Gas Field Gas Field DevelopmentDevelopment

Dari eksplorasi didapat oil & gasDari eksplorasi didapat oil & gasBila oil yg didapat , perlu ditinjau :Bila oil yg didapat , perlu ditinjau :

- ekonomi- ekonomi- physically- physicallySelain faktor ekonomi a/ market, jika kita dapat minyak dapat lansung Selain faktor ekonomi a/ market, jika kita dapat minyak dapat lansung diproduksikan, tetapi bila gas yg kita dapat, maka selain perlu ditinjau diproduksikan, tetapi bila gas yg kita dapat, maka selain perlu ditinjau secara ekonomi juga market ( pemasaran) termasuk transportasi(pipeline).secara ekonomi juga market ( pemasaran) termasuk transportasi(pipeline).Pada produksi minyak dapat dikembangkan scara gradually tetapi pada gas Pada produksi minyak dapat dikembangkan scara gradually tetapi pada gas tidak karena didlm prjajnian sudah ada, misal batasnya 10 MMMSCF / tidak karena didlm prjajnian sudah ada, misal batasnya 10 MMMSCF / D.Maka sebelum dicapai ini belum diproduksikan,yaitu :D.Maka sebelum dicapai ini belum diproduksikan,yaitu :Qc = rate contract = 10 MMMSCFD harus dicapai dulu segala fasilitas Qc = rate contract = 10 MMMSCFD harus dicapai dulu segala fasilitas sehingga oil tdk tergantung pada kontrak jual beli, sedang gas tergantung sehingga oil tdk tergantung pada kontrak jual beli, sedang gas tergantung kontrak jual beli. kontrak jual beli. Untuk optimasi lapisan selalu tergantung pada type karakteristik lapisan Untuk optimasi lapisan selalu tergantung pada type karakteristik lapisan tersebut sepanjang lapisan tersebut dpt menjamin dengan pemasaran gas tersebut sepanjang lapisan tersebut dpt menjamin dengan pemasaran gas tersebut.tersebut.

Parameter yg digunakan sepertiParameter yg digunakan seperti : :- nature gas reserve- nature gas reserve- well productivity- well productivity- producton rate vs pipe pressure- producton rate vs pipe pressure

Depletion dr natural gas merupakan faktor utama Depletion dr natural gas merupakan faktor utama dalam menentukan pola pengmbangan lapangan & dalam menentukan pola pengmbangan lapangan & kenyataannya tergantung jg pada GAS SALES CONTRACT kenyataannya tergantung jg pada GAS SALES CONTRACT dimana adanya COUNTED GAS RESERVE dan MARKETdimana adanya COUNTED GAS RESERVE dan MARKET

Pertimbangan yg harus diperhatikan mengenai gas supply Pertimbangan yg harus diperhatikan mengenai gas supply pd masa yg akan datang adalah :pd masa yg akan datang adalah : Prediksi dari delivery rate bagi sejumlah sumur di lapangan u/ dapat ditransfer ke Prediksi dari delivery rate bagi sejumlah sumur di lapangan u/ dapat ditransfer ke

tempat pengolahan. tempat pengolahan.

Dalam melaksanakan gas supply dapat digambarkan sbb :Dalam melaksanakan gas supply dapat digambarkan sbb :

12

3 4

Mungkin + compressorMungkin + compressor

1.1. Gas flow through porous mediaGas flow through porous media2.2. Gas flow through well stringGas flow through well string3.3. Gas flow through gas gathering and processing equipmentGas flow through gas gathering and processing equipment4.4. Gas flow through an auxilliary pipe line to delivery pointGas flow through an auxilliary pipe line to delivery point

reservereserve Tergantung pd hasil eksplorasi, terutama didapat kontur hasil seismic & peta

geologi. Maka akan memberikan suatu langkah perencanaan explorasi selanjutnya. Pemboran beberapa sumur sampai mendapatkan kepastian u/ pengembangan lapangan tersebut.

Dari data seismic & hasil pemboran, dibuat sructure map, selanjutnya perkiraan GIIP.Data yg diperlukan :- Vb- Ø- Sw- Fluid Characteristic

Hasil perhitungan scara volumetrik memberikan cadangan pasti (probable), possible pd P & T reservoir dan P&T standard ( 14.7 psia & 60°F)

Sekali lagi dijelaskan ekonominya tersebut tergantug pada market gas tersebut saat itu dan besar reserve maksimum yang dapat diambil.

RESERVOIR PERFORMANCE

Besar/kecil gas yang dapat diambil tergantung pada ulah reservoir itu sendiri sehingga drive mechanism sangat menentukan cadangan gas.Untuk close gas reservoir hampir 80% gas dapat diambil sedangkan pada water drive hampir 60 -80% saja dan tergantung pada tingkatan water drive itu sendiri. Hal ini terlihat pada gambar dibawah ini :

Mungkin saja recovery gas dapat diproduksikan sampai abandon pressure, tapi hasil penjualan Mungkin saja recovery gas dapat diproduksikan sampai abandon pressure, tapi hasil penjualan lebih rendah dari operating cost(penjualan/pendapatan lebih kecil dari operasi cost)lebih rendah dari operating cost(penjualan/pendapatan lebih kecil dari operasi cost)

Dalam water drive reservoir tidak semua gas gas didorong oleh air, sehingga ada gas tersisa Dalam water drive reservoir tidak semua gas gas didorong oleh air, sehingga ada gas tersisa dlm reservoir.Sehingga pada residual gas 40 %, maka gas yg tercover < 60 %.dlm reservoir.Sehingga pada residual gas 40 %, maka gas yg tercover < 60 %.

Untuk WWD kemungkinan recovery gas lebih banyak karena gas terdisplace secara perlahan- Untuk WWD kemungkinan recovery gas lebih banyak karena gas terdisplace secara perlahan- lahan sehingga lebih baik.lahan sehingga lebih baik.

Tingkat kekuatan water drive tergantungTingkat kekuatan water drive tergantung- permeability- permeability K >> flow gas >> K >> flow gas >> SWD SWD K << flow gas << K << flow gas << WWD WWD-size reservoir -size reservoir reservoir gas >> reservoir gas >> water drive water drive reservoir kecil << reservoir kecil << weak water drive weak water drive reservoir gas << reservoir gas << terjadi strong water terjadi strong water- time factor- time factor Bila rate gas naik Bila rate gas naik jumlah dicapai pd short periode jumlah dicapai pd short periode WW WW Bila rate gas turun Bila rate gas turun adanya SWD adanya SWDBoleh high rate tetapi tekanan dijaga agar selalu mendorong gas dengan baik Boleh high rate tetapi tekanan dijaga agar selalu mendorong gas dengan baik WWD WWD

OPTIMUM FIELD DEVELOPMENTOPTIMUM FIELD DEVELOPMENT

Pola pengembangan dari reservoir gas yang yang Pola pengembangan dari reservoir gas yang yang didasarkan optimum production rate dapat dijelaskan didasarkan optimum production rate dapat dijelaskan sebagai berikut :sebagai berikut :- berapa besar pendapatan nilai kontrak yang - berapa besar pendapatan nilai kontrak yang diperoleh diperoleh - berapa besar biaya pengembangan :- berapa besar biaya pengembangan :

* pemboran* pemboran* fasilitas produksi* fasilitas produksi* fasilitas penunjang,dll* fasilitas penunjang,dll

Dari hasil tersebut dpt diperkirakan apakah profitable Dari hasil tersebut dpt diperkirakan apakah profitable untuk dikembangkan suatu industri. untuk dikembangkan suatu industri.

to = time to discover field (pengembangan lajunya, gathering sistem, pemboran, block station,pipeline)

to – t1 = pengembangan lapangan untuk naik produksi dari Q- Qg samadengan Qc

qc = produksi rate contractqg > qc = adanya loss

adanya own use menjamin safety factor(kurang lebih 25 %), mencegah

human errort1 = qg > qct2 = harus menaikkan qg atau qc yaitu dengan pengembangan lagi (infill drilling) tetapi syaratnya (pasang kompresor, ganti fasilitas produksi), harus ekonomi intensive, yaitu maksimum harga dari present value proyek daripada penerimaan hasil kontrak.

Setelah t3 biarkan alamiah decline sampai t4 sesuai dengan kapasitas sumur sumur faktor lain yang mempengaruhi production problem :- sand problem- emulsi problem- wax peoblem-water/gas coning- scale problemDari hasil pengamatan dapat dibuktikan bahwa, Gp tergantung dari :- jumlah sumur bor- life time produksi sumur tsbt.

Gp = f ( N,t )N = jumlah sumur di bort = life time produksi

Untuk membuat simulasi sumur tersebut perlu diasumsi sebagai berikut :1. Bila production gas tsb terbatas (infinite) Gp = G, sehingga tak tergantung pd jumlah sumur2. Semua sumur punya karakteristik sama tetapi asumsi sulit

dilakukan

Pada hukum ekonomi :PROFIT = SELLING PRICE – COST

Jadi :Profit = Total Income – cost to drill – cost production fast

Maka :Profit = P{(f(N,t) –NCd –Nt . Cp}Dimana :

P = gross incomeN = number of production of wellCp = cost production fasility + tax per unit productiont = length of production timeCd = cost to drill well ( cost per meter)

Cara teoritis semua karakteristik/reservoir yang sama, tetapi kenyataannya tidak demikian karena banyak terdapat banyak reservoir sehingga untuk cost to driil 1 well,cocok untuk kondisi 1 reservoir, jadi untuk Cd ditulis :NiCdi banyak reservoirNtiCpi lifetime tidak sama

Bila digambarkan sebagai berikut :

Untuk menggambarkan pendapatan gas pertahun perlu dibuat grafik produksi decline.Continue eksponential Untuk menggambarkan pendapatan gas pertahun perlu dibuat grafik produksi decline.Continue eksponential declinedecline McCray McCray

Q = Qi – Gp/aQ = Qi – Gp/a Dimana :Dimana :

GP = gas cumulation during timeGP = gas cumulation during timeQ = production rate time, tQ = production rate time, tQi = initial production rateQi = initial production ratea = eksponential decline constanta = eksponential decline constant

Untuk 1 well :Untuk 1 well :

Qi well = Qi well - Gp/aQi well = Qi well - Gp/a1 1

Untuk n well Untuk n well Qi field = Qi field – Gp/(ai/n)Qi field = Qi field – Gp/(ai/n)

Atau :Atau :N Qi well = N Qi well – Gp/(ai/n)N Qi well = N Qi well – Gp/(ai/n)N Qi field = N Qi field – Gp/(ai/n)N Qi field = N Qi field – Gp/(ai/n)

Jadi :Jadi :Gp = Qi/N ( Qi – Q)Gp = Qi/N ( Qi – Q)Gp = ai/N Qi(1 – Q/Qi)Gp = ai/N Qi(1 – Q/Qi)

Eksponential decline Eksponential decline Q = Qi e Q = Qi e –t/a –t/a = Qi e = Qi e N t/ai) N t/ai)

Gp = ai/N QiGp = ai/N Qi( 1- e –Nt/ai)( 1- e –Nt/ai)

Bila t =Bila t = , mak a ;Gp = GIIP = ai/N Qi , mak a ;Gp = GIIP = ai/N Qiatau Gp = GIIP (1- e atau Gp = GIIP (1- e –N –N ta/aita/ai))))

Pada abandon presure :Pada abandon presure :Gpa = GIIP ( 1- e Gpa = GIIP ( 1- e –N ta/ai)–N ta/ai)

Profit Profit f ( N, t) f ( N, t)

Profit = P {(GIIP)( 1-e –N ta/ai)} - N Cd – NtaCp

Untuk max. profit, maka :d profit / d N = 0

d profit /d n = p (GIIP) (ta/a) e – Nta/ai – Cd – ta Cp = oRecovery factor = Eg

Eg = commulative gas production x 100 %GIIP

Q field = Qi field –Gp = Qi field – Gp/(ai/n) a field

Maka dari grafik Q vs Gp , diperoleh negatif slope.m = - 1/a field = - N/aiQa field = Qi field e –N ta/ai

Gp

Q

Profit (discounted)

= P9GIIP) (1-P N ta/ai) (D F1) – N Cd – N ta Cp (DF2 )

dimana : Cd = dihitung pada tB

Cp = dipresent value pada toDF1 = untuk faktor ½ tahun (semiannualy)DF2 = untuk factor 1 tahun (annually)

DF1 = {(1-r)/(1-rt)} {(1-i)0.5 – rt(1-i)t-0.5/1-r-i}

= e -1/2 = e –N/ai

YEARYEAR PRODUCTIONPRODUCTION PRICEPRICE 1BSCF1BSCF

INCOME INCOME TOTALTOTAL

11 GIIP(1-P GIIP(1-P Nta/aiNta/ai)= 1 )= 1 BSCFBSCF

22 GIIP(1-P GIIP(1-P Nta/aiNta/ai)= 1 )= 1 BSCFBSCF

33 GIIP(1-P GIIP(1-P Nta/aiNta/ai)= 1 )= 1 BSCFBSCF

44 GIIP(1-P GIIP(1-P Nta/aiNta/ai)= 1 )= 1 BSCFBSCF

A

COST PRICECOST PRICE

YEARYEAR DRILLDRILL PRODPRODFASILITIESFASILITIES

OPERATING OPERATING COSTCOST

11 a1a1 b1b1

22 a2a2 b2b2

33 a3a3 --

B

PLANNING X DEVELOPMENT FIELDNo. JUSTIFICATION YEAR

1 2 3 4 5 6

1 Explorasi

2 BOR# R1

BOR#R2

BOR#R3

3 PROD FASILITIES

PROD MATERIAL

PROD CONSTURCTION

PROD TEST PROD

4 TRANSPORTATION

-PIPELINE

-CONTRUCT

-TEST

5 AWAL TEST

5a FASILITIES PERUM

6 SALE

Gas Gas PProduction roduction SSchematicchematicDeliverabilty Deliverabilty kemampuan dari pada reservoir untuk dapat memproduksi sesuia kemampuan dari pada reservoir untuk dapat memproduksi sesuia dengan yang diperlukan sepanjang tidak menggangu reservoir dengan yang diperlukan sepanjang tidak menggangu reservoir tsb.tsb.

Dengan dehDengan dehyyration unit. Gas menjadi liquid ditampung dalam ration unit. Gas menjadi liquid ditampung dalam tanah sedangkan gasnya dialirkan melalui pipa untuk dijual, bila tanah sedangkan gasnya dialirkan melalui pipa untuk dijual, bila tekanan sampai delivery point tidak cukuptekanan sampai delivery point tidak cukup

PrPrPw

Pt

COMPRESSION Storage

Maka perlu compressor station untuk menjamin Maka perlu compressor station untuk menjamin jjumlah gas yang dibutuhkan untuk massa yang umlah gas yang dibutuhkan untuk massa yang akan datang maka gas yang di bakar di simpan akan datang maka gas yang di bakar di simpan dalam reservoir dalam reservoir Reservoir deliverability Reservoir deliverability Untuk mencari berupa besar gas deliverability Untuk mencari berupa besar gas deliverability untuk tiap reservoir perlu diperkirakan dulu untuk tiap reservoir perlu diperkirakan dulu berapa besar angka exponen, bagi tiap – tiap berapa besar angka exponen, bagi tiap – tiap sumur yang diproduksikan dari reservoir yang sumur yang diproduksikan dari reservoir yang sama, tetapi kadang-kadang harga n adalah sama, tetapi kadang-kadang harga n adalah constant untuk seluruh lapangan koefisien c constant untuk seluruh lapangan koefisien c adalah tergantung dari :adalah tergantung dari :

Radius drainge Radius drainge Formation damage Formation damage Lhithologi Lhithologi Degree effectieness completions Degree effectieness completions Sehingga harga c adalah merupakan suatu Sehingga harga c adalah merupakan suatu

bilangan variabel kadan-kadang harga c dari bilangan variabel kadan-kadang harga c dari suatu sumur tergantung dari pada waktu suatu sumur tergantung dari pada waktu

Jika n = c , maka Jika n = c , maka Q Res = C Res ( PeQ Res = C Res ( Pe22 – Pwf – Pwf22))

Dimana : Dimana : Pe = reservoir pressure Pe = reservoir pressure Pwf = bottom hole flowing pressurePwf = bottom hole flowing pressureCres = Cres =

Dimana C Res = C1 + C2 + C3 +.......Dimana C Res = C1 + C2 + C3 +.......Ci Ci = Coeficient of Well= Coeficient of WellNN = Number of Well= Number of WellCCAveAve = =

n

i

Ci1

n

i mCi

1

Maka : q res = n q res Maka : q res = n q res dalam kenyataan harga c n adalah tidak constan dalam kenyataan harga c n adalah tidak constan ( fig 12, 9 chi ) untuk mendapatkan weight ( fig 12, 9 chi ) untuk mendapatkan weight average dari pada bpt, maka perlu dicari berapa average dari pada bpt, maka perlu dicari berapa besar total flow yang selanjutnya dapat dicari q besar total flow yang selanjutnya dapat dicari q ave, harga c dan n dapat dicari dengan ave, harga c dan n dapat dicari dengan mendapatkan ( pe2 – pwf2 )mendapatkan ( pe2 – pwf2 )

Pe2 – Pwf2 =1. Q1= A

Q2= BQ3= C

2. Q1’ = A’Q2’ = B’Q3’ = C’

Q average = C( Pe12 – Pwf1

2)n

Q average = C( Pe22 – Pwf2

2)n

Dengan mengunkan Bi log paper dapat dicari harga N dan CJika Cres = Nc averageMaka : Qres = Cres( Pe2 – Pwf2)n

Analog dengan : Q max. del = C( Pts2 – Ptf2)n

Bila dalam satu lapangan diketahui :- Well size- Wel depth- Well temperatur- Gas gravityMaka dapat dicari berapa besar static pressure gradient dan flowing pressure gradient(fig. 12.10

CHIKOKU)

Pwf = Ptf + 14.4 + gradient flowing wellPwir= Pti + 14.4 + gradient flowing gradient + gradient atmosfir at no flow pada saat injeksi

Q average = A+ B + C3

Q average = A’+ B’ + C’3

Untuk merubah persamaan- persamaan yang menggunakan flow dan static pressure menuju ke kondisi surface (well head pressure, shot in dan flowing pressure), dlm BPT ditentukan dengan menggunakan rumus terdahulu.CONVERT :

Reservoir static pressure well pressure1. rule of tumb2. Pe = Pts e 0.01875 GH/ZT3. grafik4. table integral5. dP

Untuk flowing pressure1. ingat press. Energi balance2. Pe = f(Xs, T,P)3. Xs = 4. lihat (fig. 12.11, CHIKOKU)

Dalam menentukan deliveribility harus diperhitungkan :- reservoir Pe, reservoir- Well production equipment- Gathering systemmanifold,separator,scrubber,dst- Vehidration plant proses pemisahan- Transportasi s/d delivery point compresor station

Makimum deliverability harus senentiasa memperhitungkan ke 6 hal tersebut. Maksimum del.well rate telah dihitung dengan teliti denagn memperhitungkan hal tsbt diatas dan

pengalaman yang telah dilakukan pada lapangan- lapangan sebelumnya.

Bila observation well pressure dilampau maka kemungkinan adanya air yang menyusup ke dalam reservoir yang mengakibatkan menurunnya deliveribility point.Bila del. Suatu sumur akan menjalani suatu penurunan, mala del. Lapangan pun akan menjalani penurunan deliveribility.Hal ini harus diperhatikan karena adanya harus dipertimbangkan hal baru, seperti :

- In fill drilling- Work over

Penambahan sumru baru sebaiknya tidak pada high productivityreservoir, hal st akan menyebabkan penurunan tekanan yang tajam dan menambah cepatnya drainage rate. Jadi sebetulnya pada high production zone diperlukan penambahan sumur baru supaya dapat memberikan konstribusi yg dp menjadikan maximum peak pd production disamping dipikirkan pola fasilitas yg memadai.

Well spacing Well spacing Dasar dari isochronal tes prosedur adalah radius Dasar dari isochronal tes prosedur adalah radius

drainage reservoir yang dianggap sama dari drainage reservoir yang dianggap sama dari setiap flowpoint. Jadi per 30 menit sesuai setiap flowpoint. Jadi per 30 menit sesuai dengan sepanjang radiusss drainage stabilized dengan sepanjang radiusss drainage stabilized time curve memberikan slope yang sama time curve memberikan slope yang sama seperti short time curve, akan tetapi pada short seperti short time curve, akan tetapi pada short time curve memberikan rate prodution yang time curve memberikan rate prodution yang kecil kecil

Berubahnya well spacing maka berubah pula Berubahnya well spacing maka berubah pula koefisien pada bbt tetapi harga n tidak koefisien pada bbt tetapi harga n tidak berubah.berubah.

n

AdAd

rwrd

rwrd

cic

1

21

1

2472.0

ln

472.0ln

n

NN

rwrd

rwrd

cic

2

11

1

2472.0

ln

472.0lnatau

DDimana :imana : Ad1 = drainage area perwell for case 1, ftAd1 = drainage area perwell for case 1, ft Ad2 = drainage area perwell for case 2, ftAd2 = drainage area perwell for case 2, ft N1 = number of well in field for case 1N1 = number of well in field for case 1 N2 = number of well in field for case 2 N2 = number of well in field for case 2 rd1= drainage radius of well for case 1 ft.rd1= drainage radius of well for case 1 ft. rw = well bore radius , ftrw = well bore radius , ft rd2= drainage radius of well for case 2, ftrd2= drainage radius of well for case 2, ft c1= backpressure equation coefisient for cased c1= backpressure equation coefisient for cased

11 c2= backpress. Equation coefisient for case 2c2= backpress. Equation coefisient for case 2

Kemungkinan diperlukan menggunakan 2 area Kemungkinan diperlukan menggunakan 2 area dan dipergunakan :dan dipergunakan :System desingSystem desingCompresor station Compresor station PlantPlantDeliverability pointDeliverability point

Jadi deliverability system well spacing Jadi deliverability system well spacing memegang peran yang penting (fig 12.13, chi )memegang peran yang penting (fig 12.13, chi )

EQUIPMENT CAPACITY EQUIPMENT CAPACITY LIMITATIONLIMITATION

Equipment capacity limitation dalam gas production system, element – element penting meliputi :

Flow through porous media ( horizontal flow Flow through porous media ( horizontal flow in reservoir )in reservoir )

∆∆p = pe – pwf p = pe – pwf Flow through production string Flow through production string ∆ ∆ p = pwf – ptfp = pwf – ptf

Tubing or casing capacityTubing or casing capacity : :

Q = 200000 Q = 200000 (D(D55 (Pwf (Pwf22 e e55 Ptw Ptw22)s) )s) 0,50,5

(G T Z F H (e(G T Z F H (e55 1)) 1)) 0.50.5

Dimana : Dimana : Q = gas flow rate , cfd (14,65 psia, 60FQ = gas flow rate , cfd (14,65 psia, 60FZ = gas deviation factor Z = gas deviation factor T = arithmatic average of bottom hole and well head press, RT = arithmatic average of bottom hole and well head press, RF = moody fraction factor F = moody fraction factor G = gas specifik grafity G = gas specifik grafity D = flow string diameter, inD = flow string diameter, inPwf = flowing bottom hole pressure, psiaPwf = flowing bottom hole pressure, psiaPtw = flowing well head pressure, psia Ptw = flowing well head pressure, psia S = 2 gh S = 2 gh H = difference in elevation between ptf and pwf, ft H = difference in elevation between ptf and pwf, ft

Dimana : Dimana : Rd1 = draingnage area per well for case 1 ftRd1 = draingnage area per well for case 1 ftRd2 = draingnage area per well for 2, ft Rd2 = draingnage area per well for 2, ft N1 = number of well in field for case 1N1 = number of well in field for case 1N2 = number of well in field for case 2N2 = number of well in field for case 2Rw = well bore radius, ft Rw = well bore radius, ft Rd2 = drainage radius of well for case 2, ft Rd2 = drainage radius of well for case 2, ft C1 = back pressure equation coefisien for case 1C1 = back pressure equation coefisien for case 1C2 = back pressure equation coefisien for case 2C2 = back pressure equation coefisien for case 2

Flow through surface facilities ---Flow through surface facilities --- gathering system gathering system ∆ ∆ p = ptw – p suction p = ptw – p suction Compressor in the station Compressor in the station P suction td p discharge P suction td p discharge Flow through to pipe lineFlow through to pipe lineP disch --P disch -- pl pl

n

NN

rwrd

rwrd

cic

2

11

1

2472.0

ln

472.0ln

Produksi tidak tergantung pada capacity Produksi tidak tergantung pada capacity reservoir, tetapi juga pada tubing separator, reservoir, tetapi juga pada tubing separator, dehyration, meter run to pipe line, flow line, dan dehyration, meter run to pipe line, flow line, dan lain-lain.lain-lain.Salah satu pressure drop ( Salah satu pressure drop ( ∆p ) adalah ∆p ) adalah merupakan kesatuan dari equipment dan fungsi merupakan kesatuan dari equipment dan fungsi dari flow rate.dari flow rate.Production rate lebih banyak dari pada capacity Production rate lebih banyak dari pada capacity equipment dari pada capacity reservoir ( fig equipment dari pada capacity reservoir ( fig 12,14 ,chi )12,14 ,chi )

FFLow line capacity -Low line capacity - wey mouth eq wey mouth eqQ H = Q H = 18,062 Tb18,062 Tb ( ((P1(P122 – P2 – P222) D ) D 16/316/3) ) 0.50.5

Pb (G T L Z ) Pb (G T L Z ) 0.50.5 AtauAtauQ H = Q H = 433.49 Tb433.49 Tb ( ((P1(P122 – P2 – P222) D ) D 16/316/3) ) 0.50.5

Pb (G T L Z ) Pb (G T L Z ) 0.50.5

Q H = Q H =

Dimana : Dimana : D = internal diameter of line, inD = internal diameter of line, inH,t = base temprature and flowing temp H,t = base temprature and flowing temp D1,d2 = base pressure and pressure at paint D1,d2 = base pressure and pressure at paint G = gas specifik gravity G = gas specifik gravity L = flow line lengthL = flow line lengthZ = average z between Z = average z between Qh = gas flow rate Qh = gas flow rate Q = gas flow rate Q = gas flow rate

PsocPtfK

2

Compresor capasityCompresor capasityHp = 0.08578 Hp = 0.08578 K K Tsuc Zsuc ( (Pdis/Psuc) Tsuc Zsuc ( (Pdis/Psuc) Kc-Vc Kc-Vc - 1)- 1) K-1K-1

Dimana : Dimana : K = cp/cu for the gas at suction conditions K = cp/cu for the gas at suction conditions Zswc = gas deviation factor for the gas at suction condition Zswc = gas deviation factor for the gas at suction condition Tsuc = suction temprature , r Tsuc = suction temprature , r P suc = suction pressure P suc = suction pressure Pdis = discharge pressure Pdis = discharge pressure Compressor adalah untuk memaparkan gas dari tekanan rendah ke tekanan Compressor adalah untuk memaparkan gas dari tekanan rendah ke tekanan tinggi tinggi Perbedaan pengertian sering terjadi antara I let compresion station dengan Perbedaan pengertian sering terjadi antara I let compresion station dengan compresor suction pressure compresor suction pressure Tekanan manifold station ini yang terakhir adalah sebagai first stoge cylinder Tekanan manifold station ini yang terakhir adalah sebagai first stoge cylinder in takein take

In take pressure = in let pressure -In take pressure = in let pressure - suction suction

Pipe line capacity --Pipe line capacity -- panhandle eq panhandle eqQ = 435.87 E (Tb/Pb)Q = 435.87 E (Tb/Pb)1.078811.07881((P1((P122-p2-p222)/(TLZ)))/(TLZ))0.53940.5394

(1/G)(1/G)0.46040.4604 D D 2.61822.6182

Dimana : e = pipe line efficienty factor Dimana : e = pipe line efficienty factor Contoh Contoh 1.1. marketmarket2.2. Pola development Pola development 3.3. Pelaksanaan Pelaksanaan 4.4. ekonomi analysis ekonomi analysis

Pola Pengembangan Pola Pengembangan SumurSumur

Problem sebenarnya dalam memproduksi gas pada Problem sebenarnya dalam memproduksi gas pada formasi dengan cara yang ekonomis dapat diselesaikan formasi dengan cara yang ekonomis dapat diselesaikan dengan dengan memodelkan memodelkan pengeboran dan produksi. Beberapa pengeboran dan produksi. Beberapa pertanyaan yang harus dijawab adalah: berapa pertanyaan yang harus dijawab adalah: berapa banyak banyak sumur yang diperlukan, kapan seharusnya mereka dibor, sumur yang diperlukan, kapan seharusnya mereka dibor, berapa yang harus diproduksi dalam satu sumur? Untuk berapa yang harus diproduksi dalam satu sumur? Untuk menjawab pertanyaan tersebut beberapa tes produksi menjawab pertanyaan tersebut beberapa tes produksi harus dijalankan pada saat penemuan sumur pertama kali. harus dijalankan pada saat penemuan sumur pertama kali. Hasil pertama ini akan menjadi acuan untuk sumur-Hasil pertama ini akan menjadi acuan untuk sumur-sumur berikutnya di masa yang akan datang.sumur berikutnya di masa yang akan datang.

Daur masa produksi biasanya digambarkan dengan Daur masa produksi biasanya digambarkan dengan grafik dibawah inigrafik dibawah ini

Pada saat t0 itu adalah saat dimana sumur telah ditemukan Pada saat t0 itu adalah saat dimana sumur telah ditemukan dan sistem pengumpul dan sistem pemipaan harus sudah dan sistem pengumpul dan sistem pemipaan harus sudah tersedia untuk dapat mengalirkan gas dari lapangan ke pasar tersedia untuk dapat mengalirkan gas dari lapangan ke pasar sebelum gas produksi dapat dimulai.sebelum gas produksi dapat dimulai.

Well SpacingWell SpacingDasar dari prosedur isokronal test adalah Dasar dari prosedur isokronal test adalah bahwa radius pengurasan adalah sama untuk bahwa radius pengurasan adalah sama untuk setiap titik alir. Dalam hal ini isokronal tes setiap titik alir. Dalam hal ini isokronal tes dilakukan selama 30 menit. Kurva dilakukan selama 30 menit. Kurva kestabilan kinerja akan mempunyai slope kestabilan kinerja akan mempunyai slope yang sama dengan kurva waktu tetapi laju yang sama dengan kurva waktu tetapi laju alir akan berubah menjadi kecil tergantung alir akan berubah menjadi kecil tergantung dari radius pengurasan dibawah kondisi dari radius pengurasan dibawah kondisi operasioperasi

Dari persamaan Tek. Grove and Poettmann:

Dimana:

Dimana:rd1 = radius pengurasan dari sumur pertama untuk kasus 1, ft

rd2 = radius pengurasan dari sumur pertama untuk kasus 2, ftrw = radius lubang bor, ftC1 = persamaan koefisien back-pressure untuk kasus 1C2 = persamaan koefisien back-pressure untuk kasus 2

Maka radius pengurasan dapat diprediksi dengan:

Dimana :t = waktu alir, jamk = permeabilitas formasi, mdp = tekanan aliran rata-rata di reservoir, psiaØ = porositas formasi, fraksiμ = viskositas gas, cp

EQUIPMENT EQUIPMENT CAPACITY CAPACITY

LIMITATIONLIMITATION

Deliverability gas well tidak hanya bergantung dari Deliverability gas well tidak hanya bergantung dari kemampuan reservoir untuk berproduksi. Produksi dari kemampuan reservoir untuk berproduksi. Produksi dari

reservoir harus melewati tubing, separator, dehidrator, meter reservoir harus melewati tubing, separator, dehidrator, meter run, flow line, hingga pipeline. Beberapa penurunan tekanan run, flow line, hingga pipeline. Beberapa penurunan tekanan

disebabkan oleh salah satu bagian dari peralatan tersebut, dan disebabkan oleh salah satu bagian dari peralatan tersebut, dan penurunan tekanan merupakan fungsi dari laju alir. Pada penurunan tekanan merupakan fungsi dari laju alir. Pada

beberapa kasus, laju produksi lebih dipengaruhi oleh beberapa kasus, laju produksi lebih dipengaruhi oleh keterbatasan dari kapasitas peralatan dari pada kemampuan keterbatasan dari kapasitas peralatan dari pada kemampuan

reservoir untuk berproduksi.reservoir untuk berproduksi.

Kurva dari kemampuan reservoir Kurva dari kemampuan reservoir menunjukkan deplesi atau tekanan menunjukkan deplesi atau tekanan reservoir eksternal, pe, dan kurva reservoir eksternal, pe, dan kurva

kapasitas dari peralatan menunjukkan kapasitas dari peralatan menunjukkan pengesetan peralatan dan tekanan pengesetan peralatan dan tekanan

pipeline. Kurva tersebut menggambarkan pipeline. Kurva tersebut menggambarkan bahwa tekanan alir dasar sumur dapat bahwa tekanan alir dasar sumur dapat meningkat, laju alir dari reservoir akan meningkat, laju alir dari reservoir akan

menurun, sementara aliran yang melewati menurun, sementara aliran yang melewati peralatan akan meningkat. Pada aliran peralatan akan meningkat. Pada aliran yang lemah, laju alir akan dibatasi oleh yang lemah, laju alir akan dibatasi oleh

kapasitas dari flow equipment. kapasitas dari flow equipment. Selanjutnya, dapat dikatakan bahwa Selanjutnya, dapat dikatakan bahwa

reservoir akan berproduksi pada suatu reservoir akan berproduksi pada suatu laju yang melebihi dari kapasitas laju yang melebihi dari kapasitas

peralatan.peralatan.

Untuk pengesetan peralatan, tekanan Untuk pengesetan peralatan, tekanan pipeline, dan keadaan dari deplesi pipeline, dan keadaan dari deplesi

reservoir ada laju maksimum yang akan reservoir ada laju maksimum yang akan dihasilkan, hal ini ditunjukkan dengan dihasilkan, hal ini ditunjukkan dengan adanya titik potong antara dua kurva. adanya titik potong antara dua kurva.

Pada titik ini, aliran reservoir Pada titik ini, aliran reservoir mengakibatkan tekanan alir dasar sumur mengakibatkan tekanan alir dasar sumur

yang disesuaikan dengan penurunan yang disesuaikan dengan penurunan tekanan yang dibutuhkan untuk mengalir tekanan yang dibutuhkan untuk mengalir melewati peralatan produksi pada laju ini. melewati peralatan produksi pada laju ini.

Pada beberapa rate, kemampuan dari Pada beberapa rate, kemampuan dari sumur untuk berproduksi dibatasi oleh sumur untuk berproduksi dibatasi oleh

reservoir dan peralatan.reservoir dan peralatan.

Tubing or Casing CapacityTubing or Casing Capacity

R. VR. V Smith memperoleh persamaan untuk aliran vertikal gas Smith memperoleh persamaan untuk aliran vertikal gas dalam tubing yang sama dengan persamaan Weymouth untuk dalam tubing yang sama dengan persamaan Weymouth untuk aliran horizontalaliran horizontal

Di mana :Di mana :qq = laju alir gas (cuft/day, pada 14.65 psia dan 60 = laju alir gas (cuft/day, pada 14.65 psia dan 60

ººF )F )zz = gas deviation factor pada tekanan dan = gas deviation factor pada tekanan dan

temperatur rata – ratatemperatur rata – rataTT = temperatur rata – rata dari bottom hole dan = temperatur rata – rata dari bottom hole dan

well headwell headff = Moody friction factor pada tekanan dan = Moody friction factor pada tekanan dan

temperatur rata – ratatemperatur rata – rataγγgg = spesific gravity gas ( udara = 1 )= spesific gravity gas ( udara = 1 )

DD = diameter flow string ( in )= diameter flow string ( in )PwfPwf = tekanan alir dasar sumur ( psia )= tekanan alir dasar sumur ( psia )

PtfPtf = tekanan alir di wellhead= tekanan alir di wellheadHH = selisih elevasi antara Ptf dan Pwf= selisih elevasi antara Ptf dan Pwf

Flow-line CapacityFlow-line CapacityPersamaan Weymouth untuk sumur horizontal adalah :Persamaan Weymouth untuk sumur horizontal adalah :

Di mana :Di mana :DD = diameter dalam dari line ( in )= diameter dalam dari line ( in )

Tb, TTb, T = base temperature dan flowing temperature ( = base temperature dan flowing temperature ( °R )°R )Pb, P1, P2Pb, P1, P2 = base pressure dan tekanan pada titik 1 dan = base pressure dan tekanan pada titik 1 dan

titik 2 ( psia )titik 2 ( psia )γγg g = spesifik gravity gas ( udara = 1 )= spesifik gravity gas ( udara = 1 )

LL = panjang flow line= panjang flow linezz = z rata = z rata –– rata antara rata antara P1 dan P2 dan temperatur TP1 dan P2 dan temperatur T

qhqh = laju alir gas ( ft= laju alir gas ( ft³³/hr ) pada Tb dan Pb/hr ) pada Tb dan Pbqq = laju alir gas ( cuft/day ) pada Tb dan Pb= laju alir gas ( cuft/day ) pada Tb dan Pb

Persamaan tersebut digunakan untuk Persamaan tersebut digunakan untuk menghitung tekanan Pmenghitung tekanan P11 untuk flow rate, dan z untuk flow rate, dan z

tergantung pada Ptergantung pada P11, penggunaannya dengan cara , penggunaannya dengan cara trial and error.trial and error.

Pengalaman menunjukkan bahwa persamaan Pengalaman menunjukkan bahwa persamaan Weymouth cukup dapat digunakan untuk Weymouth cukup dapat digunakan untuk

menghitung penurunan tekanan sepanjang gas menghitung penurunan tekanan sepanjang gas gathering line, dan biasanya digunakan untuk gathering line, dan biasanya digunakan untuk

seluruh industri gasseluruh industri gas

Penurunan tekanan sepanjang gathering system, Penurunan tekanan sepanjang gathering system, dari well head sampai pada compretion state dari well head sampai pada compretion state

dapat dihitung dengan persamaan :dapat dihitung dengan persamaan :

qqhh = K = K √ ( P√ ( Ptftf² – P² – Psucsuc² ) ² )

di mana : di mana : K = rata – rata atau seluruh penyaluran K = rata – rata atau seluruh penyaluran

aliran aliran dari gathering system dari gathering system

Compressor CapacityCompressor Capacity

Untuk kompresi adiabatik, horsepower yang dibutuhkan dapat Untuk kompresi adiabatik, horsepower yang dibutuhkan dapat dihitung dari termodinamik. Horsepower dihitung untuk dihitung dari termodinamik. Horsepower dihitung untuk mengkompres 1 Mscfd dari natural gas.mengkompres 1 Mscfd dari natural gas.

Di mana :Di mana :kk = Cp/ Cv untuk gas pada suction condition= Cp/ Cv untuk gas pada suction conditionzzsucsuc = faktor deviasi gas pada suction condition= faktor deviasi gas pada suction condition

PPbb = base pressue ( psia )= base pressue ( psia )TTbb = base temperature (= base temperature (°R°R ) )

TTsucsuc = suction temperature= suction temperature ((°R )°R )PPsucsuc = suction pressure ( psia )= suction pressure ( psia )

PPdisdis = discharge pressure ( psia )= discharge pressure ( psia )

BHP = BHP = (hp/MMscfd) (q)(hp/MMscfd) (q) (6.13) (6.13) E E

Di mana :Di mana :qq = laju alir gas ( MMscfd )= laju alir gas ( MMscfd )

EE = efesiensi= efesiensi

Pipeline CapacityPipeline CapacityPenurunan tekanan di sepanjang pipeline dihitung dengan Penurunan tekanan di sepanjang pipeline dihitung dengan persamaan Panhandlepersamaan Panhandle

Di mana :Di mana :EE = faktor efesiensi dari pipeline= faktor efesiensi dari pipeline

Dalam perhitungan deliverability dari sistem produksi gas, Dalam perhitungan deliverability dari sistem produksi gas, persamaan – persamaan itu digunakan untuk persamaan – persamaan itu digunakan untuk

menggambarkan kelakuan dari berbagai komponen seperti:menggambarkan kelakuan dari berbagai komponen seperti: - Reservoir - Reservoir : persamaan back pressure dan aliran radial: persamaan back pressure dan aliran radial

- Production string - Production string - Gathering System - Gathering System : persamaan Weymouth: persamaan Weymouth

- Kompresor - Kompresor : persamaan kompresi : persamaan kompresi adiabatikadiabatik

- Pipeline - Pipeline : persamaan Panhandle : persamaan Panhandle

Efek dari design paramater mempengaruhi pemilihan dari Efek dari design paramater mempengaruhi pemilihan dari production string, gathering system, fasilitas kompresor, dan production string, gathering system, fasilitas kompresor, dan

pipeline yang dapat dibuktikan dengan perhitungan pipeline yang dapat dibuktikan dengan perhitungan kelakuan sistem untuk berbagai kombinasi parameter yang kelakuan sistem untuk berbagai kombinasi parameter yang

diinginkandiinginkan

Memperkirakan Performance Memperkirakan Performance ReservoirReservoir

Untuk memperkirakan sejarah reservoir, kita Untuk memperkirakan sejarah reservoir, kita harus memperkirakan kapasitas produksi harus memperkirakan kapasitas produksi reservoir, kapasitas peralatan dan keadaan reservoir, kapasitas peralatan dan keadaan deplesi reservoir seperti yang telah diramalkan deplesi reservoir seperti yang telah diramalkan dengan material balance. Figure 6.8 dengan material balance. Figure 6.8 menunjukkan kurva hubungan antara kapasitas menunjukkan kurva hubungan antara kapasitas peralatan reservoir. peralatan reservoir.

Reservoir BerbandingReservoir BerbandingKapasitas AliranKapasitas Aliran

Untuk mempermudah Untuk mempermudah

menjelaskan metoda ini, menjelaskan metoda ini,

digunakan contoh problem. digunakan contoh problem.

Menentukan ruangan sumur gas untuk Menentukan ruangan sumur gas untuk memperoleh kontrak penggantian pipa. memperoleh kontrak penggantian pipa. Suatu reservoir gas harus berproduksi Suatu reservoir gas harus berproduksi sebesar 16 MMscfd selama 5 tahun sebesar 16 MMscfd selama 5 tahun untuk mendapatkan kontrak yang untuk mendapatkan kontrak yang dibutuhkan. Perlengkapan pada tiap-dibutuhkan. Perlengkapan pada tiap-tiap sumur sepertitiap sumur seperti3700 ft, 3 in. tubing (ID = 2,992 in)3700 ft, 3 in. tubing (ID = 2,992 in)1 mile - 3,068 in1 mile - 3,068 in

Temperatur gas pada pipa akan menjadi Temperatur gas pada pipa akan menjadi 7070°F, dikepala sumur 90°F, dan di °F, dikepala sumur 90°F, dan di reservoir 110°F. tubing dan kurva reservoir 110°F. tubing dan kurva kapasitas aliran diberikan pada kapasitas aliran diberikan pada gambar6.9. Pada kurva kestabilan untuk gambar6.9. Pada kurva kestabilan untuk perbedaan kapasitas sumur diberikan perbedaan kapasitas sumur diberikan pada gambar 6.6 digunakan pada pada gambar 6.6 digunakan pada program ini. Asumsikan tekanan program ini. Asumsikan tekanan reservoir rata-rata (Pr) pada perbaikan reservoir rata-rata (Pr) pada perbaikan adalah 1600 psiaadalah 1600 psia

Dik :Dik :q = 16 MMscfd, total production rateq = 16 MMscfd, total production rate

Pr = 2000 psia; PrPr = 2000 psia; Pr22 = 4,0.10 = 4,0.106 6 psiapsia22

Pada 2 sumur (160 acre),Pada 2 sumur (160 acre),q = 16 MMscfd/2 wells = 8000 q = 16 MMscfd/2 wells = 8000

Mscfd/wellMscfd/wellDari kurva gambar 6.6 :Dari kurva gambar 6.6 :(Pr(Pr2 - 2 - PwfPwf22) = 3,5. 10) = 3,5. 106 6 psiapsia22

Jadi PwfJadi Pwf22 = (4,0 – 3,5)10 = (4,0 – 3,5)1066 = 0,50(10 = 0,50(1066) ) psiapsia22

atau Pwf = 707 psiaatau Pwf = 707 psia

Dari kurva kapasitas peralatan (gambar 6.9), Dari kurva kapasitas peralatan (gambar 6.9), untuk laju alir 8 MMscfd, dibutuhkan untuk laju alir 8 MMscfd, dibutuhkan tekanan sebesar 1085 psia. Ini lebih tinggi tekanan sebesar 1085 psia. Ini lebih tinggi daripada Pwf = 707 psia yang dihasilkan pada daripada Pwf = 707 psia yang dihasilkan pada penggunaan 2 sumur. Kemudian kontrak penggunaan 2 sumur. Kemudian kontrak yang dibutuhkan 2 sumur tidak dapat yang dibutuhkan 2 sumur tidak dapat digunakan untuk memenuhi kombinasi digunakan untuk memenuhi kombinasi peralatan ini.peralatan ini.

Untuk perbaikan 4 sumur (80 acre),Untuk perbaikan 4 sumur (80 acre),

q = 16 MMscfd/4 wells = 4000 Mscfd/wellq = 16 MMscfd/4 wells = 4000 Mscfd/well

untuk kurva deliverability, gambar 6.6 :untuk kurva deliverability, gambar 6.6 :

(Pr(Pr2 - 2 - PwfPwf22) = 1,5. 10) = 1,5. 106 6 psiapsia22

jadi Pwfjadi Pwf22 = (4,0 – 1,5)10 = (4,0 – 1,5)1066 = 2,5(10 = 2,5(1066) psia) psia22

atau Pwf = 1,581 psiaatau Pwf = 1,581 psia

Untuk laju alir sebesar 4000 Mscfd, Untuk laju alir sebesar 4000 Mscfd, dibutuhkan tekanan untuk melengkapi dibutuhkan tekanan untuk melengkapi peralatan adalah sebesar 956 psia. Kemudian, peralatan adalah sebesar 956 psia. Kemudian, persamaan 4 sumur dibutuhkan juga untuk persamaan 4 sumur dibutuhkan juga untuk mendapatkan kontrak ini dengan mendapatkan kontrak ini dengan mendapatkan peralatan.mendapatkan peralatan.Contoh problem ini hanya salah satu tipe Contoh problem ini hanya salah satu tipe masalah kapasitas. Sekarang ini secara umum masalah kapasitas. Sekarang ini secara umum masalah lebih disebabkan karena situasi masalah lebih disebabkan karena situasi dimana perusahaan akan menyiapkan dimana perusahaan akan menyiapkan kontrak untuk pembelian gas dari reservoir kontrak untuk pembelian gas dari reservoir

Rate Time PredictionRate Time Prediction

Ada 2 metode untuk menentukan rate Ada 2 metode untuk menentukan rate time prediction yaitu :time prediction yaitu :

1.1. Kemampuan ResevoirKemampuan Resevoir2.2. Kombinasi kemampuan reservoir dan Kombinasi kemampuan reservoir dan

peralatanperalatan

1.1. Kemampuan reservoirKemampuan reservoirTahap-tahap prosedurnya:Tahap-tahap prosedurnya:a. gambarkan grafik Pr/z vs cumulative a. gambarkan grafik Pr/z vs cumulative

gas produksi gas produksib. plot data test back pressure atau b. plot data test back pressure atau

data test isochronal data test isochronalc. pilih satu harga Pr dan dari kurva c. pilih satu harga Pr dan dari kurva

penyimpangan tekanan baca penyimpangan tekanan baca kumulative produksi gas. kumulative produksi gas.

Gunakan Gunakan tekanan yang kecil untuk tekanan yang kecil untuk menambah menambah keakuratannya keakuratannya

d. saat pemilihan harga Pr, tentukan d. saat pemilihan harga Pr, tentukan perhitungan potensial open flowperhitungan potensial open flow e. perolehan waktu yang dibutuhkan e. perolehan waktu yang dibutuhkan

untuk produksi selama interval untuk produksi selama interval pertama,pertama, Time = gas produced during interval / q Time = gas produced during interval / q

averageaverage f. ulangi langkah 2-5 untuk f. ulangi langkah 2-5 untuk mengurutkan mengurutkan harga rendah dari Pr harga rendah dari Pr sampai mencapai sampai mencapai tekanan yang tekanan yang dibutuhkandibutuhkan

2. Kombinasi kemampuan reservoir dan peralatan2. Kombinasi kemampuan reservoir dan peralatan (data diketahui berdasarkan data kemampuan (data diketahui berdasarkan data kemampuan

sebelumnya) sebelumnya)~Plot p/z vs Gp untuk memperoleh harga original ~Plot p/z vs Gp untuk memperoleh harga original

gas in placegas in place~Kurva back pressure untuk memperoleh data pada ~Kurva back pressure untuk memperoleh data pada

persamaanpersamaanq = c(prq = c(pr22 – Pwf – Pwf22))nn

~Kurva drawdown atau buildup untuk membantu ~Kurva drawdown atau buildup untuk membantu menentukan harga kh, s, dan c pada no. 2menentukan harga kh, s, dan c pada no. 2

~Kontrak jalur tekanan sekarang dan antisipasi ~Kontrak jalur tekanan sekarang dan antisipasi perubahan-perubahan ke depanperubahan-perubahan ke depan

~Penurunan tekanan pada well head, dan peralatan ~Penurunan tekanan pada well head, dan peralatan permukaan permukaan

fo = annual rate/reserves decl. period = No Qo /Go = qo/Go

Constant well rate compressor

decline

Go γGoβGoαGo

1.2 α 0 0.75 β 0 1.0 γ 0

Cumulative productionCumulative production

6.19 Gasfield performance schematic

Keterangan gambar diatas adalah :Keterangan gambar diatas adalah :

Skala vertical menjelaskan fo diperoleh dari total rate qT oleh gas yang Skala vertical menjelaskan fo diperoleh dari total rate qT oleh gas yang diproduksi selama waktu penurunan produksi, GpD. diproduksi selama waktu penurunan produksi, GpD.

Skala horizontal menjelaskan produksi gas kumulatif dalam unit GPD.Skala horizontal menjelaskan produksi gas kumulatif dalam unit GPD.Maksimum laju produski akan dikendalikan sampai Maksimum laju produski akan dikendalikan sampai ααGPD, instalasi GPD, instalasi

kompresor berangsur – angsur akan dituntut untuk kendalikan laju kompresor berangsur – angsur akan dituntut untuk kendalikan laju produksi lebih lanjut dalam jumlah banyak produksi lebih lanjut dalam jumlah banyak ββGpD akan diproduksi.GpD akan diproduksi.

GPD gas akan diproduksi selama penurunan waktu.GPD gas akan diproduksi selama penurunan waktu.

Penjelasan Perhitungan Penjelasan Perhitungan

Perhitungan nilai produksi masa datang dapat diperoleh dengan mengkalikan Perhitungan nilai produksi masa datang dapat diperoleh dengan mengkalikan produksi oleh discount factor, dengan rumus :produksi oleh discount factor, dengan rumus :

DF1 = (1+i)DF1 = (1+i)t-0.5t-0.5 – 1 – 1 i(1+i)i(1+i)t-0.5t-0.5

DF3 = (1-r) (1+i)DF3 = (1-r) (1+i)0.50.5 – r – r33 / (1+i) / (1+i)t-0.5t-0.5

(1-r(1-r33) 1 – r +I) 1 – r +I

Keterangan :Keterangan :DF1 = composite discount faktor untuk midyear faktorDF1 = composite discount faktor untuk midyear faktorDF3 = composite discount faktor untuk penurunan eksponensial DF3 = composite discount faktor untuk penurunan eksponensial

pendapatan dengan midyear faktorpendapatan dengan midyear faktorr = er = e-D-D

D = decline rateD = decline ratei = interest rate per tahuni = interest rate per tahun

Jika DF, DF2, DF3 discount rate konstant selama rate periode, Jika DF, DF2, DF3 discount rate konstant selama rate periode, compressor period dan decline period, maka :compressor period dan decline period, maka :

PV production Q = Noqou (DF1 + DF2 + DF3)PV production Q = Noqou (DF1 + DF2 + DF3)

Unit cash generasi, u =Sp – Co – R – tx (Sp – Co – Cd – R)Unit cash generasi, u =Sp – Co – R – tx (Sp – Co – Cd – R)

C* = NoCw + NoCo(DF2)C* = NoCw + NoCo(DF2)

Keterangan :Keterangan :Cw = harga yang dibutuhkan untuk membor dan mengkomplit sumur Cw = harga yang dibutuhkan untuk membor dan mengkomplit sumur

dan fasilitas produksi yang dibutuhkan untuk proses produksi gas dan fasilitas produksi yang dibutuhkan untuk proses produksi gas disumur dan mentranspotasikan ke pipelinedisumur dan mentranspotasikan ke pipeline

Co = investasi kompresor yang dibutuhkan untuk mengkompres Co = investasi kompresor yang dibutuhkan untuk mengkompres produksi gas dengan 1 sumurproduksi gas dengan 1 sumur

DF’2= discount faktor berlaku selama kompresor periodDF’2= discount faktor berlaku selama kompresor periodP* = Q* - C*P* = Q* - C*

Laju Produksi OptimumLaju Produksi Optimum

dP*/dNo = 0dP*/dNo = 0

So = uqo/CwSo = uqo/CwIr = Co/CwIr = Co/Cw

Parameter So sangat penting dalam parameter economic. Nilai So Parameter So sangat penting dalam parameter economic. Nilai So didapatkan dari gambar 6.19 dan 6.21. grafik dimension less field didapatkan dari gambar 6.19 dan 6.21. grafik dimension less field production rate fo versus cumulatif produksi GpD. Nilai So production rate fo versus cumulatif produksi GpD. Nilai So berdasarkan hubungan matematika antara laju optimum fo dan berdasarkan hubungan matematika antara laju optimum fo dan parameter parameter αα, , ββ, dan , dan γγ, dengan kondisi dP*/dN = 0, dengan kondisi dP*/dN = 0

Pola Pola PengembanganPengembangan OptimumOptimum

(Berdasarkan van Dam)(Berdasarkan van Dam)Dalam memproduksi lapangan gas perlu dilakukan Dalam memproduksi lapangan gas perlu dilakukan pengaturan jadwal yang memungkinkan agar pasar pengaturan jadwal yang memungkinkan agar pasar dapat menyerap hasil gas terproduksi. Sehingga dapat menyerap hasil gas terproduksi. Sehingga upaya-upaya yang bisa dilakukan adalah dengan upaya-upaya yang bisa dilakukan adalah dengan membatasi produksi; mengatur jadwal pemboran, membatasi produksi; mengatur jadwal pemboran, proses dan transportasi. proses dan transportasi.

Jadwal ProduksiJadwal Produksi

Dimana pola produksi terdiri dari 3 bagian :Dimana pola produksi terdiri dari 3 bagian :

1. Periode kenaikan produksi1. Periode kenaikan produksi2. Periode laju produksi konstan2. Periode laju produksi konstan3. Periode penurunan produksi3. Periode penurunan produksi

Jadwal pengembangan lapangan bisa ditentukan Jadwal pengembangan lapangan bisa ditentukan dengan grafik deliverabilitas reservoir dari tekanan dengan grafik deliverabilitas reservoir dari tekanan tubing head yang berbeda. Dengan prosedur sebagai tubing head yang berbeda. Dengan prosedur sebagai

berikut :berikut :

1. Pada jangka waktu tertentu, tentukan jumlah total 1. Pada jangka waktu tertentu, tentukan jumlah total dari gas diproduksikan sejak awal produksi dengan dari gas diproduksikan sejak awal produksi dengan

menggunakan gambar 6.16menggunakan gambar 6.16

2. Tentukan angka produksi sumur pada tekanan 2. Tentukan angka produksi sumur pada tekanan tubing head dari gambar 6.17.tubing head dari gambar 6.17.

3.Kemudian lakukan pembagian laju produksi 3.Kemudian lakukan pembagian laju produksi lapangan dengan laju produksi sumur untuk lapangan dengan laju produksi sumur untuk

mendapatkan banyaknya sumur yang dibutuhkan pada mendapatkan banyaknya sumur yang dibutuhkan pada titik waktu tertentu. Jadwal hasil tersebut ditunjukkan titik waktu tertentu. Jadwal hasil tersebut ditunjukkan

pada Figure 6.16.pada Figure 6.16.

Model pengembangan lapangan gas yang telah Model pengembangan lapangan gas yang telah dipermudah ditunjukkan oleh van Dam pada dipermudah ditunjukkan oleh van Dam pada Fig.17. Model ini dimulai dari akhir periode Fig.17. Model ini dimulai dari akhir periode kenaikan produksi dan tidak memperhitungkan kenaikan produksi dan tidak memperhitungkan periode pemboran yang diikuti fase kompresi periode pemboran yang diikuti fase kompresi pada Fig.6.18. Menurut jumlah sumur yang pada Fig.6.18. Menurut jumlah sumur yang dibutuhkan, dibutuhkan, NNoo telah dibor, Tak ada pemborqan telah dibor, Tak ada pemborqan yang selesai dilaksanakan dari awal hingga yang selesai dilaksanakan dari awal hingga akhir pola produksi.akhir pola produksi.

Skala pada Fig. 6.19 perlu dijelaskan. Garis vertikal Skala pada Fig. 6.19 perlu dijelaskan. Garis vertikal mewakili fmewakili foo yang dihasilkan dengan membagi total laju yang dihasilkan dengan membagi total laju tahunan qtahunan qtt dan jumlah gas terproduksi pada periode dan jumlah gas terproduksi pada periode penurunan produksi, Gpenurunan produksi, GPDPD. Garis horizontal mewakili . Garis horizontal mewakili kumulatif gas terproduksi pada unit Gkumulatif gas terproduksi pada unit GPDPD. Sehingga . Sehingga produksi maksimum bisa dipertahankan hingga produksi maksimum bisa dipertahankan hingga ααGGPDPD gas telah terproduksi; Kemudian pemasangan gas telah terproduksi; Kemudian pemasangan kompresor secara bertahap dibutuhkan untuk kompresor secara bertahap dibutuhkan untuk mempertahankan laju produksi dimana periode pada mempertahankan laju produksi dimana periode pada saat jumlah gas saat jumlah gas ββGGPDPD akan diproduksi. Kemudian G akan diproduksi. Kemudian GPDPD gas akan diproduksi selama periode penurunan.gas akan diproduksi selama periode penurunan.