## EVALUASI KEEKONOMIAN PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS Y DENGAN SIMULASI RESERVOIR

## (Economic Evaluation of Y Gas Field Development Using Reservoir Simulator)
Anita Theresa Panjaitan 1* , Rachmat Sudibjo 1 , Sri Fenny 1
1 Master Program of Petroleum Engineering, Universitas Trisakti, Jakarta

## Sari
Lapangan Y terletak sekitar 28 km di tenggara Jakarta telah ditemukan pada 1989. Tiga sumur telah dibor dan ditutup. Volume gas awal di tempat (IGIP) dari lapangan tersebut adalah 40.53 BSCF. Lapangan tersebut akan dikembangkan pada 2011. Dalam kajian ini, model simulasi reservoirdibuat untuk memperkirakan strategi pengembangan lapangan yang optimal. Model tersebut terdiri dari 1,575,064 grid cells yang dibangun dalam suatu black oil simulator. Dua skenario pengembangan lapangan ditetapkan dengan  dan  tanpa  kompresor.  Hasil  simulasi  menunjukkan bahwa  Faktor  Perolehan pada  akhir dari kontrak adalah 61.40% dan 62.14% berturut-turut untuk Skenario I dan II tanpa kompresor. Jika kompresor diterapkan maka Faktor Perolehan dari Skenario I dan II adalah 68.78% and 74.58%, berturut-turut. Berdasarkan pada parameter-parameter keekonomian, Skenario II dengan kompresor adalah kasus yang paling menarik, dimana IRR, POT, dan NPV dari skenario tersebut adalah 41%, 2.9 years, dan 14,808 MUS$.
Kata-kata kunci: Simulasi Reservoir, Faktor Perolehan, IRR, POT, NPV

## Abstract
Y Field which located around 28 km south east of Jakarta was discovered in 1989. Three wells have been drilled and suspended.  The  initial  gas  ini  place  (IGIP)  of  the  field  is  40.53  BSCF.  The  field  will  be  developed  in  2011.  In  this  study, reservoir  simulation  model  was  made  to  predict  the  optimum  development  strategy  of  the  field.  This  model  consisted  of 1,575,064  grid  cells  which  were  built  in  a  black  oil  simulator.  Two  field  development  scenarios  were  defined  with  and without  compressor.  Simulation  results  show  that  the  Recovery  Factor  at  thel  end  of  the  contract  is  61.40%  and  62.14% respectively for Scenarios I and II without compressor. When compressor is applied then Recovey Factor of Scenarios I and II  is  68.78%  and  74.58%,  correspondingly.  Based  on  the  economic  parameters,  Scenario  II  with  compressor  is  the  most attractive case, where IRR, POT, and NPV of the scenario are 41%, 2.9 years, and 14,808 MUS$.
Keywords: Reservoir Simulation, Recovery Factor, IRR, POT, NPV
*) Corresponding Author: E-mail: anitatheresaa@gmail.com Telp    : +62-81318887248

## I. PENDAHULUAN
Lapangan  Y  merupakan  Lapangan  Gas.  Awal pengembangan  Lapangan  Y  pada  Lapisan  A,  B,  C, dan  D  ini  dilakukan  melalui  pemboran  sumur  J1 pada  Oktober  1989  dengan  kedalaman  mencapai kedalaman  akhir  2050  m,  sumur  J2  mencapai kedalaman  akhir  1155  m  dan  sumur  J3  mencapai kedalaman  1100  m  dengan  hasil  test  dari  ke  tiga sumur tersebut adalah gas. Setelah selesai pengeboran  ke  tiga  sumur  di  Lapangan  Y  rencana pengembangan  Lapangan  Y  baru  dimulai  di  Tahun 2011  dan  sampai  saat  ini  Lapangan  Y  belum  mulai berproduksi  dikarenakan  masih  dalam  proses pengurusan PJBG (Perjanjian Jual Beli Gas), dimana perencanaan  pengembangan  Lapangan  Y  ini  untuk memenuhi kebutuhan Gas di Jawa Barat.
Adapun  tujuan  dari  studi  simulasi  pada  Struktur Y  Lapisan  A,  B,  C,  dan  D  tersebut  adalah  untuk memperkirakan  kinerja  reservoir  pada  berbagai tahapan  dan  metode  produksi  yang  diterapkan,
memperkirakan faktor perolehan maksimal yang bisa dicapai,  serta  menentukan  skenario  pengembangan lapangan  yang  paling  optimum  dan  ekonomis  untuk dilakukan.

## II. TINJAUAN LAPANGAN
Secara geologi Lapangan Y berada di Sub-cekungan  Ciputat  dan  masuk  ke  dalam  tatanan tektonik  Cekungan  Jawa  Barat  Utara.  Lapangan  Y potensial sebagai lapangan penghasil gas hidrokarbon  melalui  reservoir  Formasi  Cibulakan sebagai reservoir Gas.
Data  sifat  fisik  fluida  diperoleh  berdasarkan analisa laboratorium sebagai berikut:
• Volume awal gas di tempat (IGIP) = 40.53 BSCF
• Temperatur reservoir = 124 °F
• Tekanan awal reservoir = 667 psi.
• Faktor volume Formasi Gas (B gi ) = 0.0226
• Porositas rata-rata = 27.4%
• Permeabilitas rata-rata = 70.4 mD (DST)
• Saturasi air = 53.2%
• Densitas air = 62.42 lb/ft 3
• Densitas gas = 0.0339 gr/cc

## III. METODE
Diagram  pada  Gambar  1  berikut  ini  merupakan diagram alir yang menunjukkan tahapan proses yang dilakukan  pada  penelitian  studi  pemodelan  dan simulasi  reservoir  dengan  metode  simulasi  reservoir [1-4].
Gambar 1. Diagram Alir Penelitian
Tabel  1  memperlihatkan  parameter  pemodelan simulasi  reservoir.  Sedangkan  Gambar  2  dan  3 memperlihatkan distribusi
porositas
dan permeabilitas dari model simulasi reservoir.
Tabel 2 memperlihatkan skenario pengembangan Lapangan  Gas  Y.  Kedua  skenario  pengembangan tersebut  masing-masing  terbagi  menjadi  dua,  yaitu tanpa dan dengan pompa. Pemilihan Skenario terbaik dilihat dari perbandingan parameter-parameter keekonomian  diantara  skenario-skenario  tersebut, seperti  Internal  Rate  of  Return  (IRR),  Net  Present Value (NPV), dan Pay Out Time (POT)
Tabel 1. Pemodelan Simulasi Reservoir
Parameter Ukuran Jenis Grid Cartesian Jumlah Grid 142x118x94 = 1,575,064 Ukuran Grid  x 50 m Ukuran Grid  y 50 m Ukuran Grid  z 1 m Sistem Porositas Tunggal Jumlah Sektor 1 sektor GWC Lapisan A 369.1 m GWC Lapisan B 396.9 m GWC Lapisan C 444.1 m GWC Lapisan D 514.1 m
Sumur Existing
J1, J2, dan J3
Gambar 2. Distribusi Porositas Model Simulasi Reservoir
Gambar 3. Distribusi  Permeabilitas  Model  Simulasi Reservoir
Tabel 2. Skenario Pengembangan
Mulai Identifikasi Masalah Studi Pustaka Data Lapangan Kondisi Awal Match Model Simulasi Reservoir? Selesai Skenario Pengembangan Analisis Skenario Ya Tidak
Skenario I II Number of Well 4 5 La p isa n
A   B   C   D   S u mu r J1 J2  
J3 J4   J5   J6   J7  Total Rate, MMSCFD 9 11.5

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
Tahap  awal  yang  dilakukan  sebelum  melakukan simulasi  pada  Lapangan  "X"  adalah  mempersiapkan data-data  yang  diperlukan  untuk  keperluan  simulasi itu  sendiri.  Data  –  data  yang  diperlukan  antara  lain meliputi  data  geologi,  data  karakteristik  batuan reservoir,  data  karakteristik  fluida  reservoir,  data sejarah  produksi,  dan  data  sejarah  tekanan  sumur. Model simulasi reservoir yang dihasilkan diperlihatkan pada Gambar 2 dan 3.
Tahap  inisialisasi  dilakukan  untuk  menghasilkan kondisi  reservoir  yaitu  volume  gas  awal  di  tempat ( initial  gas  in  place ).  Hal  yang  dilakukan  adalah dengan  membandingkan  hasil  perhitungan  model statik simulasi reservoir dengan perhitungan volumetric  sebagaimana  diberikan  pada  Tabel  3. Dari  hasil  simulasi,  diperoleh initial  gas  in  place (IGIP)  sebesar  40.55  BSCF,  tidak  jauh  berbeda dengan  perhitungan  IGIP  secara  volumetrik  yaitu sebesar 40.52 BSCF. Perbedaan IGIP antara simulasi dan  volumetrik  hanya  sebesar  0.08%,  maka dilakukan proses selanjutnya.
Tabel 3. Tahap Inisialisasi
Lapisan IGIP (BSCF) Perbedaan Volumetrik Simulasi A 2.24 2.25 -0.44% B 2.79 2.82 -1.06% C 28.80 28.78 0.07% D 6.69 6.70 -0.15% Total 40.52 40.55 -0.07%
Tahap selanjutnya adalah tahap history matching . Tahap  ini  sangat  menentukan  dalam  melakukan simulasi  reservoir  karena  hal  ini  berhubungan dengan  validasi  model  yang  dibangun.  Dalam  tahap ini dibandingkan antara hasil prediksi model dinamik simulasi  reservoir  dengan  data  perubahan  tekanan dan  laju  alir  fluida.  Dikarenakan  Lapangan  "X" sampai  saat  ini  masih  belum  diproduksi,  maka history matching yang dilakukan dengan mencocokan  hasil  simulasi  dengan  data  uji  sumur  /
Drill  Stem  Test  (DST)  yaitu  data  laju  alir  gas  dan data  tekanan  bawah  sumur/  bottom  hole  pressure (BHP)  pada  sumur  J1  serta  pada  sumur  J2.  Hasil history  matching  laju  alir  gas  dan  tekanan  dasar sumur J1 dan J2 diperlihatkan pada Gambar 4 hingga 7. Gambar-gambar tersebut memperlihatkan kesesuain  yang  baik  antara  hasil  simulasai  dengan data hasil uji sumur (DST).
Gambar 4. Hasil Penyelarasan Laju Produksi Gas J1
Gambar 5. Hasil Penyelarasan Tekanan Dasar Sumur J1
Gambar 6. Hasil Penyelarasan Laju Produksi Gas J2
Setelah  melewati  tahap history  matching ,  maka model tersebut dapat digunakan untuk memprediksikan  kinerja  reservoir  pada  masa  yang akan  datang  sesuai  dengan  skenario  pengembangan lapangan.  Pengembangan  Lapangan  Y  dilakukan
berdasarkan  dua  skenario  yang  telah  direncanakan (Tabel  2).  Adapun  kurva  prediksi  laju  alir  beserta kurva  kumulatif  produksi  tanpa  dan  dengan menggunakan  kompresor  untuk  Skenario  I  dan  II, berturut-turut diperlihatkan pada Gambar 8 dan 9.
Gambar 7. Hasil Penyelarasan Tekanan Dasar Sumur J2
Gambar 8.  Peramalan Produksi untuk Skenario I tanpa dan dengan kompresor
Gambar 9.  Peramalan  Produksi  untuk  Skenario  II  tanpa dan dengan kompresor
Berdasarkan  Gambar  8  dan  9  diperoleh  hasil prediksi  produksi  Lapangan  Y  dengan  menerapkan Skenario  I  dan  II  sebagaimana  diperlihatkan  pada Tabel  4  dan  5.  Tabel-tabel  tersebut  memperlihatkan bahwa  Skenario  I  memperlihatkan  recovery  factor
(RF) yang lebih tinggi jika sumur diproduksi sampai batas  laju  alir  ekonomis.  Namun  jika  diproduksi sampai  akhir  kontrak,  maka  Skenario  II  memberika RF yang lebih tinggi.
Tabel 4.   Hasil  prediksi  kinerja  produksi  Lapangan  Y tanpa menggunakan kompresor Skenario I II IGIP, MMSCF 40,552 40,552 Jumlah Sumur 4 5 Plateu, year 3.7 3.6 End of Contract (EOC) 31-3-26  31-3-26 Kumulatif Produksi @ EOC, MMSCF 24,900 25,200 RF @ EOC, % 61.40 62.14 End of Production (EOP) 1-8-27 1-9-23 Kumulatif Produksi @ EOP, MMSCF 25,405 24,969 RF @ EOP, % 62.65 61.57 Tabel 5. Prediksi produksi Lapangan "X" dengan menggunakan kompresor Skenario I II IGIP, MMSCF 40,552 40,552 Jumlah Sumur 4 5 Plateu, year 4.6 4.5 End of Contract (EOC) 31-3-26 31-3-26 Kumulatif Produksi @ EOC, MMSCF 27,892 30,245 RF @ EOC, % 68.78 74.58 End of Production (EOP) 1-8-32 1-11-27 Kumulatif Produksi @ EOP, MMSCF 31,142 30,805 RF @ EOP, % 76.79 75.97
Skenario  yang  dipilih  adalah  berdasarkan parameter  keekonomiannya.  Parameter  harga  yang digunakan adalah : •    Harga Gas: US$ 6/MMBTU (ekskalasi 4%/tahun)
•    Depresiasi:  Double  Decline  Balance  selama  5 tahun
•    Kurs: Rp. 10,000
•    Gross Heating Value: 952 BTU/SCF
Fasilitas  produksi  yang  akan  dibangun  dan estimasi biayanya adalah sebagai berikut: •    Stasiun Pengumpul: US$ 2,000,000 •    Flowline 3 sumur: US$ 300,000 •    Fire Water System: US$ 100,000 •    Kompresor: US$ 700,000
Berdasarkan
pada hasil perhitungan keekonomian,  maka  dapat  dilihat  perbandingan parameter IRR, NPV, dan POT untuk Skenario I dan Skenario II sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 6. Berdasarkan table tersebut terlihat bahwa Skenario II memiliki  nilai  yang  lebih  optimis  dibandingkan
Skenario I. Di samping itu dapat disimpulkan bahwa penggunaan kompresor pada kedua skenario memberikan  parameter  keekonomian  yang  lebih baik.
Tabel  6.  Perbandingan  Keekonomian  Skenario  I  dan  II tanpa dan dengan compressor .
Skenario Parameter Tanpa Kompresor Dengan Kompresor I IRR (%) 37 38 NPV (MUS$) 11,281 12,458 POT(Tahun) 3.33 3.02 II IRR (%) 40 41 NPV (MUS$) 12,254 14,808 POT(Tahun) 3.1 2.9

## IV. KESIMPULAN
Berdasarkan analisis hasil simulasi reservoir yang telah  dilakukan  pada  Lapangan  Y,  maka  dapat diambil kesimpulan sebagai berikut:
1. Berdasarkan  hasil  inisialisasi  tekanan  maupun volume  gas  awal  ditempat  (IGIP)  diperoleh kesesuaian yang baik antara hasil volumetrik dan simulasi dengan perbedaan hanya sebesar 0.08 %.
2. Dari  kedua  alternatif  skenario  tanpa  kompresor pada  Lapangan  Y,  maka  dapat  diketahui  bahwa skenario  yang  menghasilkan  nilai  Recovery Factor  lebih  tinggi  sampai  berakhirnya  kontrak adalah Skenario II yaitu sebesar 62.14%
3. Untuk  skenario dengan  menggunakan  kompresor pada  Lapangan  Y,  maka  dapat  diketahui  bahwa skenario  yang  menghasilkan  nilai  Recovery Factor  yang  lebih  tinggi  sampai  berakhirnya kontrak  adalah  juga  Skenario  II  yaitu  sebesar
74.58%.
4. Berdasarkan  hasil  perhitungan  keekonomian
Skenario  I  dengan  penambahan  1  sumur pengembangan dan Skenario II dengan penambahan  2  sumur  pengembangan  didapat bahwa Skenario II dengan menggunakan kompresor  lebih  menarik  dibandingkan  dengan Skenario  I  dimana  IRR  41%  dan  nilai  POT didapat  sebesar  2.9  tahun  serta  NPV  sebesar 14,808 MUS$.

## DAFTAR PUSTAKA
1. Crichlow  H  B.  1997.  Modern  Reservoir Engineering  A  Simulation  Approach.  Prentice Hall. Englewood Cliffs. New Jersey.
2. Dang  C  T,  Nguyen  N,  Bae  W,  and  Phung  T. 2010.  A  Successful  Story  of  Integrating Geological
Characterization,
Reservoir
Simulation,  Assisted  History  Matching  and  EOR in Extremely Heterogeneous Reservoir. Presented at  AAPG  Convention;  August  2010.  New Orleans.
3. Fanchi R J. 2006. Principles of Applied Reservoir Simulation.  Elsevier’s  Science  &  Technology. Oxford, UK.
4. Hossain  M  E  and  Islam  M  R.  2010. Knowledge-Based  Reservoir  Simulation  -  A novel Approach, International Journal of Engineering (IJE), 3(6).