## OPTIMASI RESERVOIR GAS PADA LAPANGAN X

## Oleh
Adimas Respati Aji Herpriyadi, RS Trijana Kartoatmodjo, Maman Djumantara, Medianestrian
Universitas Trisakti Jakarta

## ABSTRAK
determine  the  method,  field  deliverability  calculation  for  the  long  term  need  to  be  done.  Outcome  that obtained  from  the  results  of  the  calculation  are  often  dubious,  especially  in  the  field  that  will  be developed, due to data limitations. Therefore it is necessary to have results comparison of one method of calculation with another calculation method.
The results of exploration drilling X field with the name of X-1 wells in 1997 was the discovery of a gas reservoir, in the Upper and Middle Arang layer. Three DST performed on Middle Arang formation, the data from this test will be analyzed to determine the characteristics and well deliverability. Results of this analysis are considered to represent two other wells drilling will be carried out later.
In this research analyzed of the results of Drill Stem Test (DST) X-1 will be conducted to determine the characteristics of the well. The analysis results are used as the basis for calculation of deliverability field X that will be represented with X-2 and-3 wells as the basis for forecasting the performance of the field. The  purpose  of  this  research  is  to  obtained  conventionally  X  field  deliverability  as  a  comparison  with other  calculation  methods  that  aligned  with  the  results  of  other  calculations,  so  it  can  be  one  of  the considerations in developing of field X.
Key words : DST, Reservoir Forecast, Deliverability
Tujuan  dari  tulisan  ini  adalah  untuk  mencari  metode  pengembangan  lapangan  X,  yang  baru  akan dikembangkan. Untuk menentukan metode pengembangan itu perlu dilakukan perhitungan deliverability lapangan  dalam  jangka  waktu  yang  panjang.  Petunjuk  yang  didapat  dari  satu  hasil  cara  perhitungan sering meragukan terutama pada lapangan yang baru akan dikembamgkan, disebabkan keterbatasan data. Untuk itu perlu dilakukan perbandingan hasil dari satu cara perhitungan dengan cara perhitungan lain. Hasil  dari  pemboran  eksplorasi  lapangan  X  dengan  nama  sumur  X-1  pada  tahun  1997  adalah diketemukannya reservoir gas, pada lapisan Upper dan Middle Arang . Tiga DST dilakukan pada formasi Middle Arang , data dari  test ini akan  dianalisa untuk  mengetahui karakteristik dan deliverability sumur. Hasil dari analisa ini dianggap mewakili dua sumur lain yang akan dilakukan pemboran kemudian.
Dalam  penelitian  ini  akan  dilakukan  analisa  untuk  mengetahui  karateristik  sumur  dari  hasil Drill  Stem Test (DST)  X-1.  Hasil  analisa  tersebut  digunakan  sebagai  dasar  perhitungan  deliverability  lapangan  X yang diwakili sumur X-2 dan X-3 sebagai dasar peramalan kinerja lapangan.
Hasil  dari  penelitian  ini  yaitu  diperoleh  deliverability  lapangan  X  secara  konvensional  sebagai pembanding  dari  metode  perhitungan  lainnya  yang  selaras  dengan  hasil  perhitungan  yang  lainnya, sehingga dapat menjadi salah satu pertimbangan dalam mengembangkan lapangan X.
Kata kunci : DST, Peramalan Kinerja Reservoir, Deliverability

## ABSTRACT
The  purpose  of  this  research  is  to  find  an  X  field  development  method,  which  will  be  developed.  To

## PENDAHULUAN
Dalam menentukan metode pengembangan lapangan baru, perlu dilakukan perhitungan potensi dan
deliverability lapangan  untuk  waktu  yang panjang.  Pada  lapangan  yang  baru  akan dikembangkan,  metode  yang  diperoleh  dari satu  hasil  cara  perhitungan  perlu  dilakukan quality  control dengan  hasil  perhitungan lainnya.

## TEORI PRODUKSI GAS
Peramalan  kinerja  reservoir  yang akurat  memerlukan  informasi  terhadap kondisi  dan  karakteristik  reservoir  yang memadai.  Informasi  yang  didapatkan  dari tes  aliran  dan  analisa pressure  transient mengenai  kondisi  reservoir in-situ menjadi sangat  dibutuhkan.  Tekanan  adalah  data yang  sangat  benilai  dan  berguna  dalam reservoir  engineering . Secara  langsung atau tidak langsung, digunakan pada semua tahap perhitungan reservoir engineering .

## Pressure Buildup Test
Pressure  buildup  test adalah  metode paling sederhana yang dapat dilakukan pada sumur  gas.  Jika  efek  dari wellbore  storage bisa ditentukan, banyak informasi yang bisa didapatkan. Informasi ini termasuk permeabilitas k ,  faktor  skin s’ ,  dan  tekanan rata rata reservoir P r . (Amanat, 2003:319).
Plot  dari  Δ( p 2 )  versus  log( t p + Δ t )/Δ t pada  grafik  semilog  akan  menghasilkan garis lurus  dengan slope m ,
(1)
dimana :
k = permeabilitas (md) h = ketebalan formasi (ft)
q sc = drawdown rata (MMScf/d)
T p = waktu sumur ditutup
μ = viskositas gas (cp)
z = faktor kompresibilitas gas
sedangkan  faktor  skin  dari  sumur  dapat dianalisa dengan persamaan sebagai berikut,
(2)
dimana :
s’ = faktor skin ϕ = porositas (fraksi) c t = kompresibiltas total
r w = jari jari sumur
Nilai μ dan  z sangat  berkaitan  erat dengan  tekanan  gas,  oleh  karena  itu diperlukan perhitungan tekanan yang mempertimbangkan  perubahan  nilai z dan μ seiring perubahan tekanan, yaitu pseudopressure ψ(p) .  P 2 dan ψ(p) memiliki nilai  yang  sama  hingga  tekanan  2000  psia. Di  atas  tekanan  3000  psia    keduanya
menghasilkan  nilai  yang  berbeda.  Untuk  itu diperlukan perbandingan pengunaan metode P 2 dan ψ(p) dalam  analisa  buildup  test. Adapun  persamaan  dalam  menentukan pseudopressure adalah sebagai berikut,
∫ (3)
dimana :
ψ(p) = pseudopressure (psia 2 /cp)

## Gas Flow Performance
Yang  dimaksud  dengan gas  flow performance adalah  performa  aliran  gas melalui  media  berpori  dan  pipa  produksi. Jadi  akan  terdiri  dari  dua  jenis  performa yaitu performa inflow dan performa tubing.
Hubungan  antara  laju  alir  gas  dan tekanan  dasar  sumur  secara  empiris  oleh Fetkovich dapat dinyatakan sebagai :
(4) dimana : C =  koefisien  kestabilan grafik (Mcf/d/psia 2 ) n = kebalikan dari slope
Nilai  n  ada  diantara  0.5  hingga  1, dimana    jika  n  =  1  laminar  dan  n  =  0.5 adalah turbulent. Pada laju aliran yang lebih besar  dimana  aliran  gas  memasuki  daerah transisi  antara  laminar  dan  turbulen  nilai  n akan  kurang  dari  1  yang  menunjukan  aliran gas  telah  menjadi  turbulen.  Apabila  0.5  ≤  n ≤ 1 tidak terpenuhi test harus diulang.
Tubing  flow  performance adalah performa  aliran  gas  dari  dasar  sumur  ke
kepala  sumur  melalui  tubing.  Dengan membuat  kurva  performa  tubing  yang merupakan  plot  antara  tekanan  alir  dasar sumur yang diperlukan untuk untuk memproduksikan  berbagai  nilai  laju  alir pada  suatu  nilai  tekanan  di  kepala  sumur yang konstan (Ikoku, 1992:367).
Hubungan  data  pipa  terhadap  laju alir  secara  matematis  dapat  dinyatakan sebagai
∫ (5)
dimana :
T = B =

## Reservoir Performance
Hubungan  antara  produksi  gas  Gp dalam  SCF  dengan  p/z  merupakan  garis lurus dengan kemiringan m. Untuk membuat gambar  ini  dapat  dilakukan  dengan  dua acara  yaitu  pertama  bila  telah  ada  data produksi  dan  tekanan  maka  dapat  dibuat dengan  mudah  grafik  hubungan  antara  GP dengan p/z yang merupakan garis lurus. Jika data  data  p/z  dan  produksi  kumulatif  tidak tersedia,  maka  dapat  dilakukan  suatu perkiraan yang teliti dengan syarat tidak ada water influx .

## OPTIMASI  RESERVOIR  LAPANGAN X
Sebelum melakukan perhitungan deliverability lapangan  X,  analisa  data buildup  test dan back  pressure  test perlu
dilakukan,  untuk  mendapatkan  parameter parameter sumur. Analisa uji sumur dilakukan  dengan  metode  konvensional  dan dengan  bantuan  perangkat  lunak  saphir. Kedua  hasil  dari  metode  tersebut  dipilih mana yang akan digunakan untuk perhitungan deliverability lapangan  pada penelitian ini.
Metode  perhitungan deliverability lapangan  X  dilakukan  dengan  menghitung deliverability sumur  X-1  yang  kemudian menjadi  korelasi  bagi  sumur  lainnya,  yaitu dengan  mencari  suatu  laju  produksi  yang dipenuhi  oleh  kondisi  reservoir  dan  tubing. Dalam  menghitung deliverability lapangan X  terdapat  beberapa  pembatasan  yang digunakan  yaitu  tekanan  di  kepala  sumur adalah 660 psia dengan tubing produksi OD 4.5 Inch.

## Analisa Uji Sumur X
Uji sumur pada lapangan X dilakukan  dengan  target  utama  lapisan middle  dan  lower  arang  dan  formasi  upper dan  middle  gabus.  Target  kedua  adalah sandstone pada formasi upper arang.
Uji  sumur  di  sumur  X-1  dilakukan dalam 3 tahap untuk masing masing lapisan. Pada  Gambar  1  hingga  7  adalah  contoh analisa  DST#2A  secara  konvensional  dan dengan software saphir.
Gambar 1. Plot Pressure terhadap waktu dan Plot laju alir terhadap waktu
Gambar 2.  Plot tekanan P 2 terhadap Horner
Time Ratio
Gambar 3. Korelasi antara P terhadap ψ(p)
Gambar 4. Plot pressure ψ(p) terhadap horner time y = -18238ln(x) + 5E+06 R² = 0.9931 4000 4200 4400 4600 4800 5000 5200 1 10 100 1000 p ^2,ps ia^ 2 Tho u san d s Horner Time Ratio Pws^2 Vs Horner Time Ratio y = 3E-05x 2 + 0.1818x - 211.13 R² = 1 y = -5E-09x 3 + 8E-05x 2 - 0.0031x + 0.7444 R² = 1 0 200 400 600 800 1000 1200 0 1000 2000 3000 4000 5000 m (p),M Mps ia^ 2 /cp P,psia y = -0.933ln(x) + 346.21 R² = 0.9903 250 270 290 310 330 350 370 1 10 100 1000 m (p),M Mps ia^ 2 /cp Horner time m(p) vs Horner time
Gambar 5. Log log plot pressure derivative
Gambar 6. Semi Log Plot
Gambar 7. Grafik data sejarah tekanan terhadap model yang dibuat

## Inflow Performance
Dalam menghitung inflow
performance didapatkan  dari back  pressure test di tiap tiap DST yang dilakukan di X-1. Analisa  dilakukan  secara  konvensional  dan juga  dengan  bantuan  piranti  lunak  saphir. Dari  hasil  perhitungan  ini  akan  didapatkan kemampuan laju alir maksimal dari tiap tiap lapisan  yang  dilakukan back  pressure  test . Nilai n dan C yang didapat dari perhitungan ini  akan  digunakan  untuk  membangun inflow performance setiap saat, ketika terjadi penurunan  tekanan  statik  reservoir  karena diproduksikan. Pada Gambar 7 dan 8 adalah contoh  analisa backpressure  test DST#2A secara  konvensional  dan  dengan software saphir.
Gambar 8. Grafik back pressure test
DST#2A konvensional
Gambar 9. Grafik back pressure test DST2A dengan saphir

## Tubing Flow Performance
Hasil  dari inflow  performance yang sudah  dianalisa  akan  dibuat  perpotongan dengan tubing flow performance . Perhitungan tubing flow performance dilakukan dengan memasukan data pipa X-1 yaitu  OD  4.5  inch  dan  fluida  DST#2A  ke dalam  persamaan  (5).  Data  tiap  tiap  q  pada IPR  dan  TPR  dicari  perpotongannya  seperti pada  contoh  DST#2A  sumur  X-1  pada gambar 10.
Gambar 10. Grafik performa tubing
y = 51704x 0.764 R² = 0.9773 100000 1000000 1 10 100 Pr^2 -Pwf ^2 q,MMSCFd Back Pressure Test 0 1000 2000 3000 4000 5000 0 50000 100000 150000 200000 P, Psia Q,MScf/d Tubing Performance

## Skenario Peramalan Kinerja Reservoir
Pada  penelitian  ini  skenario  optimasi lapangan  yang  digunakan  dalam  peramalan kinerja reservoir adalah sebagai berikut :
1. Satu  sumur  diproduksikan  dengan menganggap lapisan MA Ca 3 , MA Ca4  dan  MA  Ca  5  sebagai  satu reservoir  dengan  sifat  aliran  dari DST#2A.
2. Tiga  sumur  diproduksikan  dengan menganggap lapisan MA Ca 3 , MA Ca4  dan  MA  Ca  5  sebagai  satu reservoir  dengan  sifat  aliran  dari DST#2A.
3. Tiga  sumur  diproduksikan  dengan menganggap  lapisan  MA  Ca  3  dan MA  Ca  4  sebagai  satu  lapisan dengan  sifat  aliran  dari  DST#2A sedangkan  lapisan  MA Ca  5  sebagai satu  lapisan  dengan  sifat  aliran  dari
DST#2. Adapun Sumur X-1 memproduksikan  MA  Ca  3  dan  MA Ca  4  hingga  tahun  ke  5,  kemudian tahun ke 6 hingga ke 15 memproduksikan  lapisan  MA  Ca  5. Sumur X-2 dan X-3 memproduksikan  lapisan  MA  Ca  5 dari  tahun  pertama  hingga  tahun  ke
15.
4. Tiga  sumur  diproduksikan  untuk membantu  kontrak  GSA-1  dengan menganggap  lapisan  MA  Ca  3  dan MA  Ca  4  sebagai  satu  lapisan dengan  sifat  aliran  dari  DST#2A sedangkan  lapisan  MA Ca  5  sebagai satu  lapisan  dengan  sifat  aliran  dari
DST#2. Adapun Sumur X-1
memproduksikan  MA  Ca  3  dan  MA Ca  4  hingga  tahun  ke  4  dengan rate tetap 15 MMScf/d, tahun ke 5 dan ke 6  dengan  laju  alir  10  dan  5
MMScf/d,
kemudian memproduksikan  lapisan  MA  Ca  5 hingga  tahun  ke  12  sebesar  5
MMScf/d kemudian mengalami depeletion .  Sumur  X-2  dan  X-3 memproduksikan  lapisan  MA  Ca  5 dari  tahun  ke  5  dengan  laju  alir  2.5 MMScf/d  kemudian  tahun  ke  6 hingga  12  5  MMScf/d  hingga mengalami depletion . Peramalan Kinerja Reservoir

## Konvensional
Data  tiap  tiap  q  pada  IPR  setiap tahun  hingga  tahun  ke  lima  belas    dan  TPR dicari  perpotongannya  untuk  mendapatkan deliverability lapangan dengan pertimbangan  penurunan  tekanan  setiap diproduksikan  dengan  menggunakan  grafik p/z  (gambar  11  dan  12)  vs  GP  dan  p  vs  p/z (gambar  13  dan  14)  dari  tiap  tiap  reservoir. Gambar  15,  16  dan  17  menunjukan peramalan  kinerja  reservoir  konvensional dengan contoh skenario tiga.
Gambar 11. Grafik p/z vs GP reservoir MaCa3 dan MaCa4 y = -0.0646x + 2454.8 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 10000 20000 30000 40000 p /z GP MA CA3 & MA CA4
Gambar 12. Grafik p/z vs GP reservoir MaCa5
Gambar 13. Grafik P/z vs P reservoir MaCa3 dan MaCa4
Gambar 14. Grafik P/z vs P reservoir
MaCa5
Gambar 15. Grafik tubing performance sumur X-1 lapisan MA Ca3 dan MA Ca4
Gambar 16. Grafik tubing performance sumur X-2 dan X-3  lapisan MA Ca5
Gambar 17. Grafik tubing performance sumur X-1,2 dan 3  lapisan MA Ca5 tahun 6
hingga 15
y = -0.0226x + 2439.4 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 p /z GP MA CA5 y = 0.9139x + 32.681 0 500 1000 1500 2000 2500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 p p/z MA CA3 & MA CA4 y = 0.9179x + 30.866 0 500 1000 1500 2000 2500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 p p/z MA CA5 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 50000 100000 p ,ps ia Q,MScf/d X-1 MA CA3 & MA CA4 TPR IPR Tahun 5 IPR Tahun 4 IPR Tahun 3 IPR Tahun 2 IPR Tahun 1 0 500 1000 1500 2000 2500 0 5000 10000 15000 p ,ps ia Q,MMScf/d X-2 & 3 MA CA5 TPR IPR Tahun 1 IPR Tahun 2 IPR Tahun 3 IPR Tahun 4 IPR Tahun 5 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0 2000 4000 6000 8000 p ,ps ia q,MMScf/d X-1,2&3 MA CA5 TPR IPR Tahun 6 IPR Tahun 7 IPR Tahun 8 IPR Tahun 9 IPR Tahun 10 IPR Tahun 11 IPR Tahun 12 IPR Tahun 13 IPR Tahun 14 IPR Tahun 15
Gambar 18. Deliverability lapangan X skenario 1
Gambar 19. Kumulatif produksi lapangan X skenario 1
Gambar 20. Deliverability lapangan X
skenario 2
Gambar 21. Kumulatif produksi lapangan X
skenario 2
Gambar 22. Deliverability lapangan X skenario 3 Gambar 23. Kumulatif produksi lapangan X skenario 3 0 20 40 60 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q,M MScf /d Tahun Deliverability X 0 50000 100000 150000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 GP ,M Mcf Tahun Kumulatif Produksi X 0 20 40 60 80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q,M MScf /d Year Deliverability X 0 50000 100000 150000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 GP,M MCF Tahun Kumulatif Produksi X 0 20 40 60 80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q,M MScf /d Year Q Pelikan 0 50000 100000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 GP (M MCF) Year GP X
Gambar 24. Deliverability lapangan X skenario 4
Gambar 25. Kumulatif produksi lapangan X skenario 4

## Peramalan  Kinerja  Reservoir  Dengan GAP dan MBAL
Pada  piranti  lunak  GAP  terlebih  dahulu dibuat desain masing masing skenario mulai dari  reservoir  hingga  ke  separator.  Pada skenario  1  dan  2  reservoir  dianggap  satu, skenario  3    dibuat  dua  reservoir  berbeda, sedangkan  skenario  4  dibuat  dua  reservoir berbeda  dengan  mempertahankan  produksi plateau minimal dua per tiga waktu kontrak
Gambar 26. Desain lapangan X skenario
1
Gambar 27. Desain lapangan X skenario
2 0 5 10 15 20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q(M MScf /d ) Year Deliverability X 0 50000 100000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 GP (M MCF) Year GP X
Gambar 28. Desain lapangan X skenario 3
Gambar 29. Desain lapangan X skenario
4
Gambar 30. Deliverability lapangan X skenario 1
Gambar 31. Kumulatif produksi lapangan X skenario 1
Gambar 32. Deliverability lapangan X skenario 2
Gambar 33. Kumulatif produksi lapangan X skenario 2
Gambar 34. Deliverability lapangan X skenario 3
Gambar 35. Kumulatif produksi lapangan X skenario 3
Gambar 36. Deliverability lapangan X skenario 4
Gambar 37. Kumulatif produksi lapangan X skenario 4

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Dari  hasil  perhitungan  konvensional dan  dengan  bantuan  perangkat  lunak didapatkan hasil perhitungan yang dihasilkan  cukup  konsisten.  Secara  umum diketahui  bahwa  lapisan  MA  Ca5  memiliki permeabilitas yang rendah dan laju alir yang kecil.  Sedangkan  Ma  Ca3  dan  Ma  Ca4 memiliki  permeabilitas  yang  besar  dan  laju alir yang cukup besar.
Pada  DST#2A  dan  DST#2B  hasil yang  didapat  adalah  zona  yang  cukup produktif,  akan  tetapi  dikarenakan  test dilakukan  di  multiple  layer  maka  terdapat kesulitan  untuk  memisahkan  parameter masing masing layer (MA Ca5, MA Ca4 dan MA  Ca3).  Parameter  masing  masing  layer dapat  dipisahkan  pada  saphir,  akan  tetapi
dikarenakan  sifatnya  yang  berupa  asumsi dan penuh ucertainty maka dalam perhitungan  di  penulisan  ini  lapisan  lapisan tersebut dianggap sebagai satu reservoir saja yaitu  gabungan  MA  Ca-3  dan  MA  Ca-4 yang  diwakili  dari  hasil  DST#2A  dengan single  layer  dengan  mengabaikan  MA  Ca-5 dikarenakan permebalitasnya yang kecil.
Pada  proses  DST#2B  diketahui terdapat  zona  GWC  dari  terporduksinya  air walaupun  tidak  diketahui  secara  spesifik  di kedalaman berapa, untuk itu model pengembangan lapangan X ini hanya sampai layer yang di uji pada DST#2A.
Untuk  itu  pada  lapangan  X  akan dianggap  terdapat  dua  reservoir  yaitu  MA Ca5 diwakili oleh DST#2 dan gabungan MA Ca3  dengan  MA  Ca4  yang  diwakili  oleh DST#2A.
Hasil back  pressure  test pada DST#2A  menghasilkan  nilai  n  >  1 dikarenakan  keterbatasan  data  dan  hasil analisa  dari  DST#2A  memegang  peranan penting  dalam  peramalan  kinerja  lapangan dalam penelitian ini, maka untuk sfiat aliran dari  DST#2A  dibuat  n  ≤  1  untuk  dilakukan perhitungan deliverability di penelitian ini.
Dengan membandingkan hasil metode konvensional dan dengan menggunakan  piranti  lunak  GAP    (tabel  1), tingkat keselarasan ada di atas 99 persen.
Tabel 1 Perbandingan kumulatif produksi lapangan
X konvensional dan piranti lunak GP Metode Konvensional GP Piranti Lunak % Diff Skenario 1 99845.02 99892.157 0.04719 Skenario 2 100621.74 101101.001 0.47404 Skenario 3 87618.25 88119.425 0.56875 Skenario 4 77197.5 77438.249 0.31089
Dengan  tingkat  keselarasan  yang diatas  99  persen  kedua  metode  perhitungan potensi  lapangan  X  yang  dilakukan  pada penelitian  ini  dapat  dijadikan tools untuk perhitungan deliverability lapangan X.
Pada  skenario  3  dan  4  potensi  yang dipunyai  oleh  lapangan  X  memang  lebih kecil  dibandingkan  skenario  lainnya,  akan tetapi  skenario  tiga  dan  empat  dianggap lebih  mewakili  kondisi real dari  lapangan karena  dilakukan  pemisahan  reservoir  dan kemampuan  alirannya.  Berdasakan  hal tersebut pengembangan lapangan X dilakukan dengan  asumsi pemisahan seperti pada  skenario  tiga  dengan  menambahkan constraint  gas  rate sehingga  dihasilkan produksi yang plateau.
Pengembangan  lapangan  X  dengan sumbangan  15  MMScf/d    secara plateau terhadap  kontrak  GSA-1,  bisa  bertahan selama  12  tahun  kemudian  mengalam depletion . Untuk menutupi penurunan produksi sejak tahun ke 12 maka diperlukan sumbangan  dari  lapangan  lain  untuk menutupi depletion produksi lapagan X.

## KESIMPULAN
Setelah  dilakukan  perhitungan  dan analisa dalam menentukan parameter reservoir  dan  juga  peramalan  kinerja reservoir  lapangan  X  dengan  konvensional
dan  juga  dengan  piranti  lunak  didapatkan beberapa kesimpulan sebagai berikut :
1. Diperlukan  uji  sumur  ulang terutama  di  tiap  tiap  lapisan untuk  mendapatkan  nilai  yang lebih  akurat  mengenai  lapisan Ma Ca5, Ma Ca 4, dan Ma Ca3.
2. Hasil uji sumur DST#2A
mengindikasikan perlu dilakukan back pressure test ulang dikarenakan nilai n yang
diperoleh lebih dari satu.
3. Lapisan  MA  Ca-5  mempunyai permeabilitas yang kecil, pertimbangan fracturing bisa sebagai solusi untuk menigkatkan  laju  alirnya.  Akan tetapi perlu dipertimbangkan
masalah ekonomisnya.
4. Sejalan dengan semakin banyaknya data yang bisa diperoleh,  maka  input  parameter metode perhitungan di tulisan ini perlu  diperbaharui  dan    hasil hasil dari perhitungan ini perlu di quality  control dengan  data  real untuk  meningkatkan  keakuratan hasilnya.
5. Skenario menjadikan lapisan MA Ca  5  sebagai  lapisan  terpisah dengan lapisan MA Ca 4 dan MA Ca 3, mendapatkan hasil
kumulatif  produksi  yang  lebih kecil  akan  tetapi  hal  ini  lebih applicable.
6. Secara  umum  lapangan  X  dapat memberikan  kontribusi  terhadap kontrak  GSA-1    secara plateau untuk jangka cukup panjang.

## REFERENSI
1. Agosto,Herry  F.,  “Penentuan  Jumlah
Sumur Produksi Optimum Pengembangan  Lapangan”,  Institut Teknologi Bandung, 2010. 2. Andromeda,Estri, “Pengembangan Korelasi  Usulan  Untuk  Penentuan Lama  Waktu  Laju  Alir  Plateau  Pada Sumur  Gas  Kondensat  Dengan  Faktor Skin”,  Institut  Teknologi  Bandung,
2010.
3. Chaudry,Amanat U., “Gas Well Testing Handbook”,Technology & Eingineering
, 2003.
4. Gaol,  Calvin  L.,  “Evaluasi  Skenario
Pengembangan  Lapangan  X  Dengan Menggunakan
Simulasi
Reservoir”,Institut  Teknologi  Bandung , 2009.
5. Gudmundsson,  J.S.,  “Deliverability Model  For  Natural  Gas”,  Norwegian Institute of Technology, 1995.
6. Guo,  Boyun,  ”Petroleum  Production Engineering”,  Elsevier  Science  and Tecnology, 2007.
7. Setiawan, Budi, “Perbandingan Perhitungan Deliverability Secara
Konvensional  Vs  Secara  Simulasi  Dari Lapangan  Badak  Selama  10  Tahun”,
Institut Teknologi Bandung, 1977. 8. Yalya,Musyoffi, “Deliverabilitas
Reservoir Gas Kering di Lapangan X”,
Insititut Teknologi Bandung, 2008.
Tabel 2. Perbandingan parameter reservoir dan sumur dari  metode konvensional dan saphir
DST Depth Pay Thickness Zone Flow Rate (MMSCFd) Software Manual Software Manual Software Manual Software Manual Software Manual Software Manual DST#1 11033-11090 37 UG 0.01 0.12 - 0.15 -1.94 -9.25 8500 8750 - 8944 0.08 DST#2 5116-5155 37 MaCa-5 8 – 8.5 5.08 - 6.53 3.1 – 3.6 0.49 - 3.15 2260 2236 - 2271 0.96 0.97 0.04 0.03 11.3 12.1 12.1 All layers All 264 27 2265.24 5116-5155 MaCa-5 8.5 3.65 5209-5229 MaCa-4 533 29 5243-5263 MaCa-3 500 28 All 224 - 299 13.9 - 25 2260 – 2261.7 5116-5155 MaCa-5 8.5 3.65 148 5209-5229 MaCa-4 533 29 5243-5263 MaCa-3 500 28 5263-5293 MaCa-3 350 -367 13-18 DST#3 5349-5369 20 MaCa-2 2.71 5.2 - 5.8 2.51 1.7 - 1.9 2307 2236 - 2308 4.76 4.98 0.679 0.28 4.1 n C 175 156 0.956 1 0.666 0.04 0.672 210
2265 DST#2B 111 159 - 217.8 8.3 - 13.6 2236 – 2261 38.51 2260-2261 K (md) S' P*
AOF (MMSCFd)
DST#2A 79 201 - 263 15.6 - 25.5 2236 - 2265 40.62
Inflow dan tubing performance skenario 1
Inflow dan tubing performance skenario 2
Grafik tubing performance sumur Pelikan-1 lapisan MA Ca3 dan MA Ca4 skenario 3
Grafik tubing performance sumur Pelikan-2 dan Pelikan-3  lapisan MA Ca5 skenario 3
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 50000 100000 p ,ps ia Q,MScf/d Pelikan-1 MA CA3 & MA CA4 TPR IPR Tahun 5 IPR Tahun 4 IPR Tahun 3 IPR Tahun 2 IPR Tahun 1 0 500 1000 1500 2000 2500 0 5000 10000 15000 p ,ps ia Q,MMScf/d Pelikan-2 & 3 MA CA5 TPR IPR Tahun 1
IPR Tahun
2 IPR Tahun
3 IPR Tahun 4
IPR Tahun 5
Grafik tubing performance sumur Pelikan-
1,2 dan 3  lapisan MA Ca5 tahun 6 hingga
15 Skenario 3
Grafik tubing performance sumur Pelikan-1 lapisan MA Ca3 dan MA Ca4 tahun 1 hingga tahun 6 skenario 4
Grafik tubing performance sumur Pelikan-2 dan 3 lapisan MA Ca5 tahun 5 dan tahun 6 skenario 4
Grafik tubing performance sumur Pelikan-1,
2 dan 3 lapisan MA Ca5 tahun 7 hingga
tahun 15 skenario 4
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0 2000 4000 6000 8000 p ,p sia q,MMScf/d Pelikan-1,2&3 MA CA5 TPR IPR Tahun 6 IPR Tahun 7 IPR Tahun 8 IPR Tahun 9 IPR Tahun 10 IPR Tahun 11 IPR Tahun 12 IPR Tahun 13 IPR Tahun 14 IPR Tahun 15 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 0 100000 200000 P,Psia Q,MScf/d Pelikan-1 Ma CA3  dan 4 TPR IPR Tahun 1 IPR Tahun 2 IPR Tahun 3 IPR Tahun 4 IPR Tahun 5 IPR Tahun 6