Web Publishing ISSN 2088-7590 Jurnal Teknologi Minyak … Vol... · masalah kepasiran pada Sumur-X....

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas BumiJTMGB

Volume 14 Nomor 2 Agustus 2017

Ikatan Ahli Teknik Perminyakan IndonesiaSociety of Indonesian Petroleum Engineers

JTMGB Vol. 14 No. 2 Hal. 47-96 Jakarta Agustus 2017 ISSN 2088-7590

Web Publishing ISSN 2088-7590

http://www.checkvalves.co.uk/en/industries

Keterangan gambar cover :

Fasilitas Produksi Migas di Lepas Pantai (Offshore).

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB

ISSN 0216-6410 Volume 14 Nomor 2 Agustus 2017

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi adalah majalah ilmiah diterbitkan setiap kwartal yang menyajikan hasil penelitian dan kajian sebagai kontribusi para professional ahli teknik perminyakan indonesia yang tergabung dalam Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) dalam menyediakan media komunikasi kepada anggota IATMI pada khususnya dan mensosialisasikan dunia industri minyak dan gas bumi kepada masyarakat luas pada umumnya.

Alamat Redaksi: Patra Office Tower Lt.1 Ruang 1-C Jl. Jendral Gatot Subroto Kav. 32-34

Jakarta 12950 – Indonesia. Tel/Fax: +62-21-5203057 website: https://iatmi.or.id email: [email protected]

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (ISSN 0216-6410) diterbitkan oleh Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia, Jakarta

Didukung oleh Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan ITB

Penanggung Jawab : Prof. Dr. Ir. Tutuka Ariadji (ITB)

Pemimpin Redaksi : Dr. Pri Agung Rakhmanto Ph.D

Redaktur Pelaksana : Dr. Andy Setyo Wibowo (LEMIGAS)

Peer Review : Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar (ITB) (Enhanced Oil Recovery)Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah, Ph.D (ITB) (Reservoir Engineering)Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA (ITB) (Well Stimulation and Hydraulic Fracturing)Dr. Ir. RS Trijana Kartoatmodjo (Univ. Trisakti) (Production Engineering)Dr. Ir. Arsegianto (ITB) (Ekonomi & Regulasi Migas)Dr. Ir. Bambang Widarsono (LEMIGAS) (Penilaian Formasi)Dr. Ir. Sudarmoyo, SE., MT (UPN) (Penilaian Formasi)Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi (Univ. Trisakti) (Penilaian Formasi - CBM)Dr. Ir. Usman Pasarai (Petroleum Engineering)Zuher Syihab, ST., Ph.D (Reservoir)Dr. Ing. Ir. Bonar Tua Halomoan Marbun (ITB) (Drilling)

Senior Editor : Ir. Letty Brioletty, MT. (Univ. Trisakti)Silvya Dewi Rahmawati, S.Si., M.Si., Ph.D. (ITB)Ardhi Hakim Lumban Gaol, ST., MT., M.Si. (ITB)Cahaya Rosyidan, S.Si., MSc (Univ. Trisakti) Widia Yanti, S.Si., MT. (Univ. Trisakti) Ratna Widyaningsih ST., M.Eng. (UPN)Indah Widiyaningsih ST., MT. (UPN)

Sekretaris : Ir. Bambang Pudjianto (IATMI)

Layout Design : Alief S. Syaifulloh, S.Kom. (Sekretariat IATMI)

Sirkulasi : Imam Santoso, SE. (Sekretariat IATMI)

KEPUTUSAN KETUA UMUM IATMI PUSATNO: 015/SK/IATMI/II/2017

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi JTMGB

ISSN 0216-6410 Volume 14 Nomor 2 Agustus 2017

Time Lapse 4D-Microgravity untuk Optimasi Waterflood terhadap Produksi Lapangan Tanjung, Kalimantan SelatanFahmi Bajry, Bambang Prasetiyo, R. Agung Indra Wardhana dan Wawan Gunawan A. Kadir ....................................................................................................................................... 67 - 78

Sudono dan Aries Prasetyo ................................................................................................... 89 - 96

Penentuan Sand Control pada Sumur Gas Berdasarkan Kajian Keteknikan dan Keekonomian Studi Kasus : Sand Problem pada Zona LossAries Prasetyo, Sudono dan Putu Dede Udayana .................................................................. 55 - 66

Memanfaatkan Batubara Kalori Rendah dengan Cairan Rumen Menjadi Sumber Gas Metana untuk Energi Listrik Masa DepanKosasih, Dewi Susan Brataningtyas, Dahrul Effendi, Byan Muslim Pratama, Bambang Agus Widjajanto, dan Irawan Sugoro ............................................................................................ 79 - 88

Studi Laboratorium Pemanfaatan Abu Ampas Tebu Untuk Peningkatan Strength Semen PemboranIra Herawati, Novia Rita dan Hermansyah ............................................................................ 47 - 54

DAFTAR ISI

Evaluasi Kontrak Pengembangan Migas Non Konvensional di Indonesia

KATA PENGANTAR

JTMGB Edisi Agustus 2017

Para Pembaca JTMGB yang budiman,

Dirgahayu Republik Indonesia ke-72. Merdeka!

Puji dan syukur kami panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, atas karunia-Nya kami kembali bisa menjumpai para pembaca dengan aneka materi bacaan ilmiah yang tersaji dalam Majalah Ilmiah JTMGB Volume 14 Nomor 2 Edisi Agustus 2017.

Dalam rangka Ulang Tahun RI ke-72, untuk para pembaca setia JTMGB kali ini mengambil tema “Peningkatan Produksi Migas Melalui Inovasi Pengembangan Teknologi Pemboran dan Produksi” dengan menyajikan 5 (lima) karya tulis ilmiah.

Di bidang yang terkait dengan pemboran, menyajikan tentang strategi solusi alternatif pemanfaatan abu ampas tebu material additive yang lebih ekonomis dan ramah lingkungan untuk meningkatkan strength (kekuatan) baik compressive strength maupun shear bond strength dan kualitas semen.

Di bidang produksi, menyajikan tulisan tentang penerapan critical drawdown pressure sebagai acuan pengambilan keputusan penentuan skenario flow rate control dan penerapan sand control penanganan kepasiran.

Penerapan enhanced oil recovery, pembaca dapat menemukan artikel yang menyajikan tulisan tentang teknologi monitoring secara tidak langsung seperti metode Time Lapse 4D-Microgravity merupakan salah satu alternatif untuk mendapatkan gambaran pergerakan fluida dalam reservoir.

Dua tulisan di bidang unconventional, tidak kalah pentingnya, pertama membahas metode konversi batubara menjadi gas metana menggunakan cairan rumen yang berasal dari limbah lambung sapi belum pernah dilakukan pada penelitian sebelumnya. Gas metana yang dihasilkan dapat menjadi sumber energi gas atau diubah lebih lanjut menjadi energi listrik, sedangkan tulisan yang lain mengevaluasi model kontrak Migas Non Konvensional (MNK) di Indonesia berdasarkan opsi kontrak Model Kontrak Bagi Hasil (PSC) dan Model Kontrak Gross Split.

Kami berharap edisi JTMGB Agustus 2017 ini dapat melengkapi referensi para pembaca. Selamat membaca dan mudah-mudahan memberikan manfaat untuk kita semua.***

(Tutuka Ariadji)

Jurnal Teknologi Minyak dan Gas BumiDate of issue: 2017-09-21ISSN 0216-6410

The descriptors given are free terms. This abstract sheet may be reproduced without permission or charge.

Ira Herawati (Universitas Islam Riau)Novia Rita (Universitas Islam Riau)Hermansyah (Universitas Islam Riau)Studi Laboratorium Pemanfaatan Abu Ampas Tebu Untuk Peningkatan Strength Semen PemboranLaboratory Study of The Use of Sugarcane Bagasseash to Increase The Strength of Drilling CementJTMGB. Agustus 2017, Vol. 14 No. 2, p 47-54

Proses penyemenan pada operasi pemboran merupakan salah satu sistem pekerjaan yang membutuhkan biaya besar, baik dari biaya pelaksanaan teknis yang dilakukan dalam proses penyemenan maupun bahan-bahan pembuatan bubur semen di lapangan minyak dan gas (migas). kenaikan harga semen di pasaran saat ini dan mahalnya biaya material tambahan (additive) untuk pembuatan bubur semen juga mempengaruhi kenaikan biaya penyemenan sumur migas, sehingga perlu adanya strategi yang dilakukan untuk meminimalisir biaya dalam pembuatan bubur semen. Perlu dilakukan strategi untuk solusi alternatif pembuatan bubur semen yang menggunakan material-material additive yang lebih ekonomis dan ramah lingkungan.

Salah satu strategi yang dilakukan dengan menambahkan bahan kimiawi yang berupa material-material limbah organik yang memiliki unsur silica yang bersigat pozzolan. Material ini diyakini meningkatkan strength pada semen pemboran. Pemanfaatan material-material limbah industri dan pertanian sebagai bahan additive dalam suspensi semen pemboran dapat menghemat biaya pemboran suatu sumur. Ampas tebu

merupakan salah satu limbah dalam industri pertanian dari penyulingan industri gula. Pemanfaatan abu ampas tebu bertujuan untuk meningkatkan strength (kekuatan) baik compressive strength maupun shear bond strength dan kualitas semen pemboran, sehingga penyemenan cukup dilakukan satu kali tahapan saja (Primary Cementing).

Abu ampas tebu memiliki kandungan yang sama dengan bahan utama pembentuk semen portland yaitu Silica (SiO2) dan Ferrit (Fe2O3) sehingga dapat dijadikan sebagai pozzolan. Untuk mengetahui kinerja/kemampuan dari abu ampas tebu sebagai additive dalam kekuatan semen maka perlu dilakukan penelitian dan pengujian laboratorium. Penelitian yang dilakukan adalah meneliti komposisi yang tepat dari abu ampas tebu pada cement slurry, sifat fisik suspensi semen (Density, Free Water, Rheology, Thickening Time) dan kualitas semen pemboran (Compressive Strength, Share Bond Strength) dengan pengkondisian temperatur penelitian adalah 120oF dan tekanan 14,7 psi. Pengujian yang dilakukan dalam penelitian ini dengan menambahkan jumlah abu ampas tebu dengan persentase campuran abu ampas tebu 2,5%, 5%, 7,5%, 10%, 12,5% dan 15% didalam semen pemboran kelas G.

Hasil dari penelitian terhadap beberapa persentase penambahan abu ampas tebu menunjukkan bahwa adanya peningkatan nilai compressive strength optimal yang berkisar 899,04 Psi dan shear bond strength optimal berkisar 163,51 Psi pada persentase campuran abu ampas tebu 10%.

Kata Kunci: abu ampas tebu, poozzolan, compressive strength, shearbond strength.

Aries Prasetyo (Institut Teknologi Sains Bandung)Sudono (Institut Teknologi Sains Bandung)Putu Dede Udayana (Institut Teknologi Sains Bandung)Penentuan Sand Control pada Sumur Gas Berdasarkan Kajian Keteknikan dan Keekonomian Studi Kasus : Sand Problem pada Zona LossThe Determination of Sand Control in Gas Well Based on Study of Technicality and EconomiesJTMGB. Agustus 2017, Vol. 14 No. 2, p 55-66

Sand problem merupakan fenomena yang menjadi masalah serius dalam produksi sumur. Ketidakpastian munculnya masalah, keterbatasan data dan terkadang masalah yang muncul dari metode penangan kepasiran sendiri biasanya menjadi penghambat dalam menentukan tindakan penanganan. Studi ini akan menyajikan langkah terintegrasi yang dapat digunakan dalam penentuan metode penanganan masalah kepasiran. Dalam studi ini, masalah kepasiran pada Sumur-X muncul karena peningkatan laju produksi. Beberapa hal juga menjadi tantangan diantaranya lapisan terproduksi merupakan loss zone dan tekanan statik reservoir yang rendah. Dalam penentuan metode sand control, data yang tersedia sangat terbatas antara lain particle size distribution, data compressional wave transit time, dan data produksi sumur sesaat setelah kepasiran muncul. Data yang sifatnya terbatas tersebut diintegrasikan sehingga menghasilkan suatu skenario untuk menangani masalah kepasiran pada Sumur-X. Dengan batasan berupa target produksi minimum dari sumur, critical drawdown pressure digunakan sebagai acuan dalam pengambilan keputusan penentuan skenario penanganan kepasiran. Dua skenario berupa flow rate control dan penerapan sand control direncanakan sebagai solusi dalam penanggulangan masalah kepasiran. Data compressional wave transit time diolah sehingga menghasilkan beberapa parameter berupa karakteristik mekanial batuan yang akan digunakan dalam menentukan critical drawdown pressure. Dilanjutkan dengan melakukan analisis sensitivitas terhadap bottom hole flowing pressure, maka dapat diketahui rentang laju alir dimana masalah kepasiran mulai muncul. Perbandingan produksi Sumur-X sebelum dan setelah mendapatkan penanganan masalah kepasiran menunjukkan perbedaan yang tidak terlalu signifikan. Kajian keekonomian menunjukkan bahwa skenario penerapan sand control bersifat ekonomis sehingga skenario ini dipilih menjadi tindakan dalam penanganan masalah kepasiran pada Sumur-X. Efisiensi biaya dan waktu juga menjadi keuntungan dari metode ini.

Kata Kunci: citical drawdown pressure, sand problem, sand control.

Fahmi Bajry (Pertamina EP)Bambang Prasetiyo (Pertamina EP)R. Agung Indra Wardhana (Pertamina EP)Wawan Gunawan A. Kadir (LAPI-ITB)Time Lapse 4D-Microgravity untuk Optimasi Waterflood terhadap Produksi Lapangan Tanjung, Kalimantan SelatanWaterflood Performance Monitoring : 4D–Microgravity and Vertical Electrical Sounding (VES). Approach in Tanjung Complex Structure Tanjung Field, South KalimantanJTMGB. Agustus 2017, Vol. 14 No. 2, p 67-78

Lapangan Tanjung secara geografis terletak di Kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan. Struktur Tanjung merupakan penghasil produksi minyak terbesar di Lapangan Tanjung dengan Formasi Lower Tanjung dan Basement Fracture sebagai reservoir yang terbagi menjadi 7 zona penghasil hidrokarbon yaitu Zona F, E, D, C, B, A dan P (basement). Untuk meningkatkan produksi minyak di Struktur Tanjung sejak tahun 1995 dilakukan salah satu metode EOR (Enhanced Oil Recovery) yaitu waterflood.

Dua aspek penting dalam EOR demi tercapainya efisiensi proses penyapuan fluida injeksi adalah monitoring dan simulasi perilaku pergerakan fluida reservoir sebagai respons dari aktivitas proses injeksi dan produksi. Teknologi monitoring secara tidak langsung seperti metode Time Lapse 4D-Microgravity merupakan salah satu alternatif untuk mendapatkan gambaran pergerakan fluida dalam reservoir. Perubahan nilai gravity dalam reservoir dianalisis selama enam bulan (November 2014 dan April 2015) dalam rangka untuk mendapatkan gambaran yang lebih jelas antara hubungan produksi-injeksi. Vertical Electrical Sounding (VES) dan data curah hujan juga digunakan untuk menghilangkan pengaruh muka air tanah terhadap nilai gravity.

Berdasarkan hasil Time Lapse 4D-Microgravity dan perubahan densitas fluida serta dipengaruhi oleh sesar NW-SE, Struktur Tanjung dapat dibagi menjadi 4 blok tingkat efisiensi waterflood. Blok I dan Blok III memiliki nilai anomali microgravity negatif yang menunjukkan bahwa masih kurangnya injeksi air di blok tersebut. Blok II memiliki nilai anomali microgravity nol yang menunjukkan indeks keseimbangan laju injeksi produksi dan efisiensi penyapuan hidrokarbon berjalan sangat baik. Sedangkan Blok IV menunjukkan kondisi reservoir undersaturated dengan anomali positif. Perubahan tekanan dapat diketahui juga dengan Time Lapse 4D-Microgravity. Dari perubahan tekanan menunjukkan bahwa proses waterflood sudah baik dieksekusi pada zona C dan D terlihat dari kesesuaian perubahan tekanan di zona tersebut dengan hasil perubahan tekanan konversi dari nilai microgravity. Deconvolution Simulation of Mass Volume Density (DSMVD) direncanakan untuk penelitian lebih lanjut untuk identifikasi pergerakan fluida di setiap lapisan reservoir berdasarkan perubahan densitas fluida.

Kata Kunci: 4D-Microgravity, EOR, waterflood, struktur Tanjung.

Sudono (Institut Teknologi dan Sains Bandung)Aries Prasetyo (Institut Teknologi dan Sains Bandung)Evaluasi Kontrak Pengembangan Migas Non Konvensional di IndonesiaEvaluation of Contract for Unconventional Oil and Gas Development in IndonesiaJTMGB. Agustus 2017, Vol. 14 No. 2, p 89-96

Studi ini mengevaluasi model kontrak Migas Non Konvensional di Indonesia berdasarkan Model Kontrak Bagi Hasil dan Model Kontrak Gross Split. Evaluasi keekonomian pada Migas Non Konvensional menunjukkan bahwa model kontrak PSC (Production Sharing Contract) lebih menarik bagi kontraktor untuk diterapkan pada wilayah kerja Migas Non Konvensional yang mempunyai tingkat produksi pesimis sampai dengan moderat, sedangkan model kontrak Gross Split akan lebih menarik diterapkan pada wilayah kerja Migas Non Konvensional yang mempunyai tingkat produksi tinggi. Seyogyanya Indonesia memberikan insentif pada model kontrak Gross Split dengan mengalokasikan sebagian government share demi peningkatan kemampuan produksi nasional Migas Non Konvensional..

Kata Kunci: Kontrak Migas Non Konvensional, Kontrak Gross Split, Kontrak Bagi Hasil, MNK.

Kosasih (PPPTMGB “LEMIGAS”)Dewi Susan Brataningtyas (PPPTMGB “LEMIGAS”)Dahrul Effendi (PPPTMGB “LEMIGAS”)Byan Muslim Pratama (PPPTMGB “LEMIGAS”)Bambang Agus Widjajanto (PPPTMGB “LEMIGAS”)Irawan Sugoro (PPPTMGB “LEMIGAS”)Memanfaatkan Batubara Kalori Rendah dengan Cairan Rumen Menjadi Sumber Gas Metana untuk Energi Listrik Masa DepanUtilizing Low Calorie Coal with Rumen Fluid To Be a Source of Methane Gas for Future Electrical EnergyJTMGB. Agustus 2017, Vol. 14 No. 2, p 79-88

Menurunnya harga batubara, minyak, dan gas dunia menyebabkan industri migas dan batubara saat ini mengalami kelesuan, termasuk di Indonesia. Dilain sisi, kebutuhan akan energi terus meningkat disertai dengan cadangan energi yang terus menurun. Oleh sebab itu, untuk mensiasati kelesuan industri energi dan memenuhi kebutuhan energi, perlu diupayakan sumber energi alternatif baru. Salah satunya dengan meningkatkan manfaat dari batubara kalori rendah seperti Lignit. Lignit dapat dikonversi menjadi sumber gas metana dengan menambahkan cairan Rumen yang berasal dari limbah lambung sapi. Didalam cairan rumen terdapat populasi mikroba yang dapat mendegradasi batubara menjadi gas metana. Metode konversi batubara menjadi gas metana menggunakan cairan rumen belum pernah dilakukan pada penelitian sebelumnya. Gas metana yang dihasilkan dapat menjadi sumber energi gas atau diubah lebih lanjut menjadi energi listrik. Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, pada batubara Lignit dengan kondisi permukaan (suhu ruang dan tekanan 1 atm) menghasilkan gas metana 57,35 cf/ton selama 60 hari atau setara dengan 17,31 Kwh listrik dan produksi gas metana akan terus meningkat sejalan dengan waktu inkubasi sampai batubara habis terdegradasi. Mikroba cairan rumen mampu mendegradasi batubara 14 – 46 kg/bulan. Energi listrik yang dihasilkan dari batubara yang telah dikonversi menjadi gas metana oleh cairan rumen memiliki keunggulan yaitu berbahan baku batubara mutu rendah, ukuran batubara dapat beragam, alat yang digunakan sederhana, ekonomis, dan resiko rendah sehingga layak apabila dikembangkan lebih lanjut. Kemampuan mikroba pada cairan rumen dalam mendegradasi batubara menjadi gas metana, diprediksi dapat diterapkan juga di sumur Coal Bed Methane (CBM).

Kata Kunci: Lignit, cairan rumen, gas metana batubara, energi listrik.

47

Studi Laboratorium Pemanfaatan Abu Ampas Tebu Untuk Peningkatan Strength Semen Pemboran

Laboratory Study of The Use of Sugarcane Bagasseash to Increase The Strength of Drilling Cement

Ira Herawati1, Novia Rita2 dan Hermansyah3

[email protected]@eng.uir.ac.id

(1)(2)(3)Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau, Jl. Kaharuddin Nasution 113 Pekanbaru Riau 28284

Abstrak

Proses penyemenan pada operasi pemboran merupakan salah satu sistem pekerjaan yang membutuhkan biaya besar, baik dari biaya pelaksanaan teknis yang dilakukan dalam proses penyemenan maupun bahan-bahan pembuatan bubur semen di lapangan minyak dan gas (migas). kenaikan harga semen di pasaran saat ini dan mahalnya biaya material tambahan (additive) untuk pembuatan bubur semen juga mempengaruhi kenaikan biaya penyemenan sumur migas, sehingga perlu adanya strategi yang dilakukan untuk meminimalisir biaya dalam pembuatan bubur semen. Perlu dilakukan strategi untuk solusi alternatif pembuatan bubur semen yang menggunakan material-material additive yang lebih ekonomis dan ramah lingkungan.

Salah satu strategi yang dilakukan dengan menambahkan bahan kimiawi yang berupa material-material limbah organik yang memiliki unsur silica yang bersigat pozzolan. Material ini diyakini meningkatkan strength pada semen pemboran. Pemanfaatan material-material limbah industri dan pertanian sebagai bahan additive dalam suspensi semen pemboran dapat menghemat biaya pemboran suatu sumur. Ampas tebu merupakan salah satu limbah dalam industri pertanian dari penyulingan industri gula. Pemanfaatan abu ampas tebu bertujuan untuk meningkatkan strength (kekuatan) baik compressive strength maupun shear bond strength dan kualitas semen pemboran, sehingga penyemenan cukup dilakukan satu kali tahapan saja (Primary Cementing).

Abu ampas tebu memiliki kandungan yang sama dengan bahan utama pembentuk semen portland yaitu Silica (SiO2) dan Ferrit (Fe2O3) sehingga dapat dijadikan sebagai pozzolan. Untuk mengetahui kinerja/kemampuan dari abu ampas tebu sebagai additive dalam kekuatan semen maka perlu dilakukan penelitian dan pengujian laboratorium. Penelitian yang dilakukan adalah meneliti komposisi yang tepat dari abu ampas tebu pada cement slurry, sifat fisik suspensi semen (Density, Free Water, Rheology, Thickening Time) dan kualitas semen pemboran (Compressive Strength, Share Bond Strength) dengan pengkondisian temperatur penelitian adalah 120oF dan tekanan 14,7 psi. Pengujian yang dilakukan dalam penelitian ini dengan menambahkan jumlah abu ampas tebu dengan persentase campuran abu ampas tebu 2,5%, 5%, 7,5%, 10%, 12,5% dan 15% didalam semen pemboran kelas G.

Hasil dari penelitian terhadap beberapa persentase penambahan abu ampas tebu menunjukkan bahwa adanya peningkatan nilai compressive strength optimal yang berkisar 899,04 Psi dan shear bond strength optimal berkisar 163,51 Psi pada persentase campuran abu ampas tebu 10%.Kata Kunci: abu ampas tebu, poozzolan, compressive strength, shearbond strength.

Abstract

The cementing process on the drilling operation is one of the working system that requires high cost, both from the cost of the technical implementation which is conducted in the cementing process and also the materials as the composition of cement slurry in oil and gas field. The increment in price of cement in the market nowadays and the high cost of additive materials to make the cement slurry also affects the rising cost of cementing in oil and gas wells. It is necessary to have strategies to minimize the costs in making the cement slurry. Need to do a strategy for an alternative solution of making cement slurry that uses more economical additive materials and environment friendly. One the the strategies is adding chemicals which is the form of organic waste materials known as element of silica that have quality of pozzolan.This material is believed to increase the strength of the drilling cement.Utilization of industrial and agricultural waste materials as additive on drilling cement suspension

48JTMGB, Vol. 14 No. 2 Agustus 2017: 47-54

can save drilling cost. Sugarcane bagasse ash is one of the waste in the agricultural industry from the refining of sugar industry.Utilization of sugarcane bagasse ash is aimed to improve the strength, both compressive strength and shear bond strength and also the quality of drilling cement, so cementing isdone by one stage only (primary cementing). Sugarcane bagasse ash contains the same main material in making portland cement which are silica (SiO2) and ferrite (Fe2O3) so it can be used as a pozzolan. To assess the performance of sugarcane bagasse ash as an additive for cement strength, it is necessary to conduct research and laboratory testing. The research conducted is examining the appropriate composition of the sugarcane bagasse ash in the cement slurry, the physical properties of the cement suspension (density, free water, rheology, thickening time) and the quality of drilling cement (compressive strength, share bond strength) by conditioning the temperature of the study of 120 °F and pressure of 14.7 psi. The experiment conducted in this study is by adding the amount of sugarcane bagasse ash with the mixtures percentage of 2.5%, 5%, 7.5%, 10%, 12.5% and 15% on drilling cement class G. The result shows that there is an increase in optimum compressive strength value in the range of 899.04 Psi and optimum shear bond strength ranges from 163.51 Psi on sugarcane bagasse ash mixtures percentage of 10%. Keyword: sugarcane bagasse ash, poozzolan,compressive strength, shearbond strength.

I. PENDAHULUAN

Kenaikan harga semen di pasaran juga mempengaruhi biaya kenaikan penyemenan sumur minyak dan gas, sehingga perlu adanya strategi yang dilakukan dalam penggunaan semen. Untuk meningkatkan kekuatan semen pemboran dilakukan dengan cara pemberian bahan tambahan mineral yang bersifat pozzolanik (additive). Secara parsial, semen akan bersama-sama ditambahkan dengan bahan kimiawi yang dijadikan suatu campuran (admixture).

Menurut ASTM C618-93, material dengan komposisi kimia (SiO2), oksida besi (Fe2O3) dan oksida aluminium (Al2O3) yang lebih besar dari 70%, dapat digunakan sebagai bahan pengganti semen.

Pemanfaatan abu tebu ini oleh para peneliti sangat diharapkan oleh pihak pabrik, apalagi dapat dipergunakan untuk kepentingan masyarakat banyak. Abu Ampas Tebu (AAT) pada setiap pabrik gula cukup banyak, mencapai sekitar 9000 ton yang dibuang tiap tahun sebagai tanah uruk. (Totok Noerwasito, 2004).

Abu ampas tebu merupakan hasil perubahan secara kimiawi dari pembakaran tebu murni. Ampas tebu digunakan sebagai bahan bakar untuk memanaskan boiler dengan suhu mencapai 550° - 600°C dan lama pembakaran setiap 4-8 jam. Setiap proses pembakaran ampas tebu selesai dilakukan maka abu dari ampas tebu tersebut dikeluarkan dari tempat pembakaran, hal ini dilakukan agar tidak menggangu proses pembakaran ampas tebu selanjutnya. (Mukmin Batubara, 2009).

Menurut Haryono dan Sudjatmiko (2011) dalam Puri (2012) silika oksida (SiO2) yang terdapat pada abu ampas tebu berbentuk amorf, yaitu suatu padatan dengan susunan partikel yang tidak teratur atau tidak berbentuk. Namun, ada juga yang memiliki keteraturan sebagian, tetapi terbatas dan tidak muncul di sebagian padatan, sehingga dari perbandingan-perbandingan tersebut dapat disimpulkan bahwa abu ampas tebu memenuhi persyaratan sebagai stabilisator yang bersifat pozzolan.

Untuk mengetahui kinerja dari abu ampas tebu sebagai additive tambahan dalam kekuatan semen maka perlu dilakukan penelitian dan pengujian laboratorium. Penelitian tersebut akan meneliti komposisi yang tepat dari abu ampas tebu pada cement slurry, sifat fisik suspensi semen (Density, Free Water, Rheology, Thickening Time) dan kualitas semen pemboran (Compressive Strength, Share Bond Strength) dengan pengkondisian temperatur penelitian adalah 120°F dan tekanan 14,7 psi.

II. PERMASALAHAN

Kajian yang dilakukan difokuskan pada pemanfaatan abu ampas tebu untuk peningkatan strength semen pemboran, baik compressive strength maupun shear bond strength. Pengujian yang dilakukan dalam penelitian ini dengan menambahkan jumlah abu ampas tebu dengan persentase campuran abu ampas tebu 2,5%, 5%, 7,5%, 10%, 12,5% dan 15% di dalam semen pemboran kelas G. Dalam penelitian ini juga

49Studi Laboratorium Pemanfaatan Abu Ampas Tebu Untuk Peningkatan Strength Semen Pemboran

(Ira Herawati, Novia Rita dan Hermansyah)

dikaji sifat fisik semen meliputi density, free water, rheology, dan thickenning time.

III. METODOLOGI

Persiapan peralatan dan bahan penelitian merupakan proses awal yang dilakukan sebelum penelitian dimulai. Pengujian terhadap suspensi semen dasar yang menggunakan additif, kemudian dilakukan pengujian terhadap suspensi semen pada berbagai konsentrasi abu ampas tebu (2,5%, 5%, 7,5%, 10%, 12,5% dan 15%), dengan memperhatikan kualitas kekerasan semen berdasarkan standar API. Penelitian dilakukan pada temperatur 120°F dan tekanan 14,7 psi. Alat yang digunakan dalam pengujian terdapat pada Lampiran 1, sedangkan bahan yang digunakan dalam pengujian dapat dilihat pada Tabel 1.

Pada penelitian ini, volume suspensi semen yang dibuat pada setiap percobaannya adalah 600 ml. Untuk membuat suspensi semen sebanyak 600 ml maka akan dicampurkan dengan komposisi bentonite 1,5% bwoc, kalsium khlorida 1 % bwoc, Prophylen glycol 0,1% bwoc dan beberapa variasi konsentrasi di setiap sampel penambahan abu ampas tebu 2,5 %, 5 %, 7,5%, 10 %, 12,5% dan 15 %.

Dalam pembuatan suspensi semen, terlebih dahulu dihitung berapa absolute volume, berat dan volume masing-masing komposisi yang dibutuhkan. Berikut prosedur Perhitungan Pembuatan Suspensi Semen Dasar Dengan 2,5 % bwoc Abu Ampas Tebu.

1. Perhitungan absolute volume, berat dan volumea. Semen kelas G = 94 lb Absolute volume = =

= 0,03781 gal/lb

Berat = 94 lbVolume = 94 lb x 0,03781 gal/lb

= 3,554178 galb. Water

Absolute volume = =

= 0,122498 gal/lb

Berat = 8,33 lb/gal x X gal Volume = X gal

c. Bentonite = 1,5% bwocAbsolute volume = =

= 0,045301 gal/lb

Berat = x 94 lb = 1,41 lbVolume = 1,41 lb x 0,045301 gal/lb

= 0,063875 gald. CaCl2 = 1% bwoc

Absolute volume = = = 0,055836 gal/lb

Berat = x 94 lb = 0,94 lbVolume = 0,94 lb x 0,055836 gal/lb

= 0,052486 gale. Abu Ampas Tebu = 2,5% bwoc Absolute volume = =

= 0,091871 gal/lb

Berat = x 94 lb =2,35 lbVolume = 2,35 lb x 0,091871 gal/lb = 0,215897 gal

f. PPG = 0,1% bwocAbsolute volume = = = 0,115431 gal/lb

Berat = x 94 lb = 0,094 lbVolume = 0,094 lb 0,0115431 gal/lb = 0,01085 gal

2. Perhitungan water ratio dan slurry volume semen dengan 2,5 % bwoc Abu Ampas Tebu, Tabel berikut merupakan bahan yang digunakan dalam pembuatan slurry semen.

Tabel Bahan Pembuatan Slurry Semen.


Densitas =

13,328 ppg =

51,94303 + 13,328x = 98,794 + 8,33x46,85097 = 4,998xx = 9,373944 galJadi 8,33x = 8,33 x 9, 373944 = 78,08495 lb

Sehingga nilai Water yang didapat sebesar 9,373944 gal dan 78,08495 lb.

3. Perhitungan pembuatan suspensi semen dengan volume 600 ml, berikut tabel perhitungan fraksi pembuatan suspensi semen dengan 2,5% bwoc Abu ampas tebu.

Tabel Perhitungan Fraksi.

Pembuatan Suspensi Semen 600 ml :Densitas (konversi) = x 1 gr/ml = 1,6 gr/mla. Semen kelas G =

= 509,4708 gramb. Water = 0,8381 x 509.4708 gram = 423,21 gram

konversi = = = 423,21 ml c. Bentonite = 0,015 x 509,4708 gram = 8,12 gramd. CaCl2 = 0.01 x 509,4708 gram = 5,09 grame. Abu ampas tebu = 2,35 x 509,4708 gram = 13,55 gramf. PPG = 0,0094 x 509,4708 gram = 0,54 gram

dengan cara yang sama dapat dilakukan perhitungan untuk masing-masing konsentrasi semen 5%, 7,5%, 10%, 12,5% dan 15%.

Pengujian compressive strength dan shear bond strength dilakukan dengan prosedur sebagai berikut :1. Suspensi semen yang sudah di mixing

dimasukkan ke dalam cetakan kubik dan cetakan silider.

2. Menutup cetakan sampel dengan aluminium foil dan kemudian dengan plastik hingga rapat lalu merendamnya dalam water bath temperature controller yang sebelumnya sudah dipanaskan sesuai dengan suhu yang diinginkan.

3. Diamkan cetakan selama 24 jam, setelah 24 jam sampel diangkat dari water bath temperature controller kemudian buka sampel dari cetakan kubik.

4. Ukur kekuatan tekanan sampel cetakan kubik untuk compressive strength dan sampel cetakan silinder untuk shear bond strength dengan hydraulic pressure.

5. Catat hasil pengujian untuk compressive strength dan shear bond strength.

Prosedur penentuan compressive strength dan shear bond strength dilakukan untuk semua sampel semen dengan komposisi abu ampas tebu yang telah ditentukan tersebut.

Pengujian Densitas dilakukan dengan memasukkan suspensi semen yang telah disediakan ke dalam cup mud balance, kemudian cup ditutup dan semen yang melekat pada dinding bagian luar dibersihkan. Setelah kedudukan mud balance seimbang, nilai densitas semen dapat ditentukan.

Pengujian free water suspensi semen dilakukan menggunakan gelas ukur, kemudian mengisi gelas ukur tersebut dengan suspensi semen sebanyak 250 ml. Kemudian selama 2 jam didiamkan di dalam gelas ukur tersebut, sehingga terjadi air bebas pada bagian atas gelas ukur. Setelah 2 jam catat berapa volume air bebas yang dihasilkan sebagai free water. Hal ini dilakukan untuk semua sampel semen dengan masing-masing konsentrasi abu ampas tebu yang telah disiapkan.

Pengujian sifat Rheology semen meliputi plastic viscosity dan yield point yang meliputi suspensi semen dilakukan dengan alat fann vg meter, dimana bejana fann vg meter diisi



dengan suspensi semen yang telah disiapkan. Menggerakkan rotor pada kecepatan high dengan menempatkan kecepatan rotor pada kedudukan 600 rpm. Pemutaran terus dilakukan sehingga skala (dial) mencapai keseimbangan. Mencatat harga yang ditunjukkan skala sebagai pembacaan 600 rpm (C600). Kemudian menurunkan kecepatan menjadi 300 rpm (C300) dan tunggu skala mencapai keseimbangan kemudian catat skala sebagai pembacaan 300 rpm. Dari data yang diperoleh, dengan menggunakan rumus berikut ini dapat ditentukan plastic viscosity (μp) dan yield point (Yp) :

(μp) = C600 – C300 (Yp) = C300 – μp Dalam pengujian thickening time

alat yang digunakan adalah atmospheric consistometer. Prosedur awal yang dilakukan dengan menghidupkan switch master dan set temperatur pada skala yang diinginkan. Kemudian menuangkan suspensi semen ke dalam slurry container sampai batas garis ketinggian. Paddel yang telah dilapisi grease dipasang pada lid, kemudian lid yang telah terpasang paddel pada slurry container dimasukkan ke dalam atmospheric consistometer. Apabila skala penunjuk telah mencapai 100 UC maka hentikan waktu pada stop watch dan catat waktu tersebut. Prosedur ini dilakukan untuk semua semen, baik semen dasar maupun semen dengan berbagai konsentrasi abu ampas tebu yang telah disiapkan.

IV. HASIL DAN ANALISIS

Hasil penelitian dapat dilihat pada Lampiran 2, Grafik 2a yang menunjukkan nilai compressive strength pada semen dasar dan semen yang ditambahkan dengan konsentrasi abu ampas tebu yang dimulai pada konsentrasi 2,5%, 5%, 7,5% ,10%, 12,5%, dan 15% bwoc. Nilai compressive strength dan nilai shear bond strength yang optimum dalam konsentrasi penambahan abu ampas tebu yaitu pada konsentasi 10% abu ampas tebu didalam suspensi semen dengan nilai compressive strength sebesar 899,04 dan nilai shear bond strength sebesar 163,51 psi.

Hasil penentun sifat-sifat semen meliputi densitas semen, Free Water, Rheology dan Thickening Time dapat dilihat secara berurutan

grafiknya pada Lampiran 2 (Grafik 2b, 2c, 2d, 2e, 2f ). Densitas dari semen dasar lebih besar dari densitas semen yang menggunakan abu ampas tebu, hal ini karena adanya penambahan persentase perbandingan antara semen dasar dan abu ampas tebu, sehingga terjadi penurunan densitas. Penurunan densitas disebabkan karena harga densitas dari ampas tebu yang tergolong rendah dengan spesifik gravity 1,3067, sehingga mempengaruhi besarnya harga densitas pencampuran (suspensi) semen.

Densitas suspensi semen sangat berpengaruh terhadap tekanan suspensi semen ke dalam lubang sumur. Bila formasi tidak sanggup menahan tekanan suspensi semen maka akan menyebabkan formasi merekah, sehingga terjadi lost circulation.

Densitas suspensi semen yang rendah sering digunakan dalam operasi primary cementing dan remedial cementing, guna menghindari terjadinya fracture pada formasi yang lemah. (Rudi Rubiandini, 2010)

Penentuan rheology semen meliputi penetuan nilai viscosity plastic dapat dilihat hasilnya pada Grafik 2c, dimana terjadi peningkatan antara semen dasar dengan semen dasar yang ditambahkan beberapa konsentrasi abu ampas tebu. Nilai viscosity plastic meningkat dengan bertambahnya konsentrasi abu ampas tebu kedalam suspensi semen. Apabila densitas tinggi maka akan mempengaruhi nilai viscosity plastic.

Hasil penentuan yield point dapat dilihat pada Grafik 2d. Setiap penambahan konsentrasi abu ampas tebu dengan semen terjadi peningkatan nilai yield point.

Pada pengujian Thickening time dapat dilihat hasilnya pada Grafik 2e, dimana dengan penambahan abu ampas tebu waktu untuk penggerasan semen semakin singkat dibandingkan dengan semen dasar. Hal ini disebabkan karena reaksi yang sangat cepat antara semen dengan abu ampas tebu sehingga waktu penggerasan begitu cepat tercapai. Selain itu, Apabila densitas semakin besar maka suspensi semen akan semakin kental. kentalnya suspensi semen akan mempercepat thickenning time. Pengujian Thickening time dilakukan untuk menentukan setting campuran semen dan waktu pemompaan, dimana waktu pemompaan harus lebih kecil dari thickening time, agar semen


tidak mengeras sebelum mencapai target yang diinginkan.

Besarnya free water yang terjadi pada suspensi semen abu ampas tebu dapat dilihat pada Grafik 2f. Batas maksimal volume free water dari suspensi semen adalah sebesar 3,5 ml yang didiamkan selama 2 jam pada temperatur kamar. Apabila melebihi batas maksimal maka menyebabkan terbentuknya pori sehingga kualitas semen tidak bagus. Dari semua pengujian sampel free water yang telah dilakukan, didapatkan data bahwa nilai dari semua sampel tidak signifikan perbedaannya. Dari pengujian laboratorium, nilai free water terkecil yaitu pada komposisi semen dasar ditambahkan 10% abu ampas tebu sebesar 1 ml.

V. KESIMPUAN DAN SARAN

Kesimpulan dari studi ini dapat dijabarkan sebagai berikut :1. Abu ampas tebu dapat dimanfaatkan sebagai

salah satu komposisi dalam pembuatan suspensi semen pemboran yang berguna dalam meningkatkan strength, baik compressive strength dan shear bond strength.

2. Pada konsentrasi abu ampas tebu 2,5% sampai 10% terjadi kenaikan nilai compressive strength dan shear bond strength. Selanjutnya pada konsentrasi abu ampas tebu 12,5% sampai 15% terjadi penurunan nilai compressive strength dan shear bond strength.

3. Komposisi yang optimum dari berbagai konsentrasi penambahan abu ampas tebu pada semen pemboran yaitu pada konsentrasi 10% dengan nilai compressive strength 899,04 psi dan shear bond strength 163,51 psi.

4. Pengaruh yang terjadi pada penambahan abu ampas tebu dengan konsentrasi tertentu dimana pada pengujian density dan rheology mengalami tren peningkatan sedangkan pada thickening time mengalami tren penurunan. Adapun free water pada konsentrasi 2,5% sampai 10% mengalami tren penurunan dan pada 12,5% sampai 15% mengalami tren peningkatan.

UCAPAN TERIMA KASIH

Para penulis mengucapkan terima kasih kepada Laboratorium Prodi Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas Islam Riau atas pemakaian peralatan dan material percobaan untuk keperluan studi ini.

REFERENSI

American Petroleum Institute. 2002. API Specification 10 A. Specification for well cements and Materials for Well Cementing Twenty-Third Edition. Washington, D.C., USA.

Budi Saroyo, Isa Soeyatmo, dan Supriyadi, 2010, Pengembangan Formulasi Expanding Agent Material Semen Pengeboran dengan Memanfaatkan Dolomit Alami : Pengkaji Teknologi, Perekayasa Muda, pada Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” 2010.

Diktat Praktikum Analisa Semen Pemboran. 2011, Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau. Pekanbaru.

Efrando Siregar dan Herianto, 2012, Studi Laboratorium : Pemanfaatan Limbah Abu Sekam Padi dan Arang Cangkang Kelapa Sawit Sebagai Light Weight Additive Untuk Meningkatkan Strength Semen Pemboran : IATMI.

Mahry Arwandi dan Rubiandini Rudi, 2010, Studi Laboratorium “Aplikasi Semen Bangunan Dalam Proses Penyemenan di Sumur Minyak dan Gas Bumi”.

Pranadipa Imam, 2010, Utilization of Oil Palm Shell Charcoal as an Extender in Oil well Cement : IPA.

Rubiandini Rudi, 2010, Buku Teknik Pemboran, ITB, Bandung

Suhascaryo, Nur, Eddy Wibowo dan Budi Suroyo, 2001, Kinerja Expanding Additive Baru Untuk Meningkatkan Share Bond Strength (Sb) Semen Pada Kondisi HTHP: Proceeding Simposium Nasional IATMI 2001.

Srinivasan R and K Sathiya, 2010, Experimental Study on Bagasee Ash in Concrete : International Journal for Service Learniang in Engineering vol.

Siswoyo sumber eko, 1997, Modul Sistem Penyemenan.



LAMPIRAN 1

Gambar 1a. Timbangan Digital (Laboratorium Teknik Perminyakan UIR).

Gambar 1b. Water Bath Temperatur Controller (Laboratorium Teknik Perminyakan UIR).

Gambar 1c. Constant speed Mixer (Laboratorium Teknik Perminyakan UIR).

Gambar 1d. Cetakan Sampel(Laboratorium Teknik Perminyakan

UIR).

Gambar 1e. Hydraulic Pressure (Laboratorium

Teknik Perminyakan UIR).

Gambar 1f. Mud Balance.

Gambar 1g. Gelas Ukur(Laboratorium Teknik

Perminyakan UIR)

Gambar 1h. Fann VG Meter(Laboratorium Teknik

Perminyakan UIR)

Gambar 1i. Atmospheric Consistometer (Laboratorium

Teknik Perminyakan UIR)


Grafik 2a. Nilai Compressive Strength.

LAMPIRAN 1

Grafik 2b. Nilai Shear Bond Strength.

Grafik 2c. Nilai Densitas Semen masing-masing konsentrasi

Gambar 2d2. Pengujian yield point Suspensi Semen Pemboran.

Gambar 2e. Hasil Pengujian Free Water Suspensi Semen Pemboran.

Grafik 2d1. Hasil Pengujian viscosity plastic Suspensi Semen Pemboran.

Gambar 2f. Hasil Pengujian Thickening time Suspensi Semen Pemboran.

Tabel 1. Bahan Suspensi Semen Pemboran

55

Penentuan Sand Control pada Sumur Gas Berdasarkan Kajian Keteknikan dan Keekonomian Studi Kasus : Sand Problem pada Zona Loss

The Determination of Sand Control in Gas Well Based on Study of Technicality and Economies

Aries Prasetyo1, Sudono2 dan Putu Dede Udayana3

[email protected] / [email protected];(1)Institut Teknologi Sains Bandung, Kota Deltamas Lot-A1 CBD, Jl. Ganesha Boulevard,

Cikarang Pusat, Pasirranji, Cikarang Pusat, Bekasi, Jawa Barat 17530Tel. +6222-2531984, Faks. +6222-2531984, HP. +628156237036

Abstrak

Sand problem merupakan fenomena yang menjadi masalah serius dalam produksi sumur. Ketidakpastian munculnya masalah, keterbatasan data dan terkadang masalah yang muncul dari metode penangan kepasiran sendiri biasanya menjadi penghambat dalam menentukan tindakan penanganan. Studi ini akan menyajikan langkah terintegrasi yang dapat digunakan dalam penentuan metode penanganan masalah kepasiran. Dalam studi ini, masalah kepasiran pada Sumur-X muncul karena peningkatan laju produksi. Beberapa hal juga menjadi tantangan diantaranya lapisan terproduksi merupakan loss zone dan tekanan statik reservoir yang rendah. Dalam penentuan metode sand control, data yang tersedia sangat terbatas antara lain particle size distribution, data compressional wave transit time, dan data produksi sumur sesaat setelah kepasiran muncul. Data yang sifatnya terbatas tersebut diintegrasikan sehingga menghasilkan suatu skenario untuk menangani masalah kepasiran pada Sumur-X. Dengan batasan berupa target produksi minimum dari sumur, critical drawdown pressure digunakan sebagai acuan dalam pengambilan keputusan penentuan skenario penanganan kepasiran. Dua skenario berupa flow rate control dan penerapan sand control direncanakan sebagai solusi dalam penanggulangan masalah kepasiran. Data compressional wave transit time diolah sehingga menghasilkan beberapa parameter berupa karakteristik mekanial batuan yang akan digunakan dalam menentukan critical drawdown pressure. Dilanjutkan dengan melakukan analisis sensitivitas terhadap bottom hole flowing pressure, maka dapat diketahui rentang laju alir dimana masalah kepasiran mulai muncul. Perbandingan produksi Sumur-X sebelum dan setelah mendapatkan penanganan masalah kepasiran menunjukkan perbedaan yang tidak terlalu signifikan. Kajian keekonomian menunjukkan bahwa skenario penerapan sand control bersifat ekonomis sehingga skenario ini dipilih menjadi tindakan dalam penanganan masalah kepasiran pada Sumur-X. Efisiensi biaya dan waktu juga menjadi keuntungan dari metode ini. Kata Kunci: citical drawdown pressure, sand problem, sand control.

Abstract

Sand problem is a phenomenon which becomes serious problem in the production of a well. Uncertainty for the appearance of the problem, limited sources of data and sometimes the problems which come from the sand control itself are always become an obstacle in determining the decision to take remedial action. This study will present an integrated steps that can be used in determining sand control method. In this study, sand problem of Well-X appeared because of the increased production rate. Some of condition also become a challenge such as the produced layer is a loss zone and low static reservoir pressure. In determining the methods of sand control for this study, the data available are very limited such as particle size distribution, compressional wave transit time and well production data shortly after sand produce. This limited data are integrated to produce a scenario to deal with sand problem of Well-X. Having regard to the constrain of minimum production target of well, critical drawdown pressure is used as a reference in the analysis for determining decision making of sand control scenario. Two scenarios such as flow rate control and the application of sand control is planned as a solution in overcoming the sand problem. Compressional wave transit time data is processed to produce


I. PENDAHULUAN

Masalah kepasiran atau sand problem merupakan salah satu permasalahan dalam proses produksi sumur. Fenomena ini merupakan suatu kondisi dimana terdapat pasir yang ikut terproduksi dan terbawa ke permukaan bersamaan dengan hidrokarbon yang diproduksikan. Hal ini timbul karena terjadi kerusakan pada kestabilan ikatan butir-butir batu pasir (sandstone) yang diakibatkan oleh beberapa faktor seperti peningkatan laju alir produksi sumur, penurunan tekanan formasi dan peningkatan produksi air.

Dalam mengatasi permasalahan tersebut, digunakan suatu metode yang dikenal dengan sand control. Sand control adalah metode atau teknik yang diterapkan untuk mencegah terjadinya pergerakan pasir di formasi menuju ke wellbore atau daerah dekat wellbore. Metode sand control dapat dilakukan secara mekanikal (mechanical), kimiawi (chemical) dan kombinasi (menggunakan cara mekanikal dan kimiawi). Pemilihan metode ini dilakukan dengan mempertimbangkan hal-hal seperti kerakteristik dari formasi, konfigurasi sumur dan komplesi, dan pertimbangan keekonomian.

Sumur-X merupakan sumur gas yang mengalami masalah kepasiran. Sumur-X mulai berproduksi pada tahun 2008 dan memproduksikan Lapisan C. Hingga tahun 2015, dilakukan kerja ulang pindah lapisan (KUPL) dari Lapisan C ke Lapisan D. Ketika mulai memproduksikan Lapisan D yang memiliki karakteristik penurunan tekanan reservoir yang sangat cepat, dilakukan perubahan sistem tekanan di separator dari medium pressure ke low pressure yang bertujuan untuk meningkatkan produksi. Tetapi seiring dengan perubahan sistem ini, mulai timbul masalah berupa terproduksinya butir-butir pasir formasi ke permukaan. Atas timbulnya permasalahan tersebut, sistem diubah kembali menjadi medium pressure. Walaupun

some parameters of rock mechanical characteristic which is used to determine the critical drawdown pressure. Followed by an analysis of the sensitivity of the bottom hole flowing pressure, it can be seen where the flow rate range of sand produce will occurred. Production comparison of Well-X before and after getting sand control showed no significant differences. The economic assessment showed that the scenario of application of sand control is economical so this scenario is chosen as an act to overcome the sand problem in Well-X. Cost and time efficiencies also be the advantages of this method. Keywords: citical drawdown pressure, sand problem, sand control.

begitu, pasir masih tetap terproduksi. Dengan berbagai pertimbangan dan tantangan, maka disusunlah beberapa skenario untuk menangani masalah kepasiran tersebut.

II. METODOLOGI

Dalam menentukan skenario penanganan kepasiran pada Sumur-X, terdapat beberapa langkah yang dilakukan. Dimulai dari menganalisis ukuran pasir terproduksi dengan metode sieve analysis hingga terakhir melakukan kajian keekonomian. Langkah awal yang dilakukan adalah menganalisis ukuran butir pasir yang terproduksi melalui metode sieve analysis. Dalam studi ini, sampel pasir yang didapat berasal dari pasir yang terproduksikan. Sampel pasir tadi akan dianalisis dengan menggunakan metode sieve analysis untuk mendapatkan particle size distribution. Dari metode ini juga akan didapatkan koefisien yang menunjukkan tingkat keseragaman ukuran butir (uniformity coeeficient) dan koefisien yang menunjukkan persebaran ukuran butir (sorting coefficient).

Dengan diketahuinya particle size distribution, tentunya hal ini akan membantu dalam perencanaan skenario penerapan sand control. Tetapi sebelum memutuskan hal tersebut, langkah awal yang dapat dilakukan adalah dengan mengontrol laju alir (flow rate control). Skenario ini dirancang dengan tahapan sebagai berikut :1. Menganalisis critical drawdown pressure

dimana parameter ini menunjukkan titik kritikal pasir mulai terproduksi. Dengan menggunakan data compressional wave transit time, maka beberapa karakteristik mekanikal batuan bisa didapatkan. Parameter ini nantinya akan membantu dalam analisis critical drawdown pressure.

2. Melakukan validasi terhadap data produksi sesaat setelah kepasiran muncul. Hal ini dilakukan untuk membuktikan bahwa

57Penentuan Sand Control pada Sumur Gas Berdasarkan Kajian Keteknikan dan Keekonomian Studi Kasus : Sand Problem

pada Zona Loss (Aries Prasetyo, Sudono dan Putu Dede Udayana)

kepasiran memang benar muncul akibat adanya peningkatan laju alir.

3. Melakukan analisis sensitivitas terhadap bottom hole flowing pressure untuk melihat rentang laju alir dibawah critical drawdown pressure.

4. Mengambil keputusan apakah skenario ini layak dijalankan atau tidak berdasarkan acuan target produksi minimum sumur yaitu 1 MMscf/d. Jika laju alir dibawah critical drawdown pressure memiliki nilai sama dengan atau diatas target produksi minimum, maka skenario ini layak dijalankan berdasarkan kajian keteknikan. Tetapi apabila tidak, maka skenario yang dilakukan berupa penerapan sand control.

Analisis critical drawdown pressure dilakukan pada dua titik, yaitu pada wellbore/perforation tunnel dan perforation tip. Hal ini dilakukan karena potensi kepasiran dapat terjadi dari lubang perforasi. Dengan persamaan kestabilan wellbore/perforation tunnel berikut

.... (1)

Dan persamaan kestabilan pada perforation tip

.... (2)

Maka analisis critical drawdown pressure bisa dilakukan dengan memasukkan sensitivitas berupa bottom hole flowing pressure (Pwf). Apabila nilai pada persamaan disebelah kiri lebih kecil daripada persamaan disebelah kanan, maka pasir akan mulai terproduksi.

Untuk skenario penerapan sand control, perencanaan diawali dengan screening metode yang akan diterapkan (mechanical, chemical atau kombinasi). Setelah didapatkan metode yang tepat, dilanjutkan dengan screening jenis dari metode yang digunakan. Tentunya screening ini didasarkan pada karakterisktik pasir yang dalam hal ini ditunjukkan oleh particle size distribution, kondisi Sumur-X dan kondisi Lapisan-D yang memproduksikan pasir. Setelah itu, perencanaan dilanjutkan dengan menentukan well intervention yang akan digunakan untuk mengaplikasikan sand control. Penentuan well intervention dilakukan dengan melihat kondisi Sumur-X dan Lapisan-D. Selain itu, untuk memastikan tidak

terjadi masalah setelah pemasangan sand control, dilakukan analisis plugging potential. Analisis ini bertujuan untuk mengetahui berapa lama plugging akan terbentuk akibat tertahannya pasir oleh sand control. Dengan mengetahui waktu potensial terbentuknya plugging, maka dapat juga direncanakan penjadwalan terhadap well treatment sehingga potensi timbulnya masalah lain dapat dihindari.

Setelah mendapatkan skenario penanganan kepasiran berdasarkan kajian keteknikan, hal selanjutnya yang dilakukan adalah melakukan analisis terhadap produksi Sumur-X. Hal ini bertujuan untuk mengetahui apakah skenario yang diterapakan sangat berpengaruh terhadap produksi sumur atau tidak. Dengan menggunakan analisis nodal dan melakukan peramalan produksi, maka dampak dari skenario terpilih terhadap produksi sumur dapat diketahui. Skenario yang terpilih diharapkan tidak memberikan dampak yang besar terhadap produksi sumur. Karena tujuan utama dari penerapan skenario penanganan kepasiran adalah untuk menahan pasir agar tidak terproduksi.

Terakhir, dengan melakukan kajian keekonomian, akan membantu pengambilan keputusan dengan tepat. Kajian keekonomian dilakukan dengan dua kondisi yaitu perhitungan keekonomian satu sumur dan perhitungan keekonomian menggunakan model kontrak PSC.

III. ANALISIS DATA DAN PEMBAHASAN

Analisis akan dimulai dengan particle size distribution dan diakhiri dengan kajian keekonomian dari skenario terpilih.

3.1 Particle Size Distribution

Hasil dari sieve analysis akan diplot

Gambar 1. Grafik particle size distribution.


Tabel 1. Persentil ukuran sampel grain.

ke dalam sebuah grafik yang menunjukkan persebaran ukuran butir pasir terproduksi atau yang sering disebut particle size distribution. Gambar 1 menunjukkan particle size distribution yang merupakan hasil sieve analysis sampel pasir terproduksi.

Berdasarkan grafik tersebut, ukuran butir pasir yang terproduksi memiliki kisaran antara 88,39 micron hingga 267,94 micron (berdasarkan d5 dan d95 particle size distribution pada sieve analysis). Dari grafik di atas didapatkan nilai tingkat keseragaman butir (Uc) dan tingkat persebaran ukuran butir (Sc) yang menunjukkan bahwa sampel pasir pada Sumur-X memiliki tingkat keseragaman ukuran butir yang tinggi dan tingkat persebaran ukuran butir yang merata atau well sorted. Persentil ukuran sampel grain dan nilai Uc dan Sc sampel grain ditabulasikan pada Tabel 1 dan Tabel 2 berikut.

Tabel 2. Nilai Uc dan Sc sampel grain.

3.2 Skenario Penanganan Kepasiran

Dalam menentukan skenario yang digunakan untuk menanggulangi masalah kepasiran pada Sumur-X, beberapa hal yang menjadi pertimbangan adalah :• Lapisan D merupakan loss zone dimana

aktivitas killing well sangat dihindari. • Menghindari sand control dengan cara injeksi

karena akan memberikan kerusakan pada lapisan yang dapat berdampak buruk berupa well shut off.

• Tidak tersedianya core sample.

Atas pertimbangan tersebut, maka skenario penanganan sand problem diharapkan tidak memberikan dampak pada reservoir, dapat diaplikasikan secara rig-less dan bersifat ekonomis. Terdapat dua skenario yang akan diterapkan dalam mengatasi masalah kepasiran pada Sumur-X yaitu kontrol laju alir (flow rate control) dan penerapan sand control.

3.2.1 Kontrol Laju Alir (Flow Rate Control)

Skenario pertama adalah kontrol laju alir (flow rate control). Skenario ini dilakukan dengan mengontrol laju alir sumur dan menganalisis letak critical point dimana pasir tidak terproduksi. Adapun keuntungan dari skenario ini adalah : • Tidak diperlukannya penerapan sand

control tambahan (mechanical, chemical, combination).

• Tidak ada penambahan biaya dalam skenario ini.

• Tidak perlu well intervention.Tetapi skenario ini juga memiliki potensi

kerugian diantaranya :• Tidak terpenuhinya target produksi akibat

kontrol laju alir untuk menjaga agar pasir tidak terproduksi.

• Tidak dapat bersifat jangka panjang karena Lapisan D mengalami penurunan tekanan reservoir yang sangat cepat.

Dengan diketahuinya compressional wave transit time pada lapisan ini, yaitu 164 µs/ft, maka beberapa parameter mekanikal batuan dapat diketahui seperti yang ditabulasikan pada Tabel 3. Compressive strength pada lapisan ini didapatkan

Tabel 3. Karakteristik mekanikal batuan.



dengan menggunakan critical porosity dengan asumsi yaitu 40%. Asumsi ini diambil karena nilai tersebut merupakan porositas dari butiran kuarsa yang terkompaksi secara acak dan bersifat well sorted2. Asumsi ini bisa digunakan karena pada particle size distribution menunjukkan bahwa sampel pasir bersifat well sorted.

Dengan didapatkannya parameter tersebut, maka persamaan 1 dan 2 bisa digunakan untuk menentukan critical drawdown pressure. Hasil dari persamaan tersebut di plot ke dalam grafik yang ditunjukkan pada Gambar 2 dan 3. Grafik pada Gambar 2 menunjukkan bahwa critical drawdown pressure pada titik wellbore/perforation tunnel adalah 264,41 psia, yang artinya apabila drawdown pressure melebihi nilai tersebut, maka kepasiran akan timbul di wellbore/perforation tunnel. Sedangkan pada titik perforation tip yang ditunjukkan pada Gambar 3, kepasiran akan timbul apabila drawdown pressure berada pada nilai diatas 600 psia.

Data production history menunjukkan bahwa produksi saat kepasiran muncul memiliki drawdown pressure sebesar 336.13 psia. Hal ini menunjukkan bahwa nilai tersebut melebihi critical drawdown pada titik wellbore/perforation tunnel sehingga menyebabkan timbulnya pasir saat produksi. Dari hasil sensitivitas Pwf menunjukkan bahwa produksi tidak disarankan dilakukan pada tekanan dibawah 400 psia karena akan menyebabkan timbulnya kepasiran. Akan tetapi hal tersebut membawa kerugian tersendiri karena apabila produksi dilakukan dengan Pwf diatas 400 psia, maka target produksi akan jauh dibawah economic limit satu sumur yang telah ditentukan yaitu 1 MMsc/d.

Tabel 4 menunjukkan tabulasi sensitivitas Pwf terhadap laju alir gas.

Gambar 2. Prediksi kepasiran berdasarkan kestabilan wellbore/perforation tunnel.

Gambar 3. Prediksi kepasiran berdasarkan kestabilan perforation tip

Atas hasil tersebut, maka dipertimbangkan untuk melakukan perencanaan terhadap skenario kedua yaitu memasang sand control pada Sumur-X.

3.2.2 Penerapan Sand Control

Skenario kedua ini akan diawali dengan screening metode sand control. Pertimbangan yang dilakukan dalam pemilihan metode sand control antara lain :• Lapisan D merupakan loss zone. • Tidak tersedianya core sample yang berasal

dari lapisan tersebut. Atas pertimbangan tersebut, maka

metode penanganan kepasiran yang dipilih adalah mechanical method. Hal ini dikarenakan, compatibility test bahan kimia tidak dapat dilakukan akibat tidak tersedianya core sample Lapisan D. Selain itu, karakteristik loss zone pada Lapisan D akan mempersulit proses injeksi

Tabel 4. Sensitivitas Pef terhadap laju alir gas.


dan berpotensi memberikan hasil yang tidak maksimal dan dapat merusak lapisan tersebut. Selain itu, mechanical sand control akan dilakukan secara thru-tubing untuk menghindari penggunaan rig yang membutuhkan killing well activity dalam well intervention.

Dalam pemilihan metode sand control secara mekanikal, pertimbangan yang dilakukan antara lain :• Menghindari proses injeksi.• Ukuran butir pasir memiliki ukuran antara

88.39 micron hingga 267,94 micron (berdasarkan d5 dan d95 particle size distirubiton).

• Mesh yang diperlukan adalah Mesh 100 (149µm) berdasarkan Gillespie.

Atas pertimbangan tersebut, maka stand-alone sandscreen dipilih sebagai metode mekanikal untuk Sumur-X. Keputusan ini diperkuat dengan fakta. Untuk slotted liner, batasan ukuran grain terkecil yang dapat ditahan adalah 300 micron. Selain itu, potensi plugging pada slotted liner sangatlah tinggi apabila ukuran slot dibuat sekecil mungkin. Gravel pack tidak dipilih karena penerapannya memerlukan aktivitas killing well dan terdapat proses sirkulasi saat injeksi gravel.

Untuk jenis stand-alone sandscreen yang digunakan adalah shrouded-metal mesh screen. Karena jenis SAS ini memiliki keunggulan :• Dapat bertahan terhadap efek erosi yang

ditimbulkan gas terproduksi karena terdapat selubung metal yang melindungi screen dari kontak langsung.

• Tidak mudah rusak saat proses instalasi karena screen tidak terkontak langsung dengan wellbore.

• Dapat dipasang dengan metode thru-tubing• Ukuran mesh terkecil pada shrouded-metal

mesh screen adalah 15 mikron.Spesifikasi pada shrouded-metal mesh

screens (SMMS) yang akan dipasang di Sumur-X ditabulasikan pada Tabel 5 berikut.

3.2.2.1 Penentuan Well Intervention

Instalasi sandscreen akan dilakukan secara thru-tubing dan well intervention yang akan digunakan adalah slickline tool. Dengan prinsip dasar thru-tubing bahwa ukuran equipment yang terinstal harus lebih kecil dari ID

terkecil downhole equipment yang telah terpasang di sumur dan memerlukan hanging equipment, maka pertimbangan yang dilakukan dimulai dari analisis ID downhole equipment dan setelahnya menentukan spesifikasi hanging equipment yang tepat untuk instalasi secara thru-tubing. Tabel 6 berikut menunjukkan downhole equipment yang telah ada di dalam Sumur-X.

Tabel 5. Spesifikasi shrouded-metal mesh screen.

Tabel 6. Downhole equipment Sumur-X.

Berdasarkan ukuran ID downhole equipment tersebut, maka spesifikasi untuk hanging equipment dan crossover-sub yang akan digunakan ditunjukkan pada Tabel 7.

Tabel 7. Spesifikasi hanging equipment dan crossover-sub.

Pemasangan sandscreen akan dilakukan dengan slickline tool. Pertimbangan yang digunakan dalam penentuan spesifikasi slickline tool disini adalah ukuran dari hanging equipment yang digunakan, yaitu XN-lock mandrel. Setelah mengetahui ukuran dari XN-lock mandrel, tahap



selanjutnya dilakukan pemilihan running tool dan pulling tool yang cocok dengan hanging equipment tersebut. Berikutnya, pada slickline tool string, ukuran dari knuckle joint hingga rope socket menyesuaikan dengan thread connection pada running tool ataupun pulling tool. Berdasarkan pertimbangan tersebut, maka spesifikasi dari slickline tool string yang digunakan ditunjukkan pada Tabel 8 berikut.

Tabel 8. Spesifikasi slickline tool string.

Panjang total dari slickline tool string yang digunakan adalah 13,9 ft. Hasil ini didapatkan dari penjumlahan setiap panjang tool yang digunakan. Panjang total juga didapatkan dari penjumlahan dengan panjang GS-Pulling tool. Walaupun pada saat proses running, pulling tool tidak digunakan, hal ini menjadi pertimbangan apabila pulling tool dibutuhkan secara tiba-tiba (fishing). Saat proses running sandscreen dilakukan, maka panjang total rangkaian secara keseluruhan adalah 28,6 ft. Untuk menyesuaikan dengan panjang slickline tool string saat proses running dilakukan, lubricator yang digunakan pada pressure control equipment (PCE) berjumlah 4 joint dengan total panjang lubricator adalah 32 ft.

3.2.2.2 Potensi Plugging

Potensi plugging dianalisis untuk mengetahui kapan waktu dari plugging akan terbentuk. Analisis dilakukan terhadap dua titik yang berbeda yaitu di depan lubang perforasi dan di depan sandscreen. Potensi plugging menutup lubang perforasi dapat diketahui melalui waktu terkumpulnya pasir yang tersaring. Waktu didapat melalui perhitungan banyaknya pasir yang terkumpul di wellhead desander dalam sehari dikalikan dengan volume sebagai bentuk dari ruang yang tersedia di depan lubang perforasi. Volume disini digambarkan sebagai silinder mengikuti bentuk casing yang diperforasi.

Diameter yang digunakan merupakan diameter casing dan tinggi yang digunakan didapatkan dari jarak antar top of cement (TOC) dengan top of perforation (TOP). Sedangkan untuk menghitung waktu terjadinya plugging di depan sandscreen yang terpasang, maka parameter yang diubah adalah jarak, dimana yang digunakan disini adalah jarak antara top of cement dengan jarak ujung dari sandscreen.

Hasil perhitungan ditabulasikan pada Tabel 9 dan grafik laju alir pasir dengan waktu terbentuknya pugging ditunjukkan pada Gambar 6 dan Gambar 7. Berikutnya dilakukan perbandingan untuk melihat potensi waktu terjadinya plugging di dua titik yang berbeda tersebut. Dari grafik perbandingan yang ditunjukkan pada Gambar 8 dapat dilihat bahwa rentang waktu terjadinya plugging baik itu di depan perforasi maupun di depan sandscreen tidak terlalu berbeda jauh, yaitu antara 3 sampai 5 tahun. Artinya sebelum mencapai waktu tersebut, tindakan pencegahan terjadinya plugging sebaiknya dilakukan seperti melakukan aktivitas sand bailing.

Gambar 4. Jarak antara TOC dengan TOP.

Gambar 5. Jarak antara TOC dengan ujung sandscreen.

Gambar 6. Grafik laju alir pasir dengan waktu plugging terbentuk pada Top Perforation.


Tabel 9. Laju alir pasir (liter/day) terhadap waktu terbentuknya plugging depan sandscreen.

Gambar 7. Grafik laju alir pasir dengan waktu plugging terbentuk di depan Sandscreen.

Gambar 8. Grafik antara laju alir pasir dengan waktu terbentuknya plugging (sandscreen dan perforasi).

3.3 Produksi Sumur-X

Pemasangan thru-tubing sand screen pada Sumur-X bertujuan untuk mencegah masuknya pasir ke dalam tubing dan fasilitas produksi lainnya di permukaan. Dalam hal ini, dengan dipasangnya sandscreen tentunya akan menimbulkan perubahan terhadap produksi sumur. Tetapi hal ini diharapkan tidak mengganggu produksi.

Tekanan statik pada Lapisan D adalah psig dengan temperatur 150oF. Sumur-X menghasilkan dry gas dengan specific gravity 0,65. Data 650 produksi yang digunakan sebagai perhitungan berasal dari data tes produksi yang terdapat pada Tabel 10. IPR untuk Sumur-X dikonstruksikan dengan kondisi produksi terakhir sesaat setelah masalah kepasiran mulai muncul. Dengan menggunakan persamaan untuk kondisi

non-Darcy flow, maka IPR Sumur-X dapat dikonstruksikan. Dengan memasukan beberapa nilai pwf, maka IPR dapat dikonstruksikan.

Tabel 10. Data tes produksi Sumur-X.

Gambar 7a. IPR vs TPR sebelum pemasangan sandscreen.

Gambar 7b. IPR vs TPR sesudah pemasangan sandscreen.

Berdasarkan kurva nodal tersebut, maka sebelum pemasangan sandscreen, laju alir gas (qg) pada Sumur-X sebesar 1121 Mscf/d dengan tekanan alir (pwf) sebesar 328,57 psia. Sedangkan setelah pemasangan sandscreen, laju alir gas (qg) pada Sumur-X sebesar 1119 Mscf/d dengan tekanan alir (pwf) sebesar 329,10 psia. Hasil ini menunjukkan bahwa pemasangan sandscreen berdampak tidak terlalu signifikan terhadap produksi Sumur-X.

3.3.1 Peramalan Produksi Sumur-X

Dalam memprediksikan performa Sumur-X pada kondisi mendatang (setelah dipasang sandscreen), maka akan terdapat perubahan pada kurva IPR karena tekanan



reservoir semakin lama akan semakin menurun. Dengan menggunakan persamaan future IPR maka perkiraan tersebut dapat dicari.

Gambar 9. Peramalan produksi Sumur-X.

Dari kurva nodal pada Gambar 9 dapat dilihat bahwa Sumur-X dapat tetap berproduksi hingga tekanan reservoir mencapai 353,2 psia. Dengan asumsi penurunan tekanan per tahun sebesar 10% pada tekanan separator yang tetap (260 psig), maka Sumur-X akan tetap berproduksi selama 6 tahun. Dari hasil peramalan produksi terlihat bahwa economic limit akan tercapai setelah 1 tahun berproduksi. Untuk tahun-tahun berikutnya, produksi telah berada pada nilai dibawah economic limit. Jika ingin tetap memproduksikan dengan batas minimum 1 MMscf/d maka disarankan untuk melakukan kerja ulang pindah lapisan untuk menemukan lapisan baru.

3.4 Kajian Keekonomian

Dalam studi ini, kajian keekonomian terhadap skenario penerapan sand control dikaji dalam empat skenario yang berbeda. Dua skenario keekonomian dikaji dengan kondisi setelah pemasangan sand control dan dua skenario lainnya dikaji dengan menggunakan sistem kontrak PSC. Keempat skenario tersebut sebagai berikut : • Sumur-X berproduksi dengan batasan target

produksi minimum (I)Skenario I mengacu kepada minimum produksi satu sumur (1 MMscf/d), maka produksi sumur hanya berlangsung selama setahun berdasarkan IPR Future. Aktivitas yang dilakukan dalam skenario ini berupa pemasangan sandscreen sebanyak satu kali.

• Sumur-X berproduksi hingga sumur berhenti mengalirkan fluida (II)

Pada skenario ini sumur tetap diproduksikan hingga 6 tahun kedepan tanpa memperhatikan batas minimum produksi. Dengan jangka waktu produksi yang lebih lama, maka dilakukan dua kali instalasi sandscreen dengan mengacu kepada perhitungan potensi plugging. Selain itu diperkirakan terdapat well treatment berupa sand bailing pada tahun ke-5 produksi.

• Skenario I-PSCSkenario I-PSC merupakan Skenario I dengan kajian keekonomian menggunakan sistem kontrak PSC. Dengan mengacu kepada well history Sumur-X, dimana sumur mulai dikerjakan tahun 2007 dan put on production pada tahun 2008. Pada tahun 2015, dilaksanakan KUPL dari Lapisan C ke Lapisan D.

• Skenario II-PSCSkenario II-PSC merupakan Skenario II dengan kajian keekonomian menggunakan sistem kontrak PSC.

Kajian keekonomian dilakukan dengan menggunakan parameter berikut sebagai acuan perhitungan :• Harga sandscreen : US$ 1.350• Jasa slickline : US$ 50.000• Well treatment : US$ 70.000• Sumur vertical : US$ 2.000.000• Abandonmnet : US$ 180.000• Workover : US$ 100.000• Site restoration : US$ 27.000• Operating cost : US$ 0,5/Mscf

Untuk skenario dengan menggunakan kontrak PSC, maka ketentuan lain yang digunakan sebagai berikut :• Government : Contractor share : 70% : 30%• Cost recovery : 100%• Tax : 44%• Start DMO : tahun ke-6

Hasil perhitungan menunjukkan bahwa seluruh skenario bersifat ekonomis. Tetapi dengan membandingkan antara Skenario I dan Skenario II, terlihat bahwa Skenario II memiliki tingkat keekonomisan yang lebih tinggi, hal ini ditunjukkan pada Tabel 11. Begitu juga dengan skenario dalam kondisi sistem kontrak PSC, terlihat bahwa skenario II-PSC memberikan tingkat keekonomisan yang lebih baik dibandingkan dengan Skenario I-PSC. Hal ini ditunjukkan pada Tabel 12.


Analisis sensitivitas yang dilakukan terhadap Skenario II-PSC menunjukkan bahwa perubahan produksi gas dan harga gas sangat berpengaruh terhadap perubahan IRR dan NPV pada skenario ini, hal ini ditunjukkan pada Gambar 10. Gambar 11 menunjukkan revenue distribution dari Skenario II-PSC.

Tabel 11. Indikator keekonomian Skenario I Keekonomian dan Skenario II Keekonomian.

Tabel 12. Indikator keekonomian Skenario I-PSC dan Skenario II-PSC.

Gambar 10. Analisis sensitivitas IRR Skenario II-PSC.

Gambar 11. Analisis sensitivitas NPV Skenario II-PSC.

IV. KESIMPULAN DAN SARAN

Berdasarkan kajian keteknikan dan kajian keekonomian yang telah dilakukan, maka dapat disimpukan : • Berdasarkan particle size distribution (PSD),

ukuran grain yang dihasilkan cenderung memiliki ukuran 88 mikron hingga 268 mikron dengan tingkat keseragaman ukuran yang tinggi dan memiliki tingkat persebaran ukuran yang merata.

• Skenario penanganan kepasiran yang layak diterapkan berdasarkan kajian keteknikan adalah pemasangan shrouded-metal mesh screen secara thru-tubing dengan menggunakan slickline tool.

• Analisis nodal menunjukkan bahwa perbedaan produksi Sumur-X sebelum dan setelah pemasangan sandscreen tidak terlalu signifikan.

• Skenario terbaik berdasarkan kajian keteknikan dan indikator keekonomian adalah tetap memproduksikan sumur dengan penanganan masalah kepasiran berupa pemasangan sandscreen secara thru-tubing.

Adapun saran-saran yang diberikan dalam studi ini :• Jika produksi tetap dilakukan dengan target

minimum 1 MMscf/d, maka setelah 1 tahun disarankan untuk melakukan KUPL ke lapisan lainnya.

• Skenario produksi tanpa memperhatikan target minimum produksi dapat dilakukan karena berdasarkan kajian keekonomian masih ekonomis.

Gambar 12. Revenue distribution dari Skenario II-PSC.

65

REFERENSI

Chase, R.W., Williams, M.A.T., “Dimensionless IPR Curves for Predicting the Performance of Fractured Gas Wells”, SPE paper 15936-MS

Dvorkin, J., Nur, A., 2000, “Critical Porosity Models”, Stanford University

Holmes, M., Holmes, A., “Petrophysical Rock Physics Modelling : A Comparison of The Krief and Gassmann Equations, and Applications to Verifying and Estimating Compressional and Shear Velocities”, SPWLA paper 2005

Kaiser, T.M.V., Wilson, S., Venning, L.A., “Inflow Analysis and Optimization of Slotted Liners”, SPE paper 65517-MS

Lixin, R., Xiaodong, W., Benjing, D., “An Economic Model for Selecting Sand Management Technology”, SPE paper 140207-MS

Lombar, M.S., Scott, G.D., Swanson, G.S., “Resin Coated Prepacked Sand Control Liner”, SPE paper 83480-MS

Malau, A., Sukotrihadiyono, T., Ghozali, F., Sutarto L., B., Heko R., B., “Integrated Sand Control Methodology Utilization of Thru Tubing Sand Screen Technology”, IPA paper 16-E-579

Mishra, S., U., Stanford, Caudle, B.H., “A Simplified Procedure for Gas Deliverability Calculations Using Dimensionless IPR Curves”, SPE paper 13231-MS

Nations, J.F., “Lithology and Porosity from Acoustic

Shear and Compressional Wave Transit Time Relationships”, SPWLA paper 1974-Q

Sanfilippo, F., Brignoli, M., Giacca, D., Santarelli., F.J., “Sand Production : From Prediction to Management”, SPE paper 38185-MS

Sukotrihadiyono, T., Malau, A., Puluggono, G.S., Mukhlas, A.N., “Sand Control and Gas Production Optimization in A Multilayer Reservoir Gas Field”, SPE paper 165904-MS

Tixier., M.P., Loveless, G.W., Anderson, R.A., “Estimation of Formation Strength From the Mechanical-Properties Log”, SPE paper 4532-PA

Venkitaraman, A., Manrique, J.F., Poe Jr., B.D., “A Comprehensive Approach to Completion Optimization”, SPE paper 72386-MS

Weingarten, J.S., Perkins, T.K., “Prediction of Sand Production in Gas Wells : Method and Gulf of Mexico Case Studies”, SPE paper 24797-PA

Wetzel, Jr., R.J., Mathis, S., Rattermen, G., Cade, R., “Completion Selection Methodology for Optimum Reservoir Performance and Project Economics in Deepwater Applications”, SPE paper 56716-MS

Wu, B., Tan, C.P., Li, Q., Rahim, H., Kartoatmodjo, G., Friedel, T., “Sand Production Prediction foR A Mature Oil Field Offshore East Malaysia – A Case Study”, SPE paper 133375-MS

Yi, X., Valko, P.P., Russell, J.E., “Predicting Critical Drawdown for The Onset of Sand Production”, SPE paper 86555-MS

LAMPIRAN

Gambar 13. Well diagram dari Sumur-X setelah pemasangan sandscreen.

Penentuan Sand Control pada Sumur Gas Berdasarkan Kajian Keteknikan dan Keekonomian Studi Kasus : Sand Problem


67

Time Lapse 4D-Microgravity untuk Optimasi Waterflood terhadap Produksi Lapangan Tanjung, Kalimantan Selatan

Waterflood Performance Monitoring : 4 D –Microgravity and Vertical Electrical Sounding (VES). Approach in Tanjung Complex Structure Tanjung Field,

South Kalimantan

Fahmi Bajry1, Bambang Prasetiyo2, R. Agung Indra Wardhana3 dan Wawan Gunawan A. [email protected];

[email protected];[email protected].

(1)(2)(3)PT. Pertamina EP, Jl. Prof. Dr. Satrio Kav. 164, Jakarta 12950(4)LAPI ITB, Gedung B – ITB, Jalan Ganesha No. 15-B Bandung 40132

Abstrak

Lapangan Tanjung secara geografis terletak di Kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan. Struktur Tanjung merupakan penghasil produksi minyak terbesar di Lapangan Tanjung dengan Formasi Lower Tanjung dan Basement Fracture sebagai reservoir yang terbagi menjadi 7 zona penghasil hidrokarbon yaitu Zona F, E, D, C, B, A dan P (basement). Untuk meningkatkan produksi minyak di Struktur Tanjung sejak tahun 1995 dilakukan salah satu metode EOR (Enhanced Oil Recovery) yaitu waterflood.

Dua aspek penting dalam EOR demi tercapainya efisiensi proses penyapuan fluida injeksi adalah monitoring dan simulasi perilaku pergerakan fluida reservoir sebagai respons dari aktivitas proses injeksi dan produksi. Teknologi monitoring secara tidak langsung seperti metode Time Lapse 4D-Microgravity merupakan salah satu alternatif untuk mendapatkan gambaran pergerakan fluida dalam reservoir. Perubahan nilai gravity dalam reservoir dianalisis selama enam bulan (November 2014 dan April 2015) dalam rangka untuk mendapatkan gambaran yang lebih jelas antara hubungan produksi-injeksi. Vertical Electrical Sounding (VES) dan data curah hujan juga digunakan untuk menghilangkan pengaruh muka air tanah terhadap nilai gravity.

Berdasarkan hasil Time Lapse 4D-Microgravity dan perubahan densitas fluida serta dipengaruhi oleh sesar NW-SE, Struktur Tanjung dapat dibagi menjadi 4 blok tingkat efisiensi waterflood. Blok I dan Blok III memiliki nilai anomali microgravity negatif yang menunjukkan bahwa masih kurangnya injeksi air di blok tersebut. Blok II memiliki nilai anomali microgravity nol yang menunjukkan indeks keseimbangan laju injeksi produksi dan efisiensi penyapuan hidrokarbon berjalan sangat baik. Sedangkan Blok IV menunjukkan kondisi reservoir undersaturated dengan anomali positif. Perubahan tekanan dapat diketahui juga dengan Time Lapse 4D-Microgravity. Dari perubahan tekanan menunjukkan bahwa proses waterflood sudah baik dieksekusi pada zona C dan D terlihat dari kesesuaian perubahan tekanan di zona tersebut dengan hasil perubahan tekanan konversi dari nilai microgravity. Deconvolution Simulation of Mass Volume Density (DSMVD) direncanakan untuk penelitian lebih lanjut untuk identifikasi pergerakan fluida di setiap lapisan reservoir berdasarkan perubahan densitas fluida. Kata Kunci: 4D-Microgravity, EOR, waterflood, struktur Tanjung.

Abstract

Tanjung field is geographically located in Tabalong Regency, South Kalimantan. Tanjung structure is the largest producer of oil production in Tanjung Field with Lower tanjung Formation and Basement Fracture as a reservoir which is divided into seven zones, namely the hydrocarbon-producing zone F, E, D, C, B, A, and P (basement). To increase the production of oil in Tanjung structure, since 1995 carried out one of the methods of EOR (Enhanced Oil Recovery) is waterflood.

Two important aspects in order to achieve efficiency EOR localized fluid injection process is monitoring and simulating the behavior of the reservoir fluid movement in response to the injection process and production activity. Technology indirect monitoring methods such as Time Lapse 4D-Microgravity is one alternative to get a picture of the movement of fluids in the reservoir. Fluid density change in the reservoirs were analyzed over a


I. PENDAHULUAN

Lokasi struktur Tanjung terletak ± 240 km sebelah timur-laut kota Banjarmasin (Gambar 1) berada pada kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan, ditemukan pada tahun 1898 dengan berhasilnya pemboran sumur eksplorasi T-001 oleh perusahaan Belanda “Mijnbouw Maatschappij Martapoera”. Struktur Tanjung memiliki closure seluas ± 27 km2 merupakan antiklinal asimetris dengan arah sumbu aksial timur laut–barat daya. Secara stratigrafi memiliki 7 lapisan produktif antara lain 6 lapisan batupasir Lapisan A, B, C, D, E & F (Formasi Lower Tanjung) dan 1 lapisan vulkanik Lapisan P dengan tekanan reservoir awal sekitar 1600 psi. Mekanisme pendorong yang bekerja pada seluruh lapisan adalah solution gas drive dengan weak water drive. Sejak tahun 1995 telah dilakukan waterflood untuk meningkatkan produksi minyak dan mempertahankan tekanan reservoir.

Metode untuk mengetahui efektivitas dan letak posisi sumur injeksi maka dilakukan survey microgravity untuk mendapatkan nilai perubahan gravity pada selang waktu tertentu (time lapse microgravity) yang digunakan untuk mengetahui perubahan massa air di dalam permukaan (Koth dan Long, 2012). Dalam penelitian ini, metode ini didekati dengan koreksi efek air tanah dangkal dari data curah hujan dan data Vertikal Electrical Sounding (VES) untuk menganalisis perubahan distribusi massa dalam reservoir yang sangat dipengaruhi oleh kegiatan injeksi, mengidentifikasi gerakan injeksi air dengan proses dekonvolusi dan mengidentifikasi hubungan antara aktivitas injeksi dan struktur geologi di Struktur Tanjung dari November 2014 sampai April 2015 (6 bulan). Gaya gravitasi diukur dengan portable gravimeter Scintrex CG5.

six months interval (November 2014 and April 2015) in order to obtain a clearer picture between the production-injection relationship in this area. Vertical Electrical Sounding (VES) and rainfall data was also used to eliminate shallow groundwater influence to the microgravity values.

The result divides the study area into four blocks according to different characteristics due to density change, influenced by NW-SE fault. Block I and Block III have negative anomaly, indicating lack of water injection over these areas. Block II has balance index of injection-production rate by zero gravity anomaly, whereas Block IV shows an undersaturated reservoirs condition with positive anomaly. Formation pressure of C and D layers in key wells acquired from 4D microgravity results, which has similarity with actual formation pressure data, shows unsignificant change in formation pressure, indicating that the waterflood process was well executed. Time-lapse microgravity was well applied at the Tanjung Structure to monitor waterflood perfomance. Deconvolution Simulation of Mass Volume Density (DSMVD) is planned for further research to identify fluid movement in each reservoir due to density change.Keywords: 4D-Microgravity, EOR, Waterflood, Struktur Tanjung.

II. PERMASALAHAN

Pada awal waterflood memang menunjukkan hasil yang sangat signifikan dalam efisiensi penyapuan minyak (Gambar 2), akan tetapi untuk saat ini tidak begitu efisien dikarenakan kurangnya gambaran pergerakan fluida injeksi dan area penyapuan minyak. Diperlukan teknologi untuk me-monitoring kinerja waterflood yang pada dasarnya digunakan untuk optimalisasi proses penyapuan fluida injeksi dan mengetahui hubungan pergerakan air injeksi dengan struktur geologi.

III. METODOLOGI

Pada Lapangan Tanjung diagram alir akuisisi, pengolahan dan interpretasi data yang lebih rinci (Gambar 3). Pada tahap kegiatan Akuisisi, data tahun 2014 dan 2015 melengkapi koleksi data di Lapangan Tanjung sebelumnya (2006 dan 2007). Dengan melakukan koreksi earth tide dan koreksi drift diperoleh 4 (empat) Gobs di Lapangan Tanjung. Perhitungan Time-Lapse Microgravity (TLM) dilakukan pada Desember 2006 – April 2007, Desember 2006 – November 2014, Desember 2006 – April 2015, November 2014 – April 2015. Koreksi muka air tanah mempertimbangkan data curah hujan dan hasil pemodelan inversi data resistivitas semu pengukuran VES (2014 dan 2015). Pemodelan inversi data resistivitas menghasilkan beda muka air tanah pada selang waktu November 2014 – April 2015. Selanjutnya beda muka air tanah tersebut dikonversi ke dalam satuan mGal untuk koreksi TLM. Peta TLM yang sudah terkoreksi selanjutnya dianalisis dengan mempertimbangkan data geologi, produksi dan injeksi, porisitas

69Time Lapse 4D-Microgravity untuk Optimasi Waterflood terhadap Produksi Lapangan Tanjung, Kalimantan Selatan

(Fahmi Bajry, Bambang Prasetiyo, R. Agung Indra Wardhana dan Wawan Gunawan A. Kadir)

dan permeabilitas, tekanan, saturasi, serta log densitas. Untuk melengkapi interpretasi di Lapangan Tanjung, peta TLM diturunkan untuk memperoleh peta perubahan densitas (dengan teknik dekonvolusi), peta perubahan saturasi dan peta perubahan tekanan. Peta-peta tersebut kemudian digunakan untuk mengidentifikasi perilaku reservoar, deliniasi sesar, pergerakan fluida, memberikan rekomendasi dari aktifitas produksi dan injeksi.

4D-Microgravity

Nilai pembacaan dari data hasil pengukuran gravity menunjukkan besar gaya tarik gravitasi akibat massa di bumi dan efek rotasi bumi. Sehingga dalam pengolahan data gravity, terdapat beberapa koreksi yang harus dilakukan sebelum data dapat diinterpretasikan. Semua efek gaya tarik gravitasi yang tidak berkaitan dengan efek perubahan densitas bawah permukaan harus dihilangkan (dikoreksi). Efek-efek tersebut adalah variasi latitude, perubahan elevasi, topografi, dan pasang surut.

Untuk mendapatkan anomali 4D-microgravity, pengukuran gravity harus dilakukan minimal sebanyak dua kali. Jika waktu pengukuran pertama dinyatakan dengan t1 dan pengukuran kedua dinyatakan dengan t2, maka nilai anomali time lapse microgravity untuk tiap titik dapat dihitung dengan persamaan (Kadir et al.,2009).

Persamaan ini menunjukkan bahwa sumber dari anomali time-lapse microgravity yang diperoleh dari proses pengurangan nilai gravity observasi yang kedua dengan yang pertama, adalah yang disebabkan oleh kontras densitas (ΔgB(x,y,z,Δt)) dan perubahan ketinggian.Perubahan ketinggian sebesar 1 cm yang ditunjukkan oleh aΔh(x,y,z,Δt), nilainya setara dengan 3.4 µGal time-lapse microgravity (Allis and Hunt, 1986) dan bernilai postif untuk amblesan. Sedangkan perubahan slab Bouguer (bρBΔh(x,y,z,Δt)) dari amblasan sebesar 1 cm, nilainya setara dengan -0.79 µGal time-lapse microgravity untuk densitas Bouguer (ρB) sebesar 1.94 gr/cc.

Koreksi Drift

Koreksi drift diberikan sebagai akibat adanya perbedaan pembacaan gravity dari stasiun yang sama pada waktu yang berbeda, yang disebabkan karena adanya guncangan pegas alat gravimeter selama proses transportasi dari satu stasiun ke stasiun lainnya. Untuk menghilangkanefek ini, Akuisisi data didesain dalam suatu rangkaian tertutup, sehingga besar penyimpangan tersebut dapat diketahui dan diasumsikan linier pada selang waktu tertentu (t).

Koreksi Earth Tide

Koreksi ini dilakukan untuk menghilangkan efek gravity benda-benda di luar bumi seperti matahari dan bulan. Efek gravity bulan di titik P pada permukaan bumi diberikan oleh persamaanpotensial berikut ini :

dimana :ø = lintang,δ = deklinasi,t = moon hour angle,c = jarak rata-rata ke bulan.

Estimasi Perubahan Densitas

Dari anomali time-lapse gravity (Δg) kita dapat menurunkan nilai kontras densitas (Δρ) dengan menggunakan teknik dekonvolusi. Pada prinsipnya, proses dekonvolusi adalah ekuivalen dengan proses inversi linier dimana operator dekonvolusi didesain sehingga menghasilkan beda paling minimum antara nilai prediksi dan nilai observasi.

Secara matematik, anomali gravity merupakan hasil konvolusi antara operator Ri yang bergantung pada geometri benda penyebab anomali beserta jarak benda tersebut dari stasiun pengukuran dan distribusi densitasnya (Kadir, 1996)


Berdasarkan persamaan ini, distribusi densitas bawah permukaan dapat diturunkan dari anomali gravity di permukaan dengan menggunakan formulasi dekonvolusi yang diekspresikan oleh persamaan berikut :

dimana Ci ≈ 1/Ri dan dikenal sebagai operator dekonvolusi yang digunakan untuk mentransform anomali Bouguer menjadi distribusi densitas bawah permukaan.

Estimasi Apparent Saturation

Berdasarkan kontras densitas (Δρ), dapat diestimasi nilai apparent saturation dengan menggunakan metode inversi Marquardt, dimana persamaan dasar yang digunakan adalah persamaan densitas yang diturunkan dari Schön (1995).

Δρ = ø(ρ2 - ρ1)(Sf - 1)

dengan ø porositas, ρ2 densitas air injeksi, ρ1 densitas minyak, dan Sf saturasi air. Dalam hal ini, kontras densitas (Δρ) diperoleh melalui teknikdekonvolusi.

Estimasi Apparent Pressure

Nilai apparent pressure (ΔP) dapat diestimasi dengan menggunakan persamaan tekanan yang diturunkan dari Allis et al. (2000), dimana input datanya adalah kontras densitas (yang diperoleh melalui teknik dekonvolusi) dan ketebalan reservoir (dari data sumur).

ΔP = Δρ . g . Δh

dimana ΔP perubahan tekanan (Pascal), Δρ kontras densitas (kg/m3), g percepatan gravitasi dan Δh ketebalan reservoir (m).

Vertical Electrical Sounding (VES)

Dalam pengukuran Vertical Electrical Sounding (VES) menggunakan konfigurasi Schlumberger.

dimana :M & N = Elektroda Beda Potensial (mV)A & B = Elektroda Kuat Arus (mA)

Dari hasil pengukuran VES ini didapatkannilai hambatan jenis dengan persamaan sebagai berikut :

Hasil pengukuran VES ini digunakan untuk koreksi data microgravity terhadap lapisan akuifer yang dapat mengganggu interpretasi data microgravity. Untuk koreksi muka air tanah pada TLM yang menggunakan baseline pengukuran 2006 maka digunakan analogi dari data yang tersedia (data curah hujan, VES 2014, dan VES 2015). Dengan variasi perubahan muka air tanah terjadi akibat pengaruh intensitas curah hujan, maka berdasarkan data curah hujan di stasiun BMKG yang ada di Kalimantan Selatan, maka kita bisa mendapatkan faktor pengali untuk koreksi pada masing-masing perioda TLM dengan referensi perubahan muka air tanah 2014 dan 2015 (Gambar 4).

IV. HASIL DAN DISKUSI

Hasil pemodelan inversi data VES untuk mendapatkan kedalaman muka air tanah pada masing-masing periode pengukuran ditunjukkan pada Gambar 5. Berdasarkan perubahan muka air tanah yang dihasilkan dari pemodelan inversi tersebut, selanjutnya dibuat kontur perubahan muka air tanah dan nilai koreksi ketinggian muka air tanah pada nilai microgravity (Gambar 6).

Peta TLM 4-3 yang ditunjukkan pada Gambar 7 adalah pola anomali yang diperoleh setelah dilakukan koreksi perubahan VES serta telah dilakukan lowpass filter dengan lebar jendela 600 meter. Proses yang dilakukan untuk mendapatkan pola anomali ini adalah upaya untuk meminimalisasi pengaruh muka air tanah akibat curah hujan sehingga diharapkan anomali target dari reservoir menjadi dominan dalam konteks penguatan signal to noise ratio.



Dari Peta Time Lapse Microgravity, Struktur Tanjung terbagi atas 4 blok berdasarkan nilai perubahan densitas dan gravity : Blok I yang berada di area utara Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity negatif yang terindikasi di area tersebut masih kekurangan injeksi, Blok II yang berada di area barat laut Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity nol yang berarti area tersebut stabil proses injeksi dan produksi, Blok III yang berada di area tengah Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity negatif yang terindikasi di area tersebut masih kekurangan injeksi, dan Blok IV yang berada di area selatan Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity positif yang terindikasi di area tersebut sudah jenuh oleh air injeksi.

Perhitungan dekonvolusi dengan input data TLM 4-3 dilakukan untuk mendapatkan peta perubahan densitas di daerah penelitian. Berdasarkan hasil perhitungan dekonvolusi (Gambar 8a) ditunjukkan rentang perubahan densitas pada kedalaman target (reservoir) adalah -0.014 sampai +0.014 g/cc. Perubahan densitas paling negatif ditunjukkan pada Blok I dan III. Sedangkan perubahan densitas paling positif ditunjukkan sebagai efek tepi di sebagian kecil bagian selatan Blok IV.

Hasil perhitungan perubahan densitas dengan teknik dekonvolusi selanjutnya digunakan untuk memperoleh peta perubahan saturasi positif (Gambar 8b), peta perubahan saturasi negatif (Gambar 8c), dan peta perubahan tekanan (Gambar 8d) di daerah penelitian. Pada peta perubahan saturasi positif menunjukkan penambahan saturasi maksimal mencapai 15%, sedangkan pada peta perubahan saturasi negatif menunjukkan pengurangan saturasi mencapai 8% (disekitar Blok I dan III). Pada peta perubahan tekanan menunjukkan penurunan tekanan mencapai 25 Psi disekitar Blok I dan III.

Analisis Data 4D-Microgravity dengan Baseline Pengukuran 2006

Proses yang dilakukan untuk mendapatkan pola-pola anomali pada bagian ini juga dilakukan hal yang sama sebagaimana TLM 4-3. Analisa data 4D-microgravity dengan baseline pengukuran 2006 dan data curah hujan untuk koreksi muka air tanah akan menghasilkan 3 peta TLM 2-1, 3-1, dan 4-1. Perbandingan

peta TLM dengan baseline pengukuran 2006 ditunjukkan pada Gambar 9.

Perhitungan dekonvolusi dengan input data TLM 2-1, 3-1, dan 4-1 dilakukan untuk mendapatkan peta perubahan densitas di daerah penelitian. Berdasarkan hasil perhitungan dekonvolusi (Gambar 10) ditunjukkan rentang perubahan densitas pada kedalaman target (reservoir) pada masing-masing TLM 2-1, 3-1, dan 4-1 secara berturut turut adalah (-0.022 sampai +0.022 g/cc), (-0.018 sampai +0.018 g/cc), dan (-0.014 sampai +0.014 g/cc).

Hasil perhitungan perubahan densitas dengan teknik dekonvolusi selanjutnya digunakan untuk memperoleh peta perubahan saturasi positif (Gambar 11), peta perubahan saturasi negatif (Gambar 12), dan peta perubahan tekanan (Gambar 13) di daerah penelitian. Pada peta perubahan saturasi positif menunjukkan penambahan saturasi maksimal mencapai 30% pada selang waktu pengukuran 2006 sampai 2007, sedangkan pada peta perubahan saturasi negatif menunjukkan pengurangan saturasi mencapai 12% pada selang waktu pengukuran 2006 sampai 2007. Pada peta perubahan tekanan menunjukkan penurunan tekanan mencapai 25 Psi disekitar blok II.

Korelasi Data 4D-Microgravity dengan Data Tekanan Sumur

Trend data tekanan pada reservoir untuk zona ABCD ditunjukkan pada Gambar 14. Persamaan polinomial sebelum tahun 1990-an cukup mewakili variasi tekanan. Hal ini berkaitan dengan aktivitas di daerah penelitian sebelum aktivitas injeksi dilakukan. Setelah aktivitas injeksi dilakukan, data tekanan pada tahun 1990-an sampai 2006 menghasilkan estimasi yang cukup besar tingkat keyakinannya.

Peta dekonvolusi yang kemudian diturunkan menjadi peta perubahan tekanan merupakan peta perubahan tekanan dengan 30% tekanan mendominasi di daerah penelitian. Jika 70% dominasi tekanan maka harga perubahan tekanan juga berubah menjadi dua kali lipat. Peta perubahan tekanan yang dihasilkan dan data tekanan sumur di daerah penelitian selanjutnya diperbandingkan untuk melihat estimasi trend yang ada. Perkembangan dari cakupan penelitian selanjutnya diarahkan untuk melihat perubahan tekanan di key well. Nilai perubahan tekanan


ditinjau pada key well, dengan lokasinya ditunjukkan pada Gambar 15.

Gambar 16 secara berturut-turut menunjukkan overlay perubahan tekanan yang diturunkan dari pengukuran TLM (plot bulat warna merah) terhadap data tekanan sumur dari zona A, zona B, zona C, dan zona D.

Berdasarkan perbandingan ini terlihat bahwa trend perubahan tekanan yang dihasilkan dari TLM relatif lebih datar dibanding trend estimasi pada pressure history sumur yang ada di zona A dan zona B. Selanjutnya untuk perubahan tekanan di zona C dan zona D terlihat korelasi yang cukup baik antara trend estimasi pada pressure history dengan perubahan tekanan yang diturunkan dari TLM.

Diskusi

Anomali Time lapse 4D-Microgravity ini sangat membantu untuk menunjukkan pergerakan air injeksi di lapangan hidrokarbon tetapi masih memiliki kelemahan yaitu tidak bisa mengukur nilai microgravity untuk tiap lapisan reservoir. Dipelukan untuk evaluasi lanjut 4D-Microgravity dilakukan menggunakan Teknik DSMVD (Susanti Alawiyah,2009) untuk dapat mengetahui perubahan densitas fluida tiap lapisan reservoir.

V. KESIMPULAN & SARAN

Berikut beberapa kesimpulan dari hasil penelitian ini, diantaranya :• Struktur Tanjung terbagi atas 4 blok

berdasarkan nilai perubahan densitas dan gravity. Blok I & III yang berada di area utara dan tengah Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity negatif yang terindikasi kekurangan injeksi. Blok II di area barat laut Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity nol yang berarti area tersebut stabil injeksi dan produksinya. Blok IV di area selatan Struktur Tanjung menunjukkan nilai anomali gravity positif yang berarti area tersebut sudah jenuh oleh air injeksi.

• Perubahan tekanan 2006 sampai dengan 2015 secara umum berharga relatif kecil, sehingga dapat disimpulkan bahwa proses injeksi-produksi sudah berjalan dengan baik khususnya di reservoir C dan D.

• Evaluasi lanjut 4D-Microgravity dilakukan menggunakan Teknik DSMVD untuk dapat mengetahui perubahan densitas fluida tiap lapisan reservoir.

• Data Time Lapse 4D-Microgravity menunjukkan sesar utama (SW-NE) dan beberapa sesar yang berarah NW-SE berfungsi sebagai sealing fault.

Dengan hasil penelitian ini, maka akan direkomendasikan kegiatan untuk optimalisasi waterflood sebagai berikut :1. Hasil analisa menunjukkan pada Struktur

Tanjung terdapat area yang mengalami pengurangan dan penambahan massa fluida, sehingga direkomendasikan perlunya melakukan pengaturan laju injeksi/pemeliharaan tekanan.

2. Hasil studi 4D-Microgravity digunakan untuk optimasi waterflood di Zona A dan B (less injection support) dengan menggunakan multilayer packer dan melakukan konversi sumur suspended atau produksi menjadi sumur injeksi atau sebaliknya.

3. Monitoring pergerakan air injeksi lebih lanjut survey dengan menggunakan time-lapse microgravity direkomendasikan untuk dilakukan secara berkala sejalan dengan aktivitas waterflood Struktur Tanjung.

UCAPAN TERIMA KASIH

Ucapan terimakasih disampaikan kepada Project Manager I/EOR Tanjung Pertamina EP Bapak Ari Buhari, VP EOR Pertamina EP Bapak Andi Wardhana Bachtiar, SKK MIGAS, DITJEN MIGAS, Badan Koordinasi Penanaman Modal, dan PT LAPI ITB atas dukungan dan izinnya untuk mempublikasikan penelitian ini.

REFERENSI

Alawiyah, Susanti., 2009, Aplikasi Data Gaya Berat Mikro Selang Waktu untuk Pemodelan Perubahan Densitas Fluida Reservoir Multilayer dan Simulasi 3D Pergerakan Fluida, Disertasi Fakultas Pasca Sarjana ITB.

Allis, R. G., Gettings, P., and Chapman, D. S., 2000, Precise Gravimetry and Geothermal Reservoir Management, Proceedings Twenty-Fifth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, California, January 24-26, 2000



Alis, R.G., T.M. Hunt, 1986, Analysis of exploration-induced gravity changes at Wairakei geothermal field, Geophysics 51, p.1647-1660.

Hare J.L., J.F. Ferguson, C.L.V. Aiken and J.L. Braddy,1999, The 4D- microgravity method for waterflood surveillance: A model study for the Prudhoe Bay reservoir, Alaska, Gweophysics,v.44, No.1,p.76-87.

Hunt T.M. and W.M. Kissling, 1994, Determination of reservoir properties at Warirakei geothermal field using gravity changes measurement, J. Volcanol, Geotherm.Res, 63, p.129-143.

Kadir, W.G.A., 1996, Dekonvolusi Anomali Gayaberat Bouguer dan Derivatif Vertikal Orde Dua dengan Menggunakan Persamaan Dasar Potensial, Studi Kasus : P.Sumatra, Disertasi Fakultas Pasca Sarjana ITB.

Kadir W.G.A., 1999, The 4-D gravity survey and its subsurface dynamics : a theoretical approach, Proceeding of 24 HAGI annual meeting,

Surabaya, p.94-99.Kadir W.G.A. and D. Santoso, 2000, Porosity

estimation of a porous rock using 4- D gravity survey, Proceeding of 2000 AAPG International Conference & Exhibition, Bali.

Alawiyah, S., and Setianingsih, 2009, Time-Lapse Microgravity Anomaly of Carbonate Reservoir and Its Correlation with Physical Properties of The Reservoir, Case Study: Carbonate Reservoir of Baturaja Fm at ‘X’ Field, South Sumatra, Indonesia, Jurnal Geofisika – HAGI

Koth, K and Long, A., 2012. Microgravity Methods for Characterization of Groundwater-Storage Changes and Aquifer Properties in the Karstic Madison Aquifer in the Black Hills of South Dakota: Scientific Investigations Report 2012-5158.

Schön J.H., 1996. Physical Properties of Rocks: Fundamentals and Principles of Petrophysics (Handbook of Geophysical Exploration Series). Pergamon Press, London.

LAMPIRAN

Gambar 1. Lokasi Lapangan Tanjung Berada 240 km timurlaut dari kota Banjarmasin, Ibu Kota Provinsi Kalimantan Selatan (Google Earth).


Gambar 2. Performa kinerja optimasi waterflood Struktur Tanjung sampai tahun 2016.

Gambar 3. Workflow dari Studi 4D-Microgravity dan Vertical Elctrical Sounding (VES).



Gambar 4. Data curah hujan di stasiun BMKG yang ada di Kalimantan Selatan, maka kita bisa mendapatkan faktor pengali untuk koreksi pada masing-masing perioda TLM dengan referensi perubahan muka air tanah 2014 dan 2015.

Gambar 5. Hasil pemodelan inversi data VES untuk mendapatkan kedalaman muka air tanah pada masing-masing periode pengukuran (2014 & 2015).

Gambar 6. (A) Struktur Tanjung menunjukkan ketinggian muka air tanah dari tahun 2014 -2015 berkisar antara 0-3 meter, (B) Koreksi ketinggian muka air tanah pada nilai microgravity.


Gambar 7. Peta time-lapse 4D-Microgravity (2014 -2015) menujukkan adanya 4 Blok, Blok I dan III menunjukkan indikasi area yang kurang support injeksi, Blok II menunjukkan area yang stabil antara produksi & injeksi,dan Blok IV

menunjukkan area yang telah kelebihan support injeks.

Gambar 8. Peta perubahan densitas fluida (a), Peta apparent saturasi positif (b), Peta apparent saturasi negatif (c), Peta apparent tekanan (d).

Gambar 9. Peta Time Lapse 4D-Microgravity dengan baseline data pengukuran microgravity tahun 2006.

Gambar 10. Peta Perubahan Densitas Fluida dengan baseline data pengukuran tahun 2006.

77

Gambar 11. Peta Apparent Saturasi positif dengan baseline data pengukuran tahun 2006.

Gambar 12. Peta Apparent Saturasi negatif dengan baseline data pengukuran tahun 2006.

Gambar 13. Peta Apparent Tekanan dengan baseline data pengukuran tahun 2006.

Gambar 14. Trend tekanan zona reservoir A,B,C,dan D struktur Tanjung.

Time Lapse 4D-Microgravity untuk Optimasi Waterflood terhadap Produksi Lapangan Tanjung, Kalimantan Selatan


78

Gambar 15. Lokasi key well untuk melihat perubahan tekanan.

Gambar 16. Overlay perubahan tekanan dari nilai microgravity (titik merah) pada zona reservoir A,B,C,dan D struktur Tanjung.

JTMGB, Vol. 14 No. 2 Agustus 2017: 67-78

79

Memanfaatkan Batubara Kalori Rendah dengan Cairan Rumen Menjadi Sumber Gas Metana untuk Energi Listrik Masa Depan

Utilizing Low Calorie Coal with Rumen Fluid To Be a Source of Methane Gas for Future Electrical Energy

Kosasih1, Dewi Susan Brataningtyas2, Dahrul Effendi3, Byan Muslim Pratama4, Bambang Agus Widjajanto5 dan Irawan Sugoro6

[email protected]; [email protected](1)(2)(3)(4)(5)Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”

Jl. Ciledug Raya Kav.109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230; (6)Badan Tenaga Nuklir Nasional

Abstrak

Menurunnya harga batubara, minyak, dan gas dunia menyebabkan industri migas dan batubara saat ini mengalami kelesuan, termasuk di Indonesia. Dilain sisi, kebutuhan akan energi terus meningkat disertai dengan cadangan energi yang terus menurun. Oleh sebab itu, untuk mensiasati kelesuan industri energi dan memenuhi kebutuhan energi, perlu diupayakan sumber energi alternatif baru. Salah satunya dengan meningkatkan manfaat dari batubara kalori rendah seperti Lignit. Lignit dapat dikonversi menjadi sumber gas metana dengan menambahkan cairan Rumen yang berasal dari limbah lambung sapi. Didalam cairan rumen terdapat populasi mikroba yang dapat mendegradasi batubara menjadi gas metana. Metode konversi batubara menjadi gas metana menggunakan cairan rumen belum pernah dilakukan pada penelitian sebelumnya. Gas metana yang dihasilkan dapat menjadi sumber energi gas atau diubah lebih lanjut menjadi energi listrik. Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, pada batubara Lignit dengan kondisi permukaan (suhu ruang dan tekanan 1 atm) menghasilkan gas metana 57,35 cf/ton selama 60 hari atau setara dengan 17,31 Kwh listrik dan produksi gas metana akan terus meningkat sejalan dengan waktu inkubasi sampai batubara habis terdegradasi. Mikroba cairan rumen mampu mendegradasi batubara 14 – 46 kg/bulan. Energi listrik yang dihasilkan dari batubara yang telah dikonversi menjadi gas metana oleh cairan rumen memiliki keunggulan yaitu berbahan baku batubara mutu rendah, ukuran batubara dapat beragam, alat yang digunakan sederhana, ekonomis, dan resiko rendah sehingga layak apabila dikembangkan lebih lanjut. Kemampuan mikroba pada cairan rumen dalam mendegradasi batubara menjadi gas metana, diprediksi dapat diterapkan juga di sumur Coal Bed Methane (CBM). Kata Kunci: Lignit, cairan rumen, gas metana batubara, energi listrik.

Abstract

The decline in world coal, oil and gas prices has caused the oil and gas industry and coal to be sluggish. Including in Indonesia. On the other hand, the need for energy continues to increase along with the declining energy reserves. Therefore, to anticipate the lethargy of the energy industry and meet the energy needs, new alternative energy sources should be sought. One of them is by increasing the benefits of low calorie coal such as lignite. Lignite can be converted into a methane gas source by adding rumen fluid from cow gastric waste. In rumen fluid there is a microbial population that can degrade coal to methane gas. Coal conversion method to methane gas using rumen fluid has not been done in previous research. The resulting methane gas can be a source of gas energy or converted further into electrical energy. Based on the research results, on lignite coal with surface conditions (room temperature and pressure of 1 atm) yield 57.35 cf / ton of methane gas for 60 days or equivalent to 17.31 Kwh of electricity and methane gas production will continue to increase in line with the incubation time until the coal is depleted degraded. Rumen fluid microbes are able to degrade from 14 to 46 kg / month of coal. Electrical energy generated from coal that has been converted to methane gas by rumen fluid has the advantage of low quality raw coal, the size of coal may vary, the tool used is simple, economical, and low risk so it is feasible if developed further. The ability of microbes in rumen fluid in degrading coal to methane gas, predicted to be applied also in Coal Bed Methane (CBM) well. Keywords: Lignite, Rumen fluid, Coal Bed Methane (CBM), Power supply.


I. PENDAHULUAN

Potensi batubara di Indonesia masih cukup tinggi, dengan jumlah sumber daya dan cadangan batubara sebesar 161 milyar ton dan 28 milyar ton, terbagi atas Lignit 59%, sub bituminus 27%, bituminus 14% dan antrasit kurang dari 0,5% (ESDM, 2012). Bila diasumsikan tidak ada penemuan cadangan baru maka ketersediaan batubara masih akan bertahan hingga 72 tahun (OEI, 2015). Namun demikian, harga batubara terus mengalami penurunan dikarenakan kelimpahan produksi batubara yang tinggi, tidak diimbangi dengan kenaikan kebutuhan. Keberadaan batubara di industri dan pembangkit tenaga listrik mulai digantikan oleh sumber energi alternatif baru, yaitu shale gas dan shale oil. Selain itu, keberadaan shale gas dan shale oil yang melimpah juga berpengaruh terhadap penurunan harga minyak dan gas dunia.

Pemanfaatan utama batubara adalah sebagai bahan bakar pembangkit listrik dan sektor industri. Jenis batubara yang banyak dimanfaatkan adalah batubara yang memiliki kematangan dan nilai kalori tinggi seperti sub-bituminus dan bituminus. Batubara dengan nilai kalori rendah (lignit), belum banyak dimanfaatkan. Selama ini, pemanfaatan lignit hanya sebagai bahan bakar boiler pada Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU). Namun demikian, seiring perkembangan teknologi, telah mulai dikembangkan pembangkit listrik tenaga matahari, angin dan lainnya yang disebut “clean energy”. Hal ini akan berpotensi menggantikan batubara sebagai pembangkit listrik. Berdasarkan permasalahan energi tersebut, maka perlu dilakukan rekayasa terhadap batubara agar kembali memiliki manfaat tinggi dan bernilai.

Pada penelitian ini, akan dilakukan pemanfaatan lain dari batubara yaitu dikonversi menjadi gas metana melalui proses bioaugmentasi oleh mikroba pada cairan rumen yang merupakan limbah hewan ternak ruminansia. Produksi gas metana dari batubara dengan memanfaatkan mikroba cairan rumen belum pernah dilakukan sebelumnya. Gas metana yang dihasilkan akan dimanfaatkan lebih lanjut menjadi sumber energi gas dan energi listrik. Di dalam cairan rumen terdapat mikroba metanogen yang dapat mendegradasi batubara menjadi gas metana. Selama ini, mikroba metanogen telah banyak

dimanfaatkan untuk pembuatan biogas dari sisa sampah organik, namun belum pernah dimanfaatkan untuk produksi gas metana pada batubara.

Kelebihan dari penggunaan cairan rumen dalam produksi gas metana batubara yaitu dapat diaplikasikan untuk batubara mutu rendah (lignit), meningkatkan nilai dari lignit, proses konversi batubara menjadi gas metana berjalan kontinu, metode yang digunakan cukup sederhana, dan tidak memerlukan biaya yang terlalu tinggi. Oleh sebab itu, teknologi ini tepat jika mulai dikembangkan saat ini. Apabila potensi cairan rumen tersebut dapat dimaksimalkan untuk memproduksi gas metana batubara, maka akan sangat membantu untuk memenuhi kebutuhan gas domestik. Selain itu, formulasi dari cairan rumen tersebut dapat menjadi nilai jual tersendiri.

Gas metana yang dihasilkan, dapat dimanfaatkan salah satunya sebagai energi listrik. Keunggulannya dibandingkan dengan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yaitu berbahan baku batubara mutu rendah, ukuran batubara dapat beragam, alat yang digunakan sederhana, ekonomis, dan resiko rendah sehingga layak apabila dikembangkan lebih lanjut. Potensi lain dari pemanfaatan mikroba pada cairan rumen dalam mendegradasi batubara yaitu diprediksi dapat meningkatkan Gas Recovery dari sumur Coal Bed Methane (CBM).

II. PERMASALAHAN

Ketahanan dan kelangkaan energi serta turunnya harga batubara, minyak, dan gas bumi (migas) menjadi salah satu permasalahan energi saat ini. Oleh sebab itu, perlu dicari sumber energi alternatif baru yang dapat mengurangi masalah tersebut. Salah satunya dengan membuat sumber energi gas baru dari batubara dengan memanfaatkan mikroba dalam cairan rumen. Penelitian ini dilakukan untuk menjawab pertanyaan:1. Apakah mikroba pada cairan rumen dapat

mendegradasi batubara menjadi gas metana?2. Berapa potensi gas metana yang dapat

dihasilkan dari proses biodegradasi batubara menjadi gas metana?

3. Bagaimana potensi pemanfaatan gas metana yang dihasilkan sebagai alternatif energi gas dan listrik?

81Memanfaatkan Batubara Kalori Rendah dengan Cairan Rumen Menjadi Sumber Gas Metana untuk Energi Listrik Masa Depan (Kosasih, Dewi Susan Brataningtyas, Dahrul Effendi, Byan Muslim Pratama, Bambang Agus Widjajanto, dan Irawan Sugoro)

4. Apakah keunggulan gas metana dari batubara sebagai sumber energi alternatif?

Proses Biodegradasi Batubara Menjadi Gas Metana oleh Cairan Rumen

Cairan rumen berasal dari salah satu bagian lambung ternak ruminansia (memamah biak) yang disebut rumen. Didalam cairan rumen mengandung populasi mikroba yang berperan dalam proses pencernaan pakan ternak. Seluruh degradasi semua pakan ternak, dilakukan oleh mikroba rumen secara biokimia. Di dalam rumen akan terjadi proses fermentasi oleh mikroorganisme (bakteri, protozoa, fungi). Cairan rumen dari sapi masih mengandung bahan organik yang tinggi (Manendar, 2010) dan merupakan makanan yang belum dicerna secara sempurna pada lambung pertama ruminansia dan mengandung saliva, mikroba anaerob, selulosa, hemiselulosa, protein, lemak, karbohidrat, mineral dan vitamin (Van Soest, 1982).

Salah satu mikroba yang terdapat pada cairan rumen adalah mikroba metanogen yang berperan dalam memproduksi gas metana pada saat degradasi pakan ternak. Sifat mikroba metanogen adalah anaerob obligat, yang mana pertumbuhannya akan terhambat oleh adanya oksigen dan hidup pada kondisi lingkungan tertentu (pH, suhu, dan tekanan). Blakely dan Bade (1991) menyatakan bahwa derajat keasaman (pH) rumen antara 6,0 sampai 6,8. Pembentukan gas metana terjadi saat nilai pH berada pada rentang pH netral, yakni 6,8 sampai 7,2 (Eckenfelder, 2000). Nilai pH merupakan salah satu faktor lingkungan yang berperan penting dalam aktivitas mikroba dalam proses anaerobik. Materi pereduksi, seperti nitrit atau nitrat dapat menghambat kerja mikroba metanogen (Campbell, 1983). Suhu dalam rumen bervariasi tergantung panas tubuh ruminansia berkisar 36 – 42°C. Dan mikroba hidup pada suhu 39-40°C.

Populasi mikroba dalam cairan rumen sangat padat yaitu mengandung sekitar 1010

bakteri/ml, 106 protozoa/ml dan 103 fungi/ml (Rode, 2000). Mikroba rumen diklasifikasikan berdasarkan substrat utama yang digunakan. Substrat mikroba metanogen yaitu asam organik diubah menjadi gas metana dan CO2. Jenis mikroba metanogen yang terdapat pada

cairan rumen adalah Methanobacterium formicicum, Methanobrevi bacterruminantium, Methanomicrobium dan Methanosarcina (Hungate,1966). Selain itu terdapat pula mikroba metanogen jenis Methanobrevibacter ruminantiu dan Methanomicrobium mobile pada cairan rumen sapi (Kang et al, 2015)

Proses metanogenesis adalah pembentukan gas metana dengan memanfaatkan mikroba metanogen. Batubara memiliki komposisi kimia yang hampir sama dengan tumbuhan karena batubara terbentuk dari sisa tumbuhan yang membusuk dan tertumpuk pada kondisi di bawah permukaan air yang tenang. Keduanya mempunyai unsur organik seperti karbon, hidrogen, oksigen, nitrogen, dan sulfur (Jordening, 2005). Unsur organik pada batubara tersebut dapat didegradasi oleh mikroba, salah satunya mikroba metanogen menghasilkan gas metana (Strapoc et al, 2008), proses biodegradasi batubara oleh mikroba dijelaskan seperti pada Gambar 1.

Gambar 1. Biodegradasi Batubara oleh Mikroba(nomor referensi)

Pembentukan gas metana dari batubara terdiri atas 3 proses yaitu proses hidrolisis, pengasaman, dan pembentukan gas CH4 (Firdaus, 2007). Proses hidrolisis adalah pemecahan senyawa rantai panjang menjadi senyawa rantai lebih pendek dengan memanfaatkan peran dari mikroba pencerna selulosa, hemiselulosa, pati, gula, protein, asam dan lipid. Salah satu contohnya memecahkan polisakarida menjadi monosakrida dan protein menjadi asam amino.

Tahap pengasaman (asidifikasi) bertujuan untuk memecah senyawa rantai pendek pada tahap hidrolisis menjadi asam-asam lemak volatil (Volatile Fatty Acid, VFA) (Firdaus, 2007). Pembentukan gas metana (metanogenesis) dengan memanfaatkan asam organik yang terbentuk dari proses asidifikasi. Mikroba ini akan membentuk gas CH4 dan CO2 dari gas H2


(Nijaguna, 2002). Substratnya yang berupa asam organik didekomposisi oleh mikroba metanogen menghasilkan metana dalam kondisi anaerob melalui fermentasi asam asetat menjadi metana dan CO2 atau reduksi CO2 menjadi metana menggunakan gas hidrogen atau asam format yang diproduksi oleh mikroba lain (Campbell, 1983).

III. METODOLOGI PENELITIAN

Biodegradasi batubara oleh cairan rumen menjadi gas metana dilakukan melalui fermentasi batubara dengan cairan rumen dan air, selama waktu inkubasi. Produksi gas metana selama inkubasi dicatat dan di-monitoring. Monitoring dilakukan terhadap tekanan gas, komposisi gas, dan kondisi lingkungan inkubasi. Gas yang telah dihasilkan kemudian dihitung potensinya untuk dijadikan sumber energi listrik. Secara singkat, roadmap penelitian dari batubara menjadi energi listrik yaitu seperti disajikan pada Gambar 2.

Proses Pembentukan Gas Metana dari Biodegradasi Batubara oleh Cairan Rumen

Cairan rumen segar dimasukkan kedalam wadah steril, ditutup rapat, dan divakum. Mikroba

Gambar 2. Roadmap Penelitian Biodegradasi Batubara Menjadi Energi Listrik.

dari cairan rumen tersebut dikembangbiakan untuk mendapatkan jumlah dan volume yang lebih besar. Sampel batubara didapatkan dari lapangan tambang batubara dan disimpan pada penampungan batubara, digerus menjadi berukuran 60 mesh serta dilakukan analisa awal berupa pengujian proximate dan Ultimate. Uji proximate menggunakan alat LECO TGA 701 yang mengacu pada ASTM D 7582.

Sampel batubara berukuran 60 mesh dicampurkan dengan cairan rumen dan air menggunakan komposisi batubara : cairan rumen : air (1:1:1 dan 1:2:1). Proses biodegradasi berjalan secara anaerob (tanpa oksigen) dan akan di-monitoring selama waktu inkubasi, meliputi:• Volume gas di-monitoring melalui pembacaan

indikator gauge dan di catat secara berkala kemudian dikonversi menjadi volume gas.

• Temperatur selama proses biodegradasi di-monitoring menggunakan termometer.

• Pengukuran komposisi gas dilakukan pada gas yang telah terbentuk, menggunakan alat Gas Chromatography tipe “GVA 2261”.

• Monitoring mikroba dilakukan melalui uji derajat keasaman menggunakan pH meter dan foto mikroba dilakukan dengan bantuan mikroskop yang dilengkapi kamera DHC 30 dengan perbesaran 400x.

83

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

Penelitian dilakukan terhadap batubara mutu rendah (lignit) yang belum banyak dimanfaatkan. Gas metana yang dihasilkan dari campuran batubara lignit dan cairan rumen akan menjadi alternatif energi gas baru. Proses biodegradasi batubara menjadi gas metana oleh cairan rumen dilakukan terhadap beberapa parameter pengujian, meliputi ukuran batubara, komposisi cairan rumen, dan pengaruh pH. Perhitungan potensi energi listrik yang dihasilkan dari gas metana produk biodegradasi dihitung melalui jumlah gas metana yang dihasilkan terhadap batubara yang terdegradasi. Hasil pengujian dan perhitungan, dijabarkan sebagai berikut:

Pengaruh Ukuran Batubara terhadap Produksi Gas Metana Batubara

Ukuran batubara memiliki peranan yang penting dalam membantu mikroba cairan rumen untuk menghasilkan gas metana. Pengujian yang dilakukan terhadap batubara ukuran kerakal dan bubuk (60 mesh) selama 60 hari, seperti disajikan pada Tabel 1 dan Gambar 3.

Berdasarkan Tabel 1, tampak bahwa ukuran batubara memiliki peranan yang penting dalam efektifitas produksi gas metana. Semakin halus ukuran batubara maka gas metana yang dihasilkan akan semakin besar. Hal tersebut mengindikasikan bahwa mikroba pada cairan rumen akan bekerja lebih baik pada batubara yang memiliki luas permukaan lebih besar. Oleh sebab itu, untuk menghasilkan gas metana yang tinggi, akan lebih baik jika dilakukan penggerusan batubara terlebih dahulu. Penggerusan batubara

Tabel 2. Pengaruh Komposisi Batubara : Cairan Rumen : Air terhadap Produksi Gas Metana.

Gambar 3. Pengaruh Ukuran Batubara terhadap Produksi Gas Total dan Gas Metana

merupakan proses degradasi batubara secara mekanik, yang akan membantu mikroba dalam mempercepat proses degradasi secara biologi (biodegradasi) menghasilkan gas metana.

Pengaruh Komposisi Cairan Rumen terhadap Produksi Gas Metana Batubara

Jumlah cairan rumen yang ditambahkan ke dalam batubara memiliki peranan yang sangat penting. Semakin besar jumlah cairan rumen yang ditambahkan ke dalam batubara, akan menghasilkan gas metana yang semakin besar dan waktu produksi gas metana semakin cepat. Hal tersebut dikarenakan, semakin banyak mikroba yang bekerja untuk mendegradasi batubara menjadi gas metana. Hasil tersebut dapat dilihat pada Tabel 2.

Walaupun gas metana yang dihasilkan berbanding lurus terhadap waktu dan jumlah cairan rumen yang ditambahkan, tetapi tetap harus diperhatikan efisiensi jumlah cairan rumen yang digunakan, agar jumlah mikroba yang ditambahkan tidak berlebih dan sesuai dengan target, baik dari segi ekonomi dan waktu.

Tabel 1. Pengaruh Ukuran Batubara terhadap Produksi Gas Total dan Gas Metana.

Memanfaatkan Batubara Kalori Rendah dengan Cairan Rumen Menjadi Sumber Gas Metana untuk Energi Listrik Masa Depan (Kosasih, Dewi Susan Brataningtyas, Dahrul Effendi, Byan Muslim Pratama, Bambang Agus Widjajanto, dan Irawan Sugoro)


Pengaruh Keasaman (pH) terhadap Produksi Gas Metana Batubara

Mikroba penghasil metana sensitif terhadap perubahan pH. Nilai pH optimum dalam mikroba berkisar 7,0 - 7,2. Apabila terjadi perubahan pH yang ekstrim, maka aktifitas mikroba metanogen akan menurun. Pada awal penguraian akan terjadi penurunan pH akibat terbentuknya asam asetat dan hidrogen sehingga menimbulkan penurunan pH dan berpotensi menghambat pertumbuhan mikroba. Batubara yang mempunyai nilai sulfur tinggi akan lebih bersifat asam. Batubara yang tercampur dalam media akan melepaskan sulfur anorganik serta senyawa asam-asam organik seperti humat dan fulvat, sehingga pH menjadi lebih asam. Tabel 3 dan Gambar 4 memperlihatkan nilai pH pada setiap perlakuan sampel.

Nilai pH selama masa inkubasi berkisar 6,1-7,7. Nilai pH tersebut sesuai dengan pH optimal dari mikroba metanogen. Mikroba dalam rumen hidup pada pH 5,5–7 (Hungate, 1966). Perubahan pH menunjukkan bahwa mikroba metanogen dapat mendegradasi batubara dan memproduksi asam-asam volatil dan organik dalam jumlah yang lebih tinggi. Asam-asam volatil (VFA) yang terbentuk seperti asam asetat, propionat dan butirat. Biodegradasi batubara juga menyebabkan terjadinya desulfurisasi yaitu pelarutan sulfur ke dalam media cair dalam bentuk ion sulfat (SO4

2-) sehingga terbentuk asam sulfat dan menciptakan kondisi asam. Selain itu pada tahap metagenesis, asam-asam organik diuraikan menjadi metana dan karbondioksida, kemungkinan terbentuknya amonia (NH3) yang meningkatkan pH larutan (Kresnawaty, 2008). Peningkatan pH terjadi karena dihasilkannya senyawa amonia dari hasil degradasi piridin pada batubara. Amonia dihasilkan karena

Tabel 3. Hasil Pengukuran pH sub-bituminus pada temperatur 30-60°C selama Inkubasi.

Gambar 4. Perubahan pH selama inkubasi.

terbukanya cincin piridin menjadi pentanol (Du et al, 2010).

Berdasarkan gas metana yang dihasilkan oleh batubara mutu rendah dengan memanfaatkan cairan rumen terhadap parameter ukuran dan komposisi cairan rumen, maka semakin halus ukuran batubara dan semakin tinggi komposisi cairan rumen akan menghasilkan gas metana yang semakin besar. Dari keseluruhan pengujian, dapat dikatakan bahwa potensi cairan rumen dalam mendegradasi batubara mutu rendah menjadi gas metana sangat besar serta layak untuk dilakukan dalam skala besar.

Gas metana yang dihasilkan oleh batubara mutu rendah dengan ukuran 60 mesh dan perbandingan batubara : cairan rumen : air (1:2:1) adalah sebesar 57,35 scf/ton pada hari ke-60. Hasil tersebut akan terus bertambah dengan semakin lamanya waktu inkubasi, dan akan berhenti memproduksi ketika substrat mikroba yang berupa batubara habis terdegradasi. Mikroba akan terus bertahan hidup dan bekerja selama masih terdapat batubara.

85

Perhitungan jumlah substrat batubara yang terdegradasi oleh cairan rumen

Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan, dapat dihitung besarnya jumlah batubara yang terdegradasi oleh mikroba cairan rumen. Hasil tersebut dicantumkan pada Tabel 4.

Dalam proses biodegradasi batubara oleh cairan rumen, didapatkan jumlah batubara yang terdegradasi yaitu 14 - 46 kg/bulan. Pada awal proses inkubasi, degradasi batubara oleh cairan rumen berjalan cepat, terlihat dari jumlah berat batubara yang hilang pada Gambar 5. Hal tersebut dikarenakan pada awal degradasi, mikroba akan mendegradasi dengan cepat partikel-partikel kecil yang terdapat pada batubara. Setelah partikel kecil habis, maka mikroba akan melanjutkan degradasi pada batubara yang lebih keras dan kompak, sehingga membutuhkan waktu yang lebih lama. Hal ini diindikasikan dengan lambatnya proses degradasi pada minggu ke-4 sampai minggu ke-16. Namun demikian, seiring dengan meningkatnya populasi mikroba, maka degradasi akan berjalan lebih cepat. Gambar 5 menunjukkan pola degradasi batubara oleh mikroba dari minggu ke-1 sampai dengan minggu ke-16.

Jika dibandingkan jumlah batubara yang terdegradasi selama waktu inkubasi dengan jumlah gas yang terproduksi, maka dapat dikaitkan bahwa semakin lama waktu inkubasi maka akan dihasilkan gas metana yang semakin besar dan jumlah batubara terdegradasi meningkat.

Tabel 4. Degradasi Substrat Batubara oleh Cairan Rumen Fungsi Waktu Inkubasi.

Gambar 5 Jumlah Batubara Terdegradasi oleh Cairan Rumen

Perhitungan Potensi Energi Listrik dari Gas Metana hasil Degradasi Batubara oleh Cairan Rumen

Hasil biodegradasi batubara oleh cairan rumen, akan menghasilkan gas metana yang dapat dimanfaatkan langsung sebagai sumber energi listrik. Konversi gas metana yang dihasilkan menjadi energi listrik, dicantumkan pada Tabel 5.

Berdasarkan data pada Tabel 5 didapatkan bahwa gas metana dapat dikonversi menjadi energi listrik sebesar 17,31 Kwh untuk lignit selama 60 hari pada skala laboratorium, sedangkan ketika uji coba dengan mini plan didapatkan hasil 7,09 selama 50 hari. Namun demikian, hasil ini akan terus meningkat seiring dengan bertambahnya waktu inkubasi batubara oleh cairan rumen. Hasil tersebut dicantumkan pada Gambar 6, dimana tekanan semakin meningkat berbanding lurus dengan waktu. Hal ini mengindikasi produksi gas metana semakin meningkat. Untuk mendapatkan hasil yang lebih


86

Tabel 5. Konversi Gas Metana menjadi Energi Listrik.

Tabel 6. Potensi Energi Listrik dari 1 Ton Degradasi Batubara.

baik lagi, dapat dilakukan optimasi, salah satunya dengan optimasi konsentrasi mikroba cairan rumen dan kondisi inkubasi.

Konversi gas metana yang dihasilkan berdasarkan data batubara yang terdegradasi (Tabel 4), dapat dilihat pada Tabel 6. Berdasarkan data pada Tabel 6, apabila batubara dikonversi menjadi gas metana dan energi listrik oleh cairan rumen, maka akan dihasilkan energi listrik 135,23 - 618,19 kwh untuk setiap 1 ton batubara lignit yang terdegradasi.

V. KESIMPULAN DAN SARAN

Dari hasil penelitian yang dilakukan dapat disimpulkan bahwa mikroba metanogen pada cairan rumen berpotensi untuk memproduksi gas metana batubara pada batubara mutu rendah (lignit) dan batubara jenis lain. Volume gas metana yang dihasilkan dari degradasi batubara pada batubara lignit dalam kondisi ruang menghasilkan gas metana 57,35 cf/ton selama 60 hari. Produksi gas metana terus meningkat selama waktu inkubasi sampai substrat batubaranya habis. Mikroba cairan rumen mampu mendegradasi batubara 14 – 46 kg/ton/bulan. Potensi listrik yang dapat dihasilkan pada 1 ton batubara lignit sebesar 135,23 - 618,19 kwh.

UCAPAN TERIMAKASIH

Penulis mengucapkan terima kasih kepada PPPTMGB “LEMIGAS”, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral yang telah memberikan dukungan secara finansial. Ucapan

Gambar 4. Perubahan pH selama inkubasi.

terimakasih juga disampaikan kepada rekan-rekan di Kelompok Evaluasi Formasi dan laboratorium CBM, PPPTMGB “LEMIGAS”, yang telah membantu dalam penelitian ini.

REFERENSI

Arora, S.P. 1995. Pencernaan Mikroba pada Ruminansia. Gajah Mada University Press. Yogyakarta.

Australian Standard. 2000 “Coal and Cook Analysis and Testing Part 3: Proximate Analysis of Higher rank coal” Standards Australia International NSW Australia

DuQ., Liu S., CaoZ., Wang Y. 2005. Ammonia removal from aqueous solution using natural Chinese clinoptilolite. Separation and Purification Technology 44, Page 229–234.

Hungate, R.E. 1966. The Rumen and Its Microbes. Academic Press. New York.

Jordening, H. J. 2005. Environmental Biotechnology Concepts and Application. In Wise, L. D. (editor). Bioprocessing and Biotreatment of Coal. Marcel Dekker Inc. New York.


87

Kresnawaty, I., I. Susanti., Siswanto dan Tri. 2008. Optimisasi Produksi Biogas dari Limbah Lateks Cair Pekat dengan Penambahan Logam. Menara Perkebunan, Vol 76(1), Hal 23-35

Lyle, M, Rode. 2000. Maintaining a Healthy Rumen–An Overview. Advances in Dairy Technology, Canada.

Mah, R. A. and Smith, M. R. 1981. The Methanogenic Bacteria. In The Prokaryotes. Springer. Berlin .Vol. 1, Page. 948-977

Hashimoto AG, Chen YR, Varriel VH . 1980. Theoretical Aspects of Methane Production: State of the Art. In proceedings “Livestock waste: A renewable resource. 4 th International symposium on livestock wastes. ASAE. Page. 86–9

Riffat, R. and Krongthamchat, K. 2006. “Specific Methanogenic Activity of Halophilic and Mixed Cultures in Saline Wastewater.” International Journal of Environmental Science and Technology, Vol. 2, Page 291-299.

Sagahafi, A dan Roberts, D, 2004, ”CSIRO Method of Determination of Gas Content of Coal by

Using Fast Desorption Technique (Quick Crush Method)”, CSIRO Energy, Newcastle Australia.

Strapoc, D, Flynn. P, Courtney. T, Irene. S, Jennifer. M, Julius S.L, Yu-Shih. L, Tobias F.E, Florence. S, Kai-Uwe. H, Maria. M and Arndt. S. 2008. Methanogenic microbial degradation of organic matter in indiana coal beds. Methane-producing microbial community in a coal bed of the Illinois Basin: Journal of Applied and Environmental Microbiology, Vol 74, Page 2424– 2432.

Yani, M. dan A. A. Darwis. 1990. Diktat Teknologi Biogas. Pusat Antar Universitas Bioteknologi-IPB: Pengaruh Suhu Dan C/N Rasio Terhadap Produksi Biogas Berbahan Baku Sampah Organik Sayuran. Skripsi. Institut Pertanian Bogor. Bogor

Ying JY, Zhang LM, He JZ. 2010. Putative Ammonia-Oxidizing Bacteria and Archaea in An Acidic Red Soil With Different Land Utilization Patterns. Environ Microbiol Rep. Vol 2, Page 304–31

Zehnder, A. J. 6. & Wuhrman, K. 1976. Titanium(II1) citrate as a non-toxic, oxidation-reduction buffering system for the culture of obligate anaerobes. Science 194, Vol 1, Page 165


89

Evaluasi Kontrak Pengembangan Migas Non Konvensional di Indonesia

Evaluation of Contract for Unconventional Oil and Gas Development in Indonesia

Sudono1 dan Aries [email protected]

(1)(2)Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi dan Sains Bandung, Kota Deltamas 17530, Indonesia Tel: +62-22-2531984, Faks: +62-22-2531984

Abstrak

Studi ini mengevaluasi model kontrak Migas Non Konvensional di Indonesia berdasarkan Model Kontrak Bagi Hasil dan Model Kontrak Gross Split. Evaluasi keekonomian pada Migas Non Konvensional menunjukkan bahwa model kontrak PSC (Production Sharing Contract) lebih menarik bagi kontraktor untuk diterapkan pada wilayah kerja Migas Non Konvensional yang mempunyai tingkat produksi pesimis sampai dengan moderat, sedangkan model kontrak Gross Split akan lebih menarik diterapkan pada wilayah kerja Migas Non Konvensional yang mempunyai tingkat produksi tinggi. Seyogyanya Indonesia memberikan insentif pada model kontrak Gross Split dengan mengalokasikan sebagian government share demi peningkatan kemampuan produksi nasional Migas Non Konvensional.. Kata Kunci: Kontrak Migas Non Konvensional, Kontrak Gross Split, Kontrak Bagi Hasil, MNK.

Abstract

This study evaluated the model of Unconventional Oil and Gas Contract (MNK) in Indonesia based on some of the options contract, Production Sharing Contract (PSC) and Gross Split Contracts Models. Evaluate the economics of the Unconventional Oil and Gas indicate that the Production Sharing Contract (PSC) model is more attractive for contractor to be applied to the Unconventional hydrocarbon working area who have this level of production pessimistic up to moderate, while the Gross Split contract model would be more attractive to be applied to the Unconventional hydrocarbon working area have high production rates. Indonesia should provide incentives to the Gross Split contract model by allocating part of government share to increase the national production capacity of Unconventional Oil and Gas.Keywords: Unconventional Oil and Gas Contract, Gross Split Contract, Production Sharing Contract, the national ability of unconventional hydrocarbon.

I. PENDAHULUAN

Seiring pengembangan Wilayah Kerja (WK) Migas Non Konvensional (MNK), maka evaluasi dan kajian implementasi kontrak migas perlu dilakukan agar investasi dalam pengusahaan WK MNK layak secara teknis dan ekonomis serta menarik dan menguntungkan bagi para pihak (Pemerintah dan Kontraktor). Potensi MNK Indonesia (Shale Oil, Shale Gas, Tight Sand Gas, Gas Metana Batubara, dan Methane-Hydrate) dengan jumlah sumber daya (resources) di tempat dinilai layak dikembangkan untuk meningkatkan pendapatan negara dan memberikan kontribusi sebesar-besarnya bagi perekonomian nasional sesuai dengan amanat UU No. 22 tahun 2001

tentang Minyak dan Gas Bumi. Pertimbangan utama Kontraktor adalah pada terms and conditions kontrak yang diberlakukan dan faktor-faktor lainnya seperti potensi cadangan, pasar, dan fiscal regime.

Berdasarkan faktor-faktor tersebut, Kontraktor akan tertarik melakukan investasi apabila potensi-potensi yang ada kompetitif untuk dikembangkan dan memberikan keuntungan sesuai resiko yang akan diambil. Salah satu yang membedakan pengembangan dengan Migas Konvensional adalah untuk memproduksikan hidrokarbon dalam jumlah tertentu pada pengembangkan MNK membutuhkan lebih banyak sumur pengembangan dibandingkan dengan pengembangan Migas Konvensional,

90

karena sumur-sumur pengembangan pada MNK umumnya memproduksikan hidrokarbon (gas/minyak) lebih kecil jika dibandingkan dengan sumur-sumur Migas Konvensional. Jumlah sumur yang lebih banyak tersebut menyebabkan banyaknya kegiatan dan investasi pada MNK menjadi lebih besar jika dibandingkan pada Migas Konvensional. Pertimbangan tersebut menyebabkan Kontraktor lebih cenderung pada bentuk kontrak lain selain Production Sharing Contract (PSC) yang dapat lebih mendukung operasional pengembangan MNK. Adanya AFE pada setiap kegiatan dalam kontrak PSC dianggap kurang mendukung KKKS dalam pengembangan MNK karena faktor di atas. Pemerintah memberikan opsi lain dengan menerbitkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Nomor 8 Tahun 2017 tentang Model Kontrak Gross Split (GS).

II. PERMASALAHAN

Pada saat ini sudah ada bentuk kontrak untuk pengusahaan WK MNK. Namun pengembangan beberapa WK tersebut belum dapat dikatakan menggembirakan. Sebagian besar dari Wilayah Kerja Migas Non Konvensional yang sudah menandatangani kontrak dengan pemerintah tidak melakukan komitmen-komitmen kerja dalam kontrak tersebut (Laporan Tahunan SKKMIGAS, 2016). Oleh karena itu, diperlukan langkah-langkah yang tepat penambahan contractor share, insentif, dan lain-lain) yang dapat digunakan sebagai acuan dalam memberikan alternatif kontrak dalam pengembangan MNK di Indonesia selain kontrak PSC yang sudah ada sekarang. Seyogyanya dalam bentuk kontrak nanti juga memperhatikan sifat-sifat yang khusus (karakteristik reservoir) dalam pengembangan WK MNK, biaya, dan juga jangka waktu komersialisasi produksi yang lebih panjang dibandingkan dengan gas bumi konvensional.

Tujuan utama kajian ini adalah melakukan kaji ulang perhitungan keekonomian menggunakan data produksi hasil simulasi reservoir di WK MNK di Indonesia dan parameter-parameter biaya dari data hasil kajian di industri MNK dan instansi terkait lainnya.

III. METODOLOGI

Tahapan penelitian ini terdiri atas: 1. Pengumpulan data hasil simulasi reservoir

dari beberapa WK MNK. (data tersebut merupakan angka moderat harga properti dari hasil joint study beberapa WK MNK).

2. Melakukan kajian ulang data keteknikan pengembangan lapangan dari WK MNK meliputi evaluasi hasil simulasi reservoir dan perencanaan pemboran sumur pengembangan dan produksi.

3. Melakukan evaluasi keekonomian pengembangan WK MNK antara lain meliputi perhitungan investasi (kapital dan non kapital, revenue, dan menentukan indikator keekonomian berdasarkan terms and conditions model kontrak PSC dan GS MNK.

4. Membandingkan kedua model kontrak pengembangan WK MNK tersebut.

IV. HASIL DAN ANALISIS

4.1 Perkiraan Produksi Sumuran

Perkiraan laju alir gas dari sumur shale hydrocarbon selama diporoduksikan pada periode tertentu dilakukan dengan simulasi reservoir. Parameter produksi yang mempengaruhi pengembangan WK MNK diantaranya jumlah sumur dan besar perolehan hidrokarbon setiap sumur. Sumur-sumur tersebut diasumsikan sebagai sumur horisontal dengan fracturing.

Perkirakan kemampuan produksi dari sumur-sumur tersebut diperlukan data masukan simulasi reservoir yang disajikan dalam Tabel 1.

Tabel 1. Data input simulasi reservoir.


91

Berdasarkan data di atas, selanjutnya dibuat perkiraan kemampuan produksi sumuran (gas dan kondensat). Ada skenario dalam perkiraan produksi sumuran yaitu:1. Skenario Pesimis, yaitu perkiraan kemampuan

produksi sumuran diasumsikan hanya setengah dari kemampuan Skenario Moderat,

2. Skenario Moderat, yaitu perkiraan kemampuan produksi sumuran berdasarkan data input simulasi reservoir pada Tabel 1., dan

3. Skenario Optimis, yaitu perkiraan kemampuan produksi sumuran diasumsikan satu setengah dari kemampuan Skenario Moderat.

Gambar 1 menunjukkan perkiraan kemampuan produksi sumuran.

Gambar 1. Perkiraan kemampuan produksi sumuran skenario pesimis, moderat dan optimis.

Hasil perkiraan kemampuan produksi sumuran di atas selama 30 tahun disajikan pada Tabel 2.

4.2 Rencana Pengembangan Lapangan

Rencana pengembangan WK MNK berdasarkan karakteristik area prospek dan aspek operasional. Rencana pengembangan pada WK usulan meliputi tahapan sebagai berikut: • Pada fase awal, fokus pada daerah prospek

yang terbaik (sweetspot-sweetspot terbaik),

Tabel 2. Perolehan gas dan kondensat sumuran pada sumur shale hydrocarbon skenario pesimis, moderat, dan optimis.

disamping melakukan studi geology and geophysic (G&G) berdasarkan data eksplorasi;

• Apabila pengembangan pada prospek ini menunjukkan hasil yang positif, maka pengembangan akan berlanjut pada fase berikutnya;

• Eksplorasi juga dilakukan pada area upsite potential;

• Pengembangan lapangan di atas dilakukan secara terpadu (artinya memenuhi kelayakan secara keteknikan, keekonomian, dan memenuhi HSE (Health Safety & Environment).

Rencana pengembangan secara garis besar dibagi menjadi dua tahapan, yaitu tahapan eksplorasi/pilot dan tahapan pengembangan secara penuh. Penjelasan rencana pengembangan tersebut adalah sebagai berikut:

4.2.1 Tahapan Eksplorasi/Pilot

Selama tahapan pilot, dilakukan evaluasi reservoir secara intensif berdasarkan data yang diperoleh dari sampel core (dari sumur eksplorasi). Parameter yang dievaluasi pada tahapan ini adalah karakteristik batuan, gas content, analisis gas yang terproduksi, dan perkiraan produksi hidrokarbon.

4.2.2 Skala Pengembangan

Sebanyak sumur pengembangan direncanakan dibor pada pengembangan shale gas. Maksimum sumur yang dapat dibor selama setahun diperkirakan sebanyak 20 sumur berdasarkan kemampuan perusahaan, pengadaan rig, work programme and budget (WP&B) dan permasalahan sosial. Pada tahap awal, sumur akan dibor dengan spasi sumur 60 acres sumur dengan panjang horizontal 2000 ft dan jarak antar horizontal 1300 ft (400m).

Evaluasi Kontrak Pengembangan Migas Non Konvensional di Indonesia (Sudono dan Aries Prasetyo)

92

Selanjutnya penambahan sumur pengembangan akan dilakukan secara multilateral mengikuti pattern pengembangan lapangan. Jumlah sumur, penambahan sumur setiap tahun, produksi gas dan kondensat disajikan pada Gambar 2 sampai dengan Gambar 8 dan Tabel 3.

Gambar 2. Penambahan sumur dan jumlah kumulatif sumur pada pengembangan shale hydrocarbon.

Gambar 3. Produksi dan kumulatif gas pada pengembangan shale hydrocarbon skenario pesimis.

Gambar 4. Produksi dan kumulatif gas pada pengembangan shale hydrocarbon skenario moderat.

Gambar 5. Produksi dan kumulatif gas pada pengembangan shale hydrocarbon skenario optimis.

4.3 Evaluasi Keekonomian

Evaluasi keekonomian bertujuan untuk menganalisis kelayakan rencana pengembangan MNK berdasarkan potensi dan kondisi permukaan serta infrastruktur dengan,

Gambar 6. Produksi dan kumulatif kondensat pada pengembangan shale hydrocarbon skenario pesimis.

Gambar 7. Produksi dan kumulatif kondensat pada pengembangan shale hydrocarbon skenario moderat.


93

Gambar 8. Produksi dan kumulatif kondensat pada pengembangan shale hydrocarbon skenario optimis.

Tabel 3. Ringkasan hasil produksi gas dan kondensat skenario pesimis, moderat, dan optimis.

menggunakan parameter-parameter dan asumsi-asumsi perhitungan (terms and conditions, produksi, harga gas, dan investasi/expenditures). Berdasarkan parameter tersebut dapat ditentukan indikator-indikator keekonomian tiap skenario.

4.3.1 Parameter dan Asumsi Perhitungan

Evaluasi keekonomian menggunakan model Kontrak PSC dengan FTP Non Share dan Model Kontrak GS. Parameter-parameter dan asumsi-asumsi yang digunakan dalam mengevaluasi keekonomian adalah sebagai berikut: • Asumsi-asumsi biaya

- Sumur eksplorasi = 9.672.000 US$/sumur- Sumur pengembangan = 12.890.000 US$/

sumur- Studi-studi, seismik = 4.000.000 US$

- Gas opex = 0.3 US$/MSCF- Condensate opex = 10 US$/BOE- Fasilitas gas = 374.000.000 US$- Fasilitas kondensat = 28.000.000 US$- Harga gas = 6 US$/MMBTU (eskalasi 3%/

tahun)- Harga kondensat = 60 US$/BOE

• Model Kontrak PSC:- Waktu kontrak selama 30 tahun, - FTP sebesar 10% (Non Sharable),- Government Take : Net Contractor Share

adalah 55:45 (after tax),- Pajak Kontraktor adalah 40%,- Harga gas US$ 6/MMBTU, eskalasi 3% per

tahun,- Cost recovery sebesar100 %,- Depresiasi menggunakan metode double

declining balance,- Discount rate sebesar10%.

• Model Kontrak GS mengikuti Peraturan Menteri ESDM Nomor 8 Tahun 2017 tentang Kontrak Bagi Hasil GS.

4.3.2 Hasil Evaluasi Keekonomian

Hasil evaluasi keekonomian disajikan pada Tabel 4. Dari tabel tersebut terlihat bahwa IRR dan NPV pengembangan MNK menggunakan model kontrak PSC atraktif untuk skenario pesimis dan moderat. Namun untuk skenario optimis, IRR dan NPV model kontrak Gross Split lebih menarik dibandingkan model kontrak PSC. Berdasarkan hasil tersebut, maka model kontrak PSC seyogyanya diterapkan pada

Tabel 4. Hasil keekonomian MNK skenario pesimis, moderat, dan optimis.


94

WK MNK yang mempunyai tingkat produksi pesimis sampai dengan moderat, sedangkan model kontrak GS lebih menarik diterapkan pada WK MNK yang mempunyai tingkat produksi tinggi.

4.3.3 Sensitivitas Keekonomian

Sensitivitas keekonomian dilakukan untuk mendapatkan split kontraktor pada model

Tabel 5. Sensitivitas IRR sebagai fungsi variasi split kontraktor pada model kontrak GS dan model PSC skenario pesimis, moderat, dan optimis pengembangan MNK.

kontrak GS yang menghasilkan keekonomian lebih baik dibandingkan dengan model kontrak PSC. Juga untuk menentukan besaran efisiensi investasi yang dapat menghasilkan keekonomian kontrak GS (split kontraktor basecase) lebih baik dibandingkan dengan model kontrak PSC yang berlaku saat ini.

Hasil sensitivitas keekonomian sebagai fungsi variasi split kontraktor disajikan pada Tabel 5 dan Tabel 6.

Tabel 6. Sensitivitas NPV sebagai fungsi variasi split kontraktor pada model kontrak GS dan model PSC pada skenario pesimis, moderat, dan optimis pengembangan MNK.

Tabel 7. Sensitivitas IRR sebagai fungsi variasi efisiensi investasi pada model kontrak GS dibandingkan model PSC pada pengembangan MNK skenario pesimis, moderat, dan optimis.

Tabel 8. Sensitivitas NPV sebagai fungsi variasi efisiensi investasi pada model kontrak GS dibandingkan model PSC pada pengembangan MNK skenario pesimis, moderat, dan optimis.


95

Hasil sensitivitas IRR dan NPV menunjukkan bahwa:• Model kontrak GS tidak layak diterapkan

pada WK MNK dengan tingkat produksi rendah/pesimis.

• Model kontrak GS layak dipertimbangkan jika bagian kontraktor menjadi 85% atau lebih.

• Model kontrak GS layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi tinggi/optimis.

Hasil sensitivitas keekonomian terhadap efisiensi investasi pada model kontrak GS yang dibandingkan dengan model kontrak PSC disajikan pada Tabel 7 dan Tabel 8.

Hasil sensitivitas terhadap efisiensi investasi menunjukkan bahwa:• Model kontrak GS lebih layak diterapkan pada

WK MNK dengan tingkat produksi rendah/pesimis jika kontraktor dapat melakukan efisiensi investasi minimum 20%.

• Model kontrak GS lebih layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi sedang/moderat jika kontraktor dapat melakukan efisiensi investasi minimum 10%.

• Model kontrak GS lebih layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi tinggi/optimis walaupun kontraktor tidak melakukan efisiensi investasi.

V. KESIMPULAN

1. Evaluasi keekonomian pengembangan MNK menunjukkan bahwa model kontrak PSC lebih menarik bagi kontraktor jika diterapkan pada WK yang mempunyai tingkat produksi pesimis sampai dengan moderat. Sedangkan model kontrak GS akan lebih menarik bagi kontraktor diterapkan pada WK yang mempunyai tingkat produksi tinggi.

2. Hasil sensitivitas keekonomian sebagai fungsi variasi split kontraktor pada model kontrak Gross Split dibandingkan dengan model kontrak PSC adalah sebagai berikut:a. Model kontrak GS tidak layak diterapkan

pada WK MNK dengan tingkat produksi rendah/pesimis.

b. Model kontrak GS layak diterapkan pada WK MNK jika bagian kontraktor menjadi 85% atau lebih.

c. Model kontrak GS layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi tinggi/optimis.

3. Hasil sensitivitas keekonomian terhadap efisiensi investasi pada model kontrak GS terhadap model kontrak PSC adalah sebagai berikut:a. Model kontrak GS lebih layak diterapkan

pada WK MNK dengan tingkat produksi rendah/pesimis jika kontraktor dapat melakukan efisiensi investasi minimum 20%.

b. Model kontrak GS lebih layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi sedang/moderat jika kontraktor dapat melakukan efisiensi investasi minimum 10%.

c. Model kontrak GS lebih layak diterapkan pada WK MNK dengan tingkat produksi tinggi/optimis walaupun kontraktor tidak melakukan efisiensi terhadap investasi.

REFERENSI

Partowidagdo, Widjajono, 2001. Evaluasi kontrak perminyakan di Indonesia, Jurnal Teknologi Mineral (JTM), Institut Teknologi Bandung, Bandung.

Partowidagdo, Widjajono, 2002. Manajemen dan Ekonomi Minyak dan Gas Bumi, Institut Teknologi Bandung, Bandung.

Lubiantara, Benny, 2012. Ekonomi Migas - Tinjauan Aspek Komersial Kontrak Migas, PT.Gramedia Widiasarana Indonesia, Jakarta.

Robert ’Bobby’ Kennedy-Baker Hughes, September 2010. Shale Gas Challenges/Technologies Over the Asset Life Cycle, U.S.-China Oil and Gas Industry Forum.

Sunarjanto, Djoko, 2012. Eksplorasi dan Pengembangan Migas Non-Konvensional Ramah Lingkungan, Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) LEMIGAS Vol.46 No.2, Agustus 2012, Jakarta.

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, 2012. Indonesia Unconventional Oil&Gas: Policies, Regulation and Opportunities on Upstream Oil & Gas Business Development. www.migas.esdm.go.id.

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, 2013. Studi Potensi Shale Hidrokarbon di Formasi Baong Sumatera Utara, Jakarta.

Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi.


96

Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004 Tentang Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi, Jakarta.

Peraturan Pemerintah Nomor 5 Tahun 2012 Tentang Tata Cara Penetapan dan Penerapan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi Non Konvensional, Jakarta.

Peraturan Menteri Energi dan Sumberdaya Mineral

Republik Indonesia Nomor 38 Tahun 2015 Tentang Percepatan Pengusahaan Minyak dan Gas Bumi Non Konvensional, Jakarta.

Peraturan Menteri Energi dan Sumberdaya Mineral Republik Indonesia Nomor 08 Tahun 2017 Tentang Kontrak Bagi Hasil Gross Split, Jakarta.


UCAPAN TERIMA KASIH

Ucapan terima kasih kepada para Mitra Bestari yang telah mengevaluasi, me-review dan memberikan saran perbaikan tulisan-tulisan yang dimuat di majalah Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) edisi penerbitan Volume 14 Nomor 2, Agustus 2017.

1. Prof. Dr. Ir. Septoratno Siregar2. Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA3. Dr. Ir. Ratnayu Sitaresmi4. Dr. Ir. Sudarmoyo, SE, MT5. Dr. Ir. Usman Pasarai

44D-Microgravity 67, 68, 69, 71, 72, 73, 74, 76

Aabu ampas tebu 47, 48, 49, 50, 51, 52 ampas tebu 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30

Bbagasse 21, 22, 30

Ccairan rumen 79, 80, 81, 82, 83, 84, 85, 86 citical drawdown pressure 55, 56Coal Bed Methane (CBM) 79, 80, 86compressive strength 47, 48, 50, 51, 52, 54, 58consumption 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7core flooding 9, 10, 11, 12, 13, 19

Ddeformasi radial 41, 44, 45

Eechometer 31, 32, 33, 34, 37, 38, 39ehemical 1energi listrik 79, 80, 82, 83, 85, 86enhanced oil recovery 10, 19, 21, 22, 30eor 9, 10, 11, 15, 19, 21, 22, 30, 41, 42, 45, 67, 68, 72exchanger 1, 2, 3, 7

Ggas lift 31, 32, 34, 35, 36, 37, 38gas metana batubara 79, 80, 83, 84, 86, 89Gross Split Contract 89

Hheat 1, 2, 3hoop stress 41, 43

Iinjeksi surfaktan-polimer 9, 10, 11, 13, 18, 19

INDEKS

Kkimia 1, 10, 11, 12, 19, 21, 22, 24, 25, 29konsumsi 1Kontrak Bagi Hasil 89, 93, 96Kontrak Gross Split 89, 90, 93, 95Kontrak Migas Non Konvensional 89

Llignin 21, 22, 23, 24, 29, 30Lignit 79, 80, 83, 85, 86Lignite 79lignosulfonat 21, 22, 23, 24, 25, 29

MMNK 89, 90, 92, 93, 94, 95 model simulasi 9, 10, 13, 19

Ppanas 1, 21, 23peningkatan perolehan minyak 10, 21penukar 1PHE ONWJ 31, 32, 33, 35, 36, 37, 38Poozzolan 47, 48Power supply 79Production Sharing Contract 89, 90pump slippage 41, 42, 45

Rradial deformation 41Rumen fluid 79

Ssand control 55, 56, 57, 58, 59, 60, 63, 65 sand problem 55, 56, 58 shearbond strength 47, 48simulation model 9SLS surfactants 22struktur Tanjung 67, 68, 71, 72, 74, 75, 77, 78sugarcane bagasse ash 48surfactant-polymer injection 9surfaktan NaLS 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29

Tthe national ability of unconventional hydrocarbon 89 troubleshooting 31, 34, 35, 38

UUnconventional Oil and Gas Contract 89

WWaterflood 67, 68, 72, 73, 74

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN PENULISAN

ISI DAN KRITERIA UMUM

Naskah makalah ilmiah (selanjutnya disebut ”Naskah”) untuk publikasi di Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi (JTMGB) dapat berupa artikel hasil penelitian atau artikel ulas balik/tinjauan (review) tentang minyak dan gas bumi, baik sains maupun terapan. Naskah belum pernah dipublikasikan atau tidak sedang diajukan pada majalah/jurnal lain. Naskah ditulis dalam bahasa Indonesia atau bahasa Inggris sesuai kaidah masing-masing bahasa yang digunakan. Naskah harus selalu dilengkapi dengan Abstrak dalam Bahasa Indonesia dan Abstract dalam Bahasa Inggris. Naskah yang isi dan formatnya tidak sesuai dengan pedoman penulisan JTMGB akan dikembalikan ke penulis oleh redaksi untuk diperbaiki.

FORMAT

Umum. Seluruh bagian dari naskah termasuk judul abstrak, judul tabel dan gambar, catatan kaki, dan daftar acuan diketik satu setengah spasi pada electronic-file dan print-out dalam kertas HVS ukuran A4. Pengetikan dilakukan dengan menggunakan huruf (font) Times New Roman berukuran 12 point.

Setiap halaman diberi nomor secara berurutan termasuk halaman gambar dan tabel. Hasil penelitian atau ulas balik/tinjauan ditulis minimum 5 halaman dan maksimum sebanyak 15 halaman, di luar gambar dan tabel. Selanjutnya susunan naskah dibuat sebagai berikut:

Judul. Pada halaman judul tuliskan judul, nama setiap penulis, nama dan alamat institusi masing-masing penulis, dan catatan kaki, yang berisikan terhadap siapa korespondensi harus ditujukan termasuk nomor telepon dan faks serta alamat e-mail jika ada.

Abstrak. Abstrak/abstract ditulis dalam dua bahasa yaitu bahasa Indonesia dan bahasa Inggris. Abstrak berisi ringkasan pokok bahasan lengkap dari keseluruhan naskah tanpa harus memberikan keterangan terlalu terperinci dari setiap bab. Abstrak tulisan bahasa Indonesia paling banyak terdiri dari 250 kata, sedangkan tulisan dengan bahasa Inggris maksimal 200 kata. Kata kunci/keywords ditulis di bawah abstrak/abstract dan terdiri atas tiga hingga lima kata.

Pendahuluan. Bab ini harus memberikan latar belakang yang mencukupi sehingga pembaca dapat memahami dan dapat mengevaluasi hasil yang dicapai dari penelitian yang dilaksanakan tanpa harus membaca sendiri publikasi-publikasi sebelumnya, yang berhubungan dengan topik yang bersangkutan.

Permasalahan. Bab ini menjelaskan permasalahan yang akan dilakukan penelitian ataupun kajian.

Metodologi. Berisi materi yang membahas metodologi yang dipergunakan dalam menyesaikan permasalahan melalui penelitan atau kajian.

Hasil dan Analisis. Hanya berisi hasil-hasil penelitian baik yang disajikan dengan tulisan, tabel, maupun gambar. Hindarkan penggunaan grafik secara berlebihan bila dapat disajikan dengan tulisan secara singkat. Batasi penggunaan foto, sajikan yang benar-benar mewakili hasil penemuan. Beri nomor gambar dan tabel secara berurutan. Semua gambar dan tabel yang disajikan harus diacu dalam tulisan.

Pembahasan atau Diskusi. Berisi interpretasi dari hasil penelitian yang diperoleh dan pembahasan yang dikaitkan dengan hasil-hasil yang pernah dilaporkan.

Kesimpulan dan Saran. Berisi kesimpulan dan saran dari isi yang dikandung dalam tulisan. Kesimpulan atau saran tidak boleh diberi penomoran.

Ucapan Terima Kasih. Bila diperlukan dapat digunakan untuk menyebutkan sumber dana penelitian dan untuk memberikan penghargaan kepada beberapa institusi atau orang yang membantu dalam pelaksanaan penelitian dan atau penulisan laporan.

JURNAL TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMIPEDOMAN PENULISAN DAFTAR PUSTAKA

Acuan. Acuan ditulis dan disusun menurut abjad. Beberapa contoh penulisan sumber acuan:

JurnalHurst, W., 1934. Unsteady Flow of Fluids in Oil Reservoirs. Physics (Jan. 1934) 5, 20.BukuAbramowitz, M and Stegun, I.A., 1972. Handbook of Mathematical Functions. Dover Publications, Inc., New York.Bab dalam BukuCosta, J.E., 1984. Physical geomorphology of debris flow. Di dalam: Costa, J.E. & Fleischer, P.J. (eds), Developments and Applications of Geomorphology, Springer-Verlag, Berlin, h.268-317.AbstrakBarberi, F., Bigioggero, B., Boriani, A., Cavallini, A., Cioni, R., Eva, C., Gelmini, R., Giorgetti, F., Iaccarino, S., Innocenti, F., Marinelli, G., Scotti, A., Slejko, D., Sudradjat, A., dan Villa, A., 1983. Magmatic evolution and structural meaning of the island of Sumbawa, Indonesia-Tambora volcano, island of Sumbawa, Indonesia. Abstract 18th IUGG I, Symposium 01, h.48-49.PetaSimandjuntak, T.O., Surono, Gafoer, S., dan Amin, T.C., 1991. Geologi Lembar Muarabungo, Sumatera. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, Bandung.ProsidingMarhaendrajana, T. and Blasingame, T.A., 1997. Rigorous and Semi-Rigorous Approaches for the Evaluation of Average Reservoir Pressure from Pressure Transient Tests. paper SPE 38725 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Oct. 5–8.Skripsi/Tesis/DisertasiMarhaendrajana, T., 2000. Modeling and Analysis of Flow Behavior in Single and Multiwell Bound ed Reservoir. PhD dissertation, Texas A&M University, College Station, TX.Informasi dari InternetCantrell, C., 2006. Sri Lankan’s tsunami drive blossom: Local man’s effort keeps on giving. Http:// www.boston.com/news/local/articles/2006/01/26/sri_lankans_tsunami_drive_blossoms/[26 Jan 2006]SoftwareECLIPSE 100 (software), GeoQuest Reservoir Technologies, Abbingdon, UK, 1997.

Naskah sedapat mungkin dilengkapi dengan gambar/peta/grafik/foto. Pemuatan gambar/peta/grafik/foto selalu dinyatakan sebagai gambar dan file image yang bersangkutan agar dilampirkan secara terpisah dalam format image (*.jpg) dengan ukuran minimal A4 dan minimal resolusi 300 dpi, Corel Draw (*,cdr), atau Autocad (*,dwg). Gambar dan tabel diletakkan di bagian akhir naskah masing-masing pada halaman terpisah. Gambar dan tabel dari publikasi sebelumnya dapat dicantumkan bila mendapat persetujuan dari penulisnya.

PENGIRIMANPenulis diminta mengirimkan satu eksemplar naskah asli beserta dokumennya (file) di dalam compact disk (CD) yang harus disiapkan dengan program Microsoft Word. Pada CD dituliskan nama penulis dan nama dokumen. Naskah akan dikembalikan untuk diperbaiki jika persyaratan ini tidak dipenuhi. Naskah agar dikirimkan kepada:

Redaksi Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumid.a. Patra Office Tower Lt. 1 Ruang 1C

Jln. Jend. Gatot Subroto Kav. 32-34Jakarta 12950 – Indonesia

Pengiriman naskah harus disertai dengan surat resmi dari penulis penanggung jawab/korespondensi (corresponding author) yang harus berisikan dengan jelas nama penulis korespondensi, alamat lengkap untuk surat-menyurat, nomor telepon dan faks, serta alamat e-mail dan telepon genggam jika memiliki. Penulis korespondensi bertanggung jawab atas isi naskah dan legalitas pengiriman naskah yang bersangkutan. Naskah juga sudah harus diketahui dan disetujui oleh salah satu penulis dan atau seluruh anggota penulis dengan pernyataan secara tertulis.

7 7 0 2 1 6 6 4 1 0 1 49

ISSN 021664101-2 ISSN 0216-6410

Web Publishing ISSN 2088-7590 Jurnal Teknologi Minyak … Vol... · masalah kepasiran pada Sumur-X....

Documents

Transcript of Web Publishing ISSN 2088-7590 Jurnal Teknologi Minyak … Vol... · masalah kepasiran pada Sumur-X....