HARDIAN, ADE (2017) STUDI PENGEMBANGAN LAPANGAN GAS MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR DAN ANALISA KEEKONOMIAN PADA LAPANGAN “X”. Other thesis, UPN "Veteran" Yogyakarta.
|
Text
ABSTRAK.pdf Download (194kB) | Preview |
|
|
Text
COVER.pdf Download (101kB) | Preview |
|
|
Text
DAFTAR ISI.pdf Download (468kB) | Preview |
|
|
Text
LEMBAR PENGESAHAN.pdf Download (92kB) | Preview |
Abstract
Lapangan “X” merupakan lapangan gas di lepas pantai yang terletak di utara provinsi Jawa Barat. Lapangan ini telah berproduksi sejak 31 desember 2014 dan dikelola PT.PHE ONWJ. Lapangan ini memproduksikan gas melalui 3 sumur horizontal yang berproduksi dari batuan reservoir karbonat “Y”. Pada awalnya kontrak penjualan gas dengan PT.Pertamina RU sebesar 30 MMSCFD secara konstan selama 10 tahun, namun pada pelaksanaannya PT.PHE ONWJ tidak mampu memproduksi sebesar itu. Kemudian dilakukan negosiasi ulang penjualan gas yang disetujui kedua pihak yaitu sebesar 21 MMSCFD secara konstan selama 10 tahun. PT.PHE ONWJ perlu melakukan studi pengembangan lapangan untuk mengetahui bagaimana skenario yang optimum guna memenuhi target produksi 21 MMSCFD secara konstan selama 10 tahun masa kontrak. Tahapan-tahapan dalam studi pengembangan menggunakan software eclipse yaitu pengumpulan data dinamik reservoir dan data produksi, dilanjutkan dengan preparasi dan pengolahan data, input data pada model geologi statik, inisialisasi OGIP dan tekanan awal reservoir dari hasil simulasi dengan volumetrik, history matching laju produksi gas, laju produksi air dan tekanan kepala sumur antara simulasi dengan aktual. Kemudian dibuat skenario yang digunakan untuk dapat memenuhi target produksi sebesar 21 MMSCFD, namun sebelumnya harus ditentukan constrain tekanan kepala sumur dan peak produksi gas terlebih dahulu. Dilanjutkan dengan melakukan analisa keekonomian untuk menghitung indikator keekonomian. Setelah itu dilakukan uji sensitivitas untuk mengetahui bagaimana pengaruh perubahan parameter produksi gas, harga gas, biaya operasi dan investasi terhadap nilai indikator keekonomian NPV dan IRR. Hasil inisialisasi OGIP dan tekanan awal reservoir masing-masing mempunyai perbedaan 0.348 % dan 0.189 %. History matching yang dilakukan menghasilkan perbedaan kumulatif produksi gas antara simulasi dan aktual tidak memiliki perbedaan dan perbedaan kumulatif poduksi air sebesar 3.36 %. Analisa penentuan jumlah sumur optimum menunjukan bahwa 5 sumur merupakan yang paling optimal dalam menguras reservoir “Y”. Dari 4 skenario yang dibuat, skenario IV adalah skenario yang dapat mempertahankan laju produksi gas sebesar 21 MMSCFD secara konstan sampai 10 tahun masa kontrak dengan kumulatif produksi gas 77.21 BCF dan recovery faktor 49.25 %. Berdasarkan analisa keekonomian skenario IV layak dilakukan dengan indikator keekonomian yang meliputi goverment share sebesar 50.49 %, NPV 33,179,306.90 USD, IRR 17.36 %, PIR 1.886, PI 1.218, DPIR 0.218 dan POT 4 tahun. Hasil uji sensitivitas menunjukan bahwa parameter yang paling dominan mempengaruhi perubahan indikator keekonomian NPV dan IRR adalah produksi gas, kemudian diikuti secara berurutan oleh harga gas, investasi dan biaya operasi. Dengan perubahan produksi gas menjadi 25% lebih kecil, nilai IRR akan sama dengan nilai MARR.
| Item Type: | Thesis (Other) |
|---|---|
| Subjects: | T Technology > T Technology (General) |
| Divisions: | Faculty of Engineering, Science and Mathematics > School of Engineering Sciences |
| Depositing User: | Eko Yuli |
| Date Deposited: | 27 Mar 2017 02:56 |
| Last Modified: | 27 Mar 2017 02:56 |
| URI: | http://eprints.upnyk.ac.id/id/eprint/11571 |
Actions (login required)
 |
View Item |