nampak memenuhi Contracted Demand dan berimpit dengan garis tersebut. Namun pada tahun 2012 produksi turun walaupun masih memenuhi Contracted Demand.
Hasil Forecasting
500
600 500
300
400
100 0
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 4.Skenario 3 +ganti tubing D-E+ Kompresor
Gambar 5. Peramalan Produksi Skenario 3 + Ganti Tubing D-E + Kompresor (skenario 4) 6. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling, dan Ganti Tubing D-E (Skenario 5) GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Rate (MMscfd)
200
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Rate (MMscfd)
400
Hasil Forecasting
300 200 100 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
600
Oleh karena pada skenario keempat, pressure drop di tubing pada struktur D dan E terlalu tinggi sehingga tidak mengalir maka pada skenario ini ditambahkan perubahan ukuran tubing di kedua struktur tersebut. Pembukaan choke dan pemasangan kompresor dijadwalkan pada tanggal 1 Januari 2010, sedangkan sumur infill diproduksikan mulai Juli 2011. Choke yang dibuka pada skenario ini adalah choke pada struktur D dan E dan bukan hanya pada sumur yang potensial saja seperti pada skenario kedua, tetapi semua sumur pada struktur tersebut menjadi open flow. Ukuran tubing yang diubah adalah menjadi 4” per tanggal 1 Januari 2010. Hasil running FORGAS dapat dilihat pada grafik berikut. Dapat disimpulkan bahwa produksi gas meningkat pada awal 2010 karena efek dari kompresor dan choke serta ukuran tubing pada struktur D dan E yang diubah. Sedangkan setelah Juni 2012 produksi semakin meningkat karena adanya tambahan produksi dari sumur infill. Namun, pada tahun 2016 produksi menurun tajam.
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 5. Skenario 1 + Skenario 2 +ganti tubing D-E+Kompresor
Gambar 6. Peramalan Produksi Skenario 1 + Skenario 2 + Ganti Tubing D-E + Kompresor (skenario 5) 7
7. Kompresor, Open Choke, Infill Drilling, dan Ganti Tubing D-E, Restaging Booster 4-5, dan Ganti ID Mainline (Skenario 6) Pada skenario keenam ini sama seperti skenario lima tapi dikombinasikan dengan restaging booster 4-5 dan ganti ID Mainline seperti pada skenario tiga. Kemudian didapat hasil seperti di bawah ini. Dapat disimpulkan bahwa dengan skenario ini dapat memenuhi Contracted Demand sampai tahun 2020 dan jika laju produksi dibuat flat sekitar 400 MMscf, maka dapat sampai tahun 2018. Skenario ini merupakan skenario yang paling optimal dalam memenuhi demand dari konsumen di Provinsi ”X”.
600
Hasil Forecasting
Rate (MMscfd)
500 400 300 200 100
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 6. Skenario 5 + Restaging 4-5+Ganti Mainline
Gambar 7. Peramalan Produksi Skenario 5 + Restaging Booster 4-5 + Ganti Mainline (skenario 6) V.
PEMBAHASAN
Setelah dijelaskan melalui enam skenario pengembangan di atas, maka dapat ditarik beberapa skenario yang dapat diambil oleh PT GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
”X” untuk memenuhi kebutuhan konsumsi gas di Provinsi ”X”. Dari Base Case, didapat bahwa jika PT ”X” tidak melakukan tindakan usaha-usaha untuk meningkatkan produksi gas, tidak dapat memenuhi Contracted Demand.salah satu skenario yang memenuhi Contracted Demand yang terekonomis adalah dengan melakukan skenario empat yaitu : • Membuka Choke beberapa sumur yang masih potensial . • Me-Restaging Booster 4 dan 5 • Mengganti ukuran ID Flowline dari 24” menjadi 32” dengan mempararel dengan 24” dari outlet kompresor 4 sampai Plant sepanjang 152 Km. • Mengganti Tubing untuk sumur-sumur di D dan E dengan ukuran minimal 4”. • Memasang Compressor di masing-masing SP sebelum masuk menuju Mainline. • Membuka semua choke untuk sumursumur di D dan E. Sedangkan jika di kemudian hari terdapat perpanjangan kebutuhan gas pada Contracted Demand, maka PT ”X” dapat melakukan skenario 6, yaitu seperti skenario 4 tetapi ditambah dengan melakukan Infill di beberapa lapisan yang masih memiliki nilai Recovery Factor kurang dari 60% sehingga masih dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2018. Untuk lebih jelasnya mengenai berbagai alternatif dalam pengembangan lapangan gas PT ”X” di Provinsi ”X”, dapat dilihat pada Lampiran. VI.
KESIMPULAN
1. Secara keseluruhan, model jaringan pipa gas ini sudah cukup selaras (match) dengan error hanya sebesar 0.5%. Mengingat data yang didapatkan dari tanggal yang berbeda-beda, baik data komposisi fluida, konstanta IPR, hingga konsumsi gas. Maka dengan error dibawah 10% saja, sudah merupakan sesuatu yang baik.
8
2. Berdasarkan hasil penyelarasan tekanan dan produksi seluruh sumur, lapangan dan provinsi, maka model ini representatif mewakili kondisi sebenarnya. Sehingga dapat digunakan untuk prediksi berbagai skenario atau kasus. 3. Skenario pengembangan pertama (Open Choke), dilakukan pada sumur yang laju produksinya masih dibawah dari 30% AOF. Namun tidak mampu memenuhi Contracted Demand. 4. Skenario kedua (Infill Drilling) memberikan hasil yang agak signifikan, dimana terjadi peningkatan produksi tetapi tetap tidak dapat memenuhi Contracted Demand. Namun ada juga beberapa sumur Infill yang tidak berproduksi, contohnya seperti pada struktur Tugu Barat. 5. Skenario ketiga (Open Choke dan Restaging Booster 4 dan 5 dan Mengganti ID Mainline) didapat laju produksi yang signifikan dibandingkan dengan skenario pertama yang hanya melakukan Open Choke saja. Namun, tetap saja tidak dapat memenuhi Contracted Demand. 6. Skenario keempat (Open Choke, Restaging Booster 4-5, Ganti Tubing D-E, Memasang Kompresor di tiap Lapangan dan Mengganti ID Flowline) Mendapat hasil yang cukup memuaskan untuk memenuhi Contracted Demand sampai dengan tahun 2020. 7. Skenario kelima (Kompresor di MasingMasing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Memuaskan, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun 2015. 8. Skenario keenam (Restaging Booster 4-5, Mengganti ID Flowline, Kompresor di Masing-Masing SP, Infill Drilling, Open Choke, mengganti tubing pada struktur D dan E) didapat hasil yang Paling Optimal, dimana produksi dapat memenuhi Contracted Demand sampai 2020 dan jika produksi dibuat Flattening didapat laju GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
konstan sebesar 400 MMscfd sampai tahun 2018. 9. Jika PT “X” ingin untuk mengejar permintaan dari Committed Demand dan Potential Demand, maka PT “X” harus segera melakukan Exploration dan menemukan sumber-sumber gas baru. VII. INDEX Qsc Pr P wf C n Z AOF γ 1 2
= Gas rate pada standard condition, scf/d = Tekanan Reservoir, psia = Tekanan Bottom hole flowing , psia = Koefisien well testing. = Koefisien faktor inersia turbulensi. = Koefisien faktor deviasi gas. = Absolute Open Flow (MMscf) = Gas specific gravity, fraction = Menunjukkan kondisi 1 = Menunjukkan kondisi 2
VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. Abdassah D., "Gas Alam", Institut Teknologi Bandung, Bandung, 1998 2. Arnold K., Stewart M., "Surface Production Operations Volume 2nd", Elsevier Science, Houston, 1999. 3. Beggs Dale H., ”Gas Production Operations”, OGCI Publishing, Tulsa, 1984. 4. Ikoku Chi U., "Natural Gas Production Engineering", Krieger Publishing Company, Malabar-Florida, 1992. 5. Rubiandini Rudi, "Pipeline Technology and Maintenance", LDI-Training, Bandung, 2009. 6. Smith R. V., "Practical Natural Gas Engineering", PennWell Publishing Company, New York, 1913. Spivey John, "SPE Reprint Series 52 : Gas Reservoir Engineering", Society Petroleum Engineers, Texas, 1999.
9
LAMPIRAN
Gambar 1 Skema Jaringan Provinsi “X”
Gambar 2 Model Pada FORGAS
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
11
Tabel 1 Data Reservoir 1. Area Barat No
Struktur
Sumur
Lapisan
Kedalaman (meter)
1
A
Res.
2
B
3 4
C D
5
E
6
F
7
G
8
H
A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 F-2 F-4 G-1 G-3 G-7 H-2
900 910 1716 2047 2106 1883 1844 558 695 567 585 570 695 695 1135 1346 1374 1410 1257 1320 1485 1323 1491 1134 1125 1124 1318 1395 1263 1254 1546 1768 1780 1769 614.5
Res.
Res. Res.
Res.
Res. 1 Res. 2 Res.
Res.
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Produksi kumulatif 30-6-2009 (MMMSCF) 70,274
Pi (psia) 2737
40,214
2655
13,186 174,219
2755 1373
375,200
1852
1.555 5,268 63,860
1797.2 2054 2213
1,450.409
887
C
n
Temperatur (°F)
0.000078 0.0009 0.00014 0.000087 0.00013 0.0000144 0.000045 0.005 0.0018 0.004 0.0003 0.0035 0.00035 0.00017 0.00044 0.00032 0.018 0.0009 0.002 0.00064 0.00068 0.003 0.0009 0.00057 0.0007 0.009 0.00044 0.0009 0.00063 0.0003 0.000039 0.000115 0.000047 0.000045 0.0028
0.75 0.75 0.65 0.75 0.65 0.75 0.68 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.8 0.75 0.75 0.78 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.8 0.75 0.75 0.75 0.7 0.7 0.75 0.78 0.75 0.75
222 280
249 172
202
212 249 224
144
12
9
H-3 HA-1 HA-2 HC-1 HC-2 HD-1 HD-2 HE-1 HE-2 HF-1 HF-2 I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I-8
I
Res.
615 618 628 678 671 635 643 683 676 668 649 955 1005 1005 995 940 1136 1028
176,993
1479
0.0018 0.0047 0.0014 0.001 0.0033 0.0047 0.0044 0.00085 0.0018 0.0015 0.0014 0.008 0.00047 0.00006 0.00038 0.0013 0.00021 0.00021
0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.74 0.75 0.75 0.75 0.75
C
n
Temperatur
0.00029 0.0006 0.00055 0.00007 0.00017 0.00025 0.0012 0.000022 0.00018 0.00062 0.00019 0.0002 0.00002 0.0001 0.000063 0.00009 0.0001
0.76 0.55 0.55 0.75 0.75 0.5 0.5 0.7631 0.565 0.55 0.75 0.55 0.6 0.55 0.75 0.62 0.5
206 228
182
2. Area Timur No
Struktur
Sumur
Lapisan
Kedalaman (meter)
1 2
J K
Res. Res.
3
L
J-4 K-2 K-6 K-7 K-10A L-2 L-6 L-16 L-25 L-11 L-8 M-3 S-4 N-1 N-2 O-1 O-6
1230 1503 1492 1516 1508 1594 1603 1530 1542 1516 1400 1413 2232 1575 1534 878 991
4 5 6
M S N
7
O
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Res.
Res 2. Res. 3 Res. Res. Res. 1 Res. 2 Res. 1
Produksi kumulatif 30-6-2009 (MMSCF) 2,019 28,109
Pi (psia) 1732 2297
13,252.5
2118.5
5,526 5.945 1,068 1,131 6,218 2,368.5 0
2226.3 1965 1900 5380 2253 2254 1197
228
226 223 223 230 230 224 202
13
O-19 O-21 O-22 O-24 O-39 O-36 8
P
9
Q
10
R
Res. 2
P-4 P-6 P-7 PBT-1 Q-55 Q-48 Q-185 Q-204
Res. 1 Res. 2 Res. 3 Res. 4 Res. 1 Res. 2
Q-50 Q-191 Q-81 Q-133 Q-106 Q-118 Q-197 Q-207 R-43 R-47
Res. 4
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Res. 3
Res. 5
Res. 6 Res. 7 Res. 1 Res. 2
851 872 878 888 971 1842
0
2494
1630 1475 1410 1328 430 1790 1814 1131
4,666 13,478 2,584.4 3,376 24,000 8,154
2114 1870 2075 1500 740 2845
3,869
1522
1085 1095 1781 1802 1759 1840 1233 1370 1307 1175
20,448
1241
107,811
2645
5,641 4,483
2845 1799
11 26,796
960.5 1792
0.00075 0.00004 0.005 0.0005 0.00048 0.0003
0.6 0.6 0.6 0.75 0.5 0.75
0.000083 0.001 0.0005 0.65 0.00015 0.000016 0.00003 0.000015
0.75 0.79 0.75 0.691 0.794 0.75 0.75 0.75
216 200 200 216 132 243
0.000053 0.000096 0.000015 0.00008 0.000022 0.00004 0.000087 0.00038 0.0005 0.00015
0.75 0.65 0.75 0.65 0.75 0.6 0.65 0.55 0.75 0.7
198
280
198
232
243 195 214 220
14
Tabel 2 Data Komposisi Fluida Komposisi O2 N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6
Komposisi O2 N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6
A % 0.00 3.15 3.20 86.41 2.34 2.61 0.80 0.79 0.41 0.23 0.06
B % 0.00 2.68 16.30 68.56 5.42 3.67 0.65 0.94 0.35 0.31 1.12
C % 0 1.24 3.16 82.63 5.63 4.14 1.06 1.10 0.43 0.34 0.27
D % 0.00 3.54 0.27 91.75 2.43 0.94 0.38 0.20 0.21 0.00 0.28
E % 0.00 3.64 28.57 63.85 1.81 1.10 0.27 0.27 0.13 0.08 0.28
F-1 % 0.00 6.68 1.02 76.50 5.73 6.30 1.27 1.59 0.46 0.37 0.08
F-2 % 0.00 2.76 1.55 82.31 6.13 3.91 0.78 1.01 0.37 0.31 0.87
G % 0.00 1.03 40.83 41.26 6.68 5.38 0.99 1.52 0.53 0.54 1.24
H % 0.00 1.08 98.55 0.32 0.04 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00
I % 0.17 1.00 98.32 0.23 0.17 0.07 0.04 0.00 0.00 0.00 0.17
J % 0.00 2.06 1.04 80.35 8.36 4.85 1.26 1.25 0.38 0.33 0.12
K % 0.00 3.30 2.46 84.37 3.05 3.76 0.84 1.23 0.51 0.39 0.09
L-1 % 0.00 2.10 1.90 81.00 6.20 4.80 1.00 1.30 0.50 0.40 0.80
L-2 % 0.00 3.23 3.08 84.53 4.80 2.66 0.50 0.59 0.19 0.14 0.28
L-3 % 0.00 1.87 1.27 77.41 5.67 7.92 1.80 2.24 0.86 0.71 0.25
R-1 % 0.00 2.90 39.51 48.98 4.31 2.74 0.48 0.63 0.17 0.15 0.13
R-2 % 0.00 4.24 15.51 67.74 5.19 4.36 0.83 1.19 0.42 0.37 0.16
M % 0.00 2.15 1.13 83.79 5.14 4.69 0.99 1.22 0.45 0.36 0.08
S % 0.00 0.20 23.79 50.68 10.98 9.43 1.45 2.20 0.48 0.41 0.38
N-1 % 0.00 0.82 1.66 83.91 3.97 5.87 1.04 1.37 0.47 0.38 0.51
N-2 % 0.00 1.68 1.46 85.34 3.05 4.82 1.08 1.36 0.46 0.38 0.37
O-1 % 0.00 3.88 35.83 47.96 3.21 3.33 1.33 1.56 0.87 0.70 1.33
O-2 % 0.00 2.97 42.75 48.00 3.19 1.55 0.36 0.46 0.20 0.16 0.36
P-1 % 0.00 0.43 1.67 91.13 2.58 2.11 0.46 0.54 0.27 0.21 0.60
P-2 % 0.00 2.04 2.20 85.03 4.66 2.95 0.72 0.94 0.44 0.35 0.67
P-3 % 0.00 1.00 1.71 90.31 3.00 2.01 0.45 0.50 0.24 0.17 0.61
P-4 % 0.00 1.86 0.47 91.10 3.65 1.87 0.35 0.43 0.12 0.08 0.07
Q-1 % 0.00 3.32 43.60 48.31 2.81 0.96 0.27 0.25 0.13 0.07 0.28
Q-2 % 0.00 0.20 4.84 59.21 9.74 15.96 2.97 4.00 1.00 0.76 1.32
Q-3 % 0.00 2.97 0.23 81.38 4.87 5.35 1.51 1.67 0.78 0.54 0.70
Q-4 % 0.00 3.71 2.53 79.57 6.40 4.22 0.83 1.10 0.43 0.36 0.85
Q-5 % 0.00 0.77 6.63 72.02 4.67 8.89 2.21 2.74 1.19 0.71 0.17
Q-6 % 0.00 0.74 3.09 80.55 5.24 6.23 1.26 1.55 0.45 0.32 0.57
Q-7 % 0.00 3.20 17.97 68.09 4.95 3.16 0.61 0.85 0.32 0.28 0.57
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
15
Tabel 3 Data Profil Sumur 1. Area Barat No 1
Struktur A
2
B
3 4
C D
5
E
6
F
7
G
8
H
9
I
Sumur A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 F-2 F-4 G-1 G-3 G-7 H-2 H-3 HA-1 HA-2 HC-1 HC-2 HD-1 HD-2 HE-1 HE-2 HF-1 HF-2 I-1 I-2 I-3 I-4 I-6 I-7 I-8
Kedalaman (meter) 926 924 1759 2048 2018 1889 1846 599 702 575 590 578 698 698 1178 1450 1421 1415 1322 1322 1495 1358 1450 1144 1137 1165 1326 1400 1300 1256 1550 1768 1780 1767 630 635 630 643 690 689 656 660 707 701 693 673 998 1010 1010 1000 957 1136 1197
Tubing 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 3.5 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 4.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 3.5 NU 2-7/8 EU 3.5 NU 2-7/8 NU 2-7/8 EU 3.5 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" Camco 7" 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU
Choke (mm) 10 13 13 19 16 13 19 21 21 23 23 19 11 9 25 23 23 23 26 26 27 25 23 25 27 21 21 15 23 10 10 19 13 13 82 19 57 22 83 83 83 83 27 83 83 83 27 27 32 27 25 13 13
2. Area Timur No 1 2
Struktur J K
3
L
4 5 6
M S N
7
O
8
P
9
Q
10
R
Sumur J-4 K-2 K-6 K-7 K-10A L-2 L-6 L-8 L-11 L-16 L-25 M-3 S-4 N-1 N-2 O-1 O-6 O-19 O-21 O-22 O-24 O-36 O-39 P-4 P-6 P-7 PBT-1 Q-55 Q-48 Q-50 Q-81 Q-204 Q-191 Q-106 Q-118 Q-133 Q-185 Q-197 Q-207 R-43 R-47
Kedalaman (meter) 1.239 1506 1495 1521 1514 1594 1603 1400 1516 1530 1545 1464 2252 1593 1537 1598 995 853 874 881 892 2092 974 1632 1480 1412 1331 432.5 1793 1087 1807 1132 1132 1763 1843 1807 1829 1236 1375 1310 1178
Tubing 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 3.5 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 3.5 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-3/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU 2-7/8 EU
Choke (mm) 8 9 10 13 19 10 13 10 13 OF 6 8 6 13 8 8 6 8 10 7 13 5 OF 16 13 8 OF 21 19 16 6 13 16 10 10 13 10 10 16 9 9
Tabel 4 Data Mainline Pipa
Panjang (km)
Diameter (inch)
Struktur R-Konsumen 1
29
6
LPG 1-Terminal B
18
12
Terminal B-Booster 1
34
14
Booster 1- Booster 2 (1)
59
14
Booster 1- Booster 2 (2)
59
18
Struktur H- Booster 2
46
24
Struktur G-Booster 2
4
10
Booster 2- Booster 3 (1)
66
24
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
17
Booster 2- Booster 3 (2)
66
18
Struktur E-Struktur D
20.5
24
Booster 3- Booster 4
45
32
Stuktur I-Booster 4
15.6
10
Booster 4-Booster 5
51
24
Booster 5-Plant
74
24
Tabel 5 Data Booster Kompresor
HP
Ps (psi)
Pd (psi)
Stage
Booster 1
7660
177.75
455.04
1
Booster 2
2280
177.75
312.84
1
Booster 3
44874
64.701
355.5
2
Booster 4
16112
227.52
375.408
1
Booster 5
11246
227.52
375.408
1
Tabel 6 Data Demand
Tanggal 06/30/2009 01/01/2010 01/01/2011 01/01/2012 01/01/2013 01/01/2014 01/01/2015 01/01/2016 01/01/2017 01/01/2018 01/01/2019 01/01/2020
Contracted Demand 429 427 426 297 276 130 50 36 10 10 10 10
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Committed Demand 439.5216926 498 493 468 447 401 321 303 277 277 277 277
Potential Demand 439.521693 1178 1173 1160 1139 1093 1014 952 926 930 930 930
18
Tabel 7 Data Perhitungan nilai AOF Sumur Q-55 Q-197 Q-207 Q-204 Q-133 Q-48 Q-50 Q-81 Q-106 Q-118 Q-185 Q-191 O-1 O-19 O-21 O-24 O-36
AOF @30-6-09 (MMscfd) 2.76 0.73 0.80 0.27 0.49 0.30 0.45 0.35 0.51 0.12 0.56 0.24 0.59 3.70 0.20 20.87 37.37
Sumur K-2 K-6 K-7 J-4 L-16 L-25 L-2 L-6 L-8 L-11 K-10A M-3 S-4 N-1 N-2 R-43 R-47
AOF @30-6-09 (MMscfd) 1.13 1.08 2.16 5.96 0.60 0.23 0.14 0.69 4.32 0.92 2.34 0.33 0.19 0.13 0.93 16.77 3.32
O-6
0.12
P-04
1.182
O-22
24.81
P-07
0.7694
O-39
0.58
P-06
11.1704
P-BT/01 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18 D-2 D-3 D-4 D-7 D-10 D-13 D-14 I-1 I-2 I-3 I-4
1.3397 25.12 38.98 1058.22 53.15 177.62 36.78 39.43 176.01 51.82 32.53 39.90 1054.60 25.42 52.26 36.13 111.12 40.53 88.98 6.68 77.87 7.78 3.82 95.82 5.65 0.64 4.56
H-2 H-3 HA-1 HA-2 HC-1 HC-2 HD-1 HD-2 HE-1 HE-2 HF-1 HF-2 A-5 A-6 B-1 B-2 B-3 B-4 C-1 F-2 F-4 G-1 G-3 G-7 I-6 I-7 I-8
23.83 15.32 40.02 11.93 8.56 28.23 40.07 37.54 7.28 15.40 12.83 11.95 4.20 48.56 2.14 6.05 2.05 0.98 1.09 52.60 0.97 6.55 4.15 2.57 15.55 2.55 2.53
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
19
Gambar 3. grafik hasil matching per-sumur di Provinsi “X” pada 30 Juni 2009
Struktur ABC Group
Struktur ABC Group 6.00
4.00 FORGAS
3.00
Aktual
2.00
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
5.00
1.00 0.00 A-5
A-6
B-1
B-2
B-3
B-4
1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
FORGAS Aktual
A-5
C-1
A-6
B-2
B-3
B-4
C-1
Struktur D
Struktur D 7.00
800
6.00
700
5.00
600
4.00
FORGAS
3.00
Aktual
2.00
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
B-1
500 400
FORGAS
300
Aktual
200
1.00
100
0.00
0 D-2
D-3
D-4
D-7
D-10
D-13
D-14
D-2
D-3
D-4
D-7
D-10
D-13
D-14
Struktur E
20.00 18.00 16.00 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00
1200
FORGAS Aktual
Pwh (Psia)
1000 800 FORGAS
600
Aktual
400 200
E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18
0 E-1 E-2 E-3 E-5 E-7 E-9 E-10 E-11 E-12 E-13 E-14 E-15 E-16 E-17 E-18
Rate (MMscfd)
Struktur E
Struktur F
Struktur F 2.50
1.50
FORGAS
1.00
Aktual
0.50 0.00 F-2
F-4
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
2.00
900 800 700 600 500 400 300 200 100 0
FORGAS Aktual
F-2
F-4
21
Struktur G
Struktur G 6.00
800 700 600
4.00 FORGAS
3.00
Aktual
2.00
Pwh (Psia)
500 400
FORGAS
300
Aktual
200
1.00
100
0.00
0 G-1
G-3
G-7
G-1
G-3
25.00
400 350
20.00
300
15.00
FORGAS
10.00
Aktual
Pwh (Psia)
250 200
FORGAS
150
Aktual
100
5.00
50
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
HF-2
HF-1
HE-2
HE-1
HD-2
HD-1
HC-2
HA-2
HA-1
H-3
HF-2
HF-1
HE-2
HE-1
HD-2
HD-1
HC-2
HC-1
HA-2
HA-1
H-3
0 H-2
0.00
H-2
Rate (MMscfd)
G-7
Struktur H
Struktur H
HC-1
Rate (MMscfd)
5.00
22
Struktur I
6.00
350
5.00
300
FORGAS
3.00
Aktual
2.00
200
FORGAS
150
Aktual
100
1.00
50
0.00
0 I-1
Rate (MMscfd)
Pwh (Psia)
250
4.00
I-2
I-3
I-4
I-6
I-7
I-8
I-1
Struktur K
1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00
I-2
I-3
I-4
I-6
I-7
I-8
Struktur K
700.00 600.00 500.00 FORGAS Aktual
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
Struktur I
400.00
FORGAS
300.00
Aktual
200.00 100.00 0.00
K-2
K-6
K-7
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
K-10A
K-2
K-6
K-7
K-10A
23
Struktur L
1.80 1.60
500.00
1.20 1.00
FORGAS
0.80
Aktual
0.60
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
1.40
0.40
400.00 300.00
FORGAS
200.00
Aktual
100.00
0.20 0.00
0.00 L-16
L-25
L-2
L-6
L-8
L-11
L-16
Struktur MNRS Group
2.50
L-25
L-2
L-6
L-8
L-11
Struktur MNRS Group
1200.00 1000.00
1.50 FORGAS 1.00
Aktual
Pwh (Psia)
2.00 Rate (MMscfd)
Struktur L
600.00
800.00 600.00
FORGAS
400.00
Aktual
0.50
200.00
0.00
0.00 M-3
S-4
N-1
N-2
R-43
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
R-47
M-3
S-4
N-1
N-2
R-43
R-47
24
0.50
O-1
O-39
O-22
O-6
O-36
O-24
O-21
O-19
O-1
0.00
Struktur P
1.40
500.00
1.00 0.80
FORGAS
0.60
Aktual
0.40
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
Struktur P
600.00
1.20
O-39
1.00
Aktual
O-22
Aktual
1.50
FORGAS
O-6
FORGAS
2.00
O-19
2.50
O-36
3.00
Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
3.50
O-24
4.00
Struktur O
2000.00 1800.00 1600.00 1400.00 1200.00 1000.00 800.00 600.00 400.00 200.00 0.00 O-21
Struktur O
4.50
400.00 300.00
FORGAS
200.00
Aktual
0.20
100.00
0.00
0.00 P-4
P-6
P-7
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
PBT-1
P-4
P-6
P-7
PBT-1
25
0.10
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Q-191
Q-185
Q-118
Q-106
Q-81
Q-50
Q-48
Q-133
Q-204
Q-207
Q-197
Q-55
0.00
Aktual
Q-191
Aktual
0.20
Q-118
0.30
FORGAS
Q-50
FORGAS
Q-48
0.40
Q-133
0.50
Q-207
0.60 Pwh (Psia)
Rate (MMscfd)
0.70
Struktur Q
500.00 450.00 400.00 350.00 300.00 250.00 200.00 150.00 100.00 50.00 0.00 Q-55
Struktur Q
0.80
26
Gambar 4. grafik hasil matching per-area di Provinsi “X” pada 30 Juni 2009
Area Timur
Area Barat
8
175
7
150
6
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
S
M
Q-HP
N
J-LP
L
SPU LP
O-LP
J-MP
SPU MP
0
Aktual
P
0 C
1
A
25
F
2
B
50
G
3
I
75
D
4
H
100
FORGAS
R
Aktual
5
Q-LP
FORGAS
O-MP
125
Rate (MMscfd)
200
E
Rate (MMscfd)
9
27
Gambar 5. grafik hasil matching se-Provinsi “X” pada 30 Juni 2009
Provinsi "X" 500.00 450.00 400.00
Rate (MMscfd)
350.00 300.00
FORGAS Aktual
250.00 200.00 150.00 100.00 50.00 0.00 Provinsi "X"
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
28
Tabel 8. Open Choke Sumur Potensial Berdasarkan Nilai AOF Sumur
AOF
30% AOF
Rate @30/6/09
Q-55
2.76
0.83
0.44
Q-197
0.73
0.22
0.72
Q-207
0.80
0.24
0.68
Q-204
0.27
0.08
0.23
Q-133
0.49
0.15
0.41
Q-48
0.30
0.09
0.31
Q-50
0.45
0.13
0.41
Q-81
0.35
0.11
0.38
Q-106
0.51
0.15
0.48
Q-118
0.12
0.04
0.10
Q-185
0.56
0.17
0.51
Q-191
0.24
0.07
0.24
O-1
0.59
0.18
0.97
O-19
3.70
1.11
2.16
O-21
0.20
0.06
0.12
O-24
20.87
6.26
4.28
O-36
37.37
11.21
1.21
O-6
0.12
0.04
0.12
O-22
24.81
7.44
0.95
O-39
0.58
0.18
0.45
K-2
1.13
0.34
0.75
K-6
1.08
0.32
0.88
K-7
2.16
0.65
1.65
J-4
5.96
1.79
0.96
L-16
0.60
0.18
0.57
L-25
0.23
0.07
0.22
L-2
0.14
0.04
0.14
L-6
0.69
0.21
0.68
L-8
4.32
1.29
1.64
L-11
0.92
0.28
0.75
K-10A
2.34
0.70
1.23
M-3
0.33
0.10
0.32
S-4
0.19
0.06
0.17
N-1
0.13
0.04
0.11
N-2
0.93
0.28
0.62
R-43
16.77
5.03
2.22
R-47
3.32
1.00
1.74
E-1
25.12
7.54
12.82
E-2
38.98
11.69
13.61
E-3
1058.22
317.46
16.69
E-5
53.15
15.94
14.38
E-7
177.62
53.29
17.68
Status Choke Buka Choke Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Buka Choke Buka Choke Tetap Buka Choke Tetap Tetap Tetap Tetap Buka Choke Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Buka Choke Tetap Tetap Tetap Buka Choke Buka Choke Buka Choke
E-9
36.78
11.03
13.91
E-10
39.43
11.83
14.30
E-11
176.01
52.80
16.70
E-12
51.82
15.55
13.09
E-13
32.53
9.76
14.16
E-14
39.90
11.97
14.62
E-15
1054.60
316.38
16.00
E-16
25.42
7.63
10.31
E-17
52.26
15.68
6.65
E-18
36.13
10.84
12.06
D-2
111.12
33.34
6.64
D-3
40.53
12.16
5.67
D-4
88.98
26.69
6.45
D-7
6.68
2.00
2.78
D-10
77.87
23.36
5.97
D-13
7.78
2.33
2.72
D-14
3.82
1.15
1.58
I-1
95.82
28.74
5.58
I-2
5.65
1.69
3.49
I-3
0.64
0.19
0.43
I-4
4.56
1.37
2.74
I-6
15.55
4.66
3.39
I-7
2.55
0.77
1.26
I-8
2.53
0.76
1.40
A-5
4.20
1.26
0.62
A-6
48.56
14.57
1.56
B-1
2.14
0.64
1.69
B-2
6.05
1.81
5.10
B-3
2.05
0.62
1.91
B-4
0.98
0.30
0.68
C-1
1.09
0.33
0.99
F-2
52.60
15.78
2.05
F-4
0.97
0.29
0.74
G-1
6.55
1.97
4.86
G-3
4.15
1.25
2.71
G-7
2.57
0.77
2.04
H-2
23.83
7.15
9.52
H-3
15.32
4.60
6.54
HA-1
40.02
12.01
19.16
HA-2
11.93
3.58
5.98
HC-1
8.56
2.57
4.60
HC-2
28.23
8.47
14.52
HD-1
40.07
12.02
19.79
HD-2
37.54
11.26
19.66
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
Tetap Tetap Buka Choke Buka Choke Tetap Tetap Buka Choke Tetap Buka Choke Tetap Buka Choke Buka Choke Buka Choke Tetap Buka Choke Tetap Tetap Buka Choke Tetap Tetap Tetap Buka Choke Tetap Tetap Buka Choke Buka Choke Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Buka Choke Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap Tetap
30
HE-1
7.28
2.18
3.19
HE-2
15.40
4.62
8.21
HF-1
12.83
3.85
7.90
HF-2
11.95
3.59
6.44
Tetap Tetap Tetap Tetap
Tabel 9. Data Skenario Dengan Infill Drilling Lapisan
RF @31 Desember 2009 (%)
Status
Jumlah sumur existing
Jumlah Sumur Infill
Res. (E)
38
Infill Drilling
15
8
Res. (D)
45.5
Infill Drilling
7
4
Res. (I)
80.4
Tidak
7
0
Res. (A)
52.5
Infill Drilling
2
1
Res. (B)
37.7
Infill Drilling
4
2
Res. (C)
34.5
Infill Drilling
1
1
Res.1 (F)
42.1
Infill Drilling
1
1
Res.2 (F)
26.7
Infill Drilling
1
1
Res. (G)
41.4
Infill Drilling
3
2
Res. (H)
55.5
Infill Drilling
12
6
Res.1 (Q)
38.6
Infill Drilling
1
1
Res.2 (Q)
52.4
Infill Drilling
1
1
Res.3 (Q)
65.4
Tidak
2
0
Res.4 (Q)
36
Infill Drilling
2
1
Res.5 (Q)
69.1
Tidak
3
0
Res.6 (Q)
70.5
Tidak
1
0
Res.7 (Q)
75.4
Tidak
1
0
Res.1 (P)
64.4
Tidak
1
0
Res.2 (P)
79.3
Tidak
1
0
Res.3 (P)
68.4
Tidak
1
0
Res.4 (P)
75.3
Tidak
1
0
Res.1 (O)
45.1
Infill Drilling
7
3
Res.2 (O)
44
Infill Drilling
1
1
Res. (K)
55.2
Infill Drilling
4
2
Res. (J)
61.9
Tidak
1
0
Res.1 (L)
60.7
Tidak
2
0
Res.2 (L)
59.2
Infill Drilling
1
1
Res.3 (L)
73.5
Tidak
2
0
Res. (M)
55.1
Infill Drilling
1
1
Res. (S)
53.1
Infill Drilling
1
1
Res.1 (N)
68.7
Tidak
1
0
Res.2 (N)
83.4
Tidak
1
0
Res.1 (R)
99.8
Tidak
1
0
Res.2 (R)
79.8
Tidak
1
0
Jumlah Sumur Baru
38
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
31
Gambar 6. grafik hasil semua skenario
Hasil Forecasting 600
500
400
Rate (MMscfd)
300
200
100
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
0
Commited Demand Contracted Demand 0. Base Case 1. Open Choke 30%AOF 2. Infill Drililng 3. Skenario 1 + Restaging 4-5 +ganti Mainline 4.Skenario 3 +ganti tubing D-E+ Kompresor 5. Skenario 1 + Skenario 2 +ganti tubing D-E+Kompresor 6. Skenario 5 + Restaging 4-5+Ganti Mainline
GIlang Priambodo-12205059-Semester II 2009/2010
32
Tabel 10. Kesimpulan Skenario 1 2
Yang Perlu Dilakukan Hasil Open choke sumur-sumur yang laju alirnya masih dibawah 30% AOF Tidak Memenuhi Contracted Demand Infill Drilling untuk beberapa lapisan yang nilai recoverynya masih kurang dari 60% Tidak Memenuhi Contracted Demand
Evaluasi Tidak Memuaskan Tidak Memuaskan
3
• • •
Skenario 1 Restaging Booster 4-5 Ganti ID Mainline
Tidak Memenuhi Contracted Demand
4
• • •
Skenario 3 Ganti Tubing D-E Kompresor di masing-masing SP
Memenuhi Contracted Demand
5
• • •
Skenario 1 + Skenario 2 Ganti Tubing D-E Kompresor di masing-masing SP
Memenuhi Contracted Demand + Flat Rate 400 MMscfd sampai 2015 Cukup Memuaskan
6
• • •
Skenario 5 Restaging Booster 4-5 Ganti ID Mainline
Memenuhi Contracted Demand + Flat Rate 400 MMscfd sampai 2018 Optimal
Tidak Memuaskan
Kurang Memuaskan
