penentuan cadangan minyak sisa dengan metode decline curve p

PENENTUAN CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE

DECLINE CURVE PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

SKRIPSI

Oleh :

OKTARIA GALUHSARI

NIM : 113 04 0100

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

i

PENENTUAN CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE

DECLINE CURVE PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

SKRIPSI

Diajukan sebagai salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar

Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional "Veteran"

Yogyakarta

Oleh :

OKTARIA GALUHSARI

NIM : 113 04 0100

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

ii

PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH

Saya menyatakan bahwa judul dan keseluruhan isi dari skripsi ini adalah

asli karya ilmiah saya, dan saya menyatakan bahwa dalam rangka menyusun,

berkonsultasi dengan dosen pembimbing hingga menyelesaikan skripsi ini, tidak

pernah melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap karya orang atau pihak lain

baik karya lisan maupun tulisan, baik secara sengaja maupun tidak sengaja.

Saya menyatakan bahwa apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi

saya ini mengandung unsur jiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain.

Maka sepenuhnya menjadi tanggungjawab saya, diluar tanggungjawab dosen

pembimbing Dosen Pembimbing saya. Oleh karenanya saya sanggup bertanggung

jawab secara hukum dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh

Otoritas / Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta, dan

diumumkan kepada khalayak ramai.

Yogyakarta, Agustus 2011

Yang menyatakan

Oktaria Galuhsari

Nomor Telepon : 081328552345

Alamat Email : [email protected]

Nama dan Alamat Orang Tua : Idayat Suprasmanto, Dukuh Ngestiharjo

RT 021 RW 009 Wates, Kulonprogo

mailto:[email protected]

iv

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa atas segala rahmat dan karunia-

Nya, sehingga penulis dapat menyelesaikan Skripsi dengan judul PENENTUAN

CADANGAN MINYAK SISA DENGAN METODE DECLINE CURVE

PADA LAPISAN “D” FORMASI “W” LAPANGAN “T”

Penulisan skripsi ini dimaksudkan untuk meningkatkan kemampuan penulis

dalam integrasi ilmu yang disesuaikan pada kondisi lapangan dan dianggap

menarik bagi penulis untuk dijadikan sebagai judul skripsi.

Skripsi ini diajukan sebagai salah satu syarat akademis untuk mendapatkan

gelar sarjana pada Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi

Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta.

Dengan selesainya Skripsi ini, penulis mengucapkan banyak terimakasih

kepada :

1. Prof. Dr. H. Didit Welly Udjianto, MS., selaku Rektor Universitas

Pembangunan Nasional “Veteran “ Yogyakarta.

2. Dr. Ir. S. Koesnaryo, M.Sc. IPM,. selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta.

3. Ir. Anas Puji Santoso, MT., selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta.

4. Ir. H. Avianto Kabul Pratiknyo, MT. selaku Sekretaris Program Studi Teknik

Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

5. DR. Ir. H. Sudarmoyo, SE, MS., selaku pembimbing I

6. M. Th Kristiati EA., ST, MT., selaku pembimbing II

7. Seluruh Staf pengajar dan pegawai Jurusan Teknik Perminyakan Universitas

Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta.

8. Berbagai pihak yang tidak dapat kami sebuttkan satu persatu yang telah

membantu proses pembuatan skripsi ini.

v

Penulis menyadari bahwa dalam tulisan ini masih banyak terdapat

kekurangan, sehingga penulis mengharapkan kritikan dan saran yang bersifat

membangun guna menyempurnakan skripsi ini. Harapan penulis semoga tulisan

ini dapat bermanfaat yang memerlukannya,

Yogyakarta, Agustus 2011

Penulis

vi

HALAMAN PERSEMBAHAN

Puji syukur kepada Allah SWT yang pada akhirnya Skripsi dapat diselesaikan

dan dipresentasikan dengan baik. Ucapan terimakasih ini dipersembahkan untuk beberapa

pihak yang telah membantu dalam proses penyelesaian Skripsi ini, yaitu :

Kedua Orang Tua dan Keluarga yang telah memberi kasih sayang yang tidak

pernah putus dalam bentuk dukungan materi, moral, semangat dan doa.

Kepada kedua motivator saya dan selaku dosen-dosen pembimbing yang sabar

menghadapi saya yaitu Bapak DR. Ir. H. Sudarmoyo, SE, MS. dan Ibu Mth.

Kristiati EA, ST. MT. yang telah memberikan banyak motivasi dan bimbingan

selama proses pembuatan Skripsi.

Kepada teman-teman Minyak Angkatan 02-06 yang telah berbagi ilmu, waktu dan

kebersamaan untuk membantu menyelesaikan Skripsi ini.

Kepada sahabat-sahabat penulis yang telah banyak memberikan dukungan moral,

spiritual dan waktu sampai Skripsi ini selesai.

vii

RINGKASAN

Lapisan “D” Lapangan “T” memiliki data OOIP yang diketahui sebesar

2.938.000 STB. Sumur yang berproduksi pada Lapisan “D” ada 3 sumur yaitu

TA-09, TA-18 dan TA-22. Jumlah sumur aktif sebanyak 2 sumur yaitu TA -09

dan TA-22 yang berproduksi secara commingle dengan lapisan lainnya. Produksi

kumulatif minyak (Np) sampai bulan Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB dan

diperkirakan masih terdapat cadangan minyak sisa. Sehingga perlu dilakukan

perhitungan estimasi cadangan minyak sisa yang masih dapat diproduksikan

sampai batas economic limit dengan metode Decline Curve. Permasalahan yang

timbul dalam penelitian ini adalah seberapa besar cadangan minyak sisa pada

Lapisan “D” Lapangan “T”?.

Metode penyelesaian untuk penelitian ini menggunakan Analisa Decline

Curve dengan langkah-langkah sebagai berikut: 1. Pengumpulan data : harga

OOIP, data reservoir, biaya operasional, harga minyak, pajak untuk pemerintah

dan data produksi minyak. 2. Menentukan RF dan EUR volumetrik. 3.

Menghitung alokasi produksi tiap sumur yang memproduksikan minyak secara

commingle dengan metode kapasitas aliran. 4. Plotting qo vs t tiap sumur. 5.

Menentukan periode penurunan laju produksi. 6. Menentukan tipe Decline Curve

berdasarkan nilai eksponen decline (b) dan Di menggunakan metode trial error

dan x2-chisquare test. 7. Menentukan economic limit rate. 8. Menentukan qoforecast,

Npforecast, EUR tiap sumur, EUR Lapisan “D”, umur produksi, RF Decline,

cadangan minyak sisa (ERR), dan cadangan minyak sisa yang belum bisa

diproduksi dengan metode Decline Curve.

Dengan RF volumetrik sebesar 30,98 % maka diperoleh EUR sebesar

910.304,5 STB. Berdasarkan analisa Decline persumur diperoleh jenis

Exponential Decline (b=0), Di sumur TA-09 = 0,042/Bulan dan Di sumur TA-22

= 0,049/Bulan. EUR untuk Lapisan “D” sampai qlimit (34,54 BOPM) adalah

12.757,40 STB dengan umur produksi 47 bulan dari Agustus 2009 sampai Juni

2013, RF saat Decline sebesar 0,43 %, sehingga cadangan minyak sisa (ERR)

Lapisan “D” sebesar 5.381,65 STB. Cadangan minyak yang belum bisa

diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari OOIP.

viii

DAFTAR ISI

Halaman

HALAMAN JUDUL ....................................................................................... i

HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH ................ ii

HALAMAN PENGESAHAN .......................................................................... iii

KATA PENGANTAR ...................................................................................... iv

HALAMAN PERSEMBAHAN ...................................................................... vi

RINGKASAN ................................................................................................... vii

DAFTAR ISI ..................................................................................................... viii

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ xi

DAFTAR TABEL ............................................................................................ xiii

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................................... xiv

BAB I. PENDAHULUAN ................................................................................ 1

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “T” ........................................... 6

2.1. Letak Geografis Lapangan “T” .............................................................. 6

2.2. Keadaan Geologi Lapangan “T” ............................................................. 7

2.2.1. Geologi Umum ................................................................................. 7

2.2.2. Stratigrafi Lapangan “T” .................................................................. 7

2.2.3. Struktur Lapangan “T” ...................................................................... 11

2.3. Kondisi Reservoir Lapisan “D” Lapangan “T” .................................... 12

2.4. Sejarah Produksi Lapisan “D” Lapangan “T” ..................................... 13

BAB III. TINJAUAN PUSTAKA ................................................................... 22

3.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula Ditempat (OOIP) .................. 22

3.1.1. Penentuan Recovery Factor Volumetrik ..........................................

3.1.1.1. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Water Drive

Reservoir .............................................................................. 24

3.1.1.2. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Solution Gas

Drive Reservoir ................................................................... 26

3.1.2. Estimated Ultimated Recovery Volumetrik ..................................... 28

3.2. Penentuan Economic Limit Rate (qlimit) .................................................. 28

3.3. Produksi Kumulatif aktual (Np) ............................................................. 30

ix

3.4. Alokasi Produksi dari Commingle Completion dengan Metode

Kapasitas Aliran ………………………………………………………... 30

3.5. Metode Decline Curve .............................................................................. 33

3.5.1. Exponential Decline ......................................................................... 36

3.5.1.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................... 36

3.5.1.2. Hubungan Laju Produksi dengan Produksi Kumulatif ....... 38

3.5.2. Hyperbolic Decline .......................................................................... 39

3.5.2.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................ 39


3.5.3. Harmonic Decline ............................................................................ 44

3.5.3.1. Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu ........................ 44


3.5.4. Penentuan Tipe Decline Curve ........................................................ 48

3.5.4.1. Metode Loss Ratio .............................................................. 48

3.5.4.2. Metode Trial Error-X2 dan Chisquare Test ....................... 49

3.5.5. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi

Forecast (Npt→limit) …………………………………………………. 51

3.5.5.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) ……………………… 51

3.5.5.2. Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit) ………………….. 52

3.5.6. Estimated Ultimate Recovery (EUR) ………………………………. 52

3.5.7. Prediksi Umur Produksi ................................................................... 52

3.5.8. Recovery Factor ……………………………………………………. 53

3.5.9. Estimasi Cadangan Minyak Sisa (ERR) ..………………………..… 53

BAB IV. PERHITUNGAN DAN ANALISA DECLINE CURVE ............... 54

4.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula di Tempat (OOIP) .................. 54

4.2. Penentuan Economic Limit Rate ............................................................. 56

4.2.1. Biaya Operasional Lapangan ........................................................... 56

4.2.2. Harga Minyak ………………………………………………………. 56

4.2.3. Pajak untuk Pemerintah ................................................................... 56

4.2.4. Perhitungan Harga Economic Limit Rate .......................................... 56

4.3. Pengolahan Data Produksi Lapangan “T” ............................................ 57

4.3.1. Perhitungan Alokasi Produksi .......................................................... 57

4.3.2. Plot Laju Produksi (qo) versus Waktu (t) ........................................ 58

4.4. Penentuan Cadangan Minyak Sisa dengan Decline Curve .................... 60

4.4.1. Pemilihan Periode (Trend) Produksi untuk Analisa Decline ........... 60

4.4.2. Penentuan Nilai Eksponen Decline .................................................. 62

4.4.2.1. Metode Loss-Ratio .............................................................. 62

4.4.2.2. Metode Trial Error dan X2 Chisquare Test ......................... 64

4.4.3. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi

Forecast (Npt→limit) Lapisan “D” ...................................................... 72

4.4.3.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) ................................... 73

4.4.3.2. Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit) ............................. 73

4.4.4. Estimated Ultimate Recovery (EUR) Lapisan “D” ........................... 76

x

4.4.5. Prediksi Umur Produksi Lapisan “D” .............................................. 76

4.4.6. Perhitungan Recovery Factor (RF) Lapisan “D” ............................. 77

4.4.7. Prediksi Cadangan Minyak Sisa (ERR) Lapisan “D” ...................... 77

4.4.8. Prediksi Cadangan Minyak Lapisan “D” yang Belum Terproduksi

dengan analisa Decline Curve ……………………………………... 78

BAB V. PEMBAHASAN ................................................................................ 81

BAB VI. KESIMPULAN ................................................................................. 84

DAFTAR PUSTAKA

DAFTAR SIMBOL

LAMPIRAN

xi

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan “T” ........................................................ 6

Gambar 2.2. Stratigrafi Cekungan Barito ...................................................... 9

Gambar 2.3. Pembagian Lapisan Pada Formasi Warukin Berdasarkan

Log listrik .................................................................................. 10

Gambar 2.4. Depth Structure Hasil Interpretasi Seismik Lapangan “T” ....... 11

Gambar 2.5. Grafik Sejarah Produksi Minyak Lapisan D Lapangan ”T” ..... 14

Gambar 2.6. Grafik Performance Production Lapisan D Lapangan ”T” ..... 14

Gambar 2.7. Grafik Sejarah Tekanan Lapangan ”T” Lapisan ”D” ................ 15

Gambar 2.8. Profil sumur TA-09 Lapangan “T” ........................................... 17



Gambar 3.1. Akumulasi Minyak dan Gas Bumi pada Perangkap Antiklin .. 23

Gambar 3.2. Water Drive Reservoir ............................................................. 24

Gambar 3.3. Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR dan

Water Cut pada Water Drive Reservoir ................................... 25

Gambar 3.4. Solution Gas Drive Reservoir .................................................. 26

Gambar 3.5. Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR dan waktu

pada Solution Gas Drive Reservoir ........................................... 27

Gambar 3.6. Commingle Completion dengan Single Tubing Dual Packer ...... 31

Gambar 3.7. q vs t pada Analisa Decline Curve .............................................. 34

Gambar 3.8. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

Pada Tipe Exponential Decline ................................................. 37

Gambar 3.9. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Pada Tipe Exponential Decline ................................................. 39


Pada Tipe Hyperbolic Decline .................................................. 41


xii

Pada Tipe Harmonic Decline .................................................... 45

Gambar 3.12. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Pada Tipe Harmonic Decline .................................................... 46

Gambar 3.13. Tipe Grafik antara qo vs t dan qo vs Np

Pada Ketiga Jenis Decline Curve .............................................. 47

Gambar 4.1. Grafik qo vs t Sumur TA-09 Lapisan “D” ................................ 59



Gambar 4.4. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-09

Lapisan ”D” ............................................................................... 61

Gambar 4.5. Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-22

Lapisan ”D” ............................................................................... 61

Gambar 4.6. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan “D” . 72

Gambar 4.7. Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan “D” . 72

Gambar 4.8. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan ”D” ........ 79

Gambar 4.9. Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-22 Lapisan ”D” ........ 80

xiii

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel II-1. Sifat Fisik Batuan Reservoir Lapisan ”D” .................................. 12

Tabel II-2. Sifat Fisik Minyak Lapisan ”D” .................................................. 12

Tabel III-1. Persamaan Decline Curve ............................................................ 48

Tabel IV-1. Cadangan Minyak Lapisan “D” Lapangan “T”………………… 55

Tabel IV-2. Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss Ratio

Sumur TA-09 Lapisan “D” 63

Tabel IV-3. Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss Ratio


Tabel IV-4. Penentuan Nilai b dari Trend dengan Metode Trial Error dan

X2 Chisquare Test Sumur TA-09 Lapisan “D” ……………….. 69

Tabel IV-5. Penentuan Nilai b dari Trend dengan Metode Trial Error dan

X2 Chisquare Test Sumur TA-22 Lapisan “D” 70

Tabel IV-6. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast


Tabel IV-7. Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast

Sumur TA-22 Lapisan ”D”............................................................ 76

xiv

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran A. Riwayat Sumur TA-09

Riwayat Sumur TA-18

Riwayat Sumur TA-22

Lampiran B. Alokasi Data Produksi Sumur TA-09 Lapangan "T"

Alokasi Data Produksi Sumur TA-18 Lapangan "T"


Lampiran C. Data Produksi (qo) dan Kumulatif Produksi Aktual (Np) Lapisan D

Lampiran D. Data Gas Oil Ratio dan Water Cut Lapisan D

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar belakang

Salah satu tugas dari seorang engineer adalah menghitung secara periodik

cadangan minyak yang masih tersisa dan meramalkan umur produksi dimasa yang

akan datang dari suatu reservoir. Hal ini penting dilakukan karena suatu reservoir

yang telah diproduksikan akan mengalami penurunan laju produksi seiring dengan

waktu.

Lapangan “T” merupakan jenis lapangan minyak pada Formasi “W” yang

dikembangkan sampai sekarang oleh Unit Bisnis Pertamina EP (UBEP) Tanjung

di Blok Tanjung Raya – Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Pada Oktober

2009, Lapangan “T” memiliki 25 sumur yang terdiri dari 6 sumur produksi, 13

sumur ditutup sementara serta 6 sumur ditinggalkan. Lapangan “T” terdapat

beberapa lapisan yaitu lapisan Ca, Cb, C1, C2, D, E, F, J dan K. Sumur yang

memproduksikan minyak dari Lapisan “D” ada 3 sumur produksi, yaitu TA-09,

TA-18, TA-22. Ketiga sumur tersebut diproduksikan secara commingle dengan

kondisi saat ini sumur yang aktif 2 sumur, yaitu sumur TA-09 dan TA-22. Lapisan

“D” memiliki data OOIP yang diketahui sebesar 2.938.000 STB dan kumulatif

produksi hingga Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB. Sehingga perlu dilakukan

perhitungan estimasi cadangan minyak sisa yang masih dapat diproduksikan

sampai batas economic limit dengan metode Decline Curve.

Analisa Decline Curve merupakan analisa penurunan produksi dengan

menggunakan persamaan-persamaan yang dikembangkan oleh Arps yang telah

banyak digunakan untuk memperkirakan cadangan (reserve) dan meramalkan

performance suatu reservoir. Performance reservoir adalah perubahan

karakteristik reservoir selama masa produksinya, antara lain adalah tekanan, laju

produksi minyak, laju produksi gas, laju produksi air, perbandingan gas-minyak,

prosentase produksi minyak air. Analisa Decline Curve yang digunakan untuk

2

menentukan cadangan minyak sisa adalah dengan mengekstrapolasikan perubahan

trend karakteristik reservoir sampai batas ekonomisnya.

Metode Decline Curve memerlukan data-data produksi yang diperoleh dari

suatu reservoir yang telah berproduksi selama selang waktu tertentu dan

mengalami penurunan produksi, sehingga karakteristik-karakteristik reservoir

telah menunjukkan trend penurunan atau decline. Asumsi yang digunakan pada

metode metode Decline Curve adalah performance pada masa yang akan datang

sama dengan performance pada masa lalu.

1.2. Permasalahan

Permasalahan yang timbul dalam penelitian ini adalah :

Berapa harga economic limit pada Lapisan “D” Lapangan “T” ?

Tipe Decline Curve apa yang sesuai dengan penurunan laju produksi minyak

pada Lapisan “D” Lapangan “T” ?

Sampai kapan umur Lapisan “D” Lapangan “T” dapat berproduksi ?

Berapakah besar cadangan minyak sisa dari Lapisan “D” Lapangan “T” ?

1.3. Maksud dan Tujuan

Maksud dari penelitian ini adalah untuk memperkirakan cadangan minyak

sisa dari Lapisan “D” Lapangan “T” menggunakan Metode Decline Curve,

dengan tujuan memperkirakan EUR (Estimated Ultimate Recovery), umur

produksi, cadangan minyak sisa (Remaining Reserve) dan Recovery Factor

sampai batas laju Economic Limit (qlimit).

1.4. Metodologi

Metode yang digunakan untuk menghitung cadangan minyak sisa dari

Lapisan “D” Lapangan “T” adalah metode analisa Decline Curve. Langkah-

langkah metode ini adalah sebagai berikut : 1. Pengumpulan data harga OOIP,

data reservoir, biaya operasional, harga minyak, pajak untuk pemerintah dan data

produksi minyak, 2. Menentukan RF dan EUR volumetrik, 3. Menghitung alokasi

produksi tiap sumur yang memproduksikan minyak secara commingle dengan

3

metode kapasitas aliran, 4. Plotting qo vs t tiap sumur, 5. Menentukan periode

penurunan laju produksi, 6. Menentukan tipe Decline Curve berdasarkan nilai

eksponen decline (b) dan Di menggunakan metode loss ratio dan metode trial

error dan x2-chisquare test, 7. Menentukan economic limit rate, 8. Menentukan

qoforecast, Npforecast, EUR tiap sumur, EUR Lapisan “D”, umur produksi, RF,

cadangan minyak sisa (ERR) dan cadangan minyak sisa yang belum bisa

diproduksi dengan metode Decline Curve.

Untuk memperjelas metodologi penelitian dapat dilihat pada Flowchart

dibawah ini.

4

Data Produksi: q, t, Np

Alokasi produksi Lapisan ” D” dari

sumur berproduksi secara commingle

Plotting data qo vs t Lapisan D

Penentuan tipe Decline Curve

dengan metode loss ratio,trial error dan X2 Chisquare

b = 1,

Harmonic Decline b= 0,

Exponential Decline

b ≠ 0, b ≠ 1; 0<b<1,

Hyperbolic Decline

Estimasi Ultimate Recovery (EUR)

Penentuan economic limit

Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan

Kumulatif Produksi (Np) Lapisan D

Harga OOIP

Data reservoir: Swavg,

Kavg , Φ, µoi, μob, μwi,

Boi, Bob, Rs, Pi, Pb,Pa

Estimasi Cadangan Minyak Sisa

ERR = EUR - Np

Estimasi umur produksi Lapisan D

Recovery Factor Decline Curve

Recovery Factor Volumetrik

Cadangan Volumetrik

ERR Volumetric

ERR = Cadangan Volumetric - Np

FLOW CHART

ERR volumetrik yang belum

bisa diproduksi

-Biaya operasional sumur

-Harga minyak/ barrel

-Pajak untuk Pemerintah

Pemilihan periode (trend) penurunan laju produksi

5

1.5. Hasil Penelitian

Berdasarkan data diketahui harga OOIP Lapisan “D” sebesar 2.938.000 STB.

Harga recovery factor saat volumetrik sebesar 30,98 % maka diperoleh EUR

sebesar 910.304,53 STB. Kumulatif produksi (Np) sampai Juli 2009 sebesar

7.375,75 STB, sehingga minyak sisa (volumetrik) adalah 902.928,78 STB.

Analisa Decline Curve dilakukan untuk sumur TA-09 dan TA-22 dengan

hasil kurva exponential decline pada sumur TA-09 dengan nilai b=0 dan

Di=0,042/Bulan, sedangkan untuk sumur TA-22 nilai b =0 dan Di=0,049/Bulan

sehingga EUR Lapisan “D” sampai qlimit = 34,54 BOPM adalah 12.747,40 STB

dengan umur produksi 47 bulan atau 3 tahun 11 bulan dari Agustus 2009 sampai

bulan Juni 2013, RF saat Decline sebesar 0,43 %, sehingga cadangan minyak sisa

(ERR) Lapisan “D” sebesar 5.381,65 STB. Cadangan minyak yang belum bisa

diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari OOIP.

1.6. Sistematika penulisan

Sistematika penulisan pada penelitian ini terdiri dari : BAB I. Pendahuluan,

BAB II. Tinjauan Umum Lapangan “T”, BAB III. Tinjauan Pustaka, BAB IV.

Perhitungan dan Analisa Decline Curve, BAB V. Pembahasan, BAB VI.

Kesimpulan.

6

BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN “T”

2.1. Letak Geografis Lapangan “T”

Lapangan “T” merupakan bagian dari area lapangan pengembangan minyak

dan gas bumi (migas) yang dikelola oleh Unit Bisnis Pertamina EP (UBEP)

Tanjung di Blok Tanjung Raya – Cekungan Barito, Kalimantan Selatan. Luas

Lapangan “T” ini kurang lebih 3,5 km2 dari arah Barat Daya - Timur Laut dengan

produksi utama hidrokarbon dari Formasi Warukin. Secara geografis Lapangan

“T” berada pada 1o35 LS dan 115

o30 BT dapat dilihat pada Gambar 2.1.

Gambar 2.1.

Peta Lokasi Lapangan “T” 7)

Daerah Penelitian

7

2.2. Keadaan Geologi Lapangan “T”

2.2.1. Geologi Umum

Pulau Kalimantan dibagi menjadi 4 cekungan besar seperti pada Gambar

2.1. Cekungan-cekungan tersebut antara lain :

Cekungan Barito : Bagian Barat Laut dibatasi Pegunungan Schwaner, bagian

Timur dibatasi Pegunungan Meratus, dan bagian Utara dibatasi Cekungan

Kutai.

Cekungan Kutai : Cekungan ini dibatasi dataran tinggi Mangkaliat di bagian

Utara, Cekungan Barito di bagian Selatan, dataran tinggi Kuching di bagian

Barat dan Selat Makassar di bagian Timur.

Cekungan Melawi : Bagian Selatan dibatasi Pegunungan Schwaner, bagian

Utara dibatasi dataran tinggi Semitau yang memisahkan Cekungan Melawi

dengan Cekungan Ketungau.

Cekungan Ketungau : Cekungan ini pada bagian Utara dibatasi lajur

Kalimantan Tengah, bagian Selatan dibatasi dataran tinggi Semitau, bagian

Timur dibatasi dataran tinggi Kuching dan bagian Barat dibatasi Ketungau

area.

2.2.2. Stratigrafi Lapangan “T”

Stratigrafi Lapangan “T” yang terletak pada Cekungan Barito dapat dilihat

pada Gambar 2.3. Urutan umur batuan dari yang tua sampai yang muda sebagai

berikut :

1. Batuan Pra-Tersier Basement

Basement pra-tersier Cekungan Barito terdiri dari batuan beku andesit dan

batuan metamorf dengan ketebalan kurang dari 200 meter.

2. Formasi Tanjung

Formasi Tanjung terdiri atas batupasir kuarsa berselingan dengan

batulempung dengan sisipan batubara, berumur Eosen, dan diendapkan dalam

lingkungan paralik-neritik. Formasi Tanjung memiliki ketebalan 300-600 m.

3. Formasi Berai

Formasi Berai mayoritas terdiri dari batugamping berwarna putih kelabu,

berlapis baik dengan ketebalan 20-200 meter. Kaya akan koral, foraminifera

8

dan ganggang, bersisipan napal kelabu muda padat dan berlapis baik. Formasi

Berai berumur Oligosen Akhir-Miosen Tengah dengan lingkungan

pengendapan neritik.

4. Formasi Warukin

Secara umum Formasi Warukin disusun oleh batupasir kuarsa, batulempung,

batulanau, dan konglomerat di bagian bawah, serta sisipan batubara dan

batugamping. Formasi ini menunjukkan kisaran umur Miosen Awal-Tengah,

diduga merupakan endapan transisi darat (fluviatil)-laut dangkal (neritik) dan

memiliki ketebalan 300-500 meter.

Formasi Warukin merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon pada

Lapangan “T” dengan lapisan utama yaitu Lapisan C yang terbagi kedalam 4

unit lapisan yaitu Lapisan Ca (38,5 ft), Cb (18,9 ft), C1 unit (3,8 ft), dan C2

(38,5 ft). Lapisan Ca dan Cb berada pada bagian atas (upper), Lapisan C2

berada pada bagian bawah (lower), sedangkan Lapisan C1 merupakan lapisan

sand-shale member yang memisahkan antara bagian upper dan lower.

Evaluasi secara geologi menunjukkan adanya lapisan-lapisan lain yang

bertindak sebagai reservoir yaitu Lapisan D, Lapisan E, Lapisan F, Lapisan J,

dan Lapisan K. Zona reservoir D-sand terdiri atas perselingan batupasir

dengan coal, shale, dan sedikit lapisan tipis limestone. Kehadiran limestone

ini merupakan indikasi bahwa lingkungan pengendapannya lebih mendekati

arah marine. Pembagian lapisan Formasi Warukin dapat dilihat pada

Gambar 2.3.

5. Formasi Dahor

Formasi Dahor terdiri atas batupasir kuarsa dan konglomerat yang

mengandung kepingan kuarsit dan basal, berselingan dengan batupasir

berbutir sedang-sangat kasar, berstruktur silang-siur, sisipan batulempung

dengan karbonat hingga gambut dan batulempung. Ketebalan formasi ini

mencapai 300 m, berumur Pliosen-Plistosen dan berlingkungan endapan

transisi darat (fluviatil).

9

Gambar 2.2.

Stratigrafi Cekungan Barito 8)

10

Gambar 2.3.

Pembagian Lapisan pada Formasi Warukin Berdasarkan Log Listrik 7)

11

2.2.3. Struktur Lapangan “T”

Lapangan “T” berada paling Timur dari area Blok Tanjung Raya dan terletak

kurang lebih 15 km dari Struktur Tanjung. Pemetaan struktur Lapangan “T”

berdasarkan interpretasi seismik dapat dilihat pada Gambar 2.4.

Gambar 2.4.

Peta Depth Structure Hasil Interpretasi Seismik Lapangan “T” 7)

Peta struktur kedalaman tersebut memperlihatkan adanya perangkap closure

antiklin yang dibatasi oleh sesar naik dengan arah Barat Daya-Timur Laut yang

mampu berperan sebagai sebagai perangkap hidrokarbon. Pada peta struktur dapat

dilihat pemetaan lokasi sumur-sumur. Menurut data bulan Oktober 2009

12

Lapangan “T” memiliki 25 sumur dengan 23 sumur berada di sekitar struktur,

yaitu: TA-01, TA-03, TA-04, TA-05, TA-06, TA-07, TA-08, TA-09, TA-10, TA-

11, TA-12, TA-13, TA-14, TA-15, TA-16, TA-17, TA-18, TA-19. TA-21, TA-22,

TA-23, TA-24, TA-25 serta 2 sumur lain yaitu sumur TA-02 dan TA-20 yang

merupakan umur deliniasi dan terletak di luar struktur.

2.3. Kondisi Reservoir Lapisan ”D” Lapangan “T”

Lapisan “D” berada pada Formasi Warukin memiliki tekanan awal reservoir

655 psi dengan temperatur 139˚F dari hasil uji tekanan sumur. Berdasarkan data

Lapisan “D” diketahui OOIP sebesar 2.938.000 STB. Sifat fisik batuan reservoir

pada Lapisan “D” dapat dilihat pada Tabel II-1, dan sifat fisik fluida reservoir

dapat dilihat pada Tabel II-2.

Tabel II-1.

Sifat Fisik Batuan Reservoir pada Lapisan “D” 8)

Parameter Sifat Fisik Batuan Besaran

Porositas rata-rata (Φavg)

20 %

Saturasi awal rata-rata (Swi avg) 40 %

Permeabilitas rata-rata (K avg) 70 mD

Jenis Batuan Batu pasir

Tabel II-2.

Sifat Fisik Minyak pada Lapisan “D” 8)

Parameter Sifat Minyak Besaran 0API 38

Specific gravity 0,8

Viscositas minyak initial oi 0,24 cp

Viscositas minyak dibawah Pb bo 1,1 cp

Viscositas air initial wi 1,5 cp

Faktor volume formasi minyak (Boi) 1,14 bbl/stb

Kelarutan gas dalam minyak (Rs) 882 scf/stb

Tekanan gelembung (Pb) 643 psi

Tekanan reservoir awal (Pi) 655 psi

Tekanan reservoir abandon (Pa) 160 psi

13

2.4. Sejarah Produksi Lapisan ”D” Lapangan “T”

Lapangan “T” pertama kali dikelola oleh PERMINA, JOB PERTAMINA

SOUTHERN CROSS, JOB PERTAMINA BOW VALLEY, JOB PERTAMINA

TALISMAN (TANJUNG). Lapangan “T” dilakukan pemboran pertama kali pada

sumur TA-01 pada bulan April 1967 oleh BPM (Shell Indonesia).

Sumur tersebut berhasil menembus lapisan batu pasir formasi Middle-

Warukin dan menemukan oil bearing pada kedalaman kurang dari 1264 m dan

menghasilkan minyak sebesar 799 BOPD dengan kadar air 0 %. Sejak saat itu

Lapangan “T” terus dikembangkan hingga sekarang dan dibagi menjadi beberapa

lapisan yaitu lapisan Ca, Cb, C1, C2, D, E, F, J dan K.

Sejak akhir tahun 2005 Lapangan “T” dikelola sepenuhnya oleh

PERTAMINA EP dalam bentuk Unit Bisnis Pertamina EP Tanjung (UBEP

Tanjung).

Lapangan “T” memiliki 25 sumur yang terdiri dari 6 sumur produksi, 13

sumur ditutup sementara serta 6 sumur ditinggalkan. Sumur yang

memproduksikan minyak dari Lapisan “D” ada 3 sumur produksi, yaitu :

Sumur TA-09 berproduksi dari Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.

Sumur TA-18 berproduksi dari Lapisan C1, D, E dan F secara commingle.

Sumur TA-22 berproduksi dari Lapisan C1, C2, D dan F secara commingle.

Sejarah produksi minyak Lapisan “D” mulai dari awal produksi hingga data

terakhir dapat dilihat selengkapnya pada Lampiran B, Lampiran C dan Gambar

2.5.

Berdasarkan sejarah performance produksi Lapisan “D” yang dapat dilihat

pada Gambar 2.6 dan Lampiran D serta sejarah tekanan pada Gambar 2.7., dapat

diketahui bahwa Lapisan “D” memiliki penurunan tekanan yang relatif pelan,

perbedaan harga GOR dapat dikatakan kecil, dan harga WOR yang terus

meningkat selama masa produksi. Dari ketiga hal tersebut maka reservoir ini

termasuk golongan reservoir dengan tenaga pendorong water drive.

14

Gambar 2.5.

Grafik Sejarah Produksi Minyak Lapisan “D” Lapangan ”T” 11)

Gambar 2.6.

Grafik Performance Production Lapisan “D” Lapangan ”T” 11)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

1

10

100

1000

sum

ur aktif q

o, B

OP

M

waktu, bulan

qo vs waktu Lapisan "D"

qo total sumur aktif

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

0,01

0,1

1

10

100

1000 GO

R,SC

F/STB &

WC

, %

qo

, BO

PM

waktu, bulan

Grafik (qo vs waktu) dan (GOR & WC vs waktu) Lapisan "D"

qo GOR WC

15

Gambar 2.7.

Grafik Sejarah Tekanan Lapisan “D” Lapangan ”T” 11)

2.4.1. Sejarah Sumur TA-09

Sumur TA-09 pertama kali dilakukan pengeboran pada tanggal 26 Maret

1981. Sumur dibor sedalam 1450 m dan dikomplesi dengan perforated casing.

Pada bulan Mei 1981 dilakukan perforasi pada Lapisan D (1425,5-1427,5

m), C2 (1400-1402 m), C1 (1368-1370 m), Cb (1350-1353 m dan 1357-1360 m),

dan Ca (1324-1327 m). Lapisan yang berpotensi untuk diproduksikan hanya ada

dua lapisan, yaitu lapisan Ca dan Cb. Lapisan “D” diisolasi pada kedalaman 1420

m, lapisan C2 diisolasi pada kedalaman 1395 m, sedangkan lapisan C1 diisolasi

pada kedalaman 1365 m.

Bulan Juli 1981 sumur TA-09 berproduksi dengan dua lapisan secara

bersamaan yaitu lapisan Ca (1324-1327) m dan lapisan Cb (1350-1353, 1357-

1360) m. Sistem yang dipakai untuk produksi adalah dual string, dimana lapisan

Ca dan Cb diproduksikan melalui tubing yang berbeda setelah dipasang packer

pada kedalaman 1341 untuk memisahkan kedua lapisan tersebut.

Tanggal 25 Oktober 1984 pukul 09.30 sumur TA-09 ditutup sementara

karena dilakukan pressure build up test. Sumur kembali berproduksi pada tanggal

13 November 1984 pukul 13.00.

1

10

100

1000

Jun-91 Dec-91 Jul-92 Jan-93 Aug-93 Mar-94 Sep-94 Apr-95 Oct-95

teka

nan

, Psi

waktu, bulan

Grafik sejarah tekanan Lapisan "D"

tekanan Linear (tekanan)

16

Bulan Januari 1986 lapisan Cb diisolasi dengan packer pada kedalaman 1341

m karena hasil produksi lapisan Cb terus menurun sehingga tidak efektif jika

harus diproduksi. Sumur TA-09 hanya memproduksikan lapisan Ca dengan satu

tubing.

Bulan September 1987 sumur TA-09 yang merupakan sumur sembur alam

berubah menjadi sumur articial lift yaitu gas lift. Namun karena hasil produksi

lapisan Ca terus menurun maka dilakukan perubahan metode produksi dari gas lift

menjadi pompa pada bulan Oktober 1987.

Bulan Maret 1996 sumur TA-09 ditutup sementara karena tidak ada minyak

yang mengalir. Kemudian pada bulan Februari 1999 dilakukan squeezed

cementing untuk menutup lapisan Ca. Dilanjutkan pengeboran sampai kedalaman

1365 m dan menambah perforasi lapisan Cb pada kedalaman 1348-1350 m.

Karena tidak ada produksi saat dilakukan tes produksi maka sumur ditutup

sementara. Bulan Maret 1999 dilakukan perforasi tambahan pada lapisan Cb

dengan kedalaman 1350-1353 m sehingga sumur TA-09 memproduksi lapisan Cb

dengan tiga interval kedalaman yaitu 1348-1350 m, 1350-1353 m, dan 1357-1360

m. Bulan Mei 1999 sumur ditutup sementara karena harga water cut 100%.

Bulan Juli 2001 cement retainer di kedalaman 1365 m dan 1395 m

dikeluarkan dan dilakukan pengeboran sampai kedalaman 1420 m. Packer di

kedalaman 1420 m didorong sampai kedalaman 1436 m untuk menambah

perforasi di Lapisan “D” pada kedalaman 1425-1430 m dan menambah perforasi

lapisan C2 pada kedalaman 1375-1405 m. Sumur berproduksi pada Lapisan Cb

(1348-1350, 1350-1353, 1357-1360) m , Lapisan C1 (1368-1370) m, Lapisan C2

(1375-1405) m, dan Lapisan “D” (1425-1430) m. Sumur diproduksi dengan

sistem commingle, dimana keempat lapisan diproduksi secara bersamaan melalui

satu tubing dengan pengangkatan buatan pompa.

Bulan Oktober 2001 sumur ditutup sementara karena harga water cut

mencapai 98% dan minyak yang dihasilkan hanya 1,6 bopd namun sumur kembali

berproduksi pada bulan Januari 2009.

Profil sumur TA-09 dapat dilihat pada Gambar 2.8. dan riwayat sumur

selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

17

Gambar 2.8.

Profil sumur TA-09 Lapangan “T” 11)

2.4.2. Sejarah sumur TA-18

Sumur TA-18 mulai dilakukan pengeboran pertama kali pada tanggal 11 Juli

1984. Kedalaman total sumur 2350 m dengan maksimal pembelokan 5º pada

kedalaman 2300 m dan dikomplesi dengan perforated casing pada formasi.

Bulan Agustus 1984 dilakukan perforasi di lapisan J dengan kedalaman

1982-1985 m dan diproduksi. Bulan Oktober 1984 diperoleh harga water cut yang

tinggi sehingga lapisan J diisolasi dengan cement retainer pada kedalaman 1980

m. Lapisan J ditambahkan perforasi pada kedalaman 1976-1979 m dan

menghasilkan gas lemah ke permukaan sehingga sumur ditutup sementara.

Bulan November 1987 dilakukan perforasi di lapisan C1 pada kedalaman

1295,5-1298,5 m dan menghasilkan air asin sehingga sumur kembali ditutup.

18

Bulan Mei 1991 lapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing dan dilakukan

perforasi pada lapisan C2 dengan tiga interval kedalaman yaitu 1351-1355,5 m,

1360-1366 m, 1370-1377 m. Dilakukan tes produksi dan hasilnya tidak ada

produksi.

Bulan Juni 1991 dilakukan stimulasi pada lapisan C2 dan menghasilkan

minyak 1,12 bbl/d, air 13 bbl/d, dan water cut 91,3%. Bulan Juli 1991 lapisan C2

diisolasi dengan packer pada kedalaman 1340 m, kemudian dilakukan perforasi

pada lapisan C1 dengan kedalaman 1301-1307 m, 1315-1318 m, dan 1324-1335,5

m. Hasil tes produksi menunjukkan bahwa lapisan C1 menghasilkan minyak

sebesar 4 m³/d.

Bulan September 1991 sumur ditutup sementara karena tidak ada produksi

yang dihasilkan. Kemudian pada bulan Mei 1996 dilakukan perbaikan tubing

2⅞”. Bulan Juli 1996 dilakukan perforasi pada lapisan F dengan kedalaman 1720-

1730 m dan dilakukan evaluasi terhadap lapisan F.

Bulan Agustus 1996 dilakukan rigged up dan pemasangan packer pada

kedalaman 1695 m. Sumur berubah metode produksi menjadi pengangkatan

buatan menggunakan pompa dan berproduksi dengan sistem commingle pada

lapisan C1 (1301-1307, 1315-1318, 1324-1335,5) m dan lapisan F (1720-1730) m.

Bulan Mei 1997 lapisan F dilakukan swabbed test selama 7 hari dan menghasilkan

air 1490 bbl dan minyak 10 bbl.

Bulan Oktober 1997 dilakukan penggantian pompa dan sumur berproduksi

kembali. Bulan Januari 1998 sumur ditutup sementara, namun tidak ada riwayat

yang jelas mengenai penyebab penutupan sumur. Bulan Mei 2006 plunger

tersangkut saat dilakukan penggantian pompa dan tidak berhasil dikeluarkan

sehingga sumur ditutup sementara.

Bulan Juni 2006 dilakukan perforasi pada Lapisan “D” dengan kedalaman

1423-1425 m. Sumur beroperasi dengan produksi berasal dari lapisan C1 (1301-

1307, 1315-1318, 1324-1335,5) m, lapisan F (1720-1730) m, dan Lapisan “D”

(1423-1425) m secara commingle.

Bulan Agustus 2006 dilakukan penggantian pompa dan plunger tersangkut.

Plunger berusaha dikeluarkan namun tidak berhasil sehingga sumur ditutup

19

sementara. Bulan Desember 2008 dilakukan perforasi pada lapisan E dengan

kedalaman 1546-1547,5 m. Setelah perforasi dilakukan sumur ditutup sementara

dan dilakukan swabbed test pada bulan Januari 2009 selama 12 jam dan ditutup

sementara.

Sumur TA-18 diaktifkan kembali pada bulan Februari 2009 dan berproduksi

secara commingle pada lapisan C1 (1301-1307, 1315-1318, 1324-1335,5) m,

lapisan F (1720-1730) m, Lapisan “D” (1423-1425) m dan lapisan E (1546-

1547,5) m. Pada bulan Maret 2009 dilakukan penggantian pompa namun mesin

pompa mengalami gangguan pada bulan April 2009 dan dihentikan pada bulan

Mei 2009 sehingga sumur ditutup sementara untuk mengecek kerusakan pada

pompa.

Profil sumur TA-18 dapat dilihat pada Gambar 2.9. dan riwayat sumur

selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

Gambar 2.9.

Profil sumur TA-18 Lapangan “T” 11

20

2.4.3. Sejarah sumur TA-22

Sumur TA-22 dilakukan pengeboran sedalam 1923 m dan diselesaikan pada

bulan Maret 1975 dengan produksi dari lapisan J yang diperforasi pada kedalaman

1805-1810 m secara sembur alam.

Pada bulan September 1985 dilakukan penggantian metode produksi yang

semula berupa sembur alam menjadi sucker rod pump. Bulan September 1987

sumur ditutup sementara karena terjadi problem kepasiran. Problem kepasiran

diatasi dengan cara squeezed cementing pada bulan April 1988 dan dilakukan

perforasi ulang pada lapisan J dengan kedalaman 1805-1810 m dan menambah

perforasi dengan kedalaman 1789-1802 m.

Bulan Juni 1988 sumur ditutup sementara karena harga water cut mencapai

100%. Bulan Maret 1989 lapisan J diisolasi dengan packer pada kedalaman 1735

m. Kemudian dilakukan perforasi pada lapisan F dengan kedalaman 1671-1674,5

m dan berproduksi kembali.

Bulan Agustus 1989 dilakukan penambahan perforasi pada lapisan F dengan

kedalaman 1638-1642 m. Bulan Januari 1990 dilakukan perforasi pada lapisan

C2, Lapisan D, dan menambah perforasi di lapisan F. Lapisan C2 diperforasi

dengan kedalaman 1381-1383 m dan 1388-1391 m. Lapisan “D” diperforasi

dengan kedalaman 1433,5-1436,5 m. Lapisan F ditambahkan perforasi dengan

kedalaman 1643-1646 m. Ketiga lapisan tersebut diproduksikan secara commingle

sampai bulan Juli 1997.

Bulan September 1999 ditambahkan perforasi pada lapisan C2 dengan

kedalaman 1365-1375 m dan dilakukan perforasi pada lapisan C1 dengan

kedalaman 1348-1352,5 m. Bulan Oktober 1999 lapisan F dengan kedalaman

1671-1674,5 m diisolasi dan metode produksi berubah dari sucker rod menjadi

pengangkatan buatan dengan pompa konvensional secara commingle pada lapisan

C1 (1348-1352,5) m, lapisan C2 (1365-1375, 1381-1383, 1388-1391) m, Lapisan

“D” (1433,5-1436,5) m, lapisan F (1638-1642, 1643-1646) m.

Bulan Februari 2000 sumur ditutup sementara karena menghasilkan water

cut sebesar 66,7% tanpa ada produksi minyak dan gas. Bulan Mei 2005 dilakukan

penggantian pompa dan sumur berproduksi kembali. Sumur berproduksi sangat

21

kecil pada bulan Maret 2009 sebesar 0,003 minyak dan air 0,15 bbl sehingga

sumur ditutup sementara. Profil sumur TA-22 dapat dilihat pada Gambar 2.10.

dan riwayat sumur selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran A.

Gambar 2.10.

Profil Sumur TA-22 Lapangan “T” 11)

22

BAB III

TINJAUAN PUSTAKA

Metode untuk menghitung estimasi cadangan suatu reservoir dapat

dikategorikan dalam dua bagian, yaitu berdasarkan karakteristik reservoir dan

berdasarkan prilaku produksi reservoir (reservoir production performance).

Estimasi cadangan reservoir berdasarkan karakteristik reservoir dapat dilakukan

dengan metode volumetrik, sedangkan estimasi cadangan reservoir berdasarkan

prilaku produksi reservoir dapat dilakukan dengan menggunakan metode Decline

Curve.

Metode Decline Curve adalah salah satu Metode yang dapat digunakan untuk

menghitung cadangan minyak sisa atau gas dari suatu reservoir yang telah

mengalami penurunan produksi dan tidak mengalami perubahan pada Metode

produksinya. Selain itu Metode ini dapat dipakai untuk memperkirakan besarnya

produksi minyak atau gas pada suatu waktu tertentu, serta sebagai bahan untuk

analisa pengembangan lapangan. Penggunaan Metode ini memerlukan data-data

produksi per-sumur ataupun produksi kumulatif per-reservoir sepanjang masa

produksi reservoir tersebut, sedangkan data pendukung antara lain adalah jumlah

cadangan awal minyak atau gas ditempat, data biaya operasional lapangan, harga

minyak, dan pajak produksi untuk perhitungan economic limit rate-nya.

3.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula ditempat (Original Oil in Place –

OOIP)

Pada mulanya hidrokarbon terbentuk dari bahan organik pada batuan induk

(source rock). Karena proses penekanan maka hidrokarbon pada batuan induk

tersebut berpindah ke batuan induk (reservoir rock) yang selanjutnya akan

bermigrasi melalui jalur migrasi (carrier rock) ke suatu perangkap (trap). Pada

lapisan atas perangkap reservoir ini terdapat batuan penyekat (cap rock), sehingga

dapat dikatakan dengan kondisi tersebut diatas maka hidrokarbon tersebut tidak

dapat lagi berpindah kecuali ada energi luar yang melakukannya.

23

Original Oil in Place adalah jumlah total hidrokarbon mula-mula yang

terperangkap dalam reservoir, baik yang bisa diproduksikan maupun yang tidak

dapat diproduksikan. Gambar 3.1. menunjukkan akumulasi minyak pada

perangkap antiklin.

Gambar 3.1.

Akumulasi Minyak dan Gas Bumi pada Perangkap Antiklin 7)

Besarnya cadangan minyak mula-mula ditempat untuk suatu reservoir

minyak dapat ditentukan dengan persamaan Volumetrik dimana Vb dalam satuan

acre-ft, sebagai berikut :

OOIP =oi

avg

B

)Swi(1xxVb7758

avg ……………................…………(3-1)

Keterangan:

OOIP = Jumlah minyak mula-mula ditempat, STB.

7758 = Konversi satuan, dari Acre-feet ke Bbl.

Vb = Volume bulk batuan, Acre-feet.

avg = Porositas rata-rata, fraksi.

Swiavg = Saturasi air mula-mula rata-rata, fraksi.

Boi = Faktor Volume Formasi minyak mula-mula, Bbl/STB.

24

3.1.1. Penentuan Recovery Factor pada saat Volumetrik

Recovery Factor adalah perbandingan antara jumlah minyak yang dapat

diproduksikan dengan jumlah minyak mula-mula ditempat dalam suatu reservoir.

Recovery Factor pada saat volumetrik dapat dihitung dengan Metode JJ. Arps

berdasarkan tenaga pendorong reservoirnya.

3.1.1.1. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Water Drive

Untuk reservoir jenis water drive, energi pendesakan yang mendorong

minyak untuk mengalir berasal dari air yang terperangkap bersama-sama dengan

minyak pada batuan reservoirnya.

Gambar 3.2.

Water Drive Reservoir 5)

Apabila dilihat dari terbentuknya batuan reservoir water drive, air merupakan

fluida pertama yang menempati pori-pori reservoir. Tetapi dengan adanya migrasi

minyak maka air yang berada dalam pori batuan tersingkir dan digantikan oleh

minyak.

Reservoir dengan tenaga pendorong water drive memiliki karakteristik

sebagai berikut :

Penurunan tekanan sangat pelan atau relatif stabil. Penurunan tekanan

yang kecil pada reservoir disebabkan volume produksi yang ditinggalkan

digantikan oleh sejumlah air yang masuk ke zona minyak.

Perubahan gas oil ratio selama produksi kecil, sehingga dapat dikatakan

bahwa gas oil ratio reservoir mendekati konstan.

Harga water cut naik tajam karena mobilitas air yang besar.

25

Hubungan antara tekanan, produksi minyak, gas oil ratio, dan water cut dengan

waktu apabila diplot akan membentuk grafik seperti pada Gambar 3.3.

Gambar 3.3.

Grafik Hubungan Tekanan, Laju Alir Minyak, GOR. Water Cut

versus waktu pada Water Drive Reservoir 5)

Pada awal tahun terlihat adanya peningkatan produksi minyak yang terjadi secara

bertahap. Bersamaan dengan hal tersebut, tekanan reservoir akan mengalami

penurunan secara perlahan (adanya fluida menempati ruang pori dari minyak yang

telah diproduksikan) sampai batas tekanan gelembung (P<Pb). Kemudian selang

beberapa waktu air berekspansi secara cepat dan GOR yang diproduksikan

kepermukaan terdapat sisa yang rendah.

Recovery factor untuk reservoir dengan tenaga pendorong water drive dapat

dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :

0,2159

0,193

0,0770

oi

wi

0,0422

Pa

PiSw

μ

μk

Boi

Sw)(1Φ54,898RF

….…(3-2)

Keterangan :

RF = Recovery Factor, fraksi.

Φ = Porositas, fraksi.

Sw = Saturasi air, fraksi.

Boi = Faktor volume minyak mula-mula, bbl/STB.

k = Permeabilitas, mD.

µwi = Viskositas air formasi mula-mula, cp.

26

µoi = Viskositas minyak mula-mula, cp.

Pi = Tekanan reservoir mula-mula, psi.

Pa = Tekanan abandon, psi.

3.1.1.2. Recovery Factor dengan Tenaga Pendorong Solution Gas Drive

Reservoir solution gas drive memiliki tenaga pendorong berasal dari gas

yang terbebaskan dari minyak karena adanya perubahan fasa pada hidrokarbon

yang semula merupakan fasa cair menjadi fasa gas selama penurunan tekanan

reservoir. Gas yang semula larut dalam zona minyak kemudian terbebaskan lalu

mengembang dan mendesak minyak kemudian gas dan minyak terproduksi secara

bersamaan.

Setelah sumur selesai dibor menembus reservoir dan produksi minyak

dimulai, maka akan terjadi suatu penurunan tekanan di sekitar lubang bor.

Penurunan tekanan ini akan menyebabkan fluida mengalir dari reservoir menuju

lubang bor melalui pori-pori batuan. Penurunan tekanan di sekitar sumur bor akan

menimbulkan terjadinya fasa gas. Pada saat awal, karena saturasi gas tersebut

masih kecil (belum membentuk fasa yang kontinyu), maka gas tersebut

terperangkap pada ruang antar butiran batuan reservoirnya. Tetapi setelah tekanan

reservoir tersebut cukup kecil dan gas sudah terbentuk banyak, maka gas tersebut

turut serta terproduksi ke permukaan.

.

Gambar 3.4.

Solution Gas Drive Reservoir 5)

27

Pada awal produksi, gas yang dibebaskan dari minyak masih terperangkap

pada sela-sela pori batuan, maka gas oil ratio produksi akan lebih kecil jika

dibandingkan dengan gas oil ratio reservoir. Gas oil ratio produksi akan

bertambah besar bila gas pada saluran pori-pori tersebut mulai bisa mengalir dan

hal ini akan terus-menerus berlanjut hingga tekanan menjadi rendah. Bila tekanan

telah cukup rendah, maka gas oil ratio akan menjadi berkurang sebab volume gas

di dalam reservoir tinggal sedikit. Dalam hal ini gas oil ratio dan produksi gas

pada reservoir memiliki harga yang hampir sama

Reservoir dengan tenaga pendorong solution gas drive memiliki karakteristik

sebagai berikut :

Penurunan tekanan reservoir yang tajam.

Sedikit atau bahkan tidak ada air yang diproduksi bersama minyak selama

umur produksi.

Produksi minyak turun dengan cepat.

Gas oil ratio mula-mula rendah kemudian naik dengan cepat akibat

terbebaskannya sejumlah gas dari minyak sampai maksimum, kemudian

turun dengan tajam.

Hubungan antara tekanan, produksi minyak, GOR, dengan waktu apabila diplot

akan membentuk sebuah grafik seperti pada Gambar 3.5.

Gambar 3.5.

Grafik Hubungan antara Laju Alir Minyak, Tekanan, GOR versus Waktu

pada Solution Gas Drive Reservoir 5)

28

Recovery factor untuk reservoir dengan tenaga pendorong solution gas drive

dapat dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut :

0,1744

0,3722

0,0979

ob

0.,611

Pa

PbSw

μ

k

Bob

Sw)Φ(141,815RF

…....…....(3-3)

Keterangan :

RF = Recovery Factor, fraksi.

Φ = Porositas, fraksi.

Sw = Saturasi air, fraksi.

Bob = Faktor volume formasi minyak di bawah tekanan gelembung,

bbl/STB.

k = Permeabilitas, mD.

µob = Viskositas minyak di bawah tekanan gelembung, cp.

Pb = Tekanan gelembung, psi.

Pa = Tekanan abandon, psi.

3.1.2. Estimated Ultimated Recovery pada saat Volumetrik

Apabila harga recovery factor telah diketahui maka dapat diperkirakan

jumlah cadangan minyak yang mungkin dapat diproduksikan (Estimated

Ultimated Recovery). Estimated Ultimated Recovery (EUR) pada saat volumetrik

dapat dihitung :

EUR = OOIP x RF…………….......……………….......…………...(3-4)

Keterangan :

EUR = Estimated Ultimate Recovery, STB.

OOIP = Jumlah minyak mula-mula di tempat, STB.

RF = Recovery factor pada saat volumetrik, fraksi.

3.2. Penentuan Economic Limit Rate (qlimit)

Economic Limit Rate (qlimit) adalah laju produksi minimal dimana jumlah

penghasilan yang diterima dari hasil penjualan produksi akan sama dengan jumlah

biaya yang diperlukan untuk menghasilkan produksi tersebut. Sumur produksi

akan ditinggalkan pada saat biaya untuk memproduksikan lebih besar dari

29

keuntungan yang diperoleh. Kerugian secara ekonomi akan terjadi jika tetap

melanjutkan produksi dibawah economic limit. Dasar estimasi cadangan dengan

Decline Curve terletak pada besarnya economic limit karena menentukan umur

produksi dan jumlah cadangan minyak yang akan diproduksikan.

Secara matematis menurut Thompson. R. S.(1985) , qlimit dapat dirumuskan :

qlimit (STB/hari) = )()()1()4,30(

)()(

NRISPPTR

WIOPC

..................................(3-5)

Keterangan:

qlimit = Economic limit rate, STB/hari.

OPC = Monthly Operating Cost, (Rp/bulan).

WI = Working Interest, fraksi.

PTR = Production Tax Rate, fraksi.

SP = Sales Price, Rp/Bbl.

NRI = Net Revenue Interest, fraksi.

= WI (1-RI)

30,4 = Konversi satuan waktu dari bulan ke hari.

Biaya operasional (operating cost) merupakan biaya yang dikeluarkan baik

sehubungan dengan adanya operasi produksi (variable cost) maupun biaya yang

pasti dikeluarkan oleh perusahaan berupa administrasi umum yang tidak

berpengaruh terhadap besar kecilnya produksi (fixed cost). Contoh biaya operasi

yang termasuk dalam variable cost adalah lifting cost, HSE, production tools dan

equipment maintenance, gaji pegawai non staf dan sebagainya. Contoh biaya

operasi yang termasuk dalam fixed cost adalah general administration, yaitu

meliputi finance & administration : audit, perpajakan, sewa kantor; technical

services : pengadaan dan servis alat telekomunikasi & komputer; transportation

cost : pengadaan, servis dan bahan bakar mobil kantor; salary & personal

expenditure : gaji pegawai (staf), biaya training dan menyekolahkan pegawai;

community development : pembangunan fasilitas umum.

Apabila kepemilikan perusahaan dimiliki oleh satu orang/pihak maka harga

WI = 1 (100%), bila kepememilikan bersama maka harga WI tergantung dari

kepemilikan yang besarnya berdasarkan kesepakatan dari pemilik saham.

30

Production Tax Rate (PTR) adalah pajak yang diberikan kepada pemerintah.

Pajak adalah salah satu sumber pendapatan pemerintah. Pemerintah mengambil

bagiannya dari hasil produksi minyak dan gas bumi melalui pajak yang dikenakan

terhadap semua pemasukan kontraktor yang didapat dari usahanya tersebut.

Sistem perpajakan yang dibuat oleh pemerintah dimaksudkan untuk

memaksimalkan pendapatan pemerintah.

Harga minyak mentah (sales price) Indonesia tergantung dari harga pasar

minyak mentah dunia. Harga tersebut merupakan harga penjualan dengan sistem

FOB (free on board), yang berarti harga minyak sesuai dengan harga minyak yang

masuk ke Tanker. Harga ini akan naik apabila menggunakan sistem penjualan CIF

(cost in freight) yang berarti minyak sampai di negara pembeli dan harganya

menyesuaikan dengan regulasi yang berlaku atau kesepakatan antara kedua belah

pihak. Harga minyak mentah dipengaruhi oleh oAPI, semakin besar harga

oAPI

suatu minyak maka minyak tersebut semakin ringan dan harganya semakin mahal.

Net Revenue Interest (NRI) didefinisikan sebagai perkalian antara working

interest dengan (1-royalty interest). Royalty Interest diberikan kepada pemerintah

berdasarkan peraturan perundangan sebagai pemilik lahan atau area yang

digunakan.

3.3. Produksi Kumulatif Aktual (Np)

Produksi kumulatif aktual (Np) adalah jumlah minyak yang telah

diproduksikan sampai waktu (t).

3.4. Alokasi Produksi dari Commingle Completion dengan Metode

Kapasitas Aliran (KH)

Pada dasarnya lapisan reservoir yang berlapis (multi layer) dapat

diproduksikan secara bersama-sama. Pola produksi ini dikenal dengan sebutan

”Commingle Completion”. Contoh sumur yang berproduksi menggunakan sistem

commingle completion dapat dilihat pada Gambar 3.6.

31

Gambar 3.6.

Commingle Completion dengan Single Tubing Dual Packer 4)

Perhitungan produksi dengan Decline Curve dari suatu sumur berlapis dapat

dilakukan dengan alokasi produksi dari masing-masing lapisan yang ada pada

reservoir. Salah satu Metode pengalokasian produksi adalah dengan Metode

kapasitas aliran (kh).

Metode kapasitas aliran (kh) didasarkan atas besarnya kapasitas aliran,

dimana besarnya kontribusi masing-masing lapisan ditentukan berdasarkan

besarnya permeabilitas dan ketebalan masing-masing lapisan. Perhitungan

besarnya kontribusi aliran dari masing-masing lapisan berdasarkan asumsi :

Alirannya radial dengan jari-jari pengurasan (re) yang sama.

Draw down pressure (Pr – Pwf) pada tiap lapisan adalah sama.

Faktor volume formasi dari minyak (Bo) dan viskositas minyak (μo)

adalah sama.

Skin faktor (S) diabaikan.

Atas dasar asumsi-asumsi diatas maka persamaan Darcy untuk sistem aliran

radial dapat digunakan sebagai dasar perhitungan alokasi aliran dengan Metode

kapasitas aliran (kh) sebagai berikut:

weoo

wfr

orrLnB

PPhkq

31008,7 ..................................................... ....(3-6)

32

Keterangan:

qo = Laju alir minyak, BOPD

k = Permeabilitas batuan, mD

h = Ketebalan lapisan, feet

Pr = Tekanan reservoir, psi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

o = Viskositas minyak, cp

Bo = Faktor volume formasi minyak, bbl/Stb

re = Jari-jari pengurasan sumur, feet

rw = Jari-jari lubang sumur, feet

Metode produksi dengan commingle completion hanya mencatat satu nilai

laju alir dari beberapa lapisan, jika diasumsikan ada 3 lapisan dari satu sumur

maka perhitungan laju alir dari masing-masing lapisan dapat ditulis dengan

persamaan-persamaan berikut:

321 qqqqtotal ......................................................................... ....(3-7)

Dari Persamaan (3-6), maka dapat dilakukan penjumlahan kedalam persamaan (3-

7), sebagai berikut:

w

eoo

wfr

w

eoo

wfr

w

eoo

wfr

w

eoo

wfrtotaltotal

rr

B

PPhk

rr

B

PPhk

rr

B

PPhk

rr

B

PPhk

ln

)(

ln

)(

ln

)(

ln

)( 332211

... ....(3-8)

ktotal x htotal = k1. h1 + k2 . h2 + k3. h3 ................................................. ....(3-9)

Berdasarkan Persamaan (3-8), dapat dibuat persamaan kontribusi aliran

sebagai berikut:

n

i

ii

nn

total

n

hk

hk

q

qFC

1

........................................................................ ..(3-10)

Jadi, untuk menghitung kontribusi aliran untuk lapisan 1 dapat dilakukan dengan

persamaan berikut:

33

n

i

ii

total

hk

hkqq

1

111 .............................................................................. ..(3-11)

Keterangan : FC = Kontribusi aliran, fraksi

3.5. Metode Decline Curve

Metode Decline Curve merupakan salah satu Metode untuk memperkirakan

besarnya cadangan minyak sisa berdasarkan data–data produksi setelah selang

waktu tertentu. Perkiraan cadangan kumulatif dan cadangan sisa dengan

menggunakan Metode ini didasarkan pada data produksi. Syarat penggunaan

Metode Decline Curve adalah :

1. Adanya grafik penurunan produksi.

2. Tidak ada penutupan sumur dalam waktu yang lama.

3. Tidak ada penggantian Metode produksi.

4. Sumur berproduksi dalam jumlah yang konstan

Penurunan laju produksi dipengaruhi oleh berbagai macam faktor,

diantaranya mekanisme pendorong reservoir, tekanan, sifat fisik batuan dan fluida

reservoir. Pada dasarnya perkiraan jumlah cadangan minyak sisa menggunakan

Metode Decline Curve adalah memperkirakan hasil ekstrapolasi (penarikan garis

lurus) yang diperoleh dari suatu kurva yang dibuat berdasarkan plotting antara

data produksi atau produksi kumulatif terhadap waktu produksinya. Beberapa

macam tipe grafik yang dapat digunakan untuk peramalan cadangan dan produksi

hidrokarbon adalah :

1. Laju produksi terhadap waktu (q vs t).

2. Laju produksi terhadap produksi kumulatif (q vs Np).

3. Persen minyak terhadap produksi kumulatif (% oil vs Np).

4. Produksi kumulatif gas terhadap produksi kumulatif minyak (Gp vs Np).

5. Tekanan reservoir terhadap waktu (P vs t).

6. P/Z vs produksi kumulatif (untuk reservoir gas).

34

Grafik yang umum digunakan adalah tipe pertama (q vs t) dan kedua (q vs Np)

dimana keduanya memberikan pendekatan grafis yang dinamakan Decline Curve ,

seperti terlihat pada Gambar 3.7.

Gambar 3.7.

Grafik q vs t pada Analisa Decline Curve 6)

Kurva penurunan (Decline Curve) terbentuk akibat adanya penurunan

produksi yang disebabkan adanya penurunan tekanan statis reservoir seiring

dengan diproduksikannya hidrokarbon. Para ahli reservoir mencoba menarik

hubungan antara laju produksi terhadap waktu dan terhadap produksi kumulatif

dengan tujuan memperkirakan produksi yang akan datang (future production) dan

umur reservoir (future life).

Tahun 1927 R.H. Johansen dan A. L. Bollens menemukan Metode Loss Ratio

untuk memperkirakan future performance dan future life. Penggunaan Metode ini

berkembang baik dan dijadikan dasar oleh ahli-ahli reservoir di tahun-tahun

berikutnya. Tahun 1935, S.J. Pirson mengemukakan klasifikasi Decline Curve

atas dasar Metode Loss Ratio menurut analisa matematik menjadi tiga tipe, yaitu :

Exponential Decline Curve , Hyperbolic Decline Curve dan Harmonic Decline

Curve .

Tahun 1944, J. J. Arps mengembangkan Metode Loss Ratio berdasarkan

harga eksponen decline-nya atau lebih dikenal dengan “b”. Harga b berkisar 0

sampai dengan 1. Jika harga b=0 maka disebut sebagai exponential decline, jika

35

harga (0<b<1) maka disebut hyperbolic decline, dan jika harga b=1 disebut

dengan harmonic decline.

Beberapa istilah yang perlu diketahui dalam penggunaan Metode Decline

Curve yaitu rate of decline (D) yang didefinisikan sebagai perubahan dalam laju

relatif dari produksi per-unit waktu, tanda (-) menunjukkan arah slope yang

dihadirkan plot antara laju produksi dan waktu dari kurva logaritma. Menentukan

harga rate of decline menggunakan persamaan dibawah ini :

(

)

......................................................................................... ..(3-12)

Definisi dari loss ratio ( a ) adalah fungsi inverse dari rate of decline (D).

Penentuan harga loss ratio menggunakan persamaan dibawah ini :

qdtdq

a1 . ............................................................................ ..(3-13)

dtdq

qa .................................................................................. ..(3-14)

Keterangan : a = Loss ratio, waktu.

dq/dt = Perubahan laju produksi terhadap waktu, BOPD.

Definisi dari eksponen decline (b) adalah fungsi turunan pertama dari loss

ratio. Penentuan harga eksponen decline menggunakan persamaan dibawah ini :

dt

dab

(

(

⁄ )

)

dt

dab ............................................................................................ ..(3-15)

Keterangan :

b = Eksponen decline.

q = Laju produksi, BOPD.

t = Waktu, hari.

36

3.5.1. Exponential Decline Curve

Exponential Decline Curve disebut juga Geometric Decline atau Semilog

Decline atau Constant Percentage Decline mempunyai ciri khas yaitu penurunan

produksi pada suatu interval waktu tertentu sebanding dengan laju produksinya

(konstan).

Atas dasar hubungan di atas, apabila variabel-variabelnya dipisahkan maka

dapat ditarik beberapa macam hubungan yaitu hubungan antara laju produksi

terhadap waktu dan hubungan laju produksi terhadap produksi kumulatif.

3.5.1.1. Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

Kurva penurunan yang konstan ini hanya diperoleh bila eksponen decline

adalah nol (b=0). Maka pada exponential decline ini digunakan penggunaan limit

sebagai rumusan matematis (differensiasi fungsi eksponensial), sehingga akan

diperoleh :

b

b

n

n

m bLimn

mLime

/1

011

................................................... ..(3-16)

Keterangan : m = Di.t

n = b

1

Harga m dan n diatas disubstitusikan kepersamaan (3-17), sehingga menjadi :

tD

b

i

b

ie

b

tDLim

.

1

1 1

.1

....................................................................... ..(3-17)

Secara matematis bentuk kurva penurunannya menjadi sebagai berikut :

tD

iieqq.

........................................................................................ ..(3-18)

Keterangan :

q = Laju produksi pada waktu t, BOPD.

qi = Laju produksi minyak pada saat terjadi decline (initial), BOPD.

Di = Initial nominal decline rate, fraksi/waktu.

t = Waktu, hari.

e = Bilangan logaritma (2,718).

37

Persamaan (3-18) merupakan persamaan untuk menentukan besarnya initial

nominal decline rate (Di) :

tD

q

q

eqq

i

i

tD

ii

ln

.

t

q

q

Di

i

ln

................................................................................... ..(3-19)

Hubungan antara Di dan De ditunjukkan pada persamaan dibawah ini

sebagai contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah

sama sehingga persamaan (3-18) dan (3-19) dapat disederhanakan menjadi :

q = q

tD

iieq

. = qi – qi.De ....................................................................... ..(3-20)

iD

i eq

. = qi (1 – De)

Initial Nominal decline rate merupakan fungsi dari effective decline rate,

sehingga:

Di = - ln (1 – De) .............................................................................. ..(3-21)

Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate:

De = 1 – e-Di

.................................................................................... ..(3-22)

Persamaan (3-18) akan membentuk suatu kurva linier apabila laju produksi

diplot terhadap waktu pada kertas semi log dengan kemiringan konstan sebesar Di,

seperti terlihat pada Gambar 3.8.

Gambar 3.8.

Hubungan Laju Produksi Terhadap Waktu pada Exponential Decline 6)

38

3.5.1.2. Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

Penentuan besarnya kumulatif produksi minyak pada setiap waktu dapat

dilihat dalam persamaan dibawah :

t

dtqNp0

....................................................................................... ..(3-23)

Mensubstitusikan persamaan (3-18), untuk harga q :

dteqNptD

ii

Mengintegralkan,

t

tD

i

i ieD

qNp

0

0eeD

qNp

tD

i

i i

Sehingga menghasilkan :

i

tD

ii

D

eqqNp

i

Dimana Dt

ieqq

i

i

D

qqNp

....................................................................................... ..(3-24)

Besarnya cadangan pada waktu limit (tl) dapat dicari dengan

mengekstrapolasi garis lurus sampai batas economic limit rate (qlimit) atau dihitung

menggunakan persamaan :

Npt→limit

i

i

D

qq limit

.......................................................................... ..(3-25)

Besarnya harga nominal decline rate dapat dihitung dari slope kemiringan

grafik, yaitu :

tanlimit

t

ii

Np

qqD ........................................................................... ..(3-26)

Lamanya waktu produksi sampai qlimit dapat dihitung dengan Persamaan (3-

18) yaitu :

39

li tD

i eqq.

limit .

i

i

D

qqt

)/ln( limitlimit .............................................................................. ..(3-27)

Nilai Di disubstitusi dari persamaan (3-27) sehingga diperoleh persamaan :

l

i

i

pt

q

q

qq

Nt ln

limit

limit

limit

.................................................................... ..(3-28)

Persamaan (3-25) akan memberikan grafik garis lurus bila laju produksi (q)

diplot terhadap produksi kumulatif (Np) pada kertas skala kartesian seperti terlihat

pada Gambar 3.9.

Gambar 3.9.

Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

pada Exponential Decline 6)

3.5.2. Hyperbolic Decline Curve

Hyperbolic Decline Curve adalah suatu tipe kurva dimana harga loss ratio (a)

mengikuti deret hitung, sehingga turunan pertama loss ratio terhadap waktu yaitu

eksponen decline (b) mempunyai harga konstan atau relatif konstan.


Tipe ini dikatakan sebagai hyperbolic decline mempunyai harga (b>0, b≠1).

Persamaan hyperbolic decline dapat diuraikan seperti dibawah ini :

q

dtdqqKD b

i

/.

K qb =

dtq

dq

40

K = dtq

dq

dtqq

dqbb 1

Keterangan : K = konstanta

Untuk kondisi awal :

b

i

i

q

DK =

dtq

dqb 1

........................................................................... ..(3-29)

Lalu mengintegralkan persamaan (3-29) :

t

i

q

q

b

t

b

i

i

q

dqdt

q

D1

0

.

t

i

q

q

b

b

i

i dqqq

tD )1(

t

i

q

q

b

b

i

i dqqbq

tD 1)1(

1)1(

1

qt

qi

b

b

i

i qbq

tD 1

b

i

b

tb

i

i qqq

tDb

..

b

i

b

t

b

i

i

qqq

tDb 11..

Kedua ruas dikali qib

b

t

b

i

q

qtDib - 1

1+ b Di t =

b

t

i

q

q

a x = n ; a = n

1/x (1 + b Di t)

1/b =

t

i

q

q

Sehingga diperoleh persamaan umum Metode Decline Curve adalah :

bii tDbqq

1

)..1(

............................................................................. ..(3-30)

Keterangan :

q = Laju produksi pada waktu t, BOPD.

qi = Laju produksi minyak pada saat terjadi decline (initial), BOPD.

41

b = Eksponen decline (turunan pertama dari loss ratio).

Di = Initial nominal decline rate, fraksi/waktu.

t = Waktu, hari.

Penentuan initial nominal decline rate (Di) dari persamaan (3-30) untuk jenis

hyperbolic Decline Curve sebagai berikut :

b

ii tDbqq

1

)..1(

Persamaan di atas dipangkatkan dengan (–b), sehingga persamaannya menjadi :

tDbq

q

tDbq

q

tDbqq

i

b

i

i

b

i

bbx

i

b

i

b

..1

..1

)..1(

1

tb

q

q

D

b

i

i.

1

................................................................................ ..(3-31)

Plot laju produksi terhadap waktu pada kertas kartesian akan membentuk

suatu kurva hiperbola seperti terlihat pada Gambar 3.10.

Gambar 3.10.

Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu

pada Tipe Hyperbolic Decline 6)

Penentuan besarnya effective decline rate (De) yaitu menggunakan

persamaan dibawah ini:

42

i

i

eq

qqD

………………..…..………………….....……...…..….....(3-32)

Hubungan antara Di dan De ditunjukkan pada persamaan dibawah ini sebagai

contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah sama

sehingga persamaan (3-30) dan (3-32) dapat disederhanakan menjadi :

q = q

bii tDbq

1

)..1.(

= qi – qi.De ........................................................ ..(3-33)

Dimana t = 1, maka :

bii Dbq

1

).1.(

= qi(1 – De)

Persamaan di atas dipangkatkan dengan (-b) pada ruas kiri dan kanan, sehingga

persamaan tersebut menjadi :

bxb

iDb

1

).1( = (1 – De)

-b

).1( iDb = (1 – De)-b

Initial nominal decline rate merupakan fungsi dari effective decline rate,

sehingga:

Di = 111

b

eDb

....................................................................... ..(3-34)

Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate :

De = biDb

1

.11

...................................................................... ..(3-35)


Harga kumulatif produksi pada hyperbolic decline didapat dari

mengintegrasikan persamaan rate – waktu :

t

qdtNp0

. ............................................................................................. ..(3-36)

Mensubstitusikan persamaan (3-30), untuk harga q :

t

b

i dttbDqiNp0

/1).1(

Integralkan (b 1 ), menjadi :

43

tb

i

i

i tDbDb

q

b

Np0

11

).1(.

11

1

Lalu disederhanakan menjadi :

tb

b

i

i

i tDbDb

q

b

bNp

0

1

).1().(1

1.1)1(

1

b

b

i

i

i tDbDb

qNp

Kemudian mensubstitusikan qib.qi

1-b untuk qi, menjadi :

1.1)1(

. 11

b

b

i

i

b

i

b

i tDbDb

qqNp

Memindahkan qi1-b

ketanda kurung:

b

ib

b

i

b

i

i

b

i qtDbqDb

qNp 1

1

1 ).1()1(

Persamaan ax.b

x = (ab)

x, dan a

xy= (a

x)y

b

i

b

bii

i

b

i qtDbqDb

qNp 1

11

).1()1(

dimana harga bii tDbqq

1

)..1(

b

i

b

i

b

i qqDb

qNp

11

)1( ............................................................. .(3-37)

Mengalikan dan membagi persamaan (3-37) dengan (-1), sehingga hasil

persamaan kumulatif produksi untuk hyperbolic decline adalah :

bb

i

b

qqiDb

qiNp

11

)1( ............................................................... ..(3-38)

Lamanya waktu produksi sampai batas economic limit rate (tl) dapat diperoleh

dari persamaan (3-30) yaitu :

b

ii tDbqq

1

)..1(

i

b

i

Db

q

q

t.

1limit

limit

............................................................................. ..(3-39)

44

Nilai Di dapat disubstitusi dari persamaan (3-38) sehingga diperoleh persamaan :

1

11

1

1

limit

limit

limit

limit

limit

b

i

b

ib

i

i

pt

q

q

q

q

q

q

q

N

b

bt .................................... ..(3-40)

3.5.3. Harmonic Decline Curve

Harmonic Decline Curve merupakan bentuk khusus dari hyperbolic Decline

Curve dimana harga eksponen declinenya sama dengan 1. Seperti dua tipe

sebelumnya, hubungan laju produksi terhadap waktu dan hubungan laju produksi

terhadap produksi kumulatif juga dapat diperoleh dari tipe decline ini.


Hubungan laju produksi terhadap waktu secara matematis adalah sama

dengan persamaan (3-30) untuk harga b=1 atau dapat dituliskan sebagai berikut :

bii tDbqq

1

)..1(

dimana harga b = 1, maka :

tD

qq

i

i

.1 . , ..................................................................................... ..(3-41)

Persamaan (3-41) juga dapat digunakan untuk menentukan initial decline

rate (Di) untuk jenis harmonic Decline Curve , sebagai berikut :

1.1

tDqq ii

Persamaan di atas dipangkatkan dengan (-1), sehingga persamaannya menjadi :

tDq

q

tDq

q

tDqq

i

i

i

i

ii

.1

.1

.111

t

q

q

D

i

i

1

................................................................................... ..(3-42)

45

Hubungan antara Di dan De ditunjukkan pada persamaan dibawah ini sebagai

contoh diambil waktu pada periode t (misal 1 tahun) dan besar q adalah sama

sehingga persamaan (3-41) dan (3-42) dapat disederhanakan menjadi :

q = q

tD

q

i

i

.1 = qi – qi.De ................................................................... ..(3-43)

Dimana t = 1, maka :

i

i

D

q

1 = qi(1 – De)

iD1

1 = (1 – De)

Initial nominal decline rate merupakan fungsi dari effective decline rate,

sehingga:

Di = e

e

D

D

1 ..................................................................................... ..(3-44)

Effective decline rate sebagai fungsi dari initial nominal decline rate :

De = i

i

D

D

1 ................................................................................... ..(3-45)

Hubungan antara laju produksi terhadap waktu dari persamaan (3-41) jika

diplot pada kertas log-log maka akan diperoleh suatu kurva garis lurus seperti

pada Gambar 3.11.

Gambar 3.11.

Hubungan Laju Produksi terhadap Waktu Pada Harmonic Decline 6)

46


Harga kumulatif produksi pada harmonic decline didapat dari

mengintegrasikan persamaan rate – waktu :

t

dtqNp0

.

t

i

i dttD

qNp

01

dttDqNp

t

ii

1

0

1

Integralkan variabel yang sama dan menggunakan rumus integral :

Cxdxx ln1

)1(ln tDD

qNp i

i

i ,............................................................................(3-46)

dimana : q

qtD i

i )1(

sehingga persamaan harmonic decline untuk kumulatif produksi adalah :

q

q

D

qNp i

i

i ln ............................................................................... ..(3-47)

Plot antara laju produksi terhadap kumulatif produksi dari persamaan (3-47)

pada kertas semilog akan membentuk suatu kurva garis lurus seperti pada

Gambar 3.12.

Gambar 3.12.

Hubungan Laju Produksi terhadap Produksi Kumulatif

pada Harmonic Decline 6)

47

Lamanya waktu produksi sampai batas economic limit rate (tlimit) dapat

dihitung dari persamaan (3-41) yaitu :

1

limitlimit1

tDqq ii

limit

limit

1 tDq

qi

i

i

i

D

qqt

1/limit

limit

.............................................................................. ..(3-48)

Nilai Di dari persamaan (3-47) disubstitusikan ke persamaan (3-48), maka

akan diperoleh :

limitlimit

limit

limit

ln

1/

q

q

N

q

qqt

i

pt

i

i

limit

limitlimit

limit /ln

1/

qqq

qqNt

ii

ipt

.................................................................... ..(3-49)

Gambar 3.13. merupakan grafik plot qo vs t dan qo vs Np pada berbagai

tipe skala yaitu skala Coordinate, skala Semilog dan skala Log-log dari ketiga tipe

Decline Curve. Tabel III-1. meringkas pengembangan hubungan untuk tiga tipe

dari kurva decline yang telah didiskusikan.

Gambar 3.13.

Tipe Grafik Antara qo vs t dan qo vs Np

Pada Ketiga Jenis Decline Curve 6)

48

Tabel III-1.

Persamaan Decline Curve 8)

Tipe Decline

Exponential Hyperbolic Harmonic

Characteristic Decline is

constant

Decline varies with

instantaneous rate raised to

power “b”

Decline is directly

proportional to the

instantaneous rate.

Exponen b = 0 b > 0, b ≠1 b =1

Rate time

relationship

Rate

cumulative

Relationship

Dimensionless

Time, tD

Dimensionless

Production,qD

3.5.4. Penentuan Tipe Decline Curve

Tipe Decline Curve ditentukan sebelum melakukan perkiraan jumlah

cadangan sisa dan umur dari reservoir yang dikaji berproduksi sampai qlimit.

Berdasarkan nilai b (eksponen decline), penentuan tipe Decline Curve yaitu

menggunakan Metode Loss-Ratio, dan Metode Trial Error and X2-Chisquare

Test.

3.5.4.1. Metode Loss-Ratio

J.J. Arps (1944) mengembangkan teknik ekstrapolasi Decline Curve dengan

menggunakan Metode Loss-Ratio (a). Loss ratio didefinisikan sebagai laju

produksi pada akhir periode waktu produksi dibagi dengan kehilangan produksi

(loss) selama periode tersebut (q/(dq/dt)), yaitu merupakan kebalikan dari decline

tD

i

ieqq

..

b

ii tbDqq

1

)1(1)1( tbDqq ii

i

i

pD

qqN

)( )(

)1(

11 bb

i

i

b

i

p qqDb

qN

q

q

D

qN i

i

i

p ln

q

qtD i

i ln

b

q

q

tD

i

i

1

1

q

qtD i

i

q

q

q

q

tq

N

i

i

i

p

ln

1

1

b

b

q

q

q

q

tq

Nb

i

b

i

i

p

11

1

1

1

ln

q

q

q

q

tq

N

i

i

i

p

49

rate dan disajikan dalam bentuk tabulasi untuk keperluan ekstrapolasi dan

identifikasi jenis Decline Curve.

Langkah-langkah perhitungan eksponen decline (b) dengan Metode Loss

Ratio adalah sebagai berikut:

1. Membuat tabulasi yang meliputi: waktu (t), q (laju alir), dt, dq, a (loss

ratio), da, dan b.

2. Untuk kolom dt (waktu), persamaannya : dt = t0 - t1

3. Untuk kolom dq (bbl/waktu), persamaannya : dqn = q0 – q1

4. Untuk kolom a (loss ratio), persamaannya : an = -

t

q

q

d

d

5. Untuk kolom da, persamaannya : dan = a2 - a1

6. Untuk kolom b, persamaannya : bn = t

a

d

d

7. Mengulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 6 untuk

menghitung data-data selanjutnya.

8. Kemudian untuk penentuan jenis kurva decline berdasarkan nilai b yaitu :

b = dataJumlah

b

3.5.4.2. Metode Trial Error and X2 Chisquare-Test

Metode Trial Error and X2-Chisquare Test yaitu memperkirakan harga q

pada asumsi berbagai macam harga b, dan kemudian menentukan selisih terkecil

dari qactual dengan qforecast yang sudah dihitung sebelumnya. Prosedur

perhitungannya sebagai berikut :

1. Membuat tabulasi yang meliputi: waktu (t), qactual, kemudian qforecast serta Di

dengan berbagai harga b, dan terakhir X2 (selisih antara q actual dengan qforecast).

2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk exponential, b = 0,1 – 0,9

untuk hyperbolic, b = 1 untuk harmonic).

3. Menghitung Di dengan perumpamaan :

50

Pada b = 0, hitung Di : Di = t

t

i

t

q

qln

Pada b = 0.1 – 0.9, hitung Di : t

b

ti

i tb

1)/q(qD

Pada b = 1, hitung Di : Di = t

t

i

t

1q

q

4. Menghitung qforecast yaitu :

Pada b = 0, hitung qforecast : qn = qi e-Di.t

Pada b = 0.1 – 0.9, hitung qforecast : qn = qi (1+b Di.t)-1/b

Pada b = 1, hitung qforecast : qn = qi (1 + Di.t)-1

dimana untuk harga qi = harga qactual, harga Di didapat dari langkah 3 dan

harga dari t = dt.

5. Menghitung X2 (selisih antara qactual dengan qforecast) dengan menggunakan

rumus Chi-Square Test, seperti persamaan dibawah ini:

Fi

Fifin

22 )(

X

...............................................................................(3-50)

Keterangan : fi = Data laju produksi observasi (aktual), bbl/waktu.

Fi = Data laju produksi forecast (perkiraan), bbl/waktu.

untuk setiap harga dari :

b = 0 → Fi

Fifin

22 )(

X

b = 0.1 – 0.9 → Fi

Fifin

22 )(

X

b = 1 → Fi

Fifin

22 )(

X

6. Mengulangi prosedur perhitungan pada langkah 3 sampai langkah 5 untuk

menghitung data-data selanjutnya.

51

7. Menentukan Σ harga X2 yang paling kecil. Harga Σ X

2 yang paling kecil

menunjukkan kurva yang paling fit untuk mewakili titik-titik data yang sedang

dianalisa dengan harga :

Exponential Decline : b = 0

Hyperbolic Decline : b > 0, b ≠ 1

Harmonic Decline : b =1

3.5.5. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi Forecast

(Npt→limit)

Setelah harga b, Di, dan tipe decline-nya diketahui maka prediksi laju

produksi minyak (qo) dan kumulatif produksi forecast (Npt→limit) dapat dilakukan.

Selanjutnya akan dijelaskan pada sub-bab berikut ini.

3.5.5.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo)

Prediksi laju produksi minyak (qo) dapat dilakukan dengan memasukkan

harga t yang dinginkan ke dalam persamaan Decline Curve yang sesuai dengan

tipe decline-nya sehingga harga qt dapat dicari. Persamaan untuk menentukan laju

produksi minyak (qo) dapat ditulis sebagai berikut :

Jika Exponential Decline (b = 0) : tD

iieqq.

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : bii tDbqq

1

)..1(

Jika Harmonic decline (b = 1) : 1.1

tDqq ii

Keterangan :

q = Prediksi Laju produksi, Bbl/bulan.

qi = Laju produksi awal pada saat dilakukan analisa decline, Bbl/bulan.

b = Eksponen Decline.

Di = Decline Rate, fraksi/waktu.

t = Umur produksi reservoir, bulan.

52

3.5.5.2. Kumulatif Produksi Forecast (Npt→limit)

Prediksi kumulatif produksi (Npt→limit) sampai batas ekonomisnya dapat

dilakukan dengan persamaan berikut :

Jika Exponential Decline (b = 0) : Npt→limit i

li

D

qq

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) : Npt→limit

b

l

b

i

i

b

i qqbD

q

11

)1(

Jika Harmonic decline (b = 1) : Npt→limit

l

i

i

i

q

q

D

qln

Keterangan :

Npt→limit = Kumulatif produksi reservoir sampai batas ekonomis, STB.

qi = Laju produksi awal saat dilakukan analisa decline, Bbl/bulan.

qlimit = Economic limit rate, Bbl/bulan.


Di = Decline rate, fraksi/waktu.

3.5.6. Estimasi Cadangan yang Bisa Diproduksikan (Estimated Ultimate

Recovery -EUR)

Estimated Ultimate Recovery (EUR) adalah estimasi ultimate cadangan

minyak yang bisa diproduksikan sesuai dengan teknologi, kondisi ekonomi dan

peraturan-peraturan yang ada pada saat itu dan diproduksikan sampai economic

limit rate (qlimit)-nya.

EUR = Npt + Npt→limit .............................................................................................................. ...(3-51)

3.5.7. Prediksi Umur Produksi

Penentuan umur produksi reservoir dapat dihitung dengan persamaan waktu

sesuai dengan tipe decline-nya. Persamaan untuk menentukan waktu dapat ditulis

sebagai berikut :

Jika Exponential Decline (b = 0) : i

li

D

qqt

)/ln(

53

Jika Hyperbolic Decline (b > 0, b ≠ 1) :

bD

qqt

i

b

li 1/

Jika Harmonic Decline (b = 1) : i

l

i

D

q

q

t

1

Keterangan :

t = Umur produksi reservoir, bulan.

qi = Laju produksi awal pada saat dilakukan analisa decline, bbl/bulan.

ql = Economic Limit Rate, bbl/bulan.


Di = Decline Rate, fraksi/waktu.

3.5.8. Recovery Factor (RF)

Recovery Factor (RF) adalah perbandingan antara estimated ultimate

recovery (EUR) dengan original oil in place (OOIP).

OOIP

EURRF x 100 % ....................................................................... ...(3-52)

3.5.9. Estimasi Cadangan Minyak Sisa (ERR)

Estimated Remaining Reserve (ERR) adalah cadangan yang masih tertinggal

di reservoir yang dapat diproduksikan dengan teknologi yang ada.

ERR = EUR - Npt…….. ............................................................................................................. .(3-53)

Keterangan:

ERR = Estimated Remaining Reserve, STB.

EUR = Estimated Ultimate Recovery, STB.

Npt = Produksi kumulatif pada waktu t, STB.

54

BAB IV

PERHITUNGAN DAN ANALISA DECLINE CURVE

Penentuan cadangan minyak sisa yang dilakukan pada Lapisan “D”

Lapangan “T” bertujuan untuk mendapatkan informasi mengenai besarnya

cadangan minyak sisa dan umur lapisan. Penggunaan metode Decline Curve

dilakukan karena berdasarkan data produksi telah terjadi penurunan laju produksi

pada lapisan ini. Perhitungan cadangan minyak sisa dengan metode Decline Curve

dilakukan dengan mengambil beberapa asumsi, yaitu :

1. Reservoir bersifat homogen.

2. Penurunan produksi selama suatu waktu tertentu merupakan fraksi yang

konstan dari produksi sebelumnya.

3. Perilaku reservoir di masa mendatang memiliki kesamaan dengan perilaku

reservoir di masa sekarang dan sebelumnya.

4. Tidak terjadi perubahan metode produksi.

Data-data yang diperlukan untuk perkiraan cadangan minyak sisa dengan

metode Decline Curve adalah jumlah cadangan minyak awal di tempat (OOIP),

data laju produksi minyak (qo), kumulatif produksi (Np), waktu produksi (t) dan

data perhitungan economic limit rate (qlimit).

4.1. Penentuan Jumlah Minyak Mula-mula ditempat (OOIP)

Berdasarkan data diketahui bahwa jumlah minyak mula-mula ditempat

(OOIP) pada Lapisan “D” Lapangan “T” adalah 2.938.000 STB.

Recovery Factor dihitung berdasarkan harga sifat fisik batuan dan minyak

pada Tabel II-1 dan Tabel II-2 dengan Metode JJ. Arps. menggunakan

persamaan (3-2) yang merupakan persamaan untuk reservoir water drive :

0,2159

0,193

0,0770

oi

wi

0,0422

Pa

PiSw

μ

μk

Boi

Sw)Φ(154,898RF

55

0,2159

0,193

0,07700,0422

160

65540,0

1,5

0,24 x 70

1,14

)40,0(10,2054,898

= 30,98 %

Estimated Ultimated Recovery (EUR) volumetrik dihitung menggunakan

persamaan (3-4) :

EUR = OOIP x RF

= 2.938.000 x 30,98 %

= 910.304,53 STB

Kumulatif produksi minyak (Np) Lapisan “D” Lapangan “T” yang sudah

diproduksikan hingga Juli 2009 sebesar 7375,75 STB. Maka, Recovery Factor

(RF) dan cadangan minyak sisa (volumetrik) hingga Juli 2009 :

RFJuli 09 = p i

x 100 %

=

x 100 %

= 0,25 %

Cadangan minyak sisa (volumetrik) = EUR (volumetrik) – Np i’

= 910.304,53 – 7.375,75

= 902.928,78 STB

Untuk lebih jelas dapat dilihat pada Tabel IV-1.

Tabel IV-1.

Cadangan Minyak Lapisan “D” Lapangan “T” 9)

Zona

Data Reservoir

OOIP, STB

RF

(Volumetrik),

%

EUR

(Volumetrik),

STB

Primary Rec.

φ

(%)

Sw

(%)

Boi

(v/v) Np, STB RF,% Cad. Sisa, STB

D 20 40 1,14 2.938.000 30,98 910.304,53 7.375,75 0,25 902.928,78

56

4.2. Penentuan Economic Limit Rate

Perhitungan economic limit rate (qlimit) dipengaruhi oleh beberapa parameter,

yaitu :

- Biaya operasional

- Harga minyak per barrel

- Pajak untuk pemerintah

4.2.1. Biaya Operasional Lapangan

Anggaran biaya operasional total tahun 2009 untuk Lapangan “T” sebesar

Rp. 1.337.469.000,-. Jumlah sumur produksi aktif adalah 6 sumur, maka biaya

operasional untuk tiap sumur selama setahun adalah Rp. 222.911.500,- atau Rp

18.575.958,- per bulan.

4.2.2. Harga Minyak

Harga minyak 1 barrel sebesar US$. 113,- dan nilai tukar rupiah untuk 1 US

dollar adalah Rp 8.500,- sehingga harga minyak 1 barrel adalah Rp. 960.500,-

4.2.3. Pajak untuk Pemerintah

Pajak produksi yang dikeluarkan perusahaan untuk pemerintah berdasarkan

data yang diperoleh dari perusahaan sebesar 44% dari jumlah produksi.

4.2.4. Perhitungan Harga Economic Limit Rate

Data yang diperlukan untuk menghitung harga economic limit rate

Biaya operasional tiap sumur/bulan = Rp. 18.575.958,-

PTR = 44% = 0,44

Working Interest (WI) = 1

Royalty Interest (RI) = 0

Net Revenue Interest (NRI) = WI (1-RI) = 1

Economic limit dapat dihitung menggunakan persamaan (3-5) :

qlimit = )()()1(

)()(

NRISPPTR

WIOPC

= ) 1 () ,-500.609 Rp. () 0,441 (

) (1) 958,-Rp.18.575. (

= 34,54 BOPM

57

4.3. Pengolahan Data Produksi Lapangan “T”

Berdasarkan data produksi yang diperoleh mulai bulan Maret 1995, terdapat

3 sumur yang berproduksi pada Lapisan “D”. Ketiga sumur tersebut

memproduksikan minyak dari Lapisan “D” dengan lapisan lainnya,yaitu :

Sumur TA-09 berproduksi dari Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.

Sumur TA-18 berproduksi dari Lapisan C1, D, E, dan F secara commingle.

Sumur TA-22 berproduksi dari Lapisan C1, C2, D, dan F secara commingle.

4.3.1. Perhitungan Alokasi Produksi

Metode perhitungan untuk menentukan alokasi produksi dari Lapisan “D”

menggunakan Persamaan (3-11), sebagai contoh perhitungan menggunakan data

laju produksi masing-masing sumur :

Sumur TA-09

Menggunakan data laju produksi bulan Agustus 2001 :

qo TA-09 (Cb+C1+C2+D) = qtotal = 119,17 BOPM

kCb = 28,55 mD ; kC1 = 40,58 mD ; kC2 = 34,56 mD ; kD = 72,99 mD

hCb = 56,10 ft ; hC1 = 13,78 ft ; hC2 = 103,02 ft ; hD = 74,15 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-09 yaitu:

qo D = ))02,10356,34()78,1358,40()10,5655,28()2299,72((

)2299,72(17,119

xxxx

x

qo D = 119,17 x 0,49

= 57,93 BOPM

Sumur TA-18

Menggunakan data laju produksi bulan Juli 2006 :

qo TA-18 (C1+D) = qtotal = 862,14 BOPM

kC1= 18,66 mD ; kD= 38,54 mD

hC1 = 12,47 ft ; hD= 58,73 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-18 yaitu :

qo D = ))47,1266,18()73,5854,38((

)73,5854,38(14,862

xx

x

58

qo D = 862,14 x 0,47

= 781,77 BOPM

Sumur TA-22

Menggunakan data laju produksi bulan Maret 1995 :

qo TA-18 (C2+D) = qtotal = 2.387 BOPM

kC2 = 153,51 mD ; kD= 45,19 mD

hC2 = 95,47 ft ; hD= 46,92 ft

Laju produksi Lapisan “D” dari sumur TA-22 yaitu:

qo D = ))47,9551,153()92,4619,45((

)92,4619,45(387.2

xx

x

qo D = 2.387 x 0,13

= 301,69 BOPM

Perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran B.

Berdasarkan data hasil pengelompokan dan perhitungan alokasi produksi

tersebut kemudian dilakukan plotting laju produksi (qo) vs waktu (t) masing-

masing sumur untuk pemilihan analisa periode produksi dan penentuan tipe

Decline Curve.

4.3.2. Plot Laju Produksi (qo) Vs Waktu (t)

Plotting qo vs t merupakan plot keseluruhan data mulai dari awal sampai

akhir produksi. Keseluruhan data yang menjadi sumber plotting grafik qo vs t

dapat dilihat pada Lampiran C. Hasil plotting berupa grafik aktual qo vs t per

sumur seperti yang terlihat pada Gambar 4.1, Gambar 4.2 dan Gambar 4.3

bertujuan untuk mempermudah pemilihan trend produksi yang selanjutnya akan

dianalisa menjadi peramalan laju produksi dan kumulatif produksi tiap sumur

sampai batas economic limit.

59

Gambar 4.1.

Grafik qo vs waktu Sumur TA-09 Lapisan “D” Lapangan ”T”

Gambar 4.2.


0,1

1

10

100

1000q

o, b

op

m

waktu, bulan

Grafik qo versus waktu Sumur TA-09 Lapisan D

qo q limit

0,1

1

10

100

1000

qo

, bo

pm

waktu, bulan


qo q limit

60

Gambar 4.3.


4.4. Penentuan Cadangan Minyak Sisa dengan Decline Curve

4.4.1. Pemilihan Periode (Trend) Produksi untuk Analisa Decline

Pemilihan periode (trend) untuk analisa Decline dilakukan dengan

menganalisa grafik laju produksi aktual (qo) vs waktu (t) dan riwayat sumur

tersebut. Trend yang akan dipilih harus memenuhi kriteria berikut :

Tidak ada penutupan sumur dalam waktu lama.

Tidak ada penggantian metode produksi.

Adanya grafik penurunan produksi.

Sumur berproduksi dalam jumlah konstan

Pemilihan trend produksi untuk analisa Decline hanya dapat dilakukan pada

dua sumur yaitu sumur TA-09 dan TA-22. Sumur TA-18 tidak dapat dilakukan

analisa Decline karena sumur tersebut tidak memliki data produksi yang cukup

memadai untuk dianalisa penurunan produksinya.

Berdasarkan kriteria pemilihan trend Decline, sumur TA-09 memiliki

penurunan produksi yang paling memungkinkan untuk dianalisa yaitu bulan

Januari 2009 sampai dengan bulan Juni 2009 seperti yang terlihat pada Gambar

4.4. Sedangkan sumur TA-22 dipilih trend penurunan produksi mulai bulan

0,1

1

10

100

1000

qo

, bo

pm

waktu, bulan

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo q limit

61

September 2006 sampai dengan bulan Oktober 2007 seperti yang terlihat pada

Gambar 4.5.

Gambar 4.4.

Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan ”D”

Gambar 4.5.

Grafik qo vs t untuk Pemilihan Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan ”D”

0,1

1

10

100

1000

qo

, bo

pm

waktu, bulan


qo q limit trend

0,1

1

10

100

1000

qo

, bo

pm

waktu, bulan

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo q limit trend

62

4.4.2. Penentuan Nilai Eksponen Decline (b)

4.4.2.1. Metode Loss-Ratio

Langkah-langkah perhitungan eksponen decline (b) untuk trend sumur TA-

09 dengan metode loss ratio adalah sebagai berikut :

1. Membuat tabulasi yang meliputi : waktu (t), q, dt, dq, D (rate of decline), a

(loss ratio), da, dan b (eksponen decline).

2. Menghitung kolom dt (bulan), yaitu :

d2 = t1 – t2 = 1-2 = -1

3. Menghitung kolom dq (bbl/bulan), yaitu :

dq2 = q1 – q2 = 188,49 – 197,83 = -9,34

4. Menghitung kolom D, yaitu :

D2 = -2

2

q

dtdq

= 197,83

1-9,34-

= -0,05

5. Menghitung kolom a (loss ratio), yaitu :

a2 = -

dt

dq

q

2

2 = -

1

34,9

83,197 = -21,18

6. Menghitung kolom da, yaitu :

da3 = a2 – a3= -21,18 – 0,35 = -21,53

7. Menghitung kolom b (eksponen decline), yaitu :

b3 = -dt

da 3 = 1

53,21

= -21,53

8. Mengulangi prosedur perhitungan untuk data-data selanjutnya pada langkah 2

sampai langkah 7. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Tabel IV-2.

Tabel IV-2.

Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss-Ratio

Sumur TA-09 Lapisan D

t Waktu

(Bulan)

qo

(BOPM)

dt

(Bulan)

dq

(BOPM) D=-(dq/dt)/q a=-qo/(dq/dt) da b=-da/dt

1 Jan-09 188,49

2 Feb-09 197,83 -1 -9,34 -0,05 -21,18

3 Mar-09 51,60 -1 146,23 2,83 0,35 -21,53 -21,53

4 Apr-09 289,15 -1 -237,54 -0,82 -1,22 1,57 1,57

5 May-09 161,45 -1 127,70 0,79 1,26 -2,48 -2,48

6 Jun-09 152,79 -1 8,66 0,06 17,65 -16,38 -16,38

Ʃ

2,81

-38,83

63

9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu :

Harga b =datajumlah

b

Harga b = 6

83,38 = -6,47

Harga b tidak memenuhi syarat ≤ b ≥ 1.

Langkah-langkah perhitungan eksponen decline (b) untuk trend sumur TA-

22 dengan metode loss ratio adalah sebagai berikut :

1. Membuat tabulasi yang meliputi : waktu (t), q, dt, dq, D (rate of decline), a

(loss ratio), da, dan b (eksponen decline).

2. Menghitung kolom dt (bulan), yaitu :

d2 = t1 – t2 = 1-2 = -1

3. Menghitung kolom dq (bbl/bulan), yaitu :

dq2 = q1 – q2 = 78,5 – 74,40 = 3,15

4. Menghitung kolom D, yaitu :

D2 = -2

2

q

dtdq

= 75,50

1-3,15

= 0,04

5. Menghitung kolom a (loss ratio), yaitu :

a2 = -

dt

dq

q

2

2 = -

1

15,3

50,75 = -24

6. Menghitung kolom da, yaitu :

da3 = a2 – a3= 24 – 18,20 = 5,80

7. Menghitung kolom b (eksponen decline), yaitu :

b3 = -dt

da 3 = 1

80,5

= 5,80

8. Mengulangi prosedur perhitungan untuk data-data selanjutnya pada langkah 2

sampai langkah 7. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Tabel IV-3.

64

Tabel IV-3.

Penentuan Tipe Decline Curve dengan Metode Loss-Ratio


t Waktu

(Bulan)

q

(BOPM)

dt

(Bulan)

dq

(BOPM) D=-(dq/dt)/q a=-qo/(dq/dt) da b=-da/dt

1 Sep-06 78,65 2 Oct-06 75,50 -1 3,15 0,04 24,00

3 Nov-06 71,57 -1 3,93 0,05 18,20 5,80 5,80

4 Dec-06 50,33 -1 21,23 0,42 2,37 15,83 15,83

5 Jan-07 76,29 -1 -25,95 -0,34 -2,94 5,31 5,31

6 Feb-07 80,22 -1 -3,93 -0,05 -20,40 17,46 17,46

7 Mar-07 47,19 -1 33,03 0,70 1,43 -21,83 -21,83

8 Apr-07 49,55 -1 -2,36 -0,05 -21,00 22,43 22,43

9 May-07 56,63 -1 -7,08 -0,13 -8,00 -13,00 -13,00

10 Jun-07 44,83 -1 11,80 0,26 3,80 -11,80 -11,80

11 Jul-07 56,63 -1 -11,80 -0,21 -4,80 8,60 8,60

12 Aug-07 48,76 -1 7,86 0,16 6,20 -11,00 -11,00

13 Sep-07 39,32 -1 9,44 0,24 4,17 2,03 2,03

14 Oct-07 41,68 -1 -2,36 -0,06 -17,67 21,83 21,83

Ʃ

1,06

41,67

9. Menentukan jenis kurva Decline yaitu :

Harga b =datajumlah

b

Harga b = 14

67,41 = 2,98

Harga b tidak memenuhi syarat ≤ b ≥ 1.

4.4.2.2. Metode Trial Error dan X2-Chisquare Test

Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di dan tipe kurva

decline dari trend sumur TA-09 sebagai berikut :

1. Membuat tabulasi t, bulan, qo actual, qo forecast dengan berbagai harga b,

dan selisih antara qo actual dengan qo forecast seperti Tabel IV-4.

2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk eksponential, b = 0,1 –

sampai 0,9 untuk hyperbolic, dan b = 1 untuk harmonic).

3. Pada data produksi diambil dua titik data (ti=0 bulan; qi= 188,49 BOPM dan

t=5 bulan; qt = 152,79 BOPM).

65


b = 0

Menghitung Di dengan Persamaan (3-19) :

Di = ln (qi /qt)/t

Di = ln (188,49 / 152,79) / (5)

= 0,042 / bulan

b = 0,1

Menghitung Di dengan Persamaan (3-31)

Di =tb

qtqi

b

.

1

= 51,0

179,152

49,1881,0

x

= 0,042 / bulan

b = 1


Di = t

1qt

qi

= 5

179,152

49,188

= 0,047 / bulan

5. Menghitung q dengan perumpamaan :

b = 0 dan t = 1 dengan Persamaan (3-18) :

q = qi e-D.t

= 1 88,49 e-0,042 (1)

= 180,74 BOPM

b = 0,1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-30) :

q = qi (1+b D t)-1/b

= 188,49 (1+ (0,1)(0,042)(1))-1/0,1

= 180,68 BOPM

66


q = qi (1 + D t)-1

= 188,49 (1 + 0,047 (1))-1

= 180,08 BOPM

6. Menghitung selisih qo actual dengan qo forecast (X2) dengan menggunakan

rumus Chi-Square Test, seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: Fi

Fi)(fiX

22

Keterangan :

fi = Data observasi (aktual)

Fi = Data yang diharapkan (perkiraan)

Perhitungan pada t =1 yaitu:

b = 0

X2 =

74,180

)74,18083,197( 2 = 1,62

b = 0,1

X2 =

68,180

)68,18083,197( 2 = 1,63

b = 1

X2 =

08,180

)08,18083,197( 2= 1,75

7. Menent kan harga ΣX2 yang pa ing keci . Harga ΣX

2 yang paling kecil


dianalisa. Hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Tabel IV-4.

8. Berdasarkan perhitungan Tabel IV-4. nilai X2 yang terkecil (nilai yang paling

fit) untuk trend Lapisan D, harga b=0 dengan Di=0,042/bulan dimana tipe

kurva declinenya adalah Exponential Decline. Trend analisa Lapisan “D”

dapat dilihat pada Gambar 4.6.

Langkah-langkah perhitungan untuk menentukan nilai b, Di dan tipe kurva

decline dari trend sumur TA-22 sebagai berikut :

1. Membuat tabulasi t, bulan, qo actual, qo forecast dengan berbagai harga b, dan

selisih antara qoactual dengan qoforecast seperti Tabel IV-5.

67

2. Asumsikan harga b mulai 0 sampai 1 (b = 0 untuk eksponential, b = 0,1 –

sampai 0,9 untuk hyperbolic, dan b = 1 untuk harmonic).

3. Pada data produksi diambil dua titik data (ti=0 bulan; qi= 78,65 BOPM dan

t=13 bulan; qt = 41,68 BOPM).


b = 0

Menghitung Di dengan Persamaan (3-19) :

Di = ln (qi /qt)/t

Di = ln (78,65 / 41,68) / (13)

= 0,049 / bulan

b = 0,1


Di = tb

qtqi

b

.

1

= 131,0

168,41

65,781,0

x

= 0,050 / bulan

b = 1


Di = t

1qt

qi

= 13

168,41

65,78

= 0,068 / bulan

5. Menghitung q dengan perumpamaan :


q = qi e-D.t

= 78,65 e-0,049 (1)

= 74,90 BOPM

68

b = 0,1 dan t = 1 dengan Persamaan (3-30) :

q = qi (1+b D t)-1/b

= 78,65 (1+ (0,1)(0,050)(1))-1/0,1

= 74,79 BOPM


q = qi (1 + D t)-1

= 78,65 (1 + 0,068 (1))-1

= 73,63 BOPM

6. Menghitung selisih qo actual dengan qo forecast (X2) dengan menggunakan

rumus Chi-Square Test, seperti pada Persamaan (3-50) yaitu: Fi

Fi)(fiX

22

Keterangan :

fi = Data observasi (aktual)

Fi = Data yang diharapkan (perkiraan)

Perhitungan pada t =1 yaitu:

b = 0

X2 =

90,74

)90,7450,75( 2 = 0,005

b = 0,1

X2 =

79,74

)79,7450,75( 2 = 0,01

b = 1

X2 =

63,73

)63,7350,75( 2 = 0,05

7. Menent kan harga ΣX2 yang pa ing keci . Harga ΣX

2 yang paling kecil


dianalisa. Hasil perhitungan selengkapnya dapat dilihat pada Tabel IV-5.

8. Berdasarkan perhitungan Tabel IV-5. nilai X2 yang terkecil (nilai yang paling

fit) untuk trend Lapisan D, harga b=0 dengan Di=0,049/bulan dimana tipe

kurva Declinenya adalah Exponential Decline. Trend analisa Lapisan “D”

dapat dilihat pada Gambar 4.7.

55

Tabel IV-4.

Penentuan Nilai b dari Trend Sumur TA-09 dengan Metode Trial-Error dan X2 Chi-Square Test

Waktu Bulan Aktual

b = 0 b = 0,1 b = 0,2 b = 0,3 b = 0,4

Di 0,042 Di 0,042 Di 0,043 Di 0,043 Di 0,044

qo, BOPM qo, BOPM X2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2

0 Jan-09 188,49 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00

1 Feb-09 197,83 180,74 1,62 180,68 1,63 180,61 1,64 180,55 1,66 180,48 1,67

2 Mar-09 51,60 173,31 85,47 173,21 85,38 173,12 85,30 173,03 85,22 172,94 85,13

3 Apr-09 289,15 166,18 90,99 166,09 91,17 166,00 91,35 165,92 91,53 165,83 91,70

4 May-09 161,45 159,34 0,03 159,29 0,03 159,23 0,03 159,18 0,03 159,12 0,03

5 Jun-09 152,79 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00

Kumulatif

178,11

178,21

178,32

178,43

178,54

Lanjutan Tabel IV-4.


Waktu Bulan Aktual

b = 0,5 b = 0,6 b = 0,7 b = 0,8 b = 0,9 b = 1

Di 0,044 Di 0,045 Di 0,045 Di 0,046 Di 0,046 Di 0,047


2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2

0 Sep-06 188,49 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00 188,49 0,00

1 Okt-06 197,83 180,41 1,68 180,35 1,70 180,28 1,71 180,21 1,72 180,15 1,74 180,08 1,75

2 Nov-06 51,60 172,85 85,05 172,75 84,96 172,66 84,88 172,57 84,79 172,47 84,71 172,38 84,62

3 Des-06 289,15 165,74 91,88 165,66 92,06 165,57 92,23 165,48 92,41 165,40 92,58 165,31 92,76

4 Jan-07 161,45 159,07 0,04 159,01 0,04 158,96 0,04 158,91 0,04 158,86 0,04 158,81 0,04

5 Feb-07 152,79 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00 152,79 0,00

Kumulatif

178,65

178,75

178,86

178,97

179,07

179,18

56

Tabel IV-5.


Waktu Bulan Aktual

b = 0 b = 0,1 b = 0,2 b = 0,3 b = 0,4

Di 0,049 Di 0,050 Di 0,052 Di 0,054 Di 0,056


2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2

0 Sep-06 78,65 78,65 0 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00

1 Oct-06 75,50 74,90 0,005 74,79 0,01 74,68 0,01 74,56 0,01 74,44 0,02

2 Nov-06 71,57 71,33 0,001 71,14 0,00 70,94 0,01 70,75 0,01 70,54 0,02

3 Dec-06 50,33 67,93 4,56 67,68 4,45 67,43 4,34 67,18 4,22 66,92 4,11

4 Jan-07 76,29 64,69 2,08 64,41 2,19 64,13 2,31 63,84 2,43 63,56 2,55

5 Feb-07 80,22 61,61 5,62 61,31 5,83 61,02 6,04 60,72 6,26 60,42 6,49

6 Mar-07 47,19 58,67 2,25 58,38 2,14 58,09 2,04 57,79 1,95 57,50 1,85

7 Apr-07 49,55 55,88 0,72 55,60 0,66 55,32 0,60 55,05 0,55 54,78 0,50

8 May-07 56,63 53,21 0,22 52,96 0,25 52,71 0,29 52,47 0,33 52,23 0,37

9 Jun-07 44,83 50,68 0,67 50,46 0,63 50,25 0,58 50,04 0,54 49,84 0,50

10 Jul-07 56,63 48,26 1,45 48,09 1,52 47,92 1,58 47,76 1,64 47,61 1,71

11 Aug-07 48,76 45,96 0,17 45,84 0,19 45,73 0,20 45,62 0,22 45,51 0,23

12 Sep-07 39,32 43,77 0,45 43,71 0,44 43,65 0,43 43,59 0,42 43,54 0,41

13 Oct-07 41,68 41,68 0 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00

Kumulatif

18,19

18,30

18,43

18,58

18,75

57

Lanjutan Tabel IV-5.


Waktu Bulan Aktual

b = 0,5 b = 0,6 b = 0,7 b = 0,8 b = 0,9 b = 1

Di 0,057 Di 0,059 Di 0,061 Di 0,064 Di 0,066 Di 0,068


2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2 qo, BOPM X

2

0 Sep-06 78,65 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00 78,65 0,00

1 Oct-06 75,50 74,31 0,02 74,19 0,02 74,05 0,03 73,91 0,03 73,77 0,04 73,63 0,05

2 Nov-06 71,57 70,33 0,02 70,12 0,03 69,90 0,04 69,67 0,05 69,44 0,07 69,21 0,08

3 Dec-06 50,33 66,66 4,00 66,39 3,88 66,12 3,77 65,85 3,65 65,57 3,54 65,29 3,42

4 Jan-07 76,29 63,27 2,68 62,97 2,82 62,68 2,95 62,38 3,10 62,09 3,25 61,79 3,40

5 Feb-07 80,22 60,13 6,72 59,83 6,95 59,53 7,19 59,24 7,43 58,94 7,68 58,65 7,94

6 Mar-07 47,19 57,22 1,76 56,93 1,67 56,64 1,58 56,36 1,49 56,08 1,41 55,81 1,33

7 Apr-07 49,55 54,51 0,45 54,25 0,41 53,99 0,36 53,73 0,33 53,48 0,29 53,23 0,25

8 May-07 56,63 51,99 0,41 51,76 0,46 51,53 0,50 51,31 0,55 51,09 0,60 50,88 0,65

9 Jun-07 44,83 49,65 0,47 49,45 0,43 49,27 0,40 49,08 0,37 48,90 0,34 48,73 0,31

10 Jul-07 56,63 47,45 1,77 47,31 1,84 47,16 1,90 47,02 1,96 46,89 2,02 46,75 2,08

11 Aug-07 48,76 45,40 0,25 45,30 0,26 45,21 0,28 45,11 0,30 45,02 0,31 44,93 0,33

12 Sep-07 39,32 43,48 0,40 43,43 0,39 43,38 0,38 43,34 0,37 43,29 0,36 43,25 0,36

13 Oct-07 41,68 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00 41,68 0,00

Kumulatif

18,94

19,15

19,39

19,64

19,91

20,21

72

Gambar 4.6.

Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-09 Lapisan “D”

Gambar 4.7.

Grafik qo vs t dari Trend Analisa Sumur TA-22 Lapisan “D”

4.4.3. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) dan Kumulatif Produksi Forecast

(Npt→limit) Lapisan “D”

Prediksi laju produksi minyak (qo) dan kumulatif produksi forecast

(Npt→limit) untuk sumur TA-09 dan sumur TA-22 menggunakan tipe kurva

exponential decline. Sumur TA-09 menggunakan harga b=0 dan Di=0,042/bulan,

sedangkan untuk sumur TA-22 menggunakan harga b=0 dan Di=0,049/bulan

dengan tipe kurva exponential decline.

0,1

1

10

100

1000q

o, b

op

m

waktu, bulan


qo q limit exponential (trend decline)

0,1

1

10

100

1000

qo

, bo

pm

waktu, bulan

Grafik qo versus waktu Sumur TA-22 Lapisan D qo q limit exponential (trend decline)

73

4.4.3.1. Prediksi Laju Produksi Minyak (qo) Per Sumur

Setelah harga b, Di dan tipe decline diketahui maka prediksi laju produksi

minyak (qo) masing-masing sumur dapat dilakukan dengan memasukkan harga t

yang dinginkan kedalam Persamaan (3-18) yang merupakan persamaan untuk

exponential decline. Harga qi yang digunakan dalam perhitungan prediksi laju

produksi minyak adalah harga laju alir awal pada saat analisa decline dilakukan.

Prediksi laju produksi minyak pada bulan kedua (t=2 bulan) untuk sumur

TA-09 dimulai pada bulan Juli 2009 dengan harga qi = 249,68 BOPM dapat

dihitung melalui Persamaan (3-18) :

Sumur TA-09 : tD

iieqqt.

q(2 bulan) = 249,68 e -0,042 (2)

q(2 bulan) = 229,57 BOPM

Prediksi laju produksi minyak pada bulan kedua (t=2 bulan) untuk sumur

TA-22 dimulai pada bulan Maret 2008 dengan harga qi = 47,19 BOPM dapat

dihitung melalui Persamaan (3-18) :

Sumur TA-22 : tD

iieqqt.

q(2 bulan) = 47,19 e -0,049 (2)

q(2 bulan) = 42,80 BOPM

Perhitungan qoforecast sampai qlimit = 34,54 BOPM untuk sumur TA-09 dapat

dilihat pada Tabel IV.6. dan perhitungan qoforecast sampai qlimit = 34,54 BOPM

untuk sumur TA-22 dapat dilihat pada Tabel IV.7.

4.4.3.2. Prediksi Kumulatif Produksi Forecast (Np t→limit) Per Sumur

Prediksi kumulatif produksi forecast minyak (Npt→ imit) Lapisan “D” per-

sumur dari qi laju alir awal pada saat analisa decline sampai dengan qlimit = 34,54

BOPM dapat dihitung dengan persamaan (3-25) yaitu :

Sumur TA-09 : Npt→ imit = i

iti

D

qq lim=

042,0

55,3468,249 = 5.122,56 STB.

Sumur TA-22 : Npt→ imit = i

iti

D

qq lim=

049,0

54,3419,47 = 259,09 STB.

74

Total Npt→ imit (2 sumur) = 5.122,56 + 259,09

= 5.381,65 STB

Perhitungan kumulatif produksi forecast minyak (Npt→ imit) sampai qlimit = 34,5

BOPM untuk sumur TA-09 dapat dilihat pada Tabel IV.6. dan perhitungan

kumulatif produksi forecast minyak (Npt→ imit) sampai qlimit = 34,54 BOPM untuk

sumur TA-22 dapat dilihat pada Tabel IV.7.

Tabel IV.6.

Prediksi Laju Produksi Minyak dan Kumulatif Produksi Forecast


t waktu,

(bulan)

Di = 0,042

EUR

(STB)

b = 0

qo forecast

(BOPM)

Np forecast

(STB)

0 Jul-09 249,68 0,00 1395,32

1 Aug-09 239,41 244,51 1634,73

2 Sep-09 229,57 478,96 1864,30

3 Oct-09 220,12 703,78 2084,42

4 Nov-09 211,07 919,34 2295,49

5 Dec-09 202,39 1126,04 2497,88

6 Jan-10 194,06 1324,24 2691,94

7 Feb-10 186,08 1514,28 2878,02

8 Mar-10 178,43 1696,51 3056,45

9 Apr-10 171,09 1871,24 3227,54

10 May-10 164,05 2038,79 3391,60

11 Jun-10 157,31 2199,44 3548,90

12 Jul-10 150,84 2353,49 3699,74

13 Aug-10 144,63 2501,20 3844,37

14 Sep-10 138,68 2642,84 3983,05

15 Oct-10 132,98 2778,65 4116,03

16 Nov-10 127,51 2908,88 4243,54

17 Dec-10 122,27 3033,75 4365,80

18 Jan-11 117,24 3153,48 4483,04

19 Feb-11 112,41 3268,29 4595,45

20 Mar-11 107,79 3378,37 4703,25

21 Apr-11 103,36 3483,93 4806,60

22 May-11 99,11 3585,15 4905,71

23 Jun-11 95,03 3682,20 5000,74

75

Lanjutan Tabel IV.6.



t waktu,

(bulan)

Di = 0,042

EUR

(STB)

b = 0

qo forecast

(BOPM)

Np forecast

(STB)

24 Jul-11 91,12 3775,27 5091,86

25 Aug-11 87,37 3864,50 5179,23

26 Sep-11 83,78 3950,06 5263,01

27 Oct-11 80,33 4032,11 5343,35

28 Nov-11 77,03 4110,78 5420,38

29 Dec-11 73,86 4186,21 5494,24

30 Jan-12 70,82 4258,55 5565,06

31 Feb-12 67,91 4327,90 5632,98

32 Mar-12 65,12 4394,41 5698,09

33 Apr-12 62,44 4458,18 5760,53

34 May-12 59,87 4519,32 5820,40

35 Jun-12 57,41 4577,96 5877,81

36 Jul-12 55,05 4634,18 5932,86

37 Aug-12 52,78 4688,08 5985,64

38 Sep-12 50,61 4739,77 6036,26

39 Oct-12 48,53 4789,34 6084,79

40 Nov-12 46,53 4836,86 6131,32

41 Dec-12 44,62 4882,43 6175,94

42 Jan-13 42,79 4926,13 6218,73

43 Feb-13 41,03 4968,03 6259,75

44 Mar-13 39,34 5008,21 6299,09

45 Apr-13 37,72 5046,73 6336,81

46 May-13 36,17 5083,67 6372,98

47 Jun-13 34,54 5122,56 6517,78

76

TABEL IV.7.



t waktu,

(bulan)

Di = 0,049

b = 0 EUR

(STB) qo forecast

(BOPM)

Np forecast

(STB)

0 Mar-08 47,19 0,00 4738,97

1 Apr-08 44,94 46,05 4783,91

2 May-08 42,80 89,91 4826,71

3 Jun-08 40,76 131,68 4867,47

4 Jul-08 38,82 171,46 4906,28

5 Aug-08 36,96 209,34 4943,25

6 Sep-08 34,54 259,09 4998,06

4.4.4. Estimated Ultimate Recovery (EUR) Lapisan D

EUR (Estimated Ultimate Recovery) dihitung dari jumlah kumulatif produksi

(Np) minyak Lapisan “D” bulan Juli 2009 dengan prediksi total kumulatif

produksi forecast (Npt→limit) minyak total dari kedua sumur (TA-09 danTA-22),

yaitu :

EUR Lapisan “D” = Np reservoir + Npt→limit

= 7.375,75 + 5.381,65

= 12.757,40 STB

Secara grafis prediksi EUR sampai qlimit untuk masing-masing sumur pada

Lapisan “D” dapat dilihat pada Gambar 4.8. dan Gambar 4.9.

4.4.5. Prediksi Umur Produksi Lapisan “D”

Prediksi umur produksi Lapisan “D” dalam pengambilan cadangan minyak

sisa untuk setiap sumur dapat dihitung menggunakan Persamaan (3-27) :

Sumur TA-09 : i

i

D

qqt

)/ln(limit

limit =

042,0

)54,34/68,249ln(= 47 Bulan

Sumur TA-22 : i

i

D

qqt

)/ln(limit

limit =

049,0

)54,34/19,47ln(= 6 Bulan

77

Hasil perhitungan diatas menunjukkan bahwa umur produksi yang

diperlukan untuk pengambilan cadangan minyak sisa Lapisan “D” Lapangan “T”

sampai qlimit = 34,54 BOPM diambil pada sumur TA-09 yaitu 47 bulan atau 3

tahun 11 bulan dimulai dari Agustus 2009 hingga Juni 2013, Ditinjau dari analisa

trend decline kedua sumur tersebut, sumur TA-09 yang memiliki umur produksi

terlama. Secara grafis dapat dilihat pada Gambar 4.8.

4.4.6. Perhitungan Recovery Factor (RF) Lapisan D

Kumulatif produksi (Np) minyak hingga Juli 2009 sebesar 7.375,75 STB.

Setelah dilakukan analisa Decline Curve, total kumulatif produksi forecast

(Npt→ imit) minyak dari kedua sumur bertambah 5.381,65 STB. Sehingga recovery

factor minyak pada Lapisan “D” dapat dihitung dengan menggunakan Persamaan

(3-52), yaitu :

RF Lapisan “D” = OOIP

EUR DLapisan =

000.938.2

12.757,40 x 100 % = 0,43 %

Recovery factor pada bulan Juli 2009 adalah 0,25 % dan setelah dilakukan

analisa decline, recovery factor mengalami peningkatan sebesar 0,18 % sehingga

recovery factor minyak pada Lapisan “D” adalah 0,43 %.

4.4.7. Prediksi Cadangan Minyak Sisa (ERR) Lapisan D

Prediksi cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sampai dengan qlimit

menggunakan persamaan (3-54), yaitu:

ERR Lapisan “D” = EUR Lapisan “D” – Npt

= 12.757,40 – 7.375,75

= 5.381,65 STB

Setelah dilakukan analisa Decline Curve pada Lapisan “D” Lapangan ”T”,

cadangan minyak sisa (ERR) yang dapat diproduksikan sampai dengan qlimit =

34,54 BOPM adalah sebesar 5.381,65 STB dengan umur produksi 47 bulan dari

bulan Agustus 2009 hingga bulan Juni 2013.

78

4.4.8. Prediksi Cadangan Minyak Lapisan “D” yang Belum Terproduksi

dengan Analisa Decline

Cadangan minyak sisa (Volumetrik) sebesar 902.928,78 STB dapat dilihat

pada Tabel IV-1. dan cadangan minyak sisa (Decline) sebesar 5.381,65 STB,

sehingga cadangan minyak Lapisan “D” yang belum terproduksi :

Cadangan belum terproduksi = Cadangan Minyak Sisa (Volumetrik) –

Cadangan Minyak Sisa (Decline)

= 902.929 – 5.381,65 STB

= 897.547,13 STB

RFbelum terproduksi = %100OOIP

xsi terprodukCad. belum

= %1002.938.000

897.547,13x

= 30,55 %

41

Gambar 4.8.

Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

0,1

1

10

100

1000

Np

, STB q

o, B

OP

M

waktu, bulan

Grafik (qo vs t) dan (Np vs t) Sumur TA-09 Lapisan D

qo aktual pemilihan trend q limit qo forecast trend decline Np aktual Np forecast t limit

qlimit 34,54

Npt 1.395,32 t limit Juni 2013

ERR 5.122,56

EUR 6.517,88

41

Gambar 4.9.


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0,1

1

10

100

1000

Np

, STB q

o, b

op

m

waktu, bulan


qo aktual q limit pemilihan trend qo forecast trend decline Np aktual Np forecast t limit

ERR 259,09

t limit Sept'08

Npt 4.739,04

q limit 34,54

EUR 4.998,13

81

BAB V

PEMBAHASAN

Lapisan “D” merupakan tempat terakumulasinya minyak yang berada pada

Formasi “W” Lapangan “T”, Kalimantan Selatan. Lapisan “D” diketahui memiliki

OOIP sebesar 2.938.000 STB dan Recovery Factor volumetrik 30,98 %, sehingga

EUR saat volumetrik sebesar 910.304,5 STB.

Jumlah sumur produksi pada Lapisan “D” terdapat 3 sumur, yaitu :

Sumur TA-09 berproduksi pada Lapisan Cb, C1, C2 dan D secara commingle.

Sumur TA-18 berproduksi pada Lapisan C1, D, E, dan F secara commingle.

Sumur TA-22 berproduksi pada Lapisan C1, C2, D, dan F secara commingle.

Sumur yang masih aktif berproduksi ada 2 sumur yaitu sumur TA-09 dan TA-22.

Metode perhitungan untuk menentukan besarnya alokasi produksi dari

Lapisan “D” yang diproduksikan secara commingle dengan lapisan lainnya

menggunakan metode kapasitas aliran yang dihitung menggunakan Persamaan (3-

11) yaitu dengan memasukkan harga ketebalan dan permeabilitas dari setiap

lapisan kedalam persamaan tersebut. Hasil perhitungan alokasi produksi dari

sumur TA-09, TA-18, TA-22, dapat dilihat pada Lampiran B. Data dari

pengelompokkan dan perhitungan alokasi produksi tersebut kemudian dibuat plot

grafik laju produksi (qo) vs waktu (t) masing-masing sumur, melakukan

pemilihan periode produksi untuk analisa (trend), dan penentuan tipe Decline

Curve.

Berdasarkan plot grafik qo vs t masing-masing sumur, ditentukan periode

waktu produksi (trend) yang digunakan untuk analisa jenis Decline Curve (nilai b

dan Di) dan memenuhi syarat untuk analisa decline. Periode waktu produksi yang

dipilih untuk sumur TA-09 adalah Januari 2009 sampai bulan Juni 2009.

Sedangkan untuk sumur TA-22 selang waktu produksi yang dipilih mulai bulan

September 2006 sampai Oktober 2007. Sumur TA-18 tidak dapat dianalisa karena

data produksi tidak memadai untuk dilakukan pemilihan trend penurunan

82

produksi. Trend tersebut dipilih untuk menentukan nilai eksponen decline (b),

harga rate of decline (Di) dan tipe Decline Curve dengan menggunakan Metode

loss ratio dan Metode trial-error dan x2 chi square test.

Metode loss ratio dilakukan dengan cara membagi laju produksi (qo) pada

periode tertentu dengan kehilangan produksi selama periode tersebut. Hasil

ekstrapolasi data produksi menggunakan Metode loss ratio untuk sumur TA-09

menghasilkan harga b=-6,47 dan sumur TA-22 menghasilkan harga b=2,98 Nilai

b tersebut tidak akurat karena nilai b yang diperoleh tidak memenuhi syarat yaitu

0 ≤ b ≥ 1 sehingga tidak dapat ditentukan jenis Decline Curve yang tepat.

Metode ekstrapolasi selanjutnya adalah menggunakan Metode trial-error

and x2 chi-square test. Metode trial-error dilakukan dengan menentukan harga

laju produksi minyak (qo) untuk semua harga b (b=0 sampai b=1). Metode

selanjutnya yang harus dilakukan untuk menentukan data laju produksi yang

paling mendekati dengan laju produksi (qo) aktual yaitu metode x2 chi-square test.

Metode ini dilakukan dengan menghitung selisih kuadrat antara laju produksi

aktual (qo) dengan laju produksi minyak prediksi (qo forecast) yang kemudian

dibagi dengan qo forecast sehingga didapatkan harga x2 terkecil yang

menunjukkan penyimpangan terkecil dari harga qo aktual. Dari perhitungan untuk

sumur TA-09 diperoleh harga x2 terkecil = 178,11 yaitu pada harga b = 0 dan Di =

0,042/bulan, dengan tipe kurva exponential decline. Sumur TA-22 diperoleh harga

x2 terkecil =18,19 yaitu pada harga b=0 dan Di=0,049/bulan, dengan tipe kurva

exponential decline.

Berdasarkan harga economic limit rate (qlimit) yang dihitung mengunakan

Persamaan (3-5) diperoleh hasil sebesar 34,54 BOPM. Prediksi laju produksi

minyak dihitung menggunakan Persamaan (3-18) dan kumulatif produksi minyak

forecast (Npt→limit) dihitung menggunakan Persamaan (3-25) menunjukkan

Npt→limit sumur TA-09 diperoleh hasil sebesar 5.122,56 STB dan sumur TA-22

sebesar 259,09 STB. Perhitungan EUR (Estimate Ultimate Recovery) dihitung dari

jumlah kumulatif produksi aktual (Np) Lapisan “D” dengan total kumulatif

produksi forecast (Npt→limit). Np aktual Lapisan “D” sebesar 7.375,75 STB dan

83

harga Npt→limit total kedua sumur sebesar 5.381,65 STB maka diperoleh EUR

12.757,40 STB.

Ditinjau dari umur produksi kedua sumur pada Lapisan “D” yang dihitung

menggunakan Persamaan (3-40), sumur TA-22 memiliki umur produksi terlama,

sehingga diperoleh umur produksi Lapisan “D” yaitu 47 bulan atau 3 tahun 11

bulan dimulai dari Agustus 2009 sampai Juni 2013. Perhitungan Recovery Factor

(RF) Lapisan “D” menggunakan Persamaan (3-52) yaitu 0,43 %, sehingga

cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” sebesar 5.381,65 STB. Cadangan

minyak yang belum bisa diproduksi sebesar 897.547,13 STB atau 30,55 % dari

OOIP.

84

BAB VI

KESIMPULAN

Berdasarkan perhitungan penentuan cadangan minyak sisa dengan analisa

Decline Curve pada Lapisan “D” Formasi “W” Lapangan “T” dapat diambil

kesimpulan sebagai berikut :

1. Harga economic limit rate (qlimit) Lapisan “D” yaitu sebesar 34,54 BOPM.

2. Hasil analisa Decline Curve menggunakan metode Trial Error dan X2-

Chisquare Test diperoleh harga-harga sebagai berikut:

Sumur TA-09 : Tipe Decline = Exponential Decline

b = 0

Di = 0,042 / Bulan

Sumur TA-22 : Tipe Decline = Exponential Decline

b = 0

Di = 0,049 / Bulan

3. Umur Lapisan “D” untuk berproduksi sampai qlimit adalah 3 tahun 11 bulan

atau sampai bulan Juni 2013.

4. Estimasi jumlah cadangan yang bisa diproduksikan (EUR) adalah 12.757,40

STB, dengan Recovery Factor sebesar 0,43 %.

5. Estimasi jumlah cadangan minyak sisa (ERR) Lapisan “D” adalah sebesar

5.381,65 STB, dengan waktu pengambilan sampai batas qlimit adalah bulan

Juni 2013.

DAFTAR PUSTAKA

1. Amyx, J.W., Daniel, M.B.JR., and Robert, L.W.: “Petroleum Reservoir

Engineering” Chapter 7, part 517-559, McGraw-Hill Book Company, New

york, Toronto, London, 1960.

2. Arps. J.J.,: “Analysis of Decline Curve”, Trans. AIME, Volume 160, 1960.

3. Ahmed, Tarek.: “Reservoir Engineering Handbook”, copyright by Gulf

Pubshing Company, Houston, Texas, 2000.

4. Calhoun, J.G.Jr.,”Fundamental of Reservoir Engineering”, The Oil and Gas Journal

Book, University of Oklohoma Press, Norman, 1960 .

5. Clark, N. J ., “Element of petroleum fluid” , Henry L. Doherty Series ., Revised

Edition, Dallas, Texas., 1969.

6. Gentry, R.W., “Decline Curve Analysis”, JPT., January 1972.

7. Smith, C.R., Tracy, G.W. and Farrar, R.L.: “Applied Reservoir Engineering”,

Chapter 1, part 6, Oil & Gas Consultants International, Inc., Tulsa, USA,

Volume 1, 1992.

8. Thompson, R.S., and Wright, J.D.: “Oil Property Evaluation”, Thompson-

Wright Associates, Golden, Colorado, 2nd

Edition, 1985.

9. _________,.:”File Geologi Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP Tanjung, PT

Pertamina EP, Jakarta, 2007.

10. _________,: ” File Data Reservoir Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP

Tanjung, PT Pertamina EP, Tapian Timur-Kalsel, 2008.

11. _________,: ” File Data Produksi Lapangan Tango”, Unit Bisnis EP Tanjung,

PT Pertamina EP, Tapian Timur-Kalsel, 2008

DAFTAR SIMBOL

a = Loss ratio, waktu

API = American Petroleum Institute

b = Eksponen decline

Bbl = Barrel

BFPD = Barrel Fluid Per Day

Bob = Faktor volume formasi minyak di bawah tekanan gelembung, Bbl/STB

Boi = Faktor volume formasi minyak mula-mula, Bbl/STB

BOPD = Barrel Oil Per Day

BOPM = Barrel Oil Per Month

BWPD = Barrel Water Per Day

cp = Centipoise

Di = Initial nominal decline rate, 1/waktu

dq/dt = Perubahan laju produksi terhadap waktu, BOPD

e = Bilangan logaritma (2,718)

EUR = Estimated Ultimate Recovery, STB

ERR = Estimated Remaining Reserve, STB

FC = Kontribusi aliran, fraksi

fi = Data laju produksi observasi (aktual), bbl/waktu

Fi = Data laju produksi forecast (perkiraan), bbl/waktu

GOR = Gas Oil Ratio, SCF/STB

h = Ketebalan lapisan, feet

k = Permeabilitas, mD

mD = Milidarcy

MSCF = Million Standart Cubic Feet

Npt = Kumulatif produksi minyak pada waktu t, STB

Npt→limit = Kumulatif produksi reservoir sampai batas ekonomis, STB

NRI = Net Revenue Interest, fraksi

OOIP = Original Oil In Place, STB

OPC = Operating Cost, Rp/bulan

Pa = Tekanan abandon, psi

Pb = Tekanan gelembung, psi

Pi = Tekanan reservoir mula-mula, psi

Pr = Tekanan reservoir, psi

Psi = Pound per Square Inch

PTR = Production Tax Rate, fraksi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

qlimit = Economic limit rate, Bbl/bulan

qo = Laju alir minyak, BOPD

re = Jari-jari pengurasan sumur, feet

RF = Recovery Factor, fraksi

rw = Jari-jari lubang sumur, feet

S = Skin, fraksi

SCF = Standart Cubic Feet

SP = Sales price, RP/bbl

STB = Stock Tank Barrel

Sw = Saturasi air, fraksi

Swiavg = Saturasi air mula-mula rata-rata, fraksi

t = Waktu, hari.

tlimit = Umur produksi reservoir sampai batas economic limit, bulan

Vb = Volume bulk batuan, acre-feet

WI = Working interest, fraksi

WOR = Water oil ratio, BWPD/STB

µob = Viskositas minyak di bawah tekanan gelembung, cp

µoi = Viskositas minyak mula-mula, cp

µwi = Viskositas air formasi mula-mula, cp

Φ = Porositas, fraksi

Φavg = Porositas rata-rata, fraksi

Tanggal Lapisan dan kedalaman Keterangan Hasil

Mar-81 Mulai dilakukan pemboran

Lubang sumur 17½" dibor sedalam 148 m dan dipasang casing

13⅜" pada kedalaman 143,5 m

Dilanjutkan dengan pengeboran lubang sumur 12¼" pada

kedalaman 143,5-711 m dan dipasang casing 9⅝" pada kedalaman

707,6 m serta dilakukan penyemenan

Dilanjutkan kembali pengeboran lubang sumur 8⅝" pada

kedalaman 707,6-1450 m

Kedalaman total sumur 1450 m

Dilakukan logging pada kedalaman 1450-708 m menggunakan IES-

GR, FDC-CNL-GR, dan PML & HDT

Casing 7" dipasang pada kedalaman 1447,1 m dan dilakukan

penyemenan

Sumur diselesaikan dengan perforated casing

completion pada formasi

Mei-81 250 - 1434,5 mDilakukan logging pada kedalaman 250 - 1434,5 m menggunakan

CBL-VDL-GR

Tes tekanan casing 7" 105 ksc

D ( 1425,5 - 1427,5) m Perforasi lapisan D MFE : tidak memuaskan (gas bertekanan rendah)

1420 mDipasang 7" Backer Packer pada kedalaman 1420 m untuk

mengisolasi lapisan D

Lapisan D terisolasi

Perforasi lapisan C2MFE : tidak memuaskan (chamber 1500 cc fluid;

minyak 32%; gas 0,33 cuft/140 psi)

Swabbed test Kering

Dipasang 7" CR pada kedalaman 1395 m untuk mengisolasi

lapisan C2

Lapisan C2 terisolasi

LAMPIRAN A

RIWAYAT SUMUR TA -09

C2 (1400 - 1402) m

Mei-81 C1 (1368 - 1370) mPerforasi lapisan C1 MFE : tidak memuaskan (chamber 1800 cc fluid; gas

0,2 cuft/140 psi)

Swabbed test lapisan C1 Hasil swabbed test = kering

C1 (1368 - 1370) mPerforasi ulang lapisan C1 MFE : tidak memuaskan ( chamber 1850 cc fluid; gas

0,1 cuft/118 psi)

1365 mDipasang 7" CR pada kedalaman 1365 m untuk mengisolasi

lapisan C1

Lapisan C1 terisolasi

Cb (1357 - 1360) mPerforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb Cb ⅜ bean : gross 33 m³/d; gas 8,3 Mm³/d; tekanan

tubing 10,5 ksc

Cb (1350 - 1353) m Penambahan perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb Cb (⅜ bean) : gross 30,5 m³/d

Ca (1324 - 1327) m Perforasi lapisan Ca

1341 m Dipasang 7" Baker Packer pada kedalaman 1341 m

Jul-81

Ca (1324 - 1327) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb (1357 - 1360) m

Lapisan Ca dan Cb diproduksi menggunakan dual string dan

dilakukan tes produksi

Ca : gross 58 m³/d; oil cut 10 %

Cb : gross 36m³/d; oil cut 86 %

Tes produksi Ca : gross 58 m³/d; oil cut 10 %

Cb : gross 6m³/d; oil cut 86 %

Hasil produksi lapisan Cb menurun

Dilakukan tes PBU (25 Oktober 1984) Sumur ditutup sementara

Nop-84

Ca (1324 - 1327) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb (1357 - 1360) m

Sumur kembali aktif berproduksi pada tanggal 13 November 1984

pukul 13.00

Cb (1350 - 1353) m

Cb (1357 - 1360) m

Lapisan Cb diisolasi menggunakan Baker Packer "D" di

kedalaman 1341 m

Lapisan Cb (1350 - 1353 dan 1357 - 1360) m terisolasi

Ca (1324 - 1327) m Tes produksi lapisan Ca Ca : 20 m³/d; oil cut 99,6 %

Tanggal Lapisan dan kedalaman Keterangan Hasil

Perubahan metode produksi menjadi gas lift Sumur berproduksi menggunakan gas lift

Ca : gross 9 m³/d

Tes produksi lapisan Ca Ca : 97,9 %

Okt-84

Ca (1324 - 1327) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb (1357 - 1360) m

Jan-86

Sep-87 Ca (1324 - 1327) m

Okt-87 Ca (1324 - 1327) mPerubahan metode produksi menjadi pompa (2" x 13' TLE, PSN

1116 m)

Sumur berproduksi menggunakan artificial lift pompa

Ca : gross 9 m³/d

Mei-92 Ca (1324 - 1327) m Tes produksi lapisan Ca Ca : gross 26 m³/d; oil cut 66 %

Apr-94 1338,6 m Tagged filling sand di kedalaman 1338,6 m

Jan-95 1337,5 m Tagged filling sand di kedalaman 1337,5 m

Agust-95 1340 m Tagged filling sand di kedalaman 1340 m

Mar-96 Ca : gross 14 m³/d; oil cut 0 %

Sumur ditutup sementara

Feb-99 1365 mSqueeze cementing lapisan Ca dan Dilakukan pengeboran sampai

kedalaman 1365 m

Lapisan Ca (1324 - 1327) m terisolasi

Tidak ada produksi


Tidak ada produksi


Jul-01 1365 m

1395 m

1420 m

1436 m

D (1425 - 1430) m Menambah perforasi lapisan D

C2 (1375 - 1405) m Menambah perforasi lapisan C2

Jul-01 Tes produksi lapisan Cb, C1, C2, dan D G/N : 61 / 2 m³/d

Sumur berproduksi dengan sistem commingleSumur berproduksi dengan sistem commingle pada

lapisan Cb, C1, C2, dan D

Sep-01 Cb (1348 - 1350) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb ( 1357 - 1360) m

C1 (1368 - 1370) m

C2 (1375 - 1405) m

D (1425 - 1430) m

Sumur menghasilkan minyak 1,6 bopd, air 145,9 bwpd, water cut

98%Sumur ditutup sementara

Mar-99 Cb (1350 - 1353) m Menambah perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Mengeluarkan CR pada kedalaman 1365 m dan 1395 m

Ca (1324 - 1327) m Tes produksi lapisan Ca

Lapisan C1 dan C2 tidak terisolasi

Mengebor Baker Packer pada kedalaman 1420 m dan

mendorongnya ke kedalaman 1436 mLapisan D tidak terisolasi

Cb (1348 - 1350) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb ( 1357 - 1360) m

C1 (1368 - 1370) m

C2 (1375 - 1405) m

D (1425 - 1430) m

Cb (1348 - 1350) m Perforasi lapisan Cb dan tes produksi lapisan Cb

Jan-09

Cb (1348 - 1350) m

Cb (1350 - 1353) m

Cb ( 1357 - 1360) m

C1 (1368 - 1370) m

C2 (1375 - 1405) m

D (1425 - 1430) m

Sumur kembali berproduksi

Bulan Lapisan dan kedalaman Aktifitas Hasil

Jul-84 Mulai dilakukan pemboran pertama kali

255 m

Lubang sumur 17 ½" dibor sedalam 255 m dan dipasangi casing

13 ⅜" pada kedalaman 255 m kemudian disemen sampai ke

permukaan

1200 m

1193 m

575 m

Dilanjutkan pengeboran lubang sumur 12 ¼" sampai kedalaman

1200 m dan dipasangi casing 9⅝" pada kedalaman 1193 m

menggunakan stage tool di kedalaman 575 m. Kemudian dilakukan

penyemenan di stage pertama dan kedua.

575 mDilakukan pengeboran stage tool pada kedalaman 575 m dan

intermediate casing shoe

2350 m

2102 m

2020 m

Dilanjutkan pengeboran lubang sumur 8 ½" sampai kedalaman

2350 m dengan maksimal pembelokan 5° pada kedalaman 2300 m,

dipasang cement plug pada kedalaman 2102 m dan dipasang

casing 7" pada kedalaman 2020 m menggunakan stage tool di

kedalaman 1382 m. Kemudian dilakukan penyemenan di stage

pertama dan kedua (TOC 700 m)

750-1997 mDilakukan logging CBL-VDL-GR pada kedalaman 750 - 1997 m,

stage pertama TOC 1685 m dan stage kedua TOC 740 m

J1 (1982 - 1985) m Perforasi lapisan J1

1958 mPacker dimasukkan melalui tubing 2 ⅞" dan dipasang pada

kedalaman 1958 m

J1 (1982 - 1985) m Swabbed lapisan J1 J1 (½" choke) : minyak 55 m³/d; gas 50000 m³/d

J1 (1982 - 1985) m

1980 m

Water cut lapisan J1 tinggi sehingga lapisan J1 diisolasi dengan

CR pada kedalaman 1980 m

Lapisan J1 (1982 - 1985) m terisolasi

J1 (1976 - 1979) m Menambah perforasi lapisan J1 J1 : weak gas to surface, sumur ditutup

Nop-87 C1 (1295,5 - 1298,5) m Perforasi lapisan C1 C1 : salt water, sumur ditutup

LAMPIRAN A


Agust-84

Okt-84

C1 (1295,5 - 1298,5) m Lapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing Lapisan C1 (1295,5 - 1298,5) m terisolasi

C1 (1312 - 1312,4) m Menambah perforasi lapisan C1,dipasang CR pada kedalaman

1384 m kemudian dilakukan tes produksi

Tidak ada produksi

1312 - 1312,4 mLapisan C1 ditutup dengan squeezed cementing pada kedalaman

1312 - 1312,4 mLapisan C1 (1312 - 1312,4) m terisolasi

C2 (1351 - 1355,5) m

C2 (1360 - 1366) m

C2 (1370 - 1377) m

Perforasi lapisan C2 dan dilakukan tes produksi Tidak ada produksi

Jun-91 C2 (1351 - 1355,5) m

C2 (1360 - 1366) m

C2 (1370 - 1377) m

Stimulasi lapisan C2 menggunakan Paratrol-L C2 : minyak 1,2 bbl/d; air 13 bbl/d; dan water cut

91,3 %

Jul-91 C2 (1351 - 1355,5) m

C2 (1360 - 1366) m

C2 (1370 - 1377) m

Lapisan C2 diisolasi menggunakan Baker Packer pada kedalaman

1340 m

Lapisan C2 (1351-1355,5; 1360-1366; 1370-1377)

m terisolasi

C1 (1301 - 1307) m

C1 (1315 - 1318) m

C1 (1324 - 1335,5) m

Perforasi lapisan C1 dan dilakukan tes produksi C1 gross : 4 m³/d

Sep-91 C1 (1301 - 1307) m

C1 (1315 - 1318) m

C1 (1324 - 1335,5) m

Tidak ada produksi kumulatif produksi Juli '91 - Sept '91 : minyak 12

m³; air 58 m³; gas 3,7 Mm³


Mei-96 Perbaikan tubing 2⅞" Sumur ditutup sementara

Perforasi lapisan F

Swabbed lapisan F Lapisan F memproduksi air dan gas

Agust-96 C1 (1301 - 1307) m

C1 (1315 - 1318) m

C1 (1324 - 1335,5) m

F (1720 - 1730) m

Sumur kembali berproduksi Minyak 6,1 bbl/d; air 150,4 bbl/d; water cut 96,1 %

dan gas 540,8 Mscf/d

F (1720 - 1730) m Swabbed lapisan F selama 7 hari Air 1490 bbl; minyak 10 bbl

Run in hole 1,75" plunger on rods (PSN 1712m) stroke tested, plunger dan rods tersangkut, sumur

ditutup sementara

Dilakukan rigged up dan mengeluarkan plunger dan rod yang

tersangkut

Rigged up berhasil

1695 m Guib packer dipasang pada kedalaman 1695 m

Swabbed sumur menggunakan 92 bbl air Sumur mengalirkan gas 8,6 Mscfd

Mei-91

Jul-96F (1720 - 1730) m

Mei-97

Agust-97

Nop-97 Dilakukan penggantian pompa, top filled pada kedalaman 1765

mKB

produksi menggunakan pompa 2'x13" TLEM Pump,

PSN pada kedalaman 1722,17 mKB

Mei-06 dilakukan penggantian pompa, namun plunger tersangkut Plunger tidak berhasil dikeluarkan, sumur ditutup

sementara

Jun-06 D (1423 - 1425) m Perforasi lapisan D D : 7,61 bbl, air 35,57 bbl, C1 (1301 - 1307) m

C1 (1315 - 1318) m

C1 (1324 - 1335,5) m

D (1423 - 1425) m

F (1720 - 1730) m

built up pressure 350psi / 2 strokes, flow line pressure 20 psi Sumur kembali beroperasi

Agust-06 Dilakukan penggantian pompa, plunger tersangkut Pump plunger yang tersangkut tidak berhasil

dikeluarkan, sumur ditutup sementara

Des-08 C1 (1301 - 1307) m

C1 (1315 - 1318) m

C1 (1324 - 1335,5) m

Swab lapisan C1 minyak 1,5 bbl, 105,3 bbl air formasi,

C2 (1351 - 1355,5) m

C2 (1360 - 1366) m

C2 (1370 - 1377) m

Swab lapisan C2 minyak 2 bbl, air formasi 125,40 bbl

E (1546 - 1547,5) mPerforasi lapisan E 1546 - 1547,5 m dan dipasang 7-2⅞" eu tubing

open end (kill string)


Jan-09E (1546 - 1547,5) m

Mengeluarkan kill string dari dalam sumur dan dilakukan swabbed

test selama 12 jam

E : minyak 1,79 bbl; air formasi 16,07 bbl

Dipasang 7-2⅞" eu tubing open end (kill string) Sumur ditutup sementara

Feb-09 Mengeluarkan kill string dari dalam sumur

Started pump jack @6 jam, stroke test pump to 450 psi / 2 strokes flow line pressure 10 psi, sumur diaktifkan kembali

Penggantian pompa

Started pump jack @3 jam, stroke test pump to 500 psi / 2 strokes Flow line pressure 28 psi, sumur diaktifkan kembali

Dipasang meshrite screen pada pompa

Started pump jack @11.35 jam, pressure 12 psi, built up pressure

to 300 psi / 3 strokes

Mesin pump jack mengalami gangguan @12.10 jam

Mar-09

Apr-09

Start ulang pump jack @13.35 jam, Mesin pump jack mengalami gangguan, gas

bertekanan rendah disalurkan ke mesin gas

waukesha

Pump jack dihentikan, sitp 5 psi; sicp 10 psi

tubing string diisi 5 bbl air formasi tekanan = 0, mengindikasikan adanya kebocoran di

tubing

Dilakukan pengecekan pump plunger, standart valve, tubing, pump

assy, meshrite

Pump plunger dalam kondisi bagus

Tubing, pump assy, dan meshrite dalam keadaan

bersih Tubing 5-2⅞" dipasang ke dalam sumur sebagai kill string Sumur ditutup sementara

Apr-09

Mei-09

Bulan Lapisan dan kedalaman Aktifitas Hasil

Mar-75 Sumur diselesaikan dengan perforasi pada Lapisan J

Tes produksi lapisan J J : gross 13,6 m³/h

Sep-85 Penggantian tubing produksi J : gross 12 m³/d

Perubahan metode dari natural flow menjadi artificial liftSumur beroperasi dengan metode pengangkatan

buatan berupa sucker rod pump pada lapisan J

Tes produksi lapisan J J : gross 19 m³/h; water cut 3,6 %; GLR 384 v/v

Sep-87 Terjadi problem kepasiran Sumur ditutup sementara

Apr-88 Mengatasi problem kepasiran dengan squeezed cementing

J (1805 - 1810) m Perforasi ulang di lapisan J dengan kedalaman 1805 - 1810 m

J (1789 -1802) m Menambah perforasi di lapisan J pada kedalaman 1789 - 1802 m

J (1789 -1802) m

J (1805 - 1810) m

Lapisan J (1789-1802 m, 1805-1810 m) dilakukan tes produksiJ : gross 10 m³/d; water cut 24,8 %

Jun-88 J (1789 -1802) m

J (1805 - 1810) m Sumur menghasilkan air 1 bbl/d dan harga water cut 100% Sumur ditutup sementara

Mar-89 1735 m Lapisan J ditutup menggunakan BP pada kedalaman 1735 m Lapisan J (1789 -1802, 1805-1810) m terisolasi

Perforasi lapisan F pada kedalaman 1671 - 1674,5 m

Tes produksi lapisan F F : gross 75 m³/d; water cut 0,4 %; gas 16,4 Mm³

Agust-89 F (1670 - 1674,5) m

F (1638 - 1642) m

Menambah perforasi lapisan F pada dua interval kedalaman yaitu

1670 - 1674,5 m dan 1638 - 1642 m

F (1670 - 1674,5) m

F (1638 - 1642) m

Dilakukan tes produksi F : 5 m³/d; water cut 1 %

Jan-90 Perforasi lapisan C2 pada dua interval kedalaman yaitu 1381 -

1383 m dan 1388 - 1391 m

Tes produksi lapisan C2 menggunakan pompa tes produksi menggunakan pompa tidak berhasil

LAMPIRAN A


J (1805 - 1810) m

J (1805 - 1810) m

F (1671 - 1674,5) m

C2 (1381 - 1383) m

C2 (1388 - 1391) m

Jan-90 D (1433,5 - 1436,5) m Perforasi lapisan D

F (1643 - 1646) m Menambah perforasi di lapisan F

C2 (1381 - 1383)m

C2 (1388 - 1391) m

D ( 1433,5 - 1436,5) m

F (1643 - 1646) m

Tes produksi Menghasilkan gas secara sembur alam : gross 3,6

Mm³/d; tekanan 2,5 Ksc

Mar-97 F (1643 - 1646) m Swabbed lapisan F F : 10 bbl

Jun-97 F (1643 - 1646) m Swabbed lapisan F untuk evaluasi F : 20,9 bbl

Des-97 C2 (1381 - 1383)m

C2 (1388 - 1391) m

D ( 1433,5 - 1436,5) m

F (1643 - 1646) m

Sumur menghasilkan produksi gas dengan jumlah kecil Gas : 1 Mscf/d

Sep-99 C2 (1365 - 1375) m Menambah perforasi di lapisan C2

C1 (1348 - 1352,5) m Perforasi lapisan C1

C1 (1348 - 1352,5) m

C2 (1365 - 1375) m

C2 (1381 - 1391)m

C2 (1388 - 1391) m

D (1433,5 - 1436,5) m

F (1643 - 1646) m

Swabbed test untuk evaluasi lapisan C1, C2, D, dan F. Swabbed

kedalaman 1270 m sebanyak 12x dalam waktu 4,5 jam

minyak 6 bbl dan air 3,2 bbl

Dipasang pompa dan started pump jack @ 12.55 jam, stroke test

300 psi / 3 strokes

Flow line pressure 40 psi, sumur berproduksi

kemballi

Okt-99 Penggantian pompa

C1 (1348 - 1352,5) mSwabbed lapisan C1 untuk evaluasi sebanyak 11x dalam waktu 2,5

jam dengan kedalaman swab 1280 m

minyak 50,4 bbl; air 35,82 bbl; dan minyak diesel

39,96 bbl

Started jack pump @ 12.00 jam, stroke test 200 psi / 8 strokes Flow line pressure 20 psi, sumur berproduksi

kembali

Mar-00 Sumur menghasilkan water cut 66,7 % tanpa ada produksi minyak

dan gas


Mei-05 Penggantian pompa

Started jack pump @ 18.28 jam, 1200 cbi, 8 spm, 74 sl, stroke test

pump 350 psi / 3 strokes

Flow line pressure 40 psi, sumur kembali

berproduksi

Mei-06 Pengantian pompa

Ada indikasi pump plunger tersangkut

2 ¼" them pump plunger dimasukkan ke dalam lubang sumur,

tubing string diturunkan sampai kedalaman 1643,94 m, 2½"x18'

them pump dimasukkan (terisi 2 liter pasir formasi), 4½" turbo

bailer dijalankan sampai kedalaman 1642,02 m, bailled sand

formation di kedalaman 1642,02 - 1645,02 m sebanyak 280x

Menghasilkan 15 liter pasir formasi dan air

Jun-06 Penggantian pompa

Swabbed sumur sebanyak 2x dengan kedalaman swab 1200 mwlm Menghasilkan 2,6 bbl crude oil (100% crude oil)

Started pump jack @01.15 jam, sumur berproduksi, built up

pressure 400 psi / 2 strokes

Flow line pressure 50 psi

Jul-06 Penggantian pompa

Swabbed sumur dalam 10.00 jam sebanyak 35x dengan kedalaman

swab 1275 mwlm

Menghasilkan 47,52 bbl fluida ( 31 bbl crude oil dan

16,25 bbl air)

Started pump jack @00.35 jam,built up pressure 400 psi / 3 strokes Flow line pressure 65 psi

Nop-07 Penggantian pompa

Started pump jack @11.00 jam,built up pressure 350 psi / 2 strokes Flow line pressure 25 psi, sumur kembali

berproduksi

Des-07 Pompa tersangkut

Dilakukan usaha untuk melepaskan pompa yang tersangkut

Des-07 Started pump jack @00.45 jam,built up pressure 350 psi / strokes Flow line pressure 30 psi, sumur kembali

berproduksi

Jan-08 Pompa tersangkut

Dilakukan usaha untuk melepaskan pompa yang tersangkut

Swabbed sumur dengan kedalaman 1250 mwlm (IFL 1107 m , FFL

1226 m)

Menghasilkan 35,64 bbl ( minyak 28,5 bbl dan air

7,14 bbl)

Flush bagian dalam tubing, pump barrel & PSN dengan air 8 bbl

2% KCL dan dijalankan 2¼" them pump plunger tandem dengan

standart valve

Started pump jack @01.10 jam,built up pressure 350 psi / 2 strokes Flow line pressure 55 psi, sumur kembali

berproduksi

(BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM)

Agust-83 12384,36 10699,63 1684,73

Okt-83 13441,49 11612,95 1828,54

Nop-83 16891,13 14593,32 2297,81

Des-83 14464,24 12496,57 1967,67

Jan-84 14561,43 12580,54 1980,89

Feb-84 12898,07 11143,46 1754,61

Mar-84 14815,76 12800,27 2015,49

Apr-84 10449,90 9028,33 1421,57

Mei-84 11003,87 9506,94 1496,93

Jun-84 11327,91 9786,90 1541,01

Jul-84 11159,21 9641,15 1518,06

Agust-84 10853,00 9376,59 1476,41

Sep-84 10854,95 9378,28 1476,67

Okt-84 11561,52 9988,73 1572,79

Des-84 7887,06 6814,13 1072,93

Jan-85 13726,80 11859,45 1867,35

Feb-85 6248,76 5398,70 850,06

Mar-85 7071,41 6109,44 961,97

Apr-85 7271,10 6281,96 989,14

Mei-85 7071,41 6109,44 961,97

Jun-85 7072,20 6110,12 962,08

Jul-85 7051,88 6092,57 959,31

Agust-85 7565,24 6536,09 1029,15

Sep-85 7233,30 6249,31 983,99

Okt-85 7101,17 6135,15 966,02

Nop-85 6307,80 5449,71 858,09

Des-85 6545,96 5655,47 890,49

Jan-86 6524,88 6524,88

Feb-86 5237,68 5237,68

Mar-86 5648,20 5648,20

Apr-86 4641,90 4641,90

Mei-86 4824,22 4824,22

Jun-86 3918,60 3918,60

Jul-86 4792,91 4792,91

Agust-86 4478,26 4478,26

Okt-86 4459,35 4459,35

Nop-86 3766,20 3766,20

Jan-87 3015,68 3015,68

Feb-87 2870,00 2870,00

Mar-87 3245,39 3245,39

Lampiran B


qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan Ca

qo

lapisan Cb

qo

lapisan DDateqo total


Apr-87 2811,60 2811,60

Mei-87 3314,83 3314,83

Jun-87 3346,20 3346,20

Jul-87 2937,25 2937,25

Agust-87 2320,35 2320,35

Sep-87 1104,00 1104,00

Okt-87 1052,76 1052,76

Nop-87 1985,10 1985,10

Des-87 1527,37 1527,37

Jan-88 2116,99 2116,99

Feb-88 484,30 484,30

Mar-88 767,25 767,25

Apr-88 1044,00 1044,00

Mei-88 2113,27 2113,27

Jun-88 1270,50 1270,50

Jul-88 1246,51 1246,51

Agust-88 1671,21 1671,21

Sep-88 742,20 742,20

Okt-88 1364,93 1364,93

Nop-88 1314,00 1314,00

Des-88 1280,30 1280,30

Jan-89 1348,50 1348,50

Feb-89 2387,28 2387,28

Mar-89 1553,41 1553,41

Apr-89 1478,10 1478,10

Mei-89 1673,07 1673,07

Jun-89 1698,30 1698,30

Jul-89 1437,16 1437,16

Agust-89 2885,79 2885,79

Sep-89 2371,20 2371,20

Okt-89 1176,14 1176,14

Nop-89 1195,20 1195,20

Des-89 2456,75 2456,75

Jan-90 2066,77 2066,77

Feb-90 1597,68 1597,68

Mar-90 1028,58 1028,58

Apr-90 1081,80 1081,80

Mei-90 1107,01 1107,01

Jun-90 2017,20 2017,20

Jul-90 2019,03 2019,03

Agust-90 2203,17 2203,17

Dateqo total

qo

lapisan Ca

qo

lapisan Cb

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan D

Lanjutan Alokasi Data Produksi (qo) Sumur TA-09 Lapangan "T"


Sep-90 3246,90 3246,90

Okt-90 2840,22 2840,22

Nop-90 2586,90 2586,90

Des-90 2976,62 2976,62

Jan-91 3119,84 3119,84

Feb-91 2710,96 2710,96

Mar-91 3006,38 3006,38

Apr-91 2589,60 2589,60

Mei-91 2794,65 2794,65

Jun-91 2792,70 2792,70

Jul-91 1474,98 1474,98

Agust-91 695,02 695,02

Sep-91 1779,90 1779,90

Okt-91 1364,93 1364,93

Nop-91 2418,00 2418,00

Des-91 2084,44 2084,44

Jan-92 2484,34 2484,34

Feb-92 2629,14 2629,14

Mar-92 3465,80 3465,80

Apr-92 3025,50 3025,50

Mei-92 3327,23 3327,23

Jun-92 2622,90 2622,90

Jul-92 2494,57 2494,57

Agust-92 2063,05 2063,05

Sep-92 1685,10 1685,10

Okt-92 1345,40 1345,40

Nop-92 1008,60 1008,60

Des-92 909,85 909,85

Jan-93 1377,33 1377,33

Feb-93 1370,60 1370,60

Mar-93 1346,02 1346,02

Apr-93 1572,60 1572,60

Mei-93 1195,98 1195,98

Jun-93 1132,20 1132,20

Jul-93 1006,26 1006,26

Agust-93 679,21 679,21

Sep-93 1313,70 1313,70

Nop-93 981,30 981,30

Feb-94 88,65 88,65

Mar-94 150,33 150,33

Apr-94 234,62 234,62

qo

lapisan C2

qo

lapisan D


Dateqo total

qo

lapisan Ca

qo

lapisan Cb

qo

lapisan C1

BOPM BOPM BOPM BOPM BOPM BOPM

Mei-94 700,00 700,00

Jun-94 546,29 546,29

Jul-94 816,60 816,60

Agust-94 584,44 584,44

Sep-94 898,85 898,85

Okt-94 1019,67 1019,67

Nop-94 541,82 541,82

Jan-95 145,93 145,93

Agust-95 17,89 17,89

Sep-95 125,58 125,58

Okt-95 26,83 26,83

Nop-95 6,00 6,00

Des-95 5,87 5,87

Jan-96 32,63 32,63

Jul-01 47,41 6,82 2,38 15,16 23,05

Agust-01 119,17 17,14 5,99 38,11 57,93

Sep-01 48,04 6,91 2,41 15,36 23,35

Jan-09 387,75 55,78 19,48 124,00 188,49

Feb-09 406,96 58,55 20,44 130,14 197,83

Mar-09 106,15 15,27 5,33 33,95 51,60

Apr-09 594,80 85,57 29,87 190,21 289,15

Mei-09 332,11 47,78 16,68 106,21 161,45

Jun-09 314,30 45,22 15,79 100,51 152,79

Jul-09 513,62 73,89 25,80 164,25 249,68


Dateqo total

qo

lapisan Ca

qo

lapisan Cb

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan D

(BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM) (BOPM)

Jan-85 5388,86 5388,86

Jun-91 37,16 37,16

Agust-91 108,12 108,12

Mar-92 84,16 84,16

Agust-96 188,79 188,79

Sep-96 239,13 239,13

Okt-96 201,38 201,38

Nop-96 289,48 289,48

Des-96 119,57 119,57

Jan-97 88,10 88,10

Feb-97 125,86 125,86

Mar-97 18,88 18,88

Apr-97 30,00 30,00

Mei-97 31,00 31,00

Jun-97 30,00 30,00

Jun-06 251,72 23,47 228,25

Jul-06 862,14 80,37 781,77

Agust-06 6,29 0,59 5,71

Mar-09 205,08 19,12 185,96

Apr-09 43,67 4,07 39,60

Lampiran B


qo lapisan

D

qo lapisan

E

qo lapisan

F

qo lapisan

JBulanqo total

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2


Jun-85 12420 12420

Jul-85 10416 10416

Agust-85 13392 13392

Sep-85 10380 10380

Okt-85 16430 16430

Nop-85 15420 15420

Des-85 16957 16957

Jan-86 16492 16492

Feb-86 13048 13048

Mar-86 15438 15438

Apr-86 15240 15240

Mei-86 15934 15934

Jun-86 11040 11040

Jul-86 15283 15283

Agust-86 15469 15469

Sep-86 15180 15180

Okt-86 15624 15624

Nop-86 14430 14430

Des-86 15996 15996

Jan-87 16275 16275

Feb-87 12628 12628

Mar-87 14601 14601

Apr-87 13680 13680

Mei-87 14663 14663

Jun-87 14190 14190

Jul-87 9362 9362

Agust-87 1581 1581

Sep-87 210 210

Okt-87 155 155

Apr-88 630 630

Mei-88 620 620

Apr-89 18960 18960

Mei-89 9083 9083

Jun-89 5310 5310

Jul-89 3813 3813

Agust-89 5177 5177

Sep-89 3750 3750

Okt-89 1240 1240

Mar-95 2387 2085,31 301,69

Apr-95 2310 2018,04 291,96

Lampiran B

Bulan

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan D


qo

lapisan F

qo

lapisan Jqo total


Mei-96 1829 1597,83 231,17

Jun-96 2370 2070,45 299,55

Jul-96 2666 2329,04 336,96

Agust-96 2449 2139,47 309,53

Sep-96 660 576,58 83,42

Okt-96 1488 1299,93 188,07

Nop-96 1290 1126,96 163,04

Des-96 961 839,54 121,46

Jan-97 124 108,33 15,67

Feb-97 112 97,84 14,16

Sep-99 180 2,01 155,49 22,50

Okt-99 217 2,43 187,45 27,12

Nop-99 1020 11,41 881,11 127,48

Des-99 682 7,63 589,14 85,23

Jan-00 620 6,94 535,58 77,49

Mar-00 0,75 0,01 0,65 0,09

Mei-05 843,26 9,43 728,44 105,39

Jun-05 836,97 9,36 723,01 104,60

Jul-05 780,33 8,73 674,08 97,52

Agust-05 471,98 5,28 407,71 58,99

Sep-05 484,56 5,42 418,58 60,56

Okt-05 490,85 5,49 424,02 61,35

Nop-05 509,73 5,70 440,33 63,70

Des-05 497,15 5,56 429,45 62,13

Jan-06 534,91 5,98 462,07 66,85

Feb-06 465,68 5,21 402,27 58,20

Mar-06 471,98 5,28 407,71 58,99

Apr-06 528,61 5,91 456,63 66,06

Mei-06 446,80 5,00 385,97 55,84

Jun-06 471,98 5,28 407,71 58,99

Jul-06 572,66 6,41 494,69 71,57

Agust-06 471,98 5,28 407,71 58,99

Sep-06 629,30 7,04 543,61 78,65

Okt-06 604,13 6,76 521,87 75,50

Nop-06 572,66 6,41 494,69 71,57

Des-06 402,75 4,51 347,91 50,33

Jan-07 610,42 6,83 527,30 76,29

Feb-07 641,89 7,18 554,49 80,22

Mar-07 377,58 4,22 326,17 47,19

Apr-07 396,46 4,43 342,48 49,55

Mei-07 453,10 5,07 391,40 56,63

Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"

Bulanqo total

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan D

qo

lapisan F

qo

lapisan J


Jun-07 358,70 4,01 309,86 44,83

Jul-07 453,10 5,07 391,40 56,63

Agust-07 390,17 4,36 337,04 48,76

Sep-07 314,65 3,52 271,81 39,32

Okt-07 333,53 3,73 288,11 41,68

Nop-07 195,08 2,18 168,52 24,38

Des-07 6,29 0,07 5,44 0,79

Jan-08 132,15 1,48 114,16 16,52

Feb-08 213,96 2,39 184,83 26,74

Mar-08 377,58 4,22 326,17 47,19

Lanjutan Alokasi Data Produksi Sumur TA-22 Lapangan "T"

Bulanqo total

qo

lapisan C1

qo

lapisan C2

qo

lapisan D

qo

lapisan F

qo

lapisan J

Data Water Oil Ratio dan Gas Oil Ratio Lapisan D

qo

Lapisan D

GOR

Lapisan D

Water Cut

Lapisan D

(BOPD) (SCF/STB) %

Mar-95 9,73 2531,17 4,85

Apr-95 9,42 2888,31 4,85

Mei-96 7,71 3169,49 5,18

Jun-96 9,66 2025,32 2,24

Jul-96 11,23 895,35 0,82

Agust-96 9,98 924,05 0,46

Sep-96 2,69 4250,00 3,95

Okt-96 6,72 2250,00 3,01

Nop-96 5,26 1476,74 3,73

Des-96 4,05 2183,87 4,64

Jan-97 0,51 7000,00 4,21

Feb-97 0,47 15200,00 4,21

Sep-99 0,73 5166,67 10,97

Okt-99 0,94 7085,71 11,04

Nop-99 4,11 2050,00 5,53

Des-99 2,84 2786,36 4,17

Jan-00 2,50 1210,00 2,88

Jul-01 0,77 0,00 48,24

Agust-01 1,87 0,00 47,75

Sep-01 0,75 0,00 48,08

Mei-05 3,51 2485,11 7,70

Jun-05 3,37 5351,45 7,83

Jul-05 3,25 7059,43 8,39

Agust-05 1,90 13970,44 8,16

Sep-05 1,95 13738,21 9,13

Okt-05 2,19 14323,61 8,83

Nop-05 2,05 12388,84 8,75

Des-05 2,07 11959,84 8,79

Jan-06 2,16 11359,03 8,83

Feb-06 1,94 9313,65 8,55

Mar-06 1,90 9996,72 8,35

Apr-06 2,13 8132,62 9,04

Mei-06 1,86 2303,48 9,05

Jun-06 9,27 2604,56 83,49

Jul-06 28,44 2490,12 62,42

Agust-06 2,09 4085,39 98,29

Sep-06 2,54 3303,67 9,24

Okt-06 2,70 3612,48 9,42

Nop-06 2,31 3389,43 9,76

Bulan

Lampiran D

Des-06 1,68 4941,50 10,38

Jan-07 2,46 2595,09 9,37

Feb-07 2,67 1801,57 9,46

Mar-07 1,52 3456,49 10,91

Apr-07 1,60 3654,85 10,81

Mei-07 1,89 3509,85 10,38

Jun-07 1,45 4215,21 10,71

Jul-07 1,89 3503,01 10,53

Agust-07 1,57 4060,07 10,62

Sep-07 1,27 4433,50 10,85

Okt-07 1,44 3596,99 10,97

Nop-07 0,79 2045,28 10,76

Des-07 0,03 492,61 11,46

Jan-08 0,53 2674,17 11,28

Feb-08 0,89 4147,47 11,36

Mar-08 1,52 1083,74 10,57

Jan-09 6,08 0,06 47,28

Feb-09 7,07 1996,36 46,40

Mar-09 7,66 2303,76 131,22

Apr-09 10,96 1361,95 126,48

Mei-09 5,21 2528,29 46,62

Jun-09 5,09 2501,98 46,38

Jul-09 8,05 1595,61 44,50

penentuan cadangan minyak sisa dengan metode decline curve p

Documents