## REAKTIVASI SUMUR IDLE CR-10 DALAM MENINGKATKAN PRODUKSI GAS SEBAGAI GAS FUEL DENGAN MENGANALISA DATA MODIFIED ISOCHRONAL TEST DAN

## PRODUCTION FORECAST MENGGUNAKAN SIMULASI PROSPER DAN MBAL PADA LAPANGAN TGR

## REACTIVATION OF CR-10 IDLE WELL IN INCREASING GAS PRODUCTION AS GAS FUEL BY ANALYZING DATA OF MODIFIED ISOCHRONAL TEST AND FORECAST PRODUCTION USING PROSPER AND MBAL SIMULATION AT TGR FIELD
Roni Alida 1) , K.A. Noviansyah 2) , Cahaya Ramadhan 3) 1,2,3) Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang, 30257, Indonesia Corresponding Author E-mail: roni@pap.ac.id, ian@pap.ac.id, dan cahyarmdhn15@gmail.com
Abstract: Well CR-10 was a well that was needed to meet the needs of the gas engine. This well was firstly produced in ABF layer, so it was necessary to test the well to determine the well characteristics and to evaluate the calculation of reserves and forecasting gas production to determine the size of the reserves and the production capacity of Well CR- 10. In the gas deliverability analysis at Well CR-10, the Modified Isochronal test was conducted obtaining the n price- 0,8829043 and C = 0,00004231690 MSCFD/psia 2 , then the AOFP price could be determined at 3,86 MMSCFD, Next, IPR  curves  and  TPR  curves  were  made  using  the  PROSPER  simulator  to  find  out  how  much  optimum  gas  rate  was required  with  a  choke  size  of  32/64  in.  The  calculation  of  reserves  was  completed  to  calculate  the  amount  of hydrocarbon in the reservoir, a value of 2,57 BSCF was obtained. Then to find out how long the gas well was capable of producing, it needed to be forecasted. From the results of the run program using the MBAL simulator, it could be seen that Well  CR-10 was capable to producing for 7 years and 2 months with a total cumulative production (reserves) of 2,3402 BSCF and a recovery factor of 91,05%.
Keywords: Well Test, AOFP, TPR, Reserves, Recovery Factor.
Abstrak: Sumur  CR-10  merupakan  sumur  yang nantinya diperlukan untuk  memenuhi  kebutuhan gas  engine. Sumur ini untuk pertama kali diproduksikan pada Lapisan ABF, sehingga perlu dilakukan pengujian sumur untuk mengetahui karakteristik  sumur  serta  perlu  dilakukan  evaluasi  perhitungan  cadangan  dan  peramalan  produksi  gas  untuk mengetahui  besar  cadangan  dan  mengetahui  kemampuan  produksi  dari  Sumur  CR-10.  Dalam  analisa  Deliverability gas pada Sumur CR-10 dilakukan uji Modified Isochronal didapatkan harga n = 0,8829043 dan C = 0,00004231690 MSCFD/psia 2 ,  kemudian  dapat  ditentukan  harga  AOFP  sebesar  3,86  MMSCFD.  Selanjutnya,  dilakukan  pembuatan Kurva IPR dan Kurva TPR dengan menggunakan simulator PROSPER untuk melihat seberapa besar optimum gas rate yang  dibutuhkan  dengan  ukuran  choke  32/64in.  Perhitungan  cadangan  dilakukan  untuk  menghitung  jumlah hidrokarbon yang berada di reservoir, maka didapatkan nilai sebesar 2,57 BSCF. Kemudian untuk mengetahui berapa lama sumur gas mampu berproduksi maka perlu diramalkan. Dari hasil run program menggunakan simulator MBAL dapat  diketahui  bahwa  Sumur  CR-10  mampu  berproduksi  selama  7  tahun  2  bulan  dengan  total  produksi  kumulatif (cadangan) sebesar 2,3402 BSCF dan didapatkan recovery factor sebesar 91,05 %.
Kata kunci: Well Test, AOFP, TPR, Reserves, Recovery Factor.

## 1. PENDAHULUAN

## 1.1 Latar Belakang
Gas  alam  adalah  bahan  bakar  fosil yang seperti bahan bakar lainnya batubara dan minyak  bumi,  gas  alam  terbentuk  dari tumbuhan,  hewan  dan  mikroorganisme  yang hidup  jutaan  tahun  yang  lalu  (National Geographic, 2023). Gas alam berperan penting untuk memenuhi kebutuhan domestik khususnya  di  Indonesia.  Hal  ini  ditunjukkan
adanya  peningkatan  penggunaan  gas  terhadap kebutuhan  dan  bahan  baku  industri  maupun rumah tangga (Ditjen Migas, 2022).
Pada  Lapangan  TGR  PT  Pertamina Hulu  Rokan  Regional  1  Zona  4  Limau Field terjadi  penurunan  produksi  gas  yang  dapat mengurangi  suplai  bahan  bakar  untuk gas engine. Penurunan  suplai  bahan  bakar  untuk pompa-pompa  produksi  dapat    menyebabkab Loss  Production  Opportunity ( LPO )  untuk
memenuhi  kebutuhan  bahan  bakar  supaya produksi  pada  lapangan  ini  terus  berjalan dengan  baik.  Kegiatan  ini  memerlukan tindakan  seperti  mencari  kandidat  sumur  gas untuk  memenuhi  kebutuhan  bahan  bakar  baik itu  membuka  sumur  baru  ataupun  sumur bekas.
Pengujian sumur ( well testing ) merupakan  kegiatan  yang  bertujuan  untuk menentukan  kemampuan  suatu  formasi  untuk menghasilkan fluida formasi  atau dengan kata lain  untuk  menentukan  produktivitas  suatu sumur.  Hal  ini  bertujuan  untuk  menjaga stabilitas reservoir, meningkatkan nilai produksi gas, dan merencanakan pengembangan  suatu  lapangan  gas  sehingga perlu dilakukan evaluasi perhitungan cadangan untuk  mengetahui besar  cadangan Sumur  CR- 10.
Pada  Sumur  CR-10  diperlukan  analisa terhadap  kemampuan  sumur  berproduksi  ( gas deliverability )  dengan  melakukan modified isochronal  test pada  beberapa  ukuran choke untuk  menghasilkan  laju  produksi  pada tekanan  tertentu.  Informasi  penting  yang diperoleh  dari  uji deliverability ini  adalah AOFP ( Absolute Open Flow Potential ) sumur. AOFP adalah  laju  alir  maksimum  teoritis ketika  tekanan  aliran  pada  permukaan  pasir adalah  nol.  Sementara  untuk  mengetahui perilaku reservoir berkaitan dengan peramalan produksi sumur digunakan simulator
PROSPER dan MBAL .

## 1.2 Batasan Masalah
Dalam  penelitian  ini,  Penulis  hanya membahas  mengenai  potensi  produksi  Sumur CR-10  melalui  MIT,  analisa  TPR  melalui simulasi  PROSPER,  perhitungan  cadangan dengan  metode  volumetrik  dan  peramalan produksi gas  pada  Sumur  CR-10  melalui simulasi MBAL di Lapangan TGR.
1.3 Tujuan Penelitian
Tujuan dari penelitian ini antara lain:
1. Untuk  mengetahui  nilai Absolute  Open Flow  Potential (AOFP)  dan  potensi produksi  pada  Sumur  CR-10  dengan melakukan analisa hasil modified isochronal test (MIT).
2. Untuk  mengetahui  ukuran choke yang efektif  dan  produksi  gas  menggunakan simulator  PROSPER.
3. Untuk memperkirakan jumlah cadangan gas di  tempat  (IGIP)  pada  Sumur  CR-10 dengan metode volumetrik.
4. Untuk  meramalkan  produksi  Sumur  CR-10 dengan mengunakan simulator MBAL.
1.4 Manfaat Penelitian
Manfaat dari penelitian ini adalah:
1. Dapat  mengetahui  nilai Absolute  Open Flow  Potential (AOFP)  dan  mengetahui potensi  produksi  sumur  CR-10  dari  analisa hasil modifiied isocronal test (MIT).
2. Dapat mengetahui ukuran choke efektif dan produksi gas menggunakan simulator PROSPER.
3. Dapat memperkirakan jumlah cadangan gas di  tempat  (IGIP)  pada  Sumur  CR-10 dengan metode volumetrik.
4. Dapat  meramalkan  produksi  Sumur  CR-10 dengan menggunakan simulator MBAL.

## 2. TEORI DASAR

## 2.1 Pengujian Sumur (Well Test)
Well  testing adalah  metode  untuk menetukan  kemampuan  suatu  lapisan  atau formasi  untuk  berproduksi.  Ada  berbagai macam well  testing yang  bisa  dilakukan terhadap  sumur,  baik  pada  sumur  produksi maupun sumur injeksi, diantaranya:
1. Pressure build up test (PBU),
2. Pressure drawdown test (PDD),
3. Fall off test,
4. Isochronal test, dan
5. Modified isochronal test .
a. Pressure Build Up Test (PBU)
Uji  PBU  adalah  suatu  pengujian tekanan  yang  paling  umum  dan  paling  sering digunakan.  Pada  dasarnya,  pengujian  ini dilakukan  dengan  cara  memproduksui  sumur dengan  laju  alir  yang  konstan  pada  suatu waktu  tertentu  dan  kemudian  sumur  ditutup (biasanya pada permukaan), yang memungkinkan  /  mengakibatkan  tekanan  naik pada wellbore . Kenaikan tekanan ini kemudian direkam  dan  dilihat  terhadap  fungsi  waktu. Dari hasil uji PBU, didapat data-data reservoir seperti:
1.  Permeabilitas formasi (k),
2.  Tekanan reservoir (Pr),
3.  Kerusakan/perbaikan  formasi  atau  skin (s), dan
4.  Batas dan bentuk reservoir.
Gambar 2.1 Grafik Laju Alir Ideal dan

## Tekanan PBU
b. Uji Deliverability pada Sumur Gas Uji deliverability merupakan  suatu  uji sumur yang umum digunakan untuk menentukan produktivitas sumur gas. Pengujian ini terdiri dari tiga atau lebih aliran dengan  laju  alir  dan  tekanan  serta  data-data lain  yang  dicatat  sebagai  fungsi  dari  waktu (Faskanata R.G. Tampubolon, 2023).
c. Flow After Flow Test ( Back Pressure Test ) Metode ini dilakukan dengan memproduksikan  beberapa  laju  alir  produksi hingga  mencapai  laju  alir  yang  stabil  pada setiap aliran dan tekanan pada sandface stabil. Pada  setiap  laju  alir  yang  berbeda  dilakukan dengan  atau  tanpa  periode  penutupan  yang sangat cepat.
Gambar 2.2 Diagram Laju Produksi dan Tekanan dari Back Pressure Test
d. Isochronal Test
Uji isochronal adalah suatu cara untuk menentukan  kapasitas  produksi  dari  suatu sumur  gas  pada  setiap  tekanan  dasar  sumur dan  tekanan  formasi  yang  diketahui.  Uji isochronal dilakukan  dengan  cara  membuka dan  menutup  secara  bergantian  dalam  periode waktu  tertentu.  Lamanya  periode  waktu membuka  sumur  setiap  periode  adalah  sama dengan  waktu menutup  sumur  dimana reservoir  harus  mencapai  kondisi  tekanan reservoir  rata-rata.  Sehingga  waktu  menutup sumur memiliki waktu yang berbeda-beda.
Gambar 2.3 Diagram Laju Produksi dan Tekanan Dari Isochronal Test
e. Modified Isochronal Test
Pada tahun 1959 Katz dkk., memperkenalkan  metode Modified  Isochronal test . Bila dalam isochronal test lamanya waktu penutupan sumur umumnya tidak seragam dan tidak  singkat  karena  harus  mencapai  kondisi kesetimbangan  statik,  maka  dalam modified isochronal  test ini  lamanya  waktu  penutupan sumur diambil sebesar waktu alirannya.
Gambar 2.4 Diagram Tekanan dan Laju Produksi Selama MIT
Volume 14 No. 02 Desember 2023 2.2  Metode Analisa Data Hasil Uji

## Deliverability
Metode  analisa  Rawlins  -  Schellhardt merupakan  metode  yang  sering  digunakan untuk menentukan kinerja produksi sumur gas. Garis lurus yang didapat dari plot antara ( P r 2 – P wf 2 )  vs q sc pada  kertas  log-log  merupakan kinerja  sumur  yang  sebenarnya  (Fanskanata Tampubolon, 2023).
2.3 Koefisien C dan Eksponen n Sumur gas yang memiliki permeabilitas  tinggi  yang  stabil  secara berulang-ulang,  nilai C tidak  mengalami perubahan yang begitu berarti terhadap waktu. Oleh  karena  itu,  kurva back-pressure awal dapat digunakan sebagai pendekatan kapasitas aliran  selama  sumur  masih  berproduksi.  Pada umumnya, nilai eksponen n berkisar dari 0,5 – 1,0.  Sumur  gas  dengan  permeabilitas  rendah pada  umumnya  menghasilkan  kurva  tekanan alir dasar sumur dengan nilai n mendekati 1,0, sedangkan  gas  dengan  permeabilitas  yang tinggi  akan  menghasilkan  nilai n mendekati 0,5.
Gambar 2.5 Penurunan Laju Alir terhadap Waktu
Gambar 2.6 Perubahan Koefisien C terhadap Waktu

## 2.4 Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow Performance Relationship (IPR) suatu  sumur  adalah  hubungn  antara  laju produksi  dan  tekanan  dasar  lubang  yang mengalir.  Untuk  sumur  minyak,  sering diasumsikan bahwa laju aliran fluida sebanding  dengan  perbedaan  antara  tekanan reservoir  dan  tekanan  lubang  sumur.  Asumsi ini  mengarah  pada  hubungan  garis  lurus  yang dapat  diturunkan  dari  hukum Darcy untuk aliran  keadaan  diam  dari  fluida  satu  fasa  tak termampatkan  dan  disebut productivity  index (PI). Namun, asumsi ini hanya berlaku di  atas tekanan bubble  point (A.  Jahanbani  dan  S.R. Shadizadeh, 2009).
2.5 Cadangan (Reserve) Cadangan  ( reserves )  adalah  perkiraan volume  gas,  kondensat,  gas  alam, natural  gas liquids dan substansi lain yang berkaitan yang secara  komersial  dapat  diambil  dari  jumlah yang terakumulasi di reservoir dengan metode operasi yang ada dengan kondisi ekonomi dan atas  dasar  regulasi  pemerintah  saat  itu. Perkiraan cadangan didasarkan atas interpretasi data geologi dan / atau engineering yang tersedia pada saat itu. Cadangan biasanya direvisi  begitu reservoir  diproduksikan  seiring bertambahnya  data  geologi  dan  /  atau engineering yang  diperoleh  atau  karena perubahan kondisi ekonomi.
Untuk  menghitung initial  gas  in  place (IGIP)  dari  suatu  reservoir  mula-mula,  dapat dihitung  secara  volumetris.  Persaman gas  in place tersebut adalah:
IGIP = 43560 x A x h x Φ x (1 − S wi ) B gi Dimana:
IGIP  = initial gas in place (BSCF) A =  luas area (acre) h =  ketebalan (ft) Φ =  porositas (fraksi) S wi =  saturasi air mula-mula (fraksi) B gi =  faktor  volume  formasi  gas  mula- mula (cuft/SCF)

## 2.6 Forecast Produksi
Untuk  mengetahui  kapan  sumur  gas mampu  berproduksi  maka  perlu  diramalkan. Dalam  lapangan,  peramalan  dapat  dilakukan secara  manual  maupun  dengan  simulasi.
Karena  perkembangan  teknologi,  maka  dalam studi  ini  digunakan  program  simulasi,  yaitu MBAL  untuk  melakukan  peramalan  perilaku reservoir sumur.
Dari  hasil forecast produksi  dengan menggunakan simulator MBAL akan diperoleh  nilai cumulative  gas  production dimana  nilai  ini  sama  dengan  nilai Estimed Ultimate Recovery (EUR) serta diperoleh pula nilai recovery factor (RF), dapat ditulis dengan persamaan berikut:

## RF = CGP IGIP
Dimana:
RF = recovery factor ( %)
CGP =  Cummulative gas
production
(BSCF)
IGIP = initial gas in place (BSCF)

## 3. METODOLOGI PENELITIAN

## 3.1 Jenis Penelitian
Penelitian  ini  merupakan  penelitian penelitian kuantitatif.

## 3.2  Tempat dan Waktu Penelitian
Penelitian  ini  dilaksanakan  di  Fungsi Operation  Production PT  Pertamina  Hulu Rokan  Regional  1  Zona  4  yang  berlangsung pada  tanggal  06  Maret  s.d.  06  April  2023 dengan  ruang  lingkup,  yaitu  PT  Pertamina Hulu  Rokan  Regional  1  Zona  4,  yang berlokasi  di  Jalan  Jend.  Sudirman  No.  3 Kelurahan Muntang Tapus, Prabumulih Barat, Kota Prabumulih, Propinsi Sumatera Selatan.

## 3.3 Pengumpulan Data
Dalam  mendapatkan  data-data  yang berhubungan  dengan  objek  yang  diteliti, Penulis menggunakan beberapa teknik pengumpulan data yang mencakup:
1. Studi literatur,
2. Diskusi dan wawancara
3.4 Tahap Pengolahan Data
Data-data  yang  telah  diperoleh  dari lapangan  maupun  berbagai  sumber  lainnya kemudian dilakukan pengolahan data. Tahapan pengolahan data yang dilakukan untuk penentuan  cadangan  dan  peramalan  produksi, yaitu:
1. Menetukan nilai AOFP dengan perhitungan manual dan software PROSPER .
AOFP  = 𝐶 𝑥 (𝑃𝑤𝑠 2 ) 𝑛
2. Penentuan initial  gas  in  place  (IGIP) berdasarkan data volumetrik.
IGIP = 43560 x A x h x Φ x (1 − S wi ) B gi 3. Pemodelan sumur dengan software PROSPER untuk mengetahui ukuran choke dan kemampuan produksi sumur.
4. Penentuan forecast produksi  sumur  dengan Software MBAL.
5. Penentuan nilai recovery factor.

## 3.5 Bagan Alir Penelitian
Penelitian  ini  dapat  mengikuti  bagan alir berikut ini.
Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian .

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Identifikasi Penentuan Sumur CR-10
Dari  data  log  dan  RMS  pada  Sumur CR-10  didapatkan  analisa cross  plot antara RMS  dengan property  log (resistivitas). Semakin  besar  nilai  resistivitas  semakin  besar kemungkinan  mendapatkan  gas.  Hal  ini berbanding  lurus  dengan  nilai  RMS,  semakin
besar nilai RMS amplitude (bright) kemungkinan semakin besar untuk
mendapatkan  potential  gas.  Dari cross  plot data  log  Sumur  CR-10  menunjukkan  adanya cut  off antara  gas  dengan liquid untuk  RMS sebesar  13.  Artinya  RMS  yang  mempunyai nilai  di  atas  13  terbukti  menghasilkan  gas berdasarkan cross plot tersebut. 4.2 Evaluasi Data Sumur CR-10
Data  properti  sumur  yang  digunakan untuk mengetahui identitas dari Sumur CR-10 dapat dilihat pada Tabel 4.1 .
Tabel 4.1 Data Properti Sumur CR-10 Parameter Nilai Satuan Nama Sumur CR-10 Tipe Sumur Vertikal Kedalaman Sumur 1.731,5 (5.807,7428) m (ft) Kedalaman Perforasi 506 – 508 m Tubing ID 3,5 inch Temperatur Reservoir 130,30 Fahrenheit
Kemudian data parameter lainnya yang berhubungan dengan sifat dari gas pada Sumur CR-10,  meliputi  tekanan  reservoir, gas gravity,  gas  rate, dan  lain-lain  dapat  dilihat pada Tabel 4.2 .
Tabel 4.2 Data Parameter Sumur CR-10
Secara layout sumur  ini  memiliki kedalaman  perforasi  di  506  m  –  508  m,  data mechanical  status dari  Sumur  CR-10  dapat dilihat pada Gambar 4.2.
Gambar 4.1 Well Diagram Sumur CR-10

## 4.3  Analisa  Hasil  Bottom  Hole  Pressure Pada Sumur CR-10
Bottom  hole  pressure (BHP)  adalah pengukuran tekanan dasar sumur, dan temperatur  sumur  dengan  alat memory  gauge . BHP survey dalam operasinya terbagi menjadi dua, yaitu static bottom hole pressure (SBHP) dan flowing bottom hole pressure (FBHP).

## 4.4 Analisa Tekanan Dasar Alir (FBHP)
Data  tabel  4.3  menunjukkan  tekanan, temperatur,  gradien  tekanan  dan  gradien temperatur  dimana  gradien  tekanan  dapat menentukan  kandungan  fluida  apa  saja  yang berada di dalam Sumur CR-10 dalam keadaan flowing . Berdasarkan parameter gradien tekanan,  fasa  air  berada  pada  nilai  1,42  psi/ft, fasa  minyak  1  psi/ft  dan  fasa  gas  0,3  psi/ft (gas). Dari tabel 4.3, maka dapat dilihat bahwa nilai  gradien  tekanan  dasar  alir  menunjukan angka 0,00 – 0,059 psia/ft menunjukan bahwa sumur  tersebut  mengandung  gas.  Untuk  lebih merepresentasikannya,  maka  dibuat  grafik perbandingan  antara  tekanan  dan  kedalaman yang  apabila  menunjukan  grafik  berbentuk garis yang lurus. Garis lusrus ini
Parameter Nilai Satuan Tekanan Reservoir 650 psig Gas Gravity 0,785 Separator Pressure 35 Psig Gas Rate 3,209 MMSCFD Condenstae Rate 0 STB Water Rate 0 STB Condensate t Gas Ratio 0 STB/MMSCFD Condensate Gravity 0 API Water to Gas Ratio 0 STB/MMSCFD Water Salinity 0 ppm Porosity 20 % Water Saturation 0,4 %
Volume 14 No. 02 Desember 2023
mengindentifikasikan  adanya  kandungan  gas, di bawah ini adalah grafik perbandingan antara tekanan dan temperatur terhadap kedalaman.

## Tabel 4.3 Gradien Tekanan Dasar Alir
Gambar 4.2 Grafik Pressure vs Depth dan Temperature vs Depth FBHP

## 4.5  Analisa Hasil Modified Isochronal Test Pada Sumur CR-10
Uji deliverabilitas yang dilakukan pada Sumur CR-10 adalah modified isochronal test . Langkah  pertama  yang  dilakukan  adalah dengan  cara  meng input data  dari  hasil  alat ukur EMR ( Electric Memory Recorder ).
Tabel 4.4 Hasil MIT Pada Sumur CR-10
Dari  tabel  data  hasil  MIT digunakan untuk  menentukan  nilai  P ws 2 -P wf 2 .  Berikut  ini merupakan  nilai  P ws 2 -P wf 2 yang  didapat  dari tabel hasil MIT seperti pada tabel 4.5.
Tabel 4.5 Data P ws 2 -P wf 2 t (jam) Qgas (MMSCFD) Pws (psia) Pwf (psia) Pws 2 – Pwf 2
(psia 2 ) 6 0,79 644,510 635,492 11.543,058 6 0,79 644,510 635,492 11.543,058 6 1,81 644,847 625,162 25.000,127 6 2,856 645,112 619,415 32.494,550
Dari  data  yang  ada  pada  tabel  dapat digunakan  untuk  membuat  sebuah  grafik  log- log  plot  dengan  tujuan  mendapatkan  nilai slope
Gambar 4.3 Grafik log-log Plot
Pada  grafik log-log  plot didapat  hasil, yaitu  nilai  P 1 dan  P 2 ini  yang  akan  membantu mendapatkan  hasil  nilai  n,  C  dan  AOFP. Untuk  mendapatkan  nilai  tersbut  dapat dilakukan perhitungan sebagai berikut:
1. Menentukan nilai n
P 1 = 190.000 P 2 = 14.000 n
= log(10)−log(1) log(P1)−log(P2) = log(10)−log(1)
log(190.000)−log(14.000)
= 0,8829043
2.  Menentukan nilai C C = X Y n = 3,686 MMSCFD
(627,492 psia) 0,8829043
= 0,00004231690
Dalam Ukur (MMD) Dalam Ukur (MTVD) Tekanan (psia) Temp. ( o F) Garident Tekanan (psia/ft) Temp. ( o F/ft) 0 0 481,29 94,55 - - 164 164 496,42 111,84 0,092 0,105 328 328 508,41 115,90 0,073 0,025 656 656 529,26 119,84 0,064 0,012 984 984 549,82 123,90 0,0363 0,012
1.312 1.312 567,84 126,93 0,055 0,009
1.617 1.617 585,73 128,73 0,059 0,006 Duration
(hours) Job (sequence)
Bean Size (inch)
Qgas (MMSCFD) Pressure (psia) 1 Shut (PBU) 40/64” - 644,510 6 Open 16/64” 0,79 635,492 6 Shut - - 644,847 6 Open 24/64” 1,81 625,162 6 Shut - - 645,112 6 Open 32/64” 2,856 619,415 6 Shut - - 645,506 6 Open 40/64” 3,686 627,492 12 Extended 32/64” 2,879 613,250
Volume 14 No. 02 Desember 2023
3. Menentukan nilai AOFP AOFP  = C x (Pws 2 ) n = 0,00004231690𝑥((644,510 𝑝𝑠𝑖𝑎) 2 ) 0,8829043 = 3,86 MMSCFD Setelah  dilakukan  perhitungan  dari langkah-langkah  di  atas,  maka  dapat  dibuat sebuah  tabel  yang  datanya  dapat  digunakan untuk  membuat  grafik gas  deliverability yang bertujuan  untuk  mendapatkan  nilai  AOFP sebagai perbandingan dari hasil perhitungan.
Tabel 4.6 Gas Deliverability Pws (psia) Qgas (MMSCFD) 644,510 0,00 600 0,65 500 1,71 400 2,52 300 3,11 200 3,53 100 3,78 0 3,86
Grafik gas  deliverability dapat  dibuat dengan  melakukan plot antara  data  q gas terhadap data P wf sehingga menghasilkan garis yang menyatakan nilai AOFP.
Gambar 4.4 Grafik Gas Deliverability
4.6  Estimasi  Nilai  Initial  Gas  In  Place (IGIP) Berdasarkan Data Volumetrik
Initial  gas  in  place (IGIP)  atau  G merupakan  estimasi  jumlah  total  hidrokarbon mula-mula yang terperangkap dalam reservoir, baik  yang  bisa  diproduksikan  maupun  yang tidak dapat diproduksikan.
Data reservoir pada Sumur CR-10 yang digunakan dalam penentuan IGIP adalah: 1. Menentukan nilai luas area (A)
Berikut  perhitungan  untuk  luas  area (A) dari Sumur CR-10 antara lain:
Ri = 944 m Re = 1,5 x Ri = 1,5 x 944 m = 1416 m A = πr 2 = π x (1416 m) 2 = 6.295.875,84  m 2
A = 6.295.875,84 m 2 x 0,000247 acre/m 2
= 1555,08 acre
2. Menentukan  nilai  ketebalan,  porositas  dan saturasi air.
Nilai-  nilai  tersebut  dapat  dilihat  pada data  petrofisik  dari  Sumur  CR-10,  dimana ketebalan  lapisan  setebal  2  meter,  porositas sebesar 20% dan saturasi air sebesar 0,4%. 3. Menetukan nilai faktor volume formasi gas initial (Bgi).
Dilihat  pada  data  PVT  nilai  faktor volume  formasi  gas  pada  saat initial ditentukan  berdasarkan  tekanan  reservoir  dari Sumur CR-10, yaitu 650 psig.  Maka nilai  Bgi sebesar  0,0205 cuft/SCF.
4. Menentukan initial gas in place (IGIP) Berdasarkan  data  di  atas,  nilai  IGIP dapat dihitung menggunakan persamaan:
IGIP   = 43.560 x A x h x ∅ x (1−S wi )
B gi = 43.560 x .1555,08 acre x 6,50 ft x 0,2 x (1−0,4)
0,0205 cu.ft/SCF =  2,57 BSCF 4.7 Pemodelan Sumur CR-10 menggunakan PROSPER Setelah dilakukan perhitungan cadangan,  maka  dibuat  kurva  IPR  dengan Metode  C  dan n dari  data  yang  ada.  Kurva deliverability atau IPR yang  menunjukkan kemampuan  sumur  untuk  berproduksi  pada berbagai laju alir dan tekanan alir dasar sumur dengan tekanan reservoir tetap. Untuk mengetahui  kemampuan  produksi  sumur  pada ukuran tubing 2,875 inch dengan ukuran choke 32/64"  inch,  maka  diperlukan  plot  kurva tubing  intake terhadap  kurva IPR .  Dari perpotongan  kurva tubing  intake ,  didapatkan
Volume 14 No. 02 Desember 2023
Sumur  CR-10    mampu  memproduksikan  gas sebesar 2,6 MMSCFD.
Gambar 4.5 Kurva IPR vs Kurva TPR pada Sumur CR-10

## 4.8  Penentuan  Forecast  Produksi  pada Sumur CR-10 Menggunakan MBAL
Untuk  mengetahui  kapan  sumur  gas mampu  berproduksi,  maka  perlu  diramalkan. Di lapangan, peramalan dapat dilakukan secara manual  maupun  dengan  simulasi.  Karena perkembangan teknologi, maka dalam studi ini digunakan  program  simulasi,  yaitu  MBAL untuk melakukan peramalan perilaku reservoir sumur.  Dari  data-data  yang  sebelumnya  telah diperhitungkan  atau  diperoleh,  maka  simulasi ini  dapat  dijalankan  dengan  memasukkan parameter-parameter  yang  diperlukan  oleh program  simulator.  Beberapa  asumsi  yang dibuat untuk input data pada menu “ Production and Constraint ” antara lain:
a. Sumur  akan  digunakan  sebagai own-use untuk gas engine.
b. Produksi akan dimulai pada 17 April 2023.
c. Manifold pressure sebesar 30 psig.
d. Minimal gas  rate yang  diperlukan  untuk own use sebesar 0,2 MMSCFD.
Untuk  melihat  hasil  dari running program dapat  dilihat  pada  menu production prediction-run  program. Dari  hasil run program dapat diketahui bahwa Sumur CR-10 mampu  berproduksi  selama  7  tahun  2  bulan. Laju produksi awal pada Sumur CR-10 adalah 1 MMSCFD  secara  stabil  selama  5  tahun, kemudian mengalami penurunan laju produksi sekitar  0,94744  MMSCFD  pada  5  tahun pertama,  selama  2  tahun  sampai  dengan  laju produksi  sebesar  0  MMSCF  pada  tahun  ke  7. Produksi sumur gas akan terus menurun sesuai dengan  penurunan  tekanan  reservoir  yang tidak mampu mengalirkan fluida dari reservoir hingga  ke  permukaan  yang  juga  dipengaruhi oleh saturasi gas sisa yang semakin kecil.
Gambar 4.7 Hasil Forecast Produksi Sumur CR-10 Menggunakan MBAL
Dari  hasil forecast produksi  dengan menggunakan  simulator  MBAL  bahwa  sumur akan berproduksi selama 7 tahun 2 bulan, dan diperoleh cummulative production gas (CGP) : CGP
= 2340,2 MMSCF = 2,3402 BSCF
Recovery Factor (RF)      = CGP IGIP x 100%
= 2,34 BSCF 2,57 BSCF x 100%
= 91,05 %

## 4.8 Pembahasan
Dalam  analisa deliverability  gas pada Sumur CR-10 dilakukan uji modified isochronal dengan  menggunakan  4  titik,  yaitu dengan ukuran choke 40/64 in, 16/64 in, 24/64 in, dan 32/64 in. Tujuan dari pembuatan grafik deliverability adalah untuk menentukan AOFP yang dilakukan dengan cara ploting ∆P 2 vs q sc
untuk  setiap  waktu  alir. Plot ini  akan menghasilkan  suatu  garis  lurus  untuk  waktu alir  tertentu.  Perhitungan  harga  AOFP  secara analitis  terlebih  dahulu  dihitung  harga  dari slope (n)  dan  harga  C.  Pada  uji modified isochronal setelah  didapatkan  harga n maka dapat  ditentukan  berapa  nilai  C.  Dari  analisa uji modified  isochronal didapatkan  harga  n  = 0,8829043  dan  harga  C  =  0,00004231690 MSCFD/psia 2 .  Berdasarkan  harga  n  dan  C yang  telah  diketahui  dapat  ditentukan  harga AOFP  secara  analitis  dimana  harga  AOFP  = 3,86 MMSCFD. Sedangkan dengan menggunakan  simulasi  PROSPER  didapat AOFP sebesar 19,427 MMSCFD. Selisih nilai AOFP  ini  diakibatkan  oleh  data  yang  di input dalam  simulasi  PROSPER  tidak  hanya  data MIT  melainkan  data-data  lainnya  seperti  data gas  gravity , separator  pressure,  reservoir pressure, reservoir temperature, d.l.l.. Data ini merupakan data pendukung pada saat running MBAL untuk menentukan production forecast.
Tahap  selanjutnya  adalah  menentukan inflow performance relationship yang menunjukkan kemampuan sumur untuk berproduksi  pada  harga  C  dan  n yang  telah didapat  dari  hasil  uji modified  isochronal . Untuk  mengetahui  kemampuan  produksi sumur  pada  ukuran tubing 3,5  in  dengan ukuran choke 32/64 in,  maka  diperlukan plot kurva tubing  intake terhadap  kurva IPR .  Dari perpotongan  kurva tubing  intake ,  Sumur  CR- 10  mampu  memproduksikan  gas  sebesar  2,6 MMSCFD.
Kemudian  untuk  mengetahui  jumlah total  hidrokarbon yang  terperangkap  dalam reservoir yang  bisa  diproduksikan,  maka dilakukan  perhitungan  cadangan  berdasarkan data  volumetrik  yang  tersedia  didapatakan jumlah initial gas in place (IGIP) sebesar 2,57 BSCF.
Untuk  mengetahui  kapan  sumur  gas mampu  berproduksi,  maka  perlu  diramalkan. Peramalan di lapangan dapat dilakukan secara manual  maupun  dengan  simulasi.  Karena perkembangan teknologi, maka dalam studi ini digunakan  program  simulasi,  yaitu  MBAL untuk melakukan peramalan perilaku reservoir
sumur.  Dalam  melakukan  peramalan  dengan menggunakan  simulasi  diperlukan  data-data kondisi  sepanjang  lubang  bor  ( well )  dan kondisi reservoir sendiri ( tank ). Dari data-data yang  sebelumnya  telah  diperhitungkan  atau diperoleh,  maka  simulasi  ini  dapat  dijalankan dengan memasukkan parameter-parameter yang diperlukan oleh program simulator.
Untuk  melihat  hasil  dari running program dapat  dilihat  pada  menu production prediction-run  program. Dari  hasil run program dapat diketahui bahwa Sumur CR-10 mampu  berproduksi  selama  kurang  lebih  7 tahun  dengan  laju  produksi  kumulatif  sebesar 2,3402 BSCF. Laju produksi awal pada Sumur CR-10  adalah  1  MMSCFD.  Produksi  sumur gas  akan  terus  menurun  sesuai  dengan penurunan  tekanan  reservoir  yang  tidak mampu  mengalirkan  fluida  dari  reservoir hingga  ke  permukaan  yang  juga  dipengaruhi oleh minimum gas rate yang dibutuhkan pada Sumur  CR-10.  Dari  hasil running  program sumur  gas  tersebut  mencapai  kumulatif produksi  terbesar,  yaitu  2,3402 BSCF  dan recovery factor 91%.
Tabel 4.7 Hasil dari Perhitungan pada Sumur CR-10 Parameter Hasil Satuan C 0,00004321690 MSCFD/psia 2 n 0,8829043 AOFP 3,86 MMSCFD Optimum Gas Rate 2,6 MMSCFD IGIP 2,57 BSCF Gas Cummulative Production 2,3402 BSCF Recovery Factor 91,05 %

## 5. KESIMPULAN
Dari  pembahasan  tersebut,  maka  dapat disimpulkan:
1. Dari hasil perhitungan dengan menggunakan  metode modified  isochronal test didapatkan AOFP sebesar 3,86 MMSCFD.
2. Berdasarkan hasil dari simulator PROSPER ukuran choke yang  paling  efektif  untuk digunakan adalah 32/64 inch,
memperlihatkan  Sumur  CR-10  mampu
Volume 14 No. 02 Desember 2023 memproduksikan gas sebesar 2,6
MMSCFD.
3. Berdasarkan  perhitungan  cadangan  gas dengan  metode  volumetrik  diketahui  nilai IGIP sebesar 2,57 BSCF .
4. Dari hasil simulator MBAL yang digunakan untuk  menentukan forecast didapat  bahwa sumur  akan  berproduksi  selama  7  tahun  2 bulan,  dan  diperoleh gas  cummulative production sebesar  2,3402  BSCF  serta recovery factor sebesar 91,05 % .

## DAFTAR PUSTAKA
Cullender, M.H. 1955. The isochronal performance  method  of  determining  the  flow characteristics  of  gas  wells . Transactions  of the AIME, 204(01), 137-142.
Dirjen Migas. 2022. Sepuluh Tahun Mendatang  Indonesia  Bakal  Surplus  Gas Hingga 1715 MMSCFD.
https://migas.esdm.go.id/post/read/sepuluh- tahun-mendatang-indonesia-bakal-surplus-gas- hingga-1715-mmscfd
Dirjen  Migas.  2022.  Hingga  Juli  2022, Pemanfaatan  Gas  Domestik  Capai  68,66 Persen. https://www.esdm.go.id/id/media- center/arsip-berita/dirjen-migas-gas-bumi- seimbangkan-pemenuhan-kebutuhan-energi- dan-target-emisi-karbon.
Faskanata  Tampubolon.  2023. Analisa  Uji Deliverabilitas  Reservoir  Gas  Berdasarkan Data  Uji  Sumur  Untuk  Optimasi  Laju  Alir
Sumur "Fn #1" Lapangan"Y" . https://www.researchgate.net/publication/3686 84778_Analisa_Uji_Deliverabilitas_Reservoir _Gas_Berdasarkan_Data_Uji_Sumur_Untuk_ Optimasi_Laju_Alir_Sumur_Fn_1_Lapangan_ Y.
Ikoku,  Chi  U.  1992. Natural  gas  production engineering .
Jahanbani,  A.,  &  Shadizadeh,  S.R.  2009. Determination
of Inflow Performance Relationship (IPR) by Well Testing .
In PETSOC  Canadian  International  Petroleum Conference (pp. PETSOC-2009). PETSOC.