iii. metode penelitian - repository.ipb.ac.id · penghasil migas, serta hubungan sosial industri...
TRANSCRIPT
64
III. METODE PENELITIAN
3.1. Lokasi dan Waktu Penelitian
Penelitian dan pengambilan data dilaksanakan pada lapangan migas XT di
Kabupaten Indramayu, Propinsi Jawa Barat, yang merupakan tempat pengambilan
data primer berupa komposisi gas ikutan, dan data sekunder berupa proses
pengolahan migas dan penangkapan CO2 pada stasiun pengumpul migas. Lokasi
tersebut di atas dikelola oleh PT. XS, dan termasuk dalam areal milik salah satu
badan usaha milik negara (BUMN), yang bergerak di bidang eksplorasi dan
eksploitasi minyak bumi dan gas alam.
Waktu penelitian dilaksanakan sekitar 6 bulan, terhitung sejak dimulai
pengambilan data primer dan sekunder di lokasi penelitian, termasuk dengan
pengolahan data, yaitu dari bulan Oktober 2009 hingga Agustus 2010. Penulisan
disertasi dan perbaikan data hasil penelitian dimulai dari bulan September 2010
hingga Maret 2011. Lokasi penelitian seperti ditunjukkan pada Gambar 24.
Gambar 24 Lokasi penelitian di lapangan XT.
65
3.2. Kajian Penelitian
Penelitian diuraikan dalam tiga tahapan kajian, yaitu :
1. Kajian rancangan proses pengendalian dan penangkapan gas CO2 dalam gas
ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.
2. Kajian rancangan proses penyimpanan gas CO2 dalam formasi geologi
dengan metode enhanced oil recovery (EOR)-miscible CO2 flooding.
3. Kajian strategi pemanfaatan dan pengolahan migas hasil recovery dari sumur
EOR dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.
3.3. Bahan dan Alat
Bahan yang digunakan dalam penelitian ini adalah sampel gas ikutan yang
berasal stasiun pengumpul migas di lapangan XT. Alat-alat yang digunakan
meliputi: gas chromatography untuk analisis komposisi gas ikutan, program
simulasi komersial Aspen Plus, CMG, dan program analisis kelayakan ekonomi.
3.4. Metode Pengumpulan Data
1. Data kajian pertama, yaitu data primer berupa komposisi gas ikutan yang
berasal dari lapangan XT, diperoleh dari hasil analisis laboratorium, salah
satunya dengan gas chromatography. Proses pengambilan sampel dimulai
dari bulan Oktober hingga Desember 2009 pada pada inlet feed gas absorber
dalam unit amin sebanyak tiga kali (3x) hingga diperoleh komposisi gas
ikutan rata-rata selama proses berlangsung. Data sekunder berupa peralatan
yang digunakan, process flow diagram (PFD), dan komposisi campuran amin,
diperoleh dari hasil survei lapangan dan pengamatan pada proses unit amin
pada stasiun pengumpul migas di lapangan XT.
2. Data kajian kedua, yaitu data sekunder berupa karakteristik geologi, batuan
dan fluida reservoir, yaitu permeabilitias, porositas, tekanan, temperatur,
kedalaman, laju produksi minyak, dan sisa cadangan migas dari sumur migas
tidak ekonomis atau tidak produktif, yang teridentifikasi hingga tahun 2004,
diperoleh dari hasil studi pemanfaatan sumur-sumur migas di Propinsi Jawa
Barat, hasil studi pelaksanaan dan pemantauan lingkungan Kabupaten
66
Indramayu dan Majalengka, data cadangan dan produksi migas dari
Direktorat Jenderal Minyak dan Gas. Data geofisik, cadangan dan produksi
migas, serta produksi gas ikutan dan gas CO2 diperoleh dari Lemigas, dan
Institut Teknologi Bandung, dari tahun 2007 hingga 2010.
3. Data kajian ketiga, yaitu data sekunder berupa kelayakan teknologi dan
ekonomi dari pemanfaatan dan pengolahan migas serta kebijakan dan strategi
pengelolaan migas hasil EOR, diperoleh dari hasil kajian pertama dan kedua,
kemudian dilengkapi dengan peraturan dan regulasi yang berlaku dalam
sistem pemerintahan otonomi daerah, yaitu UU. No. 32 Tahun 2004 tentang
Pemerintah Daerah, UU. No. 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan
antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, dan UU. No. 22 Tahun 2001
tentang Minyak dan Gas Bumi dan ketentuan perundang-undangan lainnya.
3.5. Metode Analisis Data
Data primer dan sekunder selanjutnya diolah ke dalam beberapa metode
analisis, yaitu sebagai berikut:
1. Data primer dan sekunder untuk kajian I disimulasikan dengan Aspen Plus,
yang bertujuan untuk menganalisis tingkat efisiensi gas CO2 yang dapat
dikembalikan (removal) dari proses unit amin, dan sistem penyaluran gas CO2
melalui compressor hingga penginjeksian gas CO2 ke dalam sumur EOR.
2. Data sekunder untuk kajian II diidentifikasi dengan penyaringan kriteria
lapangan dan sumur EOR, korelasi Holm-Josendal dan Yellig-Metcalfe serta
data nilai tekanan tercampur minimum (TTM) dari hasil pengujan slim-tube,
dan metode rule of thumb. Data-data tersebut kemudian disimulasikan dengan
CMG, yang bertujuan untuk menganalisis potensi pertambahan minyak dan
volume gas CO2 yang bisa disimpan di dalam sumur EOR.
3. Data sekunder untuk kajian III dianalisis dengan analisis kelayakan teknologi,
ekonomi dan sosial, yang bertujuan untuk menghitung investasi proyek EOR,
dan bagi hasil keuntungan penjualan migas dengan pemerintah daerah
penghasil migas, serta hubungan sosial industri migas dengan masyarakat di
sekitarnya sehingga dapat diketahui strategi pengelolaan migas hasil EOR.
67
3.6. Tahapan Penelitian
Penelitian dilaksanakan dalam beberapa tahapan penelitian, yaitu :
1. Tahapan kajian pertama :
a. Analisis komposisi gas ikutan lapangan XT.
b. Identifikasi diagram alir proses unit amin.
c. Identifikasi jenis alat dan model operasi peralatan unit amin.
d. Identifikasi komposisi campuran amin dan air.
e. Rancangan proses penangkapan CO2 dengan Aspen Plus.
f. Simulasi removal gas CO2 dengan larutan amin.
g. Validasi proses removal gas CO2.
h. Penyaluran gas CO2.
2. Tahapan kajian kedua :
a. Identifikasi lapangan migas dan sebaran sumur tidak produktif.
b. Identifikasi kandidat lapangan EOR dan sumur EOR potensial.
c. Identifikasi karakteristik sumur EOR potensial.
d. Identifikasi potensi cadangan migas sumur EOR.
e. Identifikasi tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi.
f. Perhitungan tekanan tercampur minimum korelasi dan CO2.
g. Rancangan proses penyimpanan CO2 dengan CMG.
h. Prakiraan potensi perolehan minyak dengan rule of thumb.
i. Validasi model simulasi dan sejarah produksi migas.
3. Tahapan kajian ketiga :
a. Identifikasi sumur EOR potensial.
b. Identifikasi kelayakan teknologi proyek EOR.
c. Uji kelayakan ekonomi proyek EOR.
d. Peramalan produksi migas lapangan EOR.
e. Perhitungan investasi proyek EOR.
f. Perhitungan cash flow investasi proyek EOR.
g. Uji sensitivitas cash flow investasi proyek EOR.
h. Estimasi bagi hasil migas lapangan EOR.
i. Strategi pengelolaan migas hasil EOR.
68
Gambar 25 Diagram alir tahapan penelitian.
Pengamatan dan pengambilan data
Persiapan
Pendataan alat & proses diunit amin
Survei lapangan
Sumber dan komposisi gas ikutan, dansifat fisika dan kimia gas CO2
Karakteristik geologi, batuan danfluida reservoir di lapangan migas
Idenfitikasi teknologi pengolahanmigas dan estimasi ekonomi investasi
Pendataan lapangan, sumurmigas dan formasi geologi
Pendataan kelayakanteknologi & ekonomi EOR
Kajian I pengendalian dan penangkapan gas CO2
Simulasi Aspen Plus
Validasi model simulasi dansejarah produksi
Kajian II penyimpanan gas CO2 pada formasi geologi
Simulasi CMG
Kajian III strategi pengelolaan migas hasil EOR
Uji Laboratorium
Validasi proses removal CO2
Analisis kelayakan ekonomi
Uji sensitivitas cash flow investasi
Rancangan proses pengendalian dan pemanfaatan gas CO2
69
3.7. Metode Identifikasi Data Sekunder
3.7.1. Tahapan Rancangan Proses Penangkapan CO2
a. Identifikasi Diagram Alir di Stasiun Pengumpul
Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap diagram
alir proses removal gas CO2 di stasiun pengumpul migas PT. XS., dengan
menggunakan visualisasi Aspen Plus. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil
identifikasi Ali (2007), seperti ditunjukkan pada Gambar 26.
Gambar 26 Process flow diagram unit amin (Ali 2007).
Gas ikutan masuk ke dalam absorber melalui stream feed dan campuran
larutan amin dan air (H2O) masuk melalui stream make up, sedangkan stream
sweet merupakan keluaran gas murni dari gas asam, dan stream CO2 merupakan
output dari gas CO2. Heatx (heat exchanger) berfungsi untuk memanaskan rich
amine (stream 4) dari absorber dan mendinginkan lean amine (stream 7) dari
stripper. Cooler berfungsi untuk menurunkan temperatur lean amine (stream 8)
dari heatx, sedangkan mixer berfungsi sebagai tempat pencampuran antara lean
amine dari cooler dan make up. Pemisahan CO2 dengan pelarut amin
membutuhkan peralatan tambahan, yaitu pump 1 sebagai pompa rich amine
(stream 3) dari absorber, reboiler di dalam stripper berfungsi sebagai alat
pemanas fluida lean amine yang keluar melalui stream 5 menuju heat exchanger,
dan pump 2 sebagai pompa lean amine (stream 6) dari stripper. (Ali 2007).
70
b. Identifikasi Unit Operation Model (UOM)
Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap jenis peralatan (block) dan
jenis operasi (unit operation model) yang dapat digunakan dalam proses simulasi
removal gas CO2. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Ali
(2007), Erik (2007), Greer et al. (2008), seperti ditunjukkan pada Tabel 6.
Tabel 6 Jenis alat dan UOM (Ali 2007)
No. Block UOM
1. Absorber Radfrac
2. Absorber pump Pump
3. Heat exchanger Heatx
4. Stripper Radfrac
5. Stripper pump Pump
6. Cooler Heater
7. Mixer Mixer
c. Identifikasi Komposisi Campuran Amin dan Air
Tahap selanjutnya adalah identifikasi komposisi campuran amin dan air
(%wt), berdasarkan hasil penelitian Arnold dan Stewart (1999), Kidnay dan
Parrish (2006), dan Ali (2007), seperti ditunjukkan pada Tabel 7.
Tabel 7 Konsentrasi solvent dan air (Kidnay dan Parrish 2006)
Solvent MEA DEA DIPA MDEA
(% mass) *15 - 30 **25 - 35 ***30 – 50 ***30 - 50
*Ali (2007), Arnold dan Stewart (1999), **Maddox (1982).
d. Identifikasi Proses Unit Amin
Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap proses absorpsi dan
removal gas CO2 dalam proses unit amin di stasiun pengumpul lapangan XT.
Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Rangkuti (2009) terhadap
proses unit amin di lokasi yang sama di lapangan XT, yaitu sebagai berikut:
71
a. Gas alam yang berasal dari compressor dialirkan ke bawah absorber,
digunakan untuk memisahkan cairan hidrokarbon atau air dari aliran gas
sekaligus, agar cairan tersebut tidak ikut ke bagian atas absorber, untuk
mencegah terbentuknya busa yang berasal dari hasil reaksi dengan MDEA.
b. Gas yang telah bebas dari cairan dialirkan dari bagian bawah absorber ke
bagian atas, melalui pipa yang menghubungi bagian bawah dan atas absorber.
Gas dialirkan ke atas melalui tray sedang campuran MDEA dan air mengalir ke
bawah. Larutan amin ini mengabsorpsi gas CO2 dan larutan rich amine (larutan
yang mengandung CO2) keluar dari bagian bawah absorber.
c. Gas yang mengalir dari atas absorber selanjutnya bergabung dengan cairan
yang dikeluarkan dari bawah absorber dan dialirkan ke separator. Larutan rich
amine selanjutnya dialirkan ke heat exchanger, hingga larutan ini dipanaskan
oleh larutan lean amine dari stripper atau dari pemanas kolom. Larutan rich
amine selanjutnya dimasukkan ke bagian atas dari stripper dan dialirkan
kembali ke bawah melalui tray. Larutan rich amine ini selanjutnya dipanaskan
oleh uap air yang dihasilkan oleh reboiler.
d. Larutan amin dari bawah stripper dipompakan ke heater tempat larutan amin
dipanaskan dan dialirkan kembali ke bawah stripper, sedangkan untuk
keperluan tersebut digunakan pompa yang berguna untuk mensirkulasikan
larutan amin menuju dan kembali ke heater. Larutan ini berfungsi untuk
menjaga turbulensi dan mengurangi korosi yang disebabkan oleh CO2 yang
terlepas di heater dan sebagian dialirkan ke heat exchanger.
e. Pada rancangan ini larutan rich amine yang masuk dari bagian atas stripper,
diupayakan agar turun ke bawah melalui tray, dan selanjutnya diupayakan
menjadi panas, sehingga CO2 dilepaskan dari larutan. CO2 ini selanjutnya
dialirkan ke bagian atas, dan keluar dari atas stripper. Gas selanjutnya dialirkan
ke condenser sehingga aliran ini dapat mendinginkan gas sehingga suhunya
dapat menjadi 100 - 110oF dan selanjutnya terjadi kondensasi uap air.
Campuran gas CO2 dan air kemudian dipompakan sehingga dapat bergabung
dengan larutan rich amine yang menuju stripper, dan selanjutnya CO2 yang
mengalir dari stripper reflux accumulator ini dijaga tekanannya.
72
e. Identifikasi Rancangan Proses Removal Gas CO2
Tahap selanjutnya adalah identifikasi rancangan proses removal gas CO2
dengan Aspen Plus. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil simulasi Aliabad
dan Mirzaei (2009), Bimark et al. (2008), dan Erik (2007), pada variasi jumlah
stage dalam absorber dan stripper, seperti ditunjukkan pada Tabel 8.
Tabel 8 Variasi jumlah stage (Erik 2007)
Kolom Absorber Stripper
Number of Stage *7 - 12 *0 - 20 **6 ***0 - 25
*Aliabad dan Mirzaei (2009), **Erik (2007), ***Bimark et al. (2008).
Spesifikasi proses dan kondisi operasi yang digunakan dalam proses
simulasi ini disesuaikan dengan hasil simulasi Erik (2007), yaitu sebagai berikut:
Inlet gas temperature = 40 ºC
Inlet gas pressure = 1,1 bar
Inlet gas flow = 85.000 kmol/hr
CO2 in inlet gas = 39,73 fraksi mol (%)
Lean amine temperature = 40 ºC
Lean amine pressure = 1,1 bar
Lean amine rate = 120.000 kmol/hr
MEA content in lean amine = 20 mole flow (%)
DEA content in lean amine = 30 mole flow (%)
DIPA content in lean amine = 40 mole flow (%)
MDEA content in lean amine = 40 mole flow (%)
Number of stages in absorber = 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17.
Reflux ratio in absorber = 0,5
Rich amine pump pressure = 2 bar
Heat exchanger temperature = 100 ºC
Number of stages in stripper = 6
Reflux ratio in stripper = 0,3
Lean amine pump pressure = 2 bar
73
3.7.2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO2
a. Identifikasi Kriteria Sumur dan Lapangan EOR Potensial
Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap kriteria
yang dapat digunakan dalam pemilihan sumur dan lapangan EOR potensial.
Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Syahrial dan Bioletty
(2007), yang menunjukkan bahwa setiap reservoir seharusnya memenuhi
beberapa persyaratan untuk memastikan penyimpanan CO2 yang aman dan
optimal dengan menggunakan metode penyimpanan EOR. Beberapa persyaratan
tersebut diantaranya adalah sebagai berikut:
a. Berdasarkan cadangan reservoir > 5 MMstb.
b. Kedalaman > 2.500 ft atau 762 m.
c. Berat jenis (BJ) API gravity fluida > 35 API.
d. Tekanan reservoir > 1.800 psi.
e. Tekanan rekah formasi < 0,8 psi.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi DPE-
LPPM (2003), yang menunjukkan cara penentuan kriteria untuk sumur-sumur
tidak produktif berdasarkan pada :
a. Laju produksi minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun.
b. Sisa cadangan minyak lapangan < 1 juta barrel.
Proses identifikasi oleh DPE-LPPM (2003), berdasarkan pada klasifikasi
bahwa sebuah lapangan bernilai marjinal atau bukan, baru bisa ditentukan setelah
analisis keekonomian dilakukan, namun demikian nilai ekonomi suatu lapangan
dapat ditentukan dari laju produksi dan sisa cadangannya. Laju produksi dan sisa
cadangannya yang semakin besar, dapat menjadikan nilai ekonomi lapangan
tersebut semakin besar pula, dan sebaliknya jika laju produksi dan sisa
cadangannya semakin sedikit, maka lapangan tersebut adalah lapangan marjinal.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi Green
dan Willhite (1998), yang menunjukkan penentuan kriteria dalam penyaringan
reservoir untuk memilih lokasi dapat didasari oleh data yang sesuai, pengujian
laboratorium dan simulasi reservoir. Data yang sesuai dan karakterisktik lokasi
yang baik penting untuk model yang realistis. Tiga langkah penting dalam
74
memilih reservoir untuk menentukan kecocokan reservoir yang dapat
mempertemukan kebutuhan untuk injeksi CO2 dan penyimpanan, yaitu:
1. Sebelum penyaringan reservoir dan minyak pada kandidat lapangan, petunjuk
dasar yang perlu diikuti adalah sebagai berikut:
Kedalaman : > 2.500 feet (762 meter).
Komposisi minyak : % C5 - C12 yang tinggi.
Viskositas minyak : < 10 cP.
Temperatur reservoir : sekitar 28 - 120oC.
Tekanan reservoir > TTM dan < tekanan rekah (Pf).
Laju saturasi minyak : > 20% pore volume.
Ketebalan formasi tidak kritis.
Nilai porositas tidak kritis.
Nilai permeabilitas > 5mD.
Jenis formasi : batuan pasir atau karbonat.
2. Penyaringan terhadap apakah aliran CO2 tercampur (miscible) atau tidak
tercampur (immiscible) sangat dibutuhkan. Injeksi fluida yang tidak tercampur
harus sering mencukupi gravitasi minyak yang tinggi ke menengah (oil gravity
12 - 25 API). Aliran tercampur besar yang diinginkan dapat dipakai untuk
menjelaskan viskositas minyak yang rendah (oil gravity 25 - 48 API).
3. Langkah selanjutnya adalah memperkirakan nilai tekanan tercampur minimum
(TTM) pada setiap reservoir dengan menggunakan beberapa korelasi standar
industri. Dalam mengerjakan hal ini, dua jenis korelasi Yellig-Metcalfe dan
Holm-Josendal sering digunakan untuk memperkirakan dasar TTM pada
temperatur reservoir. TTM sangat tergantung pada komposisi dan gravitasi
minyak, temperatur reservoir dan kemurnian (purity) CO2.
b. Identifikasi Lapangan Migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka
Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap profil cadangan dan
sejarah produksi lapangan minyak bumi di Kabupaten Indramayu dan Majalengka
per 1 Januari 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 9.
75
Tabel 9 Profil lapangan minyak bumi (DPE-LPPM 2003)
No. Nama Lapangan
Minyak Bumi + Kondensat
IOIP
(Mstb)
Cadangan
Terambil
(Mstb)
Produksi
/ Tahun
(Mstb)
Produksi
Kumulatif
(Mstb)
Sisa
Cadangan
(Mstb)
1. Cemara Selatan 44.561,8 12.037,4 61,9 7.783,8 3.758,4
2. Cemara Barat + Timur 42.825,5 16.098,6 479,4 8.611,1 3.652,3
3. Gantar 1.729,9 2.796,0 86,4 1.621,5 483,2
4. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.151,5
5. Sambidoyong 336,7 84,2 - 1,9 82,3
6. Waled Utara 573,9 360,1 10,3 121,0 156,7
7. Kandanghaur Barat 931,4 186,3 - 70,0 116,3
8. Kandanghaur Timur 11.958,7 3,266,3 44,0 1.804,8 1.109,3
9. Sindang 14.252,3 4.467,0 31,3 622,9 3.593,7
10. Tugu Barat A 43.423,0 13.691,1 150,7 10.781,5 1.704,0
11. Jatibarang 647.418 178.760,2 1.416,3 112.818,3 54.611,5
12. Cemara Selatan BT - 280,0 - 52,2 227,8
13. Sindang Blok Turun - 7,2 - - 7,2
14. Malendong 10.990,0 4.042,2 42,4 381,6 3.321,4
15. Sindang Sari - 393,5 16,1 189,8 74,9
16. Suka Tani - 82,0 2,0 18,0 48,0
17. Tanjung Sari - 1.423,0 46,5 490,4 560,6
18. Randegan 33.974,8 6.187,2 18,3 957,6 5.153,0
19. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.218,8
20. Tugu Barat C 8.175,9 3.714,0 149,8 2.351,2 164,4
Keterangan : IOIP = initial oil in place, Mstb = Million standard tank barrel.
Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi data terhadap profil
produksi per tahun dan sisa cadangan gas alam pada setiap lapangan gas alam
yang terletak di Kabupaten Indramayu dan Majalengka per 1 Januari 2004, seperti
ditunjukkan pada Tabel 10.
76
Tabel 10 Profil lapangan gas alam (DPE-LPPM 2003)
No. Nama Lapangan
Gas Alam
IGIP
(Bscf)
Cadangan
Terambil
(Bscf)
Produksi
/ Tahun
(Bscf)
Produksi
Kumulatif
(Bscf)
Sisa
Cadangan
(Bscf)
1. Cemara Selatan 60,27 59,52 1,44 41,06 6,95
2. Cemara Barat + Timur 198,31 166,32 5,18 96,63 28,25
3. Gantar 209,50 276,79 12,59 181,15 -
4. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29
5. Sambidoyong 0,60 0,39 0,00 0,07 0,32
6. Waled Utara 24,42 38,6 2,46 22,89 -
7. Kandanghaur Barat 0,66 0,43 - 0,41 0,02
8. Kandanghaur Timur 24,84 20,23 0,30 10,34 7,5
9. Sindang 67,77 64,34 0,73 30,36 28,14
10. Tugu Barat A 107,19 100,76 2,79 68,18 10,27
11. Jatibarang 722,99 594,3 10,89 408,21 98,97
12. Cemara Selatan BT 40,93 31,58 0,16 14,09 16,21
13. Sindang Blok Turun 1,66 1,91 0,08 1,07 0,2
14. Malendong - - - - -
15. Sindang Sari - - - - -
16. Suka Tani - - - - -
17. Tanjung Sari - - - - -
18. Randegan 56,79 64,08 2,92 59,08 -
19. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29
20. Tugu Barat C 37,44 31,74 0,41 9,79 18,67
Keterangan : IGIP = initial gas in place, Bscf = Billion standard cubic feet.
Berdasarkan hasil identifikasi data lapangan minyak bumi dan gas alam
tersebut di atas, maka dapat diketahui profil dari jumlah cadangan di tempat,
produksi dan sisa cadangan migas dari setiap lapangan migas di Kabupaten
Indramayu dan Majalengka sampai dengan tahun 2004.
77
c. Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif per Lapangan
Tahap selanjutnya adalah identifikasi sebaran sumur tidak produktif per
lapangan. Menurut DPE-LPPM (2003), dari profil dan sejarah beberapa lapangan
migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka dapat diidentifikasi jumlah
sebaran sumur migas tidak produktif, seperti ditunjukkan pada Tabel 11.
Tabel 11 Sebaran sumur per lapangan (DPE-LPPM 2003)
Keterangan: M = Minyak, G = Gas, K = Kondensat
No. Struktur / WilayahJumlah
Sumur
Sumur
Minyak
Sumur
Gas
Sumur
Tidak
Produktif
Fluida
1. Cemara Barat 18 9 2 7 MGK
2. Cemara Selatan 25 3 6 16 MGK
3. Cemara Selatan Blok Turun 4 - 2 2 K
4. Cemara Timur 10 3 5 2 MGK
5. Gantar 12 2 6 4 MGK
6. Haurgeulis 1 - - 1 G
7. Jatibarang 163 55 21 87 MGK
8. Kandanghaur Barat 3 - - 3 MG
9. Kandanghaur Timur 11 1 1 9 MG
10. Krasak 1 - - 1 -
11. Melandong 1 - - 1 -
12. Pasir Catang 2 1 - 1 MG
13. Sambidoyong 3 - - 3 MG
14. Sindang 19 2 14 3 MK
15. Sindang Blok Turun - - - - G
16. Sindang Sari 1 - 1 - GK
17. Suka Tani 1 - - 1 G
18. Tanjung Sari - - - - -
19. Tugu Barat A 25 6 2 17 M
20. Waled Selatan 1 - - 1 -
21. Waled Utara 3 - 3 - M
22. Randegan 14 1 2 11 MG
23. Tugu Barat C 6 1 1 4 MG
TOTAL 410 99 92 219
78
d. Identifikasi Kandidat Lapangan dan Sumur EOR Potensial
Tahap selanjutnya adalah idenfitikasi lapangan dan sumur EOR potensial.
Berdasarkan data profil lapangan yang tersedia, dapat dilakukan identifikasi
terhadap beberapa lapangan yang memiliki sumur tidak produktif, sehingga
diperoleh delapan (8) buah lapangan kandidat, seperti ditunjukkan pada Tabel 12.
Tabel 12 Delapan kandidat lapangan (DPE-LPPM 2003)
Keterangan: M = Minyak, K = Kondensat, mbpl = meter bawah permukaan laut.
e. Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial
Berikut ini deskripsi stratigrafi formasi dan struktur geologi dari keempat
lapangan dan sumur EOR potensial, dan seperti ditunjukkan pada Tabel 13.
NoNama
Lapangan
Sumur
Tidak
Aktif
Perkiraan Sisa
Cadangan 2004Luas
(m2)
Formasi
(mbpl)M + K Gas
1. XC 2 227,80 16,21 7.222.208C
(1.213)
D2
(1.374)
L
(1.795)
2. XG 4 483,15 - 5.320.000Parigi
(1.045)
Eq.BRF
(1.887)
3. XK 3 116,3 0,02 1.470.000Q1 (BRF)
(2.426)
4. XP 1 1.151,45 47,29 1.480.000Eq.Brf
(1.750)
P
(1.660)
Z-16
(1.522)
5. XS 1 48 - 1.140.000Z-14
(1.463)
P (BRF)
(2.230)
S (TAF)
(2.289)
6. XW - 156,70 - 92.590.700J
(1.505)
K
(1.553)
L/M
(1.610)
7. XT 4 164,40 18,67 -BRF
(1.783)
Z-16
(1.729)
8. XJ 87 54.611,5 98,97 -F
(1.253)- -
79
1. Lapangan XC
Lapangan XC masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini
mempunyai luas 7.222.207,8 m2. Produksi minyak dan gas yang dihasilkan dari
XC berasal dari tiga formasi yaitu Formasi C, D2 dan L (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi C
Formasi C merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi
ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.213 mbpl (meter bawah
permukaan laut). Batas kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.200
mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.240 mbpl dengan batas gas
air berada pada kedalaman 1.213 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini
telah diproduksi sejak bulan April 1984. Reservoir mempunyai porositas efektif
rata-rata 34% dan saturasi air rata-rata 35% serta permeabilitas rata-rata 1837 mD.
Reservoir pada formasi C mempunyai mekanisme tenaga pendorong depletion.
Batuan formasi dan fluida yang sebelumnya terkompresi kemudian mengembang
saat fluida reservoir diproduksi. Hal tersebut dapat memberikan dukungan
tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika
minyak atau gas diproduksi.
Terdapat beberapa sumur yang berhasil menembus Lapisan C, tetapi hanya
ada satu sumur produktif dan memproduksikan hidrokarbon, yaitu XC-1, XC-2
dan XC-3, merupakan sumur yang tidak produktif karena menembus formasi di
luar horizon batas gas dan air, dan XC-4 hanya menembus formasi tetapi tidak
memproduksikan hidrokarbon dari lapisan ini, karena sumur tersebut difungsikan
untuk memproduksi gas dari formasi L yang berada di bawah formasi C dan D2.
b) Formasi D2
Formasi D2 merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi
ini ditemukan berada pada kedalaman lapisan datum 1.374 mbpl. Kontur tutupan
tertinggi berada pada kedalaman 1.360 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada
kedalaman 1.400 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.374 mbpl.
Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan saturasi air rata-rata
45% serta permeabilitas rata-rata 40,7 mD. Formasi dengan bentuk jebakan fault
ini telah diproduksi sejak bulan April 1992. Reservoir pada formasi D2
80
mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive. Berbeda halnya dengan
depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme
pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir
yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksikan.
Pada lapisan ini terdapat sumur produktif XC-1. XC-2 dan XC-3 tidak
produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas air, walaupun
keduanya berada pada lapisan ini. XC-4 hanya menembus Lapisan D tetapi tidak
digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon pada Lapisan D2.
c) Formasi L
Formasi L merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi
ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.795 mbpl. Kontur tutupan
tertinggi berada pada kedalaman1.760 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada
kedalaman 1.800 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.795 mbpl.
Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak Januari
1990. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 17% dan saturasi air rata-rata
22% serta permeabilitas rata-rata 3,181 mD. Reservoir ini memiliki temperatur
246oF. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas
0,0097 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,91435 serta viskositas gas 0,0169 cp.
Reservoir pada formasi L mempunyai mekanisme tenaga pendorong water
drive. Berbeda halnya dengan depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari
air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tenaga
terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak
atau gas diproduksi. Total jumlah sumur yang menembus lapisan ini ada empat (4)
buah, yaitu XC-1, XC-2, XC-3 dan XC-4. Jumlah sumur yang berproduksi sampai
tahun 1993 sebanyak 2 buah yaitu XC-2 dan XC-4. Kemudian pertengahan tahun
1993 XC-2 ditutup kemungkinan akibat waterbreakthrough.
Hal ini terjadi karena posisi reservoir ini yang berada dekat dengan
horison batas gas air. Saat ini diperkirakan hanya terdapat satu sumur yang
berproduksi yakni XC-4. Dari hasil studi reservoir diketahui bahwa formasi C dan
D2 produksinya sudah mencapai batas estimated ultimate recovery (EUR)
sebelum awal tahun 2004.
81
2. Lapangan XG
Lapangan XG masuk ke dalam wilayah Kab Indramayu. Lapangan ini
mempunyai luas sekitar 5,32 km2. Produksi minyak dan gas lapangan berasal dari
2 formasi yaitu formasi Parigi dan Eq. BRF (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi Parigi
Formasi ini menumpang selaras di atas formasi Cibulakan, disusun oleh
batu gamping terumbu, batu gamping bioklastik, napal, dan kalkarenit. Batu
gamping terumbu dibangun oleh koloni ganggang, koral dan briozoa. Formasi
Parigi merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Lithologi formasi ini
adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.045 mbpl. Kontur tutupan
tertinggi berada pada kedalaman 960 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada
kedalaman 1.060 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.0645 mbpl.
Formasi dengan bentuk jebakan antiklin ini telah diproduksi sejak Maret 1991.
Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 20% dan saturasi air rata-rata 34%
serta permeabilitas rata-rata 21,55 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 211oF.
Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas
0,01098 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,86718 serta viskositas minyak 0,88 cp.
Kondensat pada reservoir ini memiliki berat jenis API sebesar 0,7846 dan berat
jenis API gravity pada 60oF 48,85. Reservoir pada formasi Parigi mempunyai
mekanisme tenaga pendorong weak water drive atau tenaga pendorong air yang
termasuk kategori lemah. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan
tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika
minyak atau gas diproduksi.
Total sumur yang menembus lapisan ini ada 11, yaitu XG-1, XG-3, XG-4,
XG-5, XG-6, XG-7, XG-8, XG-9, XG-10, XG-11 dan XG-12. Sumur-sumur
tersebut merupakan sumur yang memproduksi gas, kecuali sumur XG-11. XG-11
tidak berfungsi untuk memproduksi hidrokarbon pada lapisan ini, tetapi
merupakan sumur produksi minyak yang berasal dari Lapisan Eq. BRF. Khusus
untuk sumur XG-1, selain memproduksikan gas dari Lapisan Parigi juga dapat
memproduksikan minyak dari Lapisan Eq. BRF atau biasa juga disebut sumur
comingle production.
82
b) Formasi Batu Raja (Eq. BRF)
Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran
sangat luas. Batu gamping formasi ini diendapkan pada daerah paparan yang
berasosiasi dengan terumbu. Formasi Eq. BRF merupakan reservoir minyak dan
gas terlarut. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan
datum 1.887 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.840 mbpl
dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.940 mbpl dengan batas minyak air
berada pada kedalaman 1.887 mbpl.
Formasi dengan bentuk jebakan antiklin/fault ini telah diproduksi sejak
bulan Oktober 1992. Reservoir ini mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan
saturasi air rata-rata 49% serta permeabilitas rata-rata 4,92 mD. Reservoir ini
memiliki temperatur 274oF. Pada reservoir ini fluida gas memiliki faktor volume
formasi minyak 1,6283 Rb/stb dan berat jenis API gravity pada temperatur 60oF
sebesar 31,4 serta viskositas minyak sebesar 1,5 cp.
Reservoir pada formasi Eq. BRF mempunyai mekanisme tenaga
pendorong water drive atau tenaga pendorong air yang termasuk kategori sedang.
Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan
reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi.
Total sumur yang menembus lapisan ini adalah XG-1, XG-11 dan XG-2. Produksi
ini berasal dari XG-1 dan XG-11 yang merupakan sumur sidetrack-nya, dan XG-2
merupakan sumur dry.
3. Lapangan XT
Lapangan XT termasuk ke dalam wilayah administrasi Kabupaten
Majalengka. Lapangan ini mempunyai sebuah formasi yang potensial, yaitu
formasi Batu Raja (BRF) (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi BRF
Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran
sangat luas dan diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan
terumbu. Formasi BRF merupakan reservoir migas dengan lithologi limestone.
Tipe jebakan adalah antiklin. Kedalaman lapisan datum adalah 1.740 mbpl, kontur
83
tutupan tertinggi pada kedalaman 1.740 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada
kedalaman 1.880 mbpl. Reservoir ini mengandung minyak dan tudung gas dimana
batas gas minyak berada pada kedalaman 1.783 mbpl dan batas minyak-air
terdapat pada 1.826 mbpl. Formasi BRF mulai diproduksikan pada bulan Mei
1992. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 29% dan saturasi air rata-
rata 36% serta permeabilitas rata-rata 20,7 mD. Formasi BRF merupakan
reservoir minyak dan gas terlarut. Fluida reservoir yang mengisi pori-pori batuan
terdiri dari air, minyak dan gas terlarut dengan saturasi air rata-rata 36%.
Reservoir ini memiliki temperatur 298oF.
Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak
1,3523 serta viskositas minyak 0,694 cp. Khusus untuk gas, reservoir ini memiliki
rasio gas yang terlarut 555,08 scf/stb, faktor formasi gas 0,003931 cuft/scf dan
faktor deviasi gas 0,83339. Total sumur yang menembus lapisan ini ada 5 buah
sumur, yaitu XT-25, XT-27, XT-28, XT-29, dan XT-30.
4. Lapangan XJ
Lapangan XJ masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini
terletak di Blok III/Zona F, dan mempunyai formasi Jatibarang, Cibulakan Bawah
(Unit Talang Akar dan Unit Baturaja), Cibulakan Atas (Unit Massive, Unit Main,
dan Unit Pre-Parigi), formasi Parigi dan formasi Cisubuh (Rahman 2005).
a) Formasi Jatibarang
Formasi Jatibarang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar.
Bagian bawah formasi tersusun oleh tiff yang bersisipan dengan lava, sedangkan
bagian atas tersusun oleh batupasir. Ketebalan formasi ini 1.200 m di sebelah
timur dan semakin menipis ke barat. Minyak bisa ditemukan pada media rekahan.
b) Formasi Talang Akar
Formasi ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi Jatibarang.
Litologi penyusunan pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan
sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir, terkadang juga
dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan
karbonat. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 - 300 m.
84
c) Formasi Baturaja
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Talang Akar.
Litologi penyusunannya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran
tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batugamping massif yang semakin
ke atas semakin berpori. Dolomite, interkalasi serpih glaukonitan, napal, chert dan
batubara dapat ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar 50 m.
d) Formasi Cibulakan Atas
Formasi ini terbagi menjadi 3 anggota formasi, yaitu Massive, Main, dan
Pre-Parigi. Unit Massive terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi
Baturaja. Litologi penyusun satuan ini adalah perselingan batulempung dengan
batupasir yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada formasi ini
dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Unit Main
terendapkan secara selaras di atas Unit Massive. Litologi penyusunannya adalah
batulempung berselingan dengan batupasir karbonatan yang mempunyai ukuran
butir dari halus sampai sedang (bersifat glaukonita). Unit Pre-Parigi terendapkan
secara selaras di atas Unit Main. Litologi penyusunan adalah perselingan
batugamping, dolomite, batupasir dan batulanau.
e) Formasi Parigi
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Pre-Parigi. Litologi
penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan
berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih
karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Batugamping pada formasi
ini umumnya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas
sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi lebih kurang 400 m.
f) Formasi Cisubuh
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Parigi. Litologi
penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan dengan batupasir dan
serpih gampingan, mengandung banyak glukonit, lignit, sedikit chert, pirit dan
fragmen batuan beku volkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang
semakin ke atas semakin sedikit. Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada
formasi ini. Ketebalan formasi berkisar antara 100-1.200 m.
85
Tabel 13 Lapangan dan sumur EOR potensial (DPE-LPPM 2003, Rahman 2005)
Field For -
masi
Jenis
Batuan
Depth
(m)
Reser-
voir
Mekanisme
Tenaga
Pendorong
Jenis
Produksi
Kondisi Sumur
EOR Potensial (√)
XC
C
Limestone
(Karbonat)
1.240
XC-1
Depletion
drive
Minyak Tidak produksi
XC-2 Minyak Tidak produksi
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Produksi Gas
D2 1.400
XC-1
Water
drive
Minyak Tidak produksi
XC-2 Minyak Tidak produksi
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Produksi Gas
L 1.800
XC-1
Water
drive
Minyak Tidak produksi
XC-2 Minyak Waterbreakthrough
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Estimated ultimate recovery (EOR) √
XG
P
Limestone
(Karbonat)
1.060
XG-1
Weak
water
drive
Gas Produksi Gas
XG-3 Gas Tidak produksi
XG-4 Gas Tidak produksi
XG-5 Gas Tidak produksi
XG-6 Gas Tidak produksi
XG-7 Gas Tidak produksi
XG-8 Gas Tidak produksi
XG-9 Gas Tidak produksi
XG-10 Gas Tidak produksi
XG-11 Minyak Produksi Minyak
XG-12 Gas Tidak produksi
Eq. BRF 1.940
XG-1Water
drive
Gas
MinyakComingle production (EOR) √
XG-2 Gas Reservoir dry
XG-11 Minyak Reservoir sidetrack (EOR) √
XT BRFLimestone
(Karbonat)1.880
XT-25
Water
drive
Minyak Tidak produksi
XT-27 Minyak Estimated ultimate recovery (EOR) √
XT-28 Minyak Tidak produksi
XT-29 Minyak Tidak produksi
XT-30 Minyak Tidak produksi
XJ JLimestone
(Karbonat)1.140
XJ-48
*Solution
gas drive
dan
*Weak
water drive
Minyak Tidak produksi
XJ-49 Minyak Tidak produksi
XJ-50 Minyak Produksi Minyak
XJ-52 Minyak Tidak produksi
XJ-78 Minyak Tidak produksi
XJ-133 Minyak Tidak produksi
XJ-140 Minyak Produksi Minyak (EOR) √
XJ-169 Minyak Tidak produksi
XJ-182 Minyak Tidak produksi
XJ-206 Minyak Tidak produksi
Sumber : *Marhaendrajana et al. (2004).
86
f. Identifikasi Karakteristik Geologi Lapangan dan Sumur EOR
Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap karakteristik
geologi terhadap kedelapan lapangan dan sumur EOR potensial tersebut di atas.
Menurut Green dan Willhite (1998), dan Syahrial dan Bioletty (2007), identifikasi
dapat dilakukan berdasarkan pada karakteristik kedalaman formasi, temperatur
dan tekanan reservoir, seperti ditunjukkan pada Tabel 14.
Tabel 14 Karakteristik geologi reservoir (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)
Field
NameSumur Formasi
Cum Oil
(Mstb)
Cum Gas
(Bscf)
Depth
(m)
Temperature
(oF)
Pressure
(psi)
XC XC-4 L 227,80 115,89 1.823 245 2.489
XGXG-1 P
310,35 01.045 211 1.408
XG-11 BRF 1.887 274 2.275
XT XT-27 BRF 6.977,5 34,16 1.740 298 2.580
XJ XJ-140 F 54,612 98,97 1.145 197 < 2.000
Penyaringan kriteria selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap
nilai karakteristik berat jenis (BJ), viskositas, porositas, dan permeabilitas fluida
dan batuan dari masing-masing sumur, seperti ditunjukkan pada Tabel 15.
Tabel 15 Karakteristik kimia dan fisika (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)
Sumur BJ 60oF API Gravity Viscosity (cp) Porosity Permeability (mD)
XC-4 - (G) 0,0169, (M) 3,445 0,2 3,181
XG-1 48,85 (M) 0,88 0,2 21,55
XG-11 40,125 (M) 1,5 0,18 4,916
XT-27 29,9 (M) 1,5 0,24 20,7
XJ-140 38,3 (M) 1,057 0,14 41,07
Keterangan: (G) = gas, (M) = minyak
g. Identifikasi Tekanan Reservoir dan Tekanan Rekah Formasi
Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap tekanan reservoir dan
tekanan rekah formasi dari lapangan dan sumur EOR potensial. Berdasarkan
kondisi tersebut di atas, maka langkah selanjutnya adalah mengidentifikasi nilai
kedalaman, tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi pada kelima sumur EOR
potensial, seperti ditunjukkan pada Tabel 16.
87
Tabel 16 Karakteristik tekanan rekah formasi (DPE-LPPM 2003)
Field
NameSumur Formasi
Data
Tahun
Depth
(m)
Temp.
(oF)
Press.
(psi)
Gradien Rekah
Baru (psi/ft)
XC XC-4 L 2003 1.823 246 2.488 0,683
XGXG-1 P 2003 1.045 211 2.235 0,662
XG-11 BRF 2003 1.887 274 2.275 0,648
XT XT-27 BRF 2003 1.740 298 2.772 0,664
XJ XJ-140 F 2003 1.145 197 < 2.000* < 0,6*
*Marhaendrajana et al. (2004)
h. Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR Potensial
Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap potensi cadangan
migas dari setiap sumur EOR potensial. Hasil identifikasi DPE-LPPM (2003),
menunjukkan bahwa penentuan potensi cadangan migas pada sumur migas yang
tidak ekonomis atau tidak produktif, yang dapat memenuhi persyaratan kriteria
sebagai sumur EOR potensial, dapat dilakukan berdasarkan kategori laju produksi
minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun, dan sisa cadangan
minyak lapangan < 1 juta barrel. Hasil identifikasi terhadap setiap sumur EOR
potensial menunjukkan terjadinya penurunan laju produksi migas yang tinggi dan
sisa cadangan migas yang menipis, seperti ditunjukkan pada Tabel 17.
Tabel 17 Laju produksi dan sisa cadangan (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)
Sumur
Laju Produksi
1990 – 1992
Laju Produksi
1993 – 2003
Laju Produksi
2004Minus
/ thn
(%)
Estimasi Cadangan
Migas 2004
Oil
Bopd
Gas
MMscf/Y
Oil
Stbd
Gas
MMscfd
Oil
Stbd
Gas
MMscfd
Oil
(Mstb)
Gas
(Bscf)
XC-4 - 1.176 - 5,91 - 5,13 14,41 227,80 16,21
XG-1 - 3.642,5 - 24,37 - 48,72 15,88 - 0
XG-11 102,84 - 40,48 - 133,6 - 6,72 483,15 -
XT-27 1,042 - 60 - 1.040 - 14,40 164,40 18,67
XJ-140 - - 1,1 jt 2.524,5 - - - 53.252 -
88
i. Identifikasi Data Simulasi Program CMG
Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka simulasi reservoir
pengembangan lapangan XJ yang optimal dengan menggunakan perangkat lunak
reservoir simulator IMEX dari Computer Modelling Group Ltd. Model simulasi
reservoir yang dipergunakan pada lapangan XJ adalah model Black Oil single
porosity 3-fasa 3 dimensi dengan tipe grid orthogonal corner point yang
berdimensi 25 x 35 x 4 dengan jumlah grid sebesar 3.500 buah. Model geologi
dan struktur lapangan XJ dapat ditunjukkan pada Gambar 27.
Gambar 27 Model geologi lapangan XJ (Gunadi et al. 2005).
Menurut Marhaendrajana et al. (2004), Gunadi et al. (2005), dan Rahman
(2005), dari studi permodelan geologi dan geofisika dapat disimpulkan bahwa:
• Tipe jebakan dari lapisan F adalah strathigraphic dan structural trap, dengan
litologi penyusun lapisan F adalah karbonat berasosiasi dengan karbonat
klastik atau batupasir karbonatan.
89
• Batas water oil contact (WOC) diprediksi pada kedalaman 1.170 m, dan batas
gas oil contact (GOC) diprediksi pada kedalaman 1.075 m.
• Dari data net-isopach yang dihasilkan diperoleh tebal reservoir rata-rata (net
isopach average) dari lapisan F adalah 4,3 m.
• Dari peta iso-porosity yang dihasilkan diperoleh porositas efektif rata-rata pada
lapisan F adalah 0,17 (v/v).
• Dari peta iso-permeability yang dihasilkan dapat disimpulkan bahwa
permeabilitas efektif minyak (ko) rata-rata pada lapisan F adalah 65,9 md.
• Dari peta water-saturation yang dihasilkan dapat disimpulkan bahwa harga
saturasi air rata-rata pada zona minyak lapisan F adalah sebesar 0,4 (v/v).
• Penentuan cadangan minyak awal atau initial oil in place (IOIP) dengan
menggunakan metode volumetrik diperoleh harga IOIP sebesar 53,252 MMstb.
• Letak lapangan XJ dan sebaran sumur minyak bumi dan gas alam di lapangan
XJ dapat ditunjukkan pada Gambar 28.
Gambar 28 Peta top struktur lapangan XJ (Marhaendrajana et al. 2004).
90
3.7.3. Tahapan Strategi Pengelolaan Migas Hasil EOR
a. Identifikasi Kelayakan Teknologi Proyek EOR
Tahap awal dalam pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR adalah
identifikasi fluida reservoir lapangan XJ. Data hasil pengujian laboratorium
menunjukkan bahwa komposisi gas CO2 sebesar 0,59%, N2 sebesar 0,93%, CH4
sebesar 28,86%, dan hidrokarbon lainnya seperti ditunjukkan pada Tabel 18.
Tabel 18 Komposisi minyak lapangan XJ (Rahman 2005)
No. Oil and Gas Composition Well Streams
1. Hidrogen sulfida (H2S) 0,00
2. Karbon dioksida (CO2) 0,59
3. Nitrogen (N2) 0,93
4. Metana (CH4) atau C1 28,86
5. Etana (C2H6) atau C2 3,53
6. Propana (C3H8) atau C3 3,95
7. iso-Butana (C4H8) atau i-C4 1,21
8. normal-Butana (C4H9) atau i-C4 1,99
9. iso-Pentana (C5H10) atau i-C5 1,20
10. normal-Pentana / 2-Metil-Butana (C5H11) atau i-C5 1,12
11. normal-Heksana (C6H13) atau C6 1,92
12. Heptana plus (C7H16) atau C7+ 54,70
b. Identifikasi Peralatan Pengolahan Migas Hasil EOR
Tahap selanjutnya adalah identifikasi peralatan pengolahan migas hasil
EOR yang layak digunakan dalam proses pengolahan migas, seperti separator,
91
dehydrator dan oil tank, CO2 removal unit, gathering line, gas dan condensate
pipeline, compressor dan pump, seperti ditunjukkan pada Tabel 19.
Tabel 19 Spesifikasi peralatan EOR (DPE-LPPM 2003)
No. Surface Facilities Satuan
1. Well EOR Services 2 unit
2. Flowline 4' carbon steel & inconnel 1 unit
3. Separator Test 1 unit
4. Separator 1 unit
5. Dehydrator 1 unit
7. Oil Tank 1 unit
8. Water Handling Facilities 1 unit
9. Monitoring and Controlling System 1 unit
10. Fuel System 1 unit
11. Scada System 1 unit
12. Gathering Line 8' Inconnel (15 km) 1 unit
13. CO2 Removal Unit 1 unit
14. Compressor 6 HP 1 unit
15. Pump 2HP 1 unit
16. Gas Pipeline 12' carbon steel (15 km) 1 unit
17. Condensate Pipeline 4' (10 km) 1 unit
c. Identifikasi Kelayakan Ekonomi Proyek EOR
Tahap selanjutnya adalah membuat asumsi yang dapat digunakan dalam
analisis kelayakan ekonomi berdasarkan pada harga minyak dan gas bumi per
tanggal 1 Januari 2011, dan perhitungan investasi disesuaikan dengan ketentuan
dalam sistem kontrak EOR (Sanusi 2002), yaitu :
a. Harga minyak mentah dunia US$ 92/Bbl dan gas dunia US$ 3,28/Mscf.
b. Model kerjasama adalah kontrak kerjasama EOR dengan PT. Pertamina.
c. Periode investasi proyek EOR selama 20 tahun.
d. Modal investasi proyek EOR berasal dari modal sendiri.
e. Biaya operasi (operation cost) minyak US$ 5/Bbl dan gas US$ 0,25/Mscf.
92
f. Fee production contractor untuk minyak US$ 1/Bbl dan gas US$ 0,1/Mscf.
g. Depresiasi dihitung secara eksponensial (decline balance) selama 5 tahun.
h. Minimum atractive rate of return (MARR) 15% dan pajak pendapatan 48%.
i. Pembagian hasil (shareable oil): PT. Pertamina 85% dan kontraktor 15%.
j. Domestic market obligation (DMO) sebesar 25%.
k. Fee Domestic market obligation (DMO) proyek EOR 5 tahun produksi
pertama sebesar 100% dan selanjutnya 10% setelah 5 tahun produksi pertama.
d. Identifikasi Profil Produksi Migas Lapangan XJ
Tahap selanjutnya adalah identifikasi profil dari sejarah produksi migas
lapangan XJ dari tahun 1992 hingga 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 20.
Tabel 20 Profil produksi tahun 1992-2004 (DPE-LPPM 2003)
No. TahunProduksi Minyak / Tahun Produksi Gas / Tahun
(Mstb) (MMscf)
1. 1992 552 131,33
2. 1993 540 125,43
3. 1994 528 121,98
4. 1995 516 117,21
5. 1996 504 102,98
6. 1997 480 96,28
7. 1998 444 90,23
8. 1999 456 83,8
9. 2000 468 75,28
10. 2001 468 73,78
11. 2002 456 65,33
12. 2003 444 62,68
13. 2004 420 55,48