III. METODE PENELITIAN - repository.ipb.ac.id · penghasil migas, serta hubungan sosial industri migas dengan masyarakat di ... Validasi model simulasi dan sejarah produksi migas.

64

III. METODE PENELITIAN

3.1. Lokasi dan Waktu Penelitian

Penelitian dan pengambilan data dilaksanakan pada lapangan migas XT di

Kabupaten Indramayu, Propinsi Jawa Barat, yang merupakan tempat pengambilan

data primer berupa komposisi gas ikutan, dan data sekunder berupa proses

pengolahan migas dan penangkapan CO2 pada stasiun pengumpul migas. Lokasi

tersebut di atas dikelola oleh PT. XS, dan termasuk dalam areal milik salah satu

badan usaha milik negara (BUMN), yang bergerak di bidang eksplorasi dan

eksploitasi minyak bumi dan gas alam.

Waktu penelitian dilaksanakan sekitar 6 bulan, terhitung sejak dimulai

pengambilan data primer dan sekunder di lokasi penelitian, termasuk dengan

pengolahan data, yaitu dari bulan Oktober 2009 hingga Agustus 2010. Penulisan

disertasi dan perbaikan data hasil penelitian dimulai dari bulan September 2010

hingga Maret 2011. Lokasi penelitian seperti ditunjukkan pada Gambar 24.

Gambar 24 Lokasi penelitian di lapangan XT.

65

3.2. Kajian Penelitian

Penelitian diuraikan dalam tiga tahapan kajian, yaitu :

1. Kajian rancangan proses pengendalian dan penangkapan gas CO2 dalam gas

ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.

2. Kajian rancangan proses penyimpanan gas CO2 dalam formasi geologi

dengan metode enhanced oil recovery (EOR)-miscible CO2 flooding.

3. Kajian strategi pemanfaatan dan pengolahan migas hasil recovery dari sumur

EOR dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.

3.3. Bahan dan Alat

Bahan yang digunakan dalam penelitian ini adalah sampel gas ikutan yang

berasal stasiun pengumpul migas di lapangan XT. Alat-alat yang digunakan

meliputi: gas chromatography untuk analisis komposisi gas ikutan, program

simulasi komersial Aspen Plus, CMG, dan program analisis kelayakan ekonomi.

3.4. Metode Pengumpulan Data

1. Data kajian pertama, yaitu data primer berupa komposisi gas ikutan yang

berasal dari lapangan XT, diperoleh dari hasil analisis laboratorium, salah

satunya dengan gas chromatography. Proses pengambilan sampel dimulai

dari bulan Oktober hingga Desember 2009 pada pada inlet feed gas absorber

dalam unit amin sebanyak tiga kali (3x) hingga diperoleh komposisi gas

ikutan rata-rata selama proses berlangsung. Data sekunder berupa peralatan

yang digunakan, process flow diagram (PFD), dan komposisi campuran amin,

diperoleh dari hasil survei lapangan dan pengamatan pada proses unit amin

pada stasiun pengumpul migas di lapangan XT.

2. Data kajian kedua, yaitu data sekunder berupa karakteristik geologi, batuan

dan fluida reservoir, yaitu permeabilitias, porositas, tekanan, temperatur,

kedalaman, laju produksi minyak, dan sisa cadangan migas dari sumur migas

tidak ekonomis atau tidak produktif, yang teridentifikasi hingga tahun 2004,

diperoleh dari hasil studi pemanfaatan sumur-sumur migas di Propinsi Jawa

Barat, hasil studi pelaksanaan dan pemantauan lingkungan Kabupaten

66

Indramayu dan Majalengka, data cadangan dan produksi migas dari

Direktorat Jenderal Minyak dan Gas. Data geofisik, cadangan dan produksi

migas, serta produksi gas ikutan dan gas CO2 diperoleh dari Lemigas, dan

Institut Teknologi Bandung, dari tahun 2007 hingga 2010.

3. Data kajian ketiga, yaitu data sekunder berupa kelayakan teknologi dan

ekonomi dari pemanfaatan dan pengolahan migas serta kebijakan dan strategi

pengelolaan migas hasil EOR, diperoleh dari hasil kajian pertama dan kedua,

kemudian dilengkapi dengan peraturan dan regulasi yang berlaku dalam

sistem pemerintahan otonomi daerah, yaitu UU. No. 32 Tahun 2004 tentang

Pemerintah Daerah, UU. No. 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan

antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, dan UU. No. 22 Tahun 2001

tentang Minyak dan Gas Bumi dan ketentuan perundang-undangan lainnya.

3.5. Metode Analisis Data

Data primer dan sekunder selanjutnya diolah ke dalam beberapa metode

analisis, yaitu sebagai berikut:

1. Data primer dan sekunder untuk kajian I disimulasikan dengan Aspen Plus,

yang bertujuan untuk menganalisis tingkat efisiensi gas CO2 yang dapat

dikembalikan (removal) dari proses unit amin, dan sistem penyaluran gas CO2

melalui compressor hingga penginjeksian gas CO2 ke dalam sumur EOR.

2. Data sekunder untuk kajian II diidentifikasi dengan penyaringan kriteria

lapangan dan sumur EOR, korelasi Holm-Josendal dan Yellig-Metcalfe serta

data nilai tekanan tercampur minimum (TTM) dari hasil pengujan slim-tube,

dan metode rule of thumb. Data-data tersebut kemudian disimulasikan dengan

CMG, yang bertujuan untuk menganalisis potensi pertambahan minyak dan

volume gas CO2 yang bisa disimpan di dalam sumur EOR.

3. Data sekunder untuk kajian III dianalisis dengan analisis kelayakan teknologi,

ekonomi dan sosial, yang bertujuan untuk menghitung investasi proyek EOR,

dan bagi hasil keuntungan penjualan migas dengan pemerintah daerah

penghasil migas, serta hubungan sosial industri migas dengan masyarakat di

sekitarnya sehingga dapat diketahui strategi pengelolaan migas hasil EOR.

67

3.6. Tahapan Penelitian

Penelitian dilaksanakan dalam beberapa tahapan penelitian, yaitu :

1. Tahapan kajian pertama :

a. Analisis komposisi gas ikutan lapangan XT.

b. Identifikasi diagram alir proses unit amin.

c. Identifikasi jenis alat dan model operasi peralatan unit amin.

d. Identifikasi komposisi campuran amin dan air.

e. Rancangan proses penangkapan CO2 dengan Aspen Plus.

f. Simulasi removal gas CO2 dengan larutan amin.

g. Validasi proses removal gas CO2.

h. Penyaluran gas CO2.

2. Tahapan kajian kedua :

a. Identifikasi lapangan migas dan sebaran sumur tidak produktif.

b. Identifikasi kandidat lapangan EOR dan sumur EOR potensial.

c. Identifikasi karakteristik sumur EOR potensial.

d. Identifikasi potensi cadangan migas sumur EOR.

e. Identifikasi tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi.

f. Perhitungan tekanan tercampur minimum korelasi dan CO2.

g. Rancangan proses penyimpanan CO2 dengan CMG.

h. Prakiraan potensi perolehan minyak dengan rule of thumb.

i. Validasi model simulasi dan sejarah produksi migas.

3. Tahapan kajian ketiga :

a. Identifikasi sumur EOR potensial.

b. Identifikasi kelayakan teknologi proyek EOR.

c. Uji kelayakan ekonomi proyek EOR.

d. Peramalan produksi migas lapangan EOR.

e. Perhitungan investasi proyek EOR.

f. Perhitungan cash flow investasi proyek EOR.

g. Uji sensitivitas cash flow investasi proyek EOR.

h. Estimasi bagi hasil migas lapangan EOR.

i. Strategi pengelolaan migas hasil EOR.

68

Gambar 25 Diagram alir tahapan penelitian.

Pengamatan dan pengambilan data

Persiapan

Pendataan alat & proses diunit amin

Survei lapangan

Sumber dan komposisi gas ikutan, dansifat fisika dan kimia gas CO2

Karakteristik geologi, batuan danfluida reservoir di lapangan migas

Idenfitikasi teknologi pengolahanmigas dan estimasi ekonomi investasi

Pendataan lapangan, sumurmigas dan formasi geologi

Pendataan kelayakanteknologi & ekonomi EOR

Kajian I pengendalian dan penangkapan gas CO2

Simulasi Aspen Plus

Validasi model simulasi dansejarah produksi

Kajian II penyimpanan gas CO2 pada formasi geologi

Simulasi CMG

Kajian III strategi pengelolaan migas hasil EOR

Uji Laboratorium

Validasi proses removal CO2

Analisis kelayakan ekonomi

Uji sensitivitas cash flow investasi

Rancangan proses pengendalian dan pemanfaatan gas CO2

69

3.7. Metode Identifikasi Data Sekunder

3.7.1. Tahapan Rancangan Proses Penangkapan CO2

a. Identifikasi Diagram Alir di Stasiun Pengumpul

Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap diagram

alir proses removal gas CO2 di stasiun pengumpul migas PT. XS., dengan

menggunakan visualisasi Aspen Plus. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil

identifikasi Ali (2007), seperti ditunjukkan pada Gambar 26.

Gambar 26 Process flow diagram unit amin (Ali 2007).

Gas ikutan masuk ke dalam absorber melalui stream feed dan campuran

larutan amin dan air (H2O) masuk melalui stream make up, sedangkan stream

sweet merupakan keluaran gas murni dari gas asam, dan stream CO2 merupakan

output dari gas CO2. Heatx (heat exchanger) berfungsi untuk memanaskan rich

amine (stream 4) dari absorber dan mendinginkan lean amine (stream 7) dari

stripper. Cooler berfungsi untuk menurunkan temperatur lean amine (stream 8)

dari heatx, sedangkan mixer berfungsi sebagai tempat pencampuran antara lean

amine dari cooler dan make up. Pemisahan CO2 dengan pelarut amin

membutuhkan peralatan tambahan, yaitu pump 1 sebagai pompa rich amine

(stream 3) dari absorber, reboiler di dalam stripper berfungsi sebagai alat

pemanas fluida lean amine yang keluar melalui stream 5 menuju heat exchanger,

dan pump 2 sebagai pompa lean amine (stream 6) dari stripper. (Ali 2007).

70

b. Identifikasi Unit Operation Model (UOM)

Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap jenis peralatan (block) dan

jenis operasi (unit operation model) yang dapat digunakan dalam proses simulasi

removal gas CO2. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Ali

(2007), Erik (2007), Greer et al. (2008), seperti ditunjukkan pada Tabel 6.

Tabel 6 Jenis alat dan UOM (Ali 2007)

No. Block UOM

1. Absorber Radfrac

2. Absorber pump Pump

3. Heat exchanger Heatx

4. Stripper Radfrac

5. Stripper pump Pump

6. Cooler Heater

7. Mixer Mixer

c. Identifikasi Komposisi Campuran Amin dan Air

Tahap selanjutnya adalah identifikasi komposisi campuran amin dan air

(%wt), berdasarkan hasil penelitian Arnold dan Stewart (1999), Kidnay dan

Parrish (2006), dan Ali (2007), seperti ditunjukkan pada Tabel 7.

Tabel 7 Konsentrasi solvent dan air (Kidnay dan Parrish 2006)

Solvent MEA DEA DIPA MDEA

(% mass) *15 - 30 **25 - 35 ***30 – 50 ***30 - 50

*Ali (2007), Arnold dan Stewart (1999), **Maddox (1982).

d. Identifikasi Proses Unit Amin

Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap proses absorpsi dan

removal gas CO2 dalam proses unit amin di stasiun pengumpul lapangan XT.

Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Rangkuti (2009) terhadap

proses unit amin di lokasi yang sama di lapangan XT, yaitu sebagai berikut:

71

a. Gas alam yang berasal dari compressor dialirkan ke bawah absorber,

digunakan untuk memisahkan cairan hidrokarbon atau air dari aliran gas

sekaligus, agar cairan tersebut tidak ikut ke bagian atas absorber, untuk

mencegah terbentuknya busa yang berasal dari hasil reaksi dengan MDEA.

b. Gas yang telah bebas dari cairan dialirkan dari bagian bawah absorber ke

bagian atas, melalui pipa yang menghubungi bagian bawah dan atas absorber.

Gas dialirkan ke atas melalui tray sedang campuran MDEA dan air mengalir ke

bawah. Larutan amin ini mengabsorpsi gas CO2 dan larutan rich amine (larutan

yang mengandung CO2) keluar dari bagian bawah absorber.

c. Gas yang mengalir dari atas absorber selanjutnya bergabung dengan cairan

yang dikeluarkan dari bawah absorber dan dialirkan ke separator. Larutan rich

amine selanjutnya dialirkan ke heat exchanger, hingga larutan ini dipanaskan

oleh larutan lean amine dari stripper atau dari pemanas kolom. Larutan rich

amine selanjutnya dimasukkan ke bagian atas dari stripper dan dialirkan

kembali ke bawah melalui tray. Larutan rich amine ini selanjutnya dipanaskan

oleh uap air yang dihasilkan oleh reboiler.

d. Larutan amin dari bawah stripper dipompakan ke heater tempat larutan amin

dipanaskan dan dialirkan kembali ke bawah stripper, sedangkan untuk

keperluan tersebut digunakan pompa yang berguna untuk mensirkulasikan

larutan amin menuju dan kembali ke heater. Larutan ini berfungsi untuk

menjaga turbulensi dan mengurangi korosi yang disebabkan oleh CO2 yang

terlepas di heater dan sebagian dialirkan ke heat exchanger.

e. Pada rancangan ini larutan rich amine yang masuk dari bagian atas stripper,

diupayakan agar turun ke bawah melalui tray, dan selanjutnya diupayakan

menjadi panas, sehingga CO2 dilepaskan dari larutan. CO2 ini selanjutnya

dialirkan ke bagian atas, dan keluar dari atas stripper. Gas selanjutnya dialirkan

ke condenser sehingga aliran ini dapat mendinginkan gas sehingga suhunya

dapat menjadi 100 - 110oF dan selanjutnya terjadi kondensasi uap air.

Campuran gas CO2 dan air kemudian dipompakan sehingga dapat bergabung

dengan larutan rich amine yang menuju stripper, dan selanjutnya CO2 yang

mengalir dari stripper reflux accumulator ini dijaga tekanannya.

72

e. Identifikasi Rancangan Proses Removal Gas CO2

Tahap selanjutnya adalah identifikasi rancangan proses removal gas CO2

dengan Aspen Plus. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil simulasi Aliabad

dan Mirzaei (2009), Bimark et al. (2008), dan Erik (2007), pada variasi jumlah

stage dalam absorber dan stripper, seperti ditunjukkan pada Tabel 8.

Tabel 8 Variasi jumlah stage (Erik 2007)

Kolom Absorber Stripper

Number of Stage *7 - 12 *0 - 20 **6 ***0 - 25

*Aliabad dan Mirzaei (2009), **Erik (2007), ***Bimark et al. (2008).

Spesifikasi proses dan kondisi operasi yang digunakan dalam proses

simulasi ini disesuaikan dengan hasil simulasi Erik (2007), yaitu sebagai berikut:

Inlet gas temperature = 40 ºC

Inlet gas pressure = 1,1 bar

Inlet gas flow = 85.000 kmol/hr

CO2 in inlet gas = 39,73 fraksi mol (%)

Lean amine temperature = 40 ºC

Lean amine pressure = 1,1 bar

Lean amine rate = 120.000 kmol/hr

MEA content in lean amine = 20 mole flow (%)

DEA content in lean amine = 30 mole flow (%)

DIPA content in lean amine = 40 mole flow (%)

MDEA content in lean amine = 40 mole flow (%)

Number of stages in absorber = 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17.

Reflux ratio in absorber = 0,5

Rich amine pump pressure = 2 bar

Heat exchanger temperature = 100 ºC

Number of stages in stripper = 6

Reflux ratio in stripper = 0,3

Lean amine pump pressure = 2 bar

73

3.7.2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO2

a. Identifikasi Kriteria Sumur dan Lapangan EOR Potensial

Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap kriteria

yang dapat digunakan dalam pemilihan sumur dan lapangan EOR potensial.

Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Syahrial dan Bioletty

(2007), yang menunjukkan bahwa setiap reservoir seharusnya memenuhi

beberapa persyaratan untuk memastikan penyimpanan CO2 yang aman dan

optimal dengan menggunakan metode penyimpanan EOR. Beberapa persyaratan

tersebut diantaranya adalah sebagai berikut:

a. Berdasarkan cadangan reservoir > 5 MMstb.

b. Kedalaman > 2.500 ft atau 762 m.

c. Berat jenis (BJ) API gravity fluida > 35 API.

d. Tekanan reservoir > 1.800 psi.

e. Tekanan rekah formasi < 0,8 psi.

Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi DPE-

LPPM (2003), yang menunjukkan cara penentuan kriteria untuk sumur-sumur

tidak produktif berdasarkan pada :

a. Laju produksi minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun.

b. Sisa cadangan minyak lapangan < 1 juta barrel.

Proses identifikasi oleh DPE-LPPM (2003), berdasarkan pada klasifikasi

bahwa sebuah lapangan bernilai marjinal atau bukan, baru bisa ditentukan setelah

analisis keekonomian dilakukan, namun demikian nilai ekonomi suatu lapangan

dapat ditentukan dari laju produksi dan sisa cadangannya. Laju produksi dan sisa

cadangannya yang semakin besar, dapat menjadikan nilai ekonomi lapangan

tersebut semakin besar pula, dan sebaliknya jika laju produksi dan sisa

cadangannya semakin sedikit, maka lapangan tersebut adalah lapangan marjinal.

Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi Green

dan Willhite (1998), yang menunjukkan penentuan kriteria dalam penyaringan

reservoir untuk memilih lokasi dapat didasari oleh data yang sesuai, pengujian

laboratorium dan simulasi reservoir. Data yang sesuai dan karakterisktik lokasi

yang baik penting untuk model yang realistis. Tiga langkah penting dalam

74

memilih reservoir untuk menentukan kecocokan reservoir yang dapat

mempertemukan kebutuhan untuk injeksi CO2 dan penyimpanan, yaitu:

1. Sebelum penyaringan reservoir dan minyak pada kandidat lapangan, petunjuk

dasar yang perlu diikuti adalah sebagai berikut:

Kedalaman : > 2.500 feet (762 meter).

Komposisi minyak : % C5 - C12 yang tinggi.

Viskositas minyak : < 10 cP.

Temperatur reservoir : sekitar 28 - 120oC.

Tekanan reservoir > TTM dan < tekanan rekah (Pf).

Laju saturasi minyak : > 20% pore volume.

Ketebalan formasi tidak kritis.

Nilai porositas tidak kritis.

Nilai permeabilitas > 5mD.

Jenis formasi : batuan pasir atau karbonat.

2. Penyaringan terhadap apakah aliran CO2 tercampur (miscible) atau tidak

tercampur (immiscible) sangat dibutuhkan. Injeksi fluida yang tidak tercampur

harus sering mencukupi gravitasi minyak yang tinggi ke menengah (oil gravity

12 - 25 API). Aliran tercampur besar yang diinginkan dapat dipakai untuk

menjelaskan viskositas minyak yang rendah (oil gravity 25 - 48 API).

3. Langkah selanjutnya adalah memperkirakan nilai tekanan tercampur minimum

(TTM) pada setiap reservoir dengan menggunakan beberapa korelasi standar

industri. Dalam mengerjakan hal ini, dua jenis korelasi Yellig-Metcalfe dan

Holm-Josendal sering digunakan untuk memperkirakan dasar TTM pada

temperatur reservoir. TTM sangat tergantung pada komposisi dan gravitasi

minyak, temperatur reservoir dan kemurnian (purity) CO2.

b. Identifikasi Lapangan Migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka

Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap profil cadangan dan

sejarah produksi lapangan minyak bumi di Kabupaten Indramayu dan Majalengka

per 1 Januari 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 9.

75

Tabel 9 Profil lapangan minyak bumi (DPE-LPPM 2003)

No. Nama Lapangan

Minyak Bumi + Kondensat

IOIP

(Mstb)

Cadangan

Terambil

(Mstb)

Produksi

/ Tahun

(Mstb)

Produksi

Kumulatif

(Mstb)

Sisa

Cadangan

(Mstb)

1. Cemara Selatan 44.561,8 12.037,4 61,9 7.783,8 3.758,4

2. Cemara Barat + Timur 42.825,5 16.098,6 479,4 8.611,1 3.652,3

3. Gantar 1.729,9 2.796,0 86,4 1.621,5 483,2

4. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.151,5

5. Sambidoyong 336,7 84,2 - 1,9 82,3

6. Waled Utara 573,9 360,1 10,3 121,0 156,7

7. Kandanghaur Barat 931,4 186,3 - 70,0 116,3

8. Kandanghaur Timur 11.958,7 3,266,3 44,0 1.804,8 1.109,3

9. Sindang 14.252,3 4.467,0 31,3 622,9 3.593,7

10. Tugu Barat A 43.423,0 13.691,1 150,7 10.781,5 1.704,0

11. Jatibarang 647.418 178.760,2 1.416,3 112.818,3 54.611,5

12. Cemara Selatan BT - 280,0 - 52,2 227,8

13. Sindang Blok Turun - 7,2 - - 7,2

14. Malendong 10.990,0 4.042,2 42,4 381,6 3.321,4

15. Sindang Sari - 393,5 16,1 189,8 74,9

16. Suka Tani - 82,0 2,0 18,0 48,0

17. Tanjung Sari - 1.423,0 46,5 490,4 560,6

18. Randegan 33.974,8 6.187,2 18,3 957,6 5.153,0

19. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.218,8

20. Tugu Barat C 8.175,9 3.714,0 149,8 2.351,2 164,4

Keterangan : IOIP = initial oil in place, Mstb = Million standard tank barrel.

Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi data terhadap profil

produksi per tahun dan sisa cadangan gas alam pada setiap lapangan gas alam

yang terletak di Kabupaten Indramayu dan Majalengka per 1 Januari 2004, seperti

ditunjukkan pada Tabel 10.

76

Tabel 10 Profil lapangan gas alam (DPE-LPPM 2003)

No. Nama Lapangan

Gas Alam

IGIP

(Bscf)

Cadangan

Terambil

(Bscf)

Produksi

/ Tahun

(Bscf)

Produksi

Kumulatif

(Bscf)

Sisa

Cadangan

(Bscf)

1. Cemara Selatan 60,27 59,52 1,44 41,06 6,95

2. Cemara Barat + Timur 198,31 166,32 5,18 96,63 28,25

3. Gantar 209,50 276,79 12,59 181,15 -

4. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29

5. Sambidoyong 0,60 0,39 0,00 0,07 0,32

6. Waled Utara 24,42 38,6 2,46 22,89 -

7. Kandanghaur Barat 0,66 0,43 - 0,41 0,02

8. Kandanghaur Timur 24,84 20,23 0,30 10,34 7,5

9. Sindang 67,77 64,34 0,73 30,36 28,14

10. Tugu Barat A 107,19 100,76 2,79 68,18 10,27

11. Jatibarang 722,99 594,3 10,89 408,21 98,97

12. Cemara Selatan BT 40,93 31,58 0,16 14,09 16,21

13. Sindang Blok Turun 1,66 1,91 0,08 1,07 0,2

14. Malendong - - - - -

15. Sindang Sari - - - - -

16. Suka Tani - - - - -

17. Tanjung Sari - - - - -

18. Randegan 56,79 64,08 2,92 59,08 -

19. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29

20. Tugu Barat C 37,44 31,74 0,41 9,79 18,67

Keterangan : IGIP = initial gas in place, Bscf = Billion standard cubic feet.

Berdasarkan hasil identifikasi data lapangan minyak bumi dan gas alam

tersebut di atas, maka dapat diketahui profil dari jumlah cadangan di tempat,

produksi dan sisa cadangan migas dari setiap lapangan migas di Kabupaten

Indramayu dan Majalengka sampai dengan tahun 2004.

77

c. Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif per Lapangan

Tahap selanjutnya adalah identifikasi sebaran sumur tidak produktif per

lapangan. Menurut DPE-LPPM (2003), dari profil dan sejarah beberapa lapangan

migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka dapat diidentifikasi jumlah

sebaran sumur migas tidak produktif, seperti ditunjukkan pada Tabel 11.

Tabel 11 Sebaran sumur per lapangan (DPE-LPPM 2003)

Keterangan: M = Minyak, G = Gas, K = Kondensat

No. Struktur / WilayahJumlah

Sumur

Sumur

Minyak

Sumur

Gas

Sumur

Tidak

Produktif

Fluida

1. Cemara Barat 18 9 2 7 MGK

2. Cemara Selatan 25 3 6 16 MGK

3. Cemara Selatan Blok Turun 4 - 2 2 K

4. Cemara Timur 10 3 5 2 MGK

5. Gantar 12 2 6 4 MGK

6. Haurgeulis 1 - - 1 G

7. Jatibarang 163 55 21 87 MGK

8. Kandanghaur Barat 3 - - 3 MG

9. Kandanghaur Timur 11 1 1 9 MG

10. Krasak 1 - - 1 -

11. Melandong 1 - - 1 -

12. Pasir Catang 2 1 - 1 MG

13. Sambidoyong 3 - - 3 MG

14. Sindang 19 2 14 3 MK

15. Sindang Blok Turun - - - - G

16. Sindang Sari 1 - 1 - GK

17. Suka Tani 1 - - 1 G

18. Tanjung Sari - - - - -

19. Tugu Barat A 25 6 2 17 M

20. Waled Selatan 1 - - 1 -

21. Waled Utara 3 - 3 - M

22. Randegan 14 1 2 11 MG

23. Tugu Barat C 6 1 1 4 MG

TOTAL 410 99 92 219

78

d. Identifikasi Kandidat Lapangan dan Sumur EOR Potensial

Tahap selanjutnya adalah idenfitikasi lapangan dan sumur EOR potensial.

Berdasarkan data profil lapangan yang tersedia, dapat dilakukan identifikasi

terhadap beberapa lapangan yang memiliki sumur tidak produktif, sehingga

diperoleh delapan (8) buah lapangan kandidat, seperti ditunjukkan pada Tabel 12.

Tabel 12 Delapan kandidat lapangan (DPE-LPPM 2003)

Keterangan: M = Minyak, K = Kondensat, mbpl = meter bawah permukaan laut.

e. Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial

Berikut ini deskripsi stratigrafi formasi dan struktur geologi dari keempat

lapangan dan sumur EOR potensial, dan seperti ditunjukkan pada Tabel 13.

NoNama

Lapangan

Sumur

Tidak

Aktif

Perkiraan Sisa

Cadangan 2004Luas

(m2)

Formasi

(mbpl)M + K Gas

1. XC 2 227,80 16,21 7.222.208C

(1.213)

D2

(1.374)

L

(1.795)

2. XG 4 483,15 - 5.320.000Parigi

(1.045)

Eq.BRF

(1.887)

3. XK 3 116,3 0,02 1.470.000Q1 (BRF)

(2.426)

4. XP 1 1.151,45 47,29 1.480.000Eq.Brf

(1.750)

P

(1.660)

Z-16

(1.522)

5. XS 1 48 - 1.140.000Z-14

(1.463)

P (BRF)

(2.230)

S (TAF)

(2.289)

6. XW - 156,70 - 92.590.700J

(1.505)

K

(1.553)

L/M

(1.610)

7. XT 4 164,40 18,67 -BRF

(1.783)

Z-16

(1.729)

8. XJ 87 54.611,5 98,97 -F

(1.253)- -

79

1. Lapangan XC

Lapangan XC masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini

mempunyai luas 7.222.207,8 m2. Produksi minyak dan gas yang dihasilkan dari

XC berasal dari tiga formasi yaitu Formasi C, D2 dan L (DPE-LPPM 2003).

a) Formasi C

Formasi C merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi

ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.213 mbpl (meter bawah

permukaan laut). Batas kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.200

mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.240 mbpl dengan batas gas

air berada pada kedalaman 1.213 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini

telah diproduksi sejak bulan April 1984. Reservoir mempunyai porositas efektif

rata-rata 34% dan saturasi air rata-rata 35% serta permeabilitas rata-rata 1837 mD.

Reservoir pada formasi C mempunyai mekanisme tenaga pendorong depletion.

Batuan formasi dan fluida yang sebelumnya terkompresi kemudian mengembang

saat fluida reservoir diproduksi. Hal tersebut dapat memberikan dukungan

tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika

minyak atau gas diproduksi.

Terdapat beberapa sumur yang berhasil menembus Lapisan C, tetapi hanya

ada satu sumur produktif dan memproduksikan hidrokarbon, yaitu XC-1, XC-2

dan XC-3, merupakan sumur yang tidak produktif karena menembus formasi di

luar horizon batas gas dan air, dan XC-4 hanya menembus formasi tetapi tidak

memproduksikan hidrokarbon dari lapisan ini, karena sumur tersebut difungsikan

untuk memproduksi gas dari formasi L yang berada di bawah formasi C dan D2.

b) Formasi D2

Formasi D2 merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi

ini ditemukan berada pada kedalaman lapisan datum 1.374 mbpl. Kontur tutupan

tertinggi berada pada kedalaman 1.360 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada

kedalaman 1.400 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.374 mbpl.

Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan saturasi air rata-rata

45% serta permeabilitas rata-rata 40,7 mD. Formasi dengan bentuk jebakan fault

ini telah diproduksi sejak bulan April 1992. Reservoir pada formasi D2

80

mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive. Berbeda halnya dengan

depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme

pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir

yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksikan.

Pada lapisan ini terdapat sumur produktif XC-1. XC-2 dan XC-3 tidak

produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas air, walaupun

keduanya berada pada lapisan ini. XC-4 hanya menembus Lapisan D tetapi tidak

digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon pada Lapisan D2.

c) Formasi L

Formasi L merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi

ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.795 mbpl. Kontur tutupan

tertinggi berada pada kedalaman1.760 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada


Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak Januari

1990. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 17% dan saturasi air rata-rata

22% serta permeabilitas rata-rata 3,181 mD. Reservoir ini memiliki temperatur

246oF. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas

0,0097 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,91435 serta viskositas gas 0,0169 cp.

Reservoir pada formasi L mempunyai mekanisme tenaga pendorong water

drive. Berbeda halnya dengan depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari

air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tenaga

terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak

atau gas diproduksi. Total jumlah sumur yang menembus lapisan ini ada empat (4)

buah, yaitu XC-1, XC-2, XC-3 dan XC-4. Jumlah sumur yang berproduksi sampai

tahun 1993 sebanyak 2 buah yaitu XC-2 dan XC-4. Kemudian pertengahan tahun

1993 XC-2 ditutup kemungkinan akibat waterbreakthrough.

Hal ini terjadi karena posisi reservoir ini yang berada dekat dengan

horison batas gas air. Saat ini diperkirakan hanya terdapat satu sumur yang

berproduksi yakni XC-4. Dari hasil studi reservoir diketahui bahwa formasi C dan

D2 produksinya sudah mencapai batas estimated ultimate recovery (EUR)

sebelum awal tahun 2004.

81

2. Lapangan XG

Lapangan XG masuk ke dalam wilayah Kab Indramayu. Lapangan ini

mempunyai luas sekitar 5,32 km2. Produksi minyak dan gas lapangan berasal dari

2 formasi yaitu formasi Parigi dan Eq. BRF (DPE-LPPM 2003).

a) Formasi Parigi

Formasi ini menumpang selaras di atas formasi Cibulakan, disusun oleh

batu gamping terumbu, batu gamping bioklastik, napal, dan kalkarenit. Batu

gamping terumbu dibangun oleh koloni ganggang, koral dan briozoa. Formasi

Parigi merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Lithologi formasi ini

adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.045 mbpl. Kontur tutupan

tertinggi berada pada kedalaman 960 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada


Formasi dengan bentuk jebakan antiklin ini telah diproduksi sejak Maret 1991.

Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 20% dan saturasi air rata-rata 34%

serta permeabilitas rata-rata 21,55 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 211oF.

Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas

0,01098 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,86718 serta viskositas minyak 0,88 cp.

Kondensat pada reservoir ini memiliki berat jenis API sebesar 0,7846 dan berat

jenis API gravity pada 60oF 48,85. Reservoir pada formasi Parigi mempunyai

mekanisme tenaga pendorong weak water drive atau tenaga pendorong air yang

termasuk kategori lemah. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan

tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika

minyak atau gas diproduksi.

Total sumur yang menembus lapisan ini ada 11, yaitu XG-1, XG-3, XG-4,

XG-5, XG-6, XG-7, XG-8, XG-9, XG-10, XG-11 dan XG-12. Sumur-sumur

tersebut merupakan sumur yang memproduksi gas, kecuali sumur XG-11. XG-11

tidak berfungsi untuk memproduksi hidrokarbon pada lapisan ini, tetapi

merupakan sumur produksi minyak yang berasal dari Lapisan Eq. BRF. Khusus

untuk sumur XG-1, selain memproduksikan gas dari Lapisan Parigi juga dapat

memproduksikan minyak dari Lapisan Eq. BRF atau biasa juga disebut sumur

comingle production.

82

b) Formasi Batu Raja (Eq. BRF)

Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran

sangat luas. Batu gamping formasi ini diendapkan pada daerah paparan yang

berasosiasi dengan terumbu. Formasi Eq. BRF merupakan reservoir minyak dan

gas terlarut. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan

datum 1.887 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.840 mbpl

dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.940 mbpl dengan batas minyak air

berada pada kedalaman 1.887 mbpl.

Formasi dengan bentuk jebakan antiklin/fault ini telah diproduksi sejak

bulan Oktober 1992. Reservoir ini mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan

saturasi air rata-rata 49% serta permeabilitas rata-rata 4,92 mD. Reservoir ini

memiliki temperatur 274oF. Pada reservoir ini fluida gas memiliki faktor volume

formasi minyak 1,6283 Rb/stb dan berat jenis API gravity pada temperatur 60oF

sebesar 31,4 serta viskositas minyak sebesar 1,5 cp.

Reservoir pada formasi Eq. BRF mempunyai mekanisme tenaga

pendorong water drive atau tenaga pendorong air yang termasuk kategori sedang.

Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan

reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi.

Total sumur yang menembus lapisan ini adalah XG-1, XG-11 dan XG-2. Produksi

ini berasal dari XG-1 dan XG-11 yang merupakan sumur sidetrack-nya, dan XG-2

merupakan sumur dry.

3. Lapangan XT

Lapangan XT termasuk ke dalam wilayah administrasi Kabupaten

Majalengka. Lapangan ini mempunyai sebuah formasi yang potensial, yaitu

formasi Batu Raja (BRF) (DPE-LPPM 2003).

a) Formasi BRF

Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran

sangat luas dan diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan

terumbu. Formasi BRF merupakan reservoir migas dengan lithologi limestone.

Tipe jebakan adalah antiklin. Kedalaman lapisan datum adalah 1.740 mbpl, kontur

83

tutupan tertinggi pada kedalaman 1.740 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada

kedalaman 1.880 mbpl. Reservoir ini mengandung minyak dan tudung gas dimana

batas gas minyak berada pada kedalaman 1.783 mbpl dan batas minyak-air

terdapat pada 1.826 mbpl. Formasi BRF mulai diproduksikan pada bulan Mei

1992. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 29% dan saturasi air rata-

rata 36% serta permeabilitas rata-rata 20,7 mD. Formasi BRF merupakan

reservoir minyak dan gas terlarut. Fluida reservoir yang mengisi pori-pori batuan

terdiri dari air, minyak dan gas terlarut dengan saturasi air rata-rata 36%.

Reservoir ini memiliki temperatur 298oF.

Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak

1,3523 serta viskositas minyak 0,694 cp. Khusus untuk gas, reservoir ini memiliki

rasio gas yang terlarut 555,08 scf/stb, faktor formasi gas 0,003931 cuft/scf dan

faktor deviasi gas 0,83339. Total sumur yang menembus lapisan ini ada 5 buah

sumur, yaitu XT-25, XT-27, XT-28, XT-29, dan XT-30.

4. Lapangan XJ

Lapangan XJ masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini

terletak di Blok III/Zona F, dan mempunyai formasi Jatibarang, Cibulakan Bawah

(Unit Talang Akar dan Unit Baturaja), Cibulakan Atas (Unit Massive, Unit Main,

dan Unit Pre-Parigi), formasi Parigi dan formasi Cisubuh (Rahman 2005).

a) Formasi Jatibarang

Formasi Jatibarang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar.

Bagian bawah formasi tersusun oleh tiff yang bersisipan dengan lava, sedangkan

bagian atas tersusun oleh batupasir. Ketebalan formasi ini 1.200 m di sebelah

timur dan semakin menipis ke barat. Minyak bisa ditemukan pada media rekahan.

b) Formasi Talang Akar

Formasi ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi Jatibarang.

Litologi penyusunan pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan

sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir, terkadang juga

dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan

karbonat. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 - 300 m.

84

c) Formasi Baturaja

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Talang Akar.

Litologi penyusunannya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran

tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batugamping massif yang semakin

ke atas semakin berpori. Dolomite, interkalasi serpih glaukonitan, napal, chert dan

batubara dapat ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar 50 m.

d) Formasi Cibulakan Atas

Formasi ini terbagi menjadi 3 anggota formasi, yaitu Massive, Main, dan

Pre-Parigi. Unit Massive terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi

Baturaja. Litologi penyusun satuan ini adalah perselingan batulempung dengan

batupasir yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada formasi ini

dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Unit Main

terendapkan secara selaras di atas Unit Massive. Litologi penyusunannya adalah

batulempung berselingan dengan batupasir karbonatan yang mempunyai ukuran

butir dari halus sampai sedang (bersifat glaukonita). Unit Pre-Parigi terendapkan

secara selaras di atas Unit Main. Litologi penyusunan adalah perselingan

batugamping, dolomite, batupasir dan batulanau.

e) Formasi Parigi

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Pre-Parigi. Litologi

penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan

berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih

karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Batugamping pada formasi

ini umumnya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas

sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi lebih kurang 400 m.

f) Formasi Cisubuh

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Parigi. Litologi

penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan dengan batupasir dan

serpih gampingan, mengandung banyak glukonit, lignit, sedikit chert, pirit dan

fragmen batuan beku volkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang

semakin ke atas semakin sedikit. Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada

formasi ini. Ketebalan formasi berkisar antara 100-1.200 m.

85

Tabel 13 Lapangan dan sumur EOR potensial (DPE-LPPM 2003, Rahman 2005)

Field For -

masi

Jenis

Batuan

Depth

(m)

Reser-

voir

Mekanisme

Tenaga

Pendorong

Jenis

Produksi

Kondisi Sumur

EOR Potensial (√)

XC

C

Limestone

(Karbonat)

1.240

XC-1

Depletion

drive

Minyak Tidak produksi

XC-2 Minyak Tidak produksi


XC-4 Gas Produksi Gas

D2 1.400

XC-1

Water

drive




XC-4 Gas Produksi Gas

L 1.800

XC-1

Water

drive


XC-2 Minyak Waterbreakthrough


XC-4 Gas Estimated ultimate recovery (EOR) √

XG

P

Limestone

(Karbonat)

1.060

XG-1

Weak

water

drive

Gas Produksi Gas

XG-3 Gas Tidak produksi








XG-11 Minyak Produksi Minyak


Eq. BRF 1.940

XG-1Water

drive

Gas

MinyakComingle production (EOR) √

XG-2 Gas Reservoir dry

XG-11 Minyak Reservoir sidetrack (EOR) √

XT BRFLimestone

(Karbonat)1.880

XT-25

Water

drive


XT-27 Minyak Estimated ultimate recovery (EOR) √

XT-28 Minyak Tidak produksi



XJ JLimestone

(Karbonat)1.140

XJ-48

*Solution

gas drive

dan

*Weak

water drive


XJ-49 Minyak Tidak produksi

XJ-50 Minyak Produksi Minyak




XJ-140 Minyak Produksi Minyak (EOR) √




Sumber : *Marhaendrajana et al. (2004).

86

f. Identifikasi Karakteristik Geologi Lapangan dan Sumur EOR

Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap karakteristik

geologi terhadap kedelapan lapangan dan sumur EOR potensial tersebut di atas.

Menurut Green dan Willhite (1998), dan Syahrial dan Bioletty (2007), identifikasi

dapat dilakukan berdasarkan pada karakteristik kedalaman formasi, temperatur

dan tekanan reservoir, seperti ditunjukkan pada Tabel 14.

Tabel 14 Karakteristik geologi reservoir (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)

Field

NameSumur Formasi

Cum Oil

(Mstb)

Cum Gas

(Bscf)

Depth

(m)

Temperature

(oF)

Pressure

(psi)

XC XC-4 L 227,80 115,89 1.823 245 2.489

XGXG-1 P

310,35 01.045 211 1.408

XG-11 BRF 1.887 274 2.275

XT XT-27 BRF 6.977,5 34,16 1.740 298 2.580

XJ XJ-140 F 54,612 98,97 1.145 197 < 2.000

Penyaringan kriteria selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap

nilai karakteristik berat jenis (BJ), viskositas, porositas, dan permeabilitas fluida

dan batuan dari masing-masing sumur, seperti ditunjukkan pada Tabel 15.

Tabel 15 Karakteristik kimia dan fisika (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)

Sumur BJ 60oF API Gravity Viscosity (cp) Porosity Permeability (mD)

XC-4 - (G) 0,0169, (M) 3,445 0,2 3,181

XG-1 48,85 (M) 0,88 0,2 21,55

XG-11 40,125 (M) 1,5 0,18 4,916

XT-27 29,9 (M) 1,5 0,24 20,7

XJ-140 38,3 (M) 1,057 0,14 41,07

Keterangan: (G) = gas, (M) = minyak

g. Identifikasi Tekanan Reservoir dan Tekanan Rekah Formasi

Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap tekanan reservoir dan

tekanan rekah formasi dari lapangan dan sumur EOR potensial. Berdasarkan

kondisi tersebut di atas, maka langkah selanjutnya adalah mengidentifikasi nilai

kedalaman, tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi pada kelima sumur EOR

potensial, seperti ditunjukkan pada Tabel 16.

87

Tabel 16 Karakteristik tekanan rekah formasi (DPE-LPPM 2003)

Field

NameSumur Formasi

Data

Tahun

Depth

(m)

Temp.

(oF)

Press.

(psi)

Gradien Rekah

Baru (psi/ft)

XC XC-4 L 2003 1.823 246 2.488 0,683

XGXG-1 P 2003 1.045 211 2.235 0,662

XG-11 BRF 2003 1.887 274 2.275 0,648

XT XT-27 BRF 2003 1.740 298 2.772 0,664

XJ XJ-140 F 2003 1.145 197 < 2.000* < 0,6*

*Marhaendrajana et al. (2004)

h. Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR Potensial

Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap potensi cadangan

migas dari setiap sumur EOR potensial. Hasil identifikasi DPE-LPPM (2003),

menunjukkan bahwa penentuan potensi cadangan migas pada sumur migas yang

tidak ekonomis atau tidak produktif, yang dapat memenuhi persyaratan kriteria

sebagai sumur EOR potensial, dapat dilakukan berdasarkan kategori laju produksi

minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun, dan sisa cadangan

minyak lapangan < 1 juta barrel. Hasil identifikasi terhadap setiap sumur EOR

potensial menunjukkan terjadinya penurunan laju produksi migas yang tinggi dan

sisa cadangan migas yang menipis, seperti ditunjukkan pada Tabel 17.

Tabel 17 Laju produksi dan sisa cadangan (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)

Sumur

Laju Produksi

1990 – 1992

Laju Produksi

1993 – 2003

Laju Produksi

2004Minus

/ thn

(%)

Estimasi Cadangan

Migas 2004

Oil

Bopd

Gas

MMscf/Y

Oil

Stbd

Gas

MMscfd

Oil

Stbd

Gas

MMscfd

Oil

(Mstb)

Gas

(Bscf)

XC-4 - 1.176 - 5,91 - 5,13 14,41 227,80 16,21

XG-1 - 3.642,5 - 24,37 - 48,72 15,88 - 0

XG-11 102,84 - 40,48 - 133,6 - 6,72 483,15 -

XT-27 1,042 - 60 - 1.040 - 14,40 164,40 18,67

XJ-140 - - 1,1 jt 2.524,5 - - - 53.252 -

88

i. Identifikasi Data Simulasi Program CMG

Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka simulasi reservoir

pengembangan lapangan XJ yang optimal dengan menggunakan perangkat lunak

reservoir simulator IMEX dari Computer Modelling Group Ltd. Model simulasi

reservoir yang dipergunakan pada lapangan XJ adalah model Black Oil single

porosity 3-fasa 3 dimensi dengan tipe grid orthogonal corner point yang

berdimensi 25 x 35 x 4 dengan jumlah grid sebesar 3.500 buah. Model geologi

dan struktur lapangan XJ dapat ditunjukkan pada Gambar 27.

Gambar 27 Model geologi lapangan XJ (Gunadi et al. 2005).

Menurut Marhaendrajana et al. (2004), Gunadi et al. (2005), dan Rahman

(2005), dari studi permodelan geologi dan geofisika dapat disimpulkan bahwa:

• Tipe jebakan dari lapisan F adalah strathigraphic dan structural trap, dengan

litologi penyusun lapisan F adalah karbonat berasosiasi dengan karbonat

klastik atau batupasir karbonatan.

89

• Batas water oil contact (WOC) diprediksi pada kedalaman 1.170 m, dan batas

gas oil contact (GOC) diprediksi pada kedalaman 1.075 m.

• Dari data net-isopach yang dihasilkan diperoleh tebal reservoir rata-rata (net

isopach average) dari lapisan F adalah 4,3 m.

• Dari peta iso-porosity yang dihasilkan diperoleh porositas efektif rata-rata pada

lapisan F adalah 0,17 (v/v).

• Dari peta iso-permeability yang dihasilkan dapat disimpulkan bahwa

permeabilitas efektif minyak (ko) rata-rata pada lapisan F adalah 65,9 md.

• Dari peta water-saturation yang dihasilkan dapat disimpulkan bahwa harga

saturasi air rata-rata pada zona minyak lapisan F adalah sebesar 0,4 (v/v).

• Penentuan cadangan minyak awal atau initial oil in place (IOIP) dengan

menggunakan metode volumetrik diperoleh harga IOIP sebesar 53,252 MMstb.

• Letak lapangan XJ dan sebaran sumur minyak bumi dan gas alam di lapangan

XJ dapat ditunjukkan pada Gambar 28.

Gambar 28 Peta top struktur lapangan XJ (Marhaendrajana et al. 2004).

90

3.7.3. Tahapan Strategi Pengelolaan Migas Hasil EOR

a. Identifikasi Kelayakan Teknologi Proyek EOR

Tahap awal dalam pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR adalah

identifikasi fluida reservoir lapangan XJ. Data hasil pengujian laboratorium

menunjukkan bahwa komposisi gas CO2 sebesar 0,59%, N2 sebesar 0,93%, CH4

sebesar 28,86%, dan hidrokarbon lainnya seperti ditunjukkan pada Tabel 18.

Tabel 18 Komposisi minyak lapangan XJ (Rahman 2005)

No. Oil and Gas Composition Well Streams

1. Hidrogen sulfida (H2S) 0,00

2. Karbon dioksida (CO2) 0,59

3. Nitrogen (N2) 0,93

4. Metana (CH4) atau C1 28,86

5. Etana (C2H6) atau C2 3,53

6. Propana (C3H8) atau C3 3,95

7. iso-Butana (C4H8) atau i-C4 1,21

8. normal-Butana (C4H9) atau i-C4 1,99

9. iso-Pentana (C5H10) atau i-C5 1,20

10. normal-Pentana / 2-Metil-Butana (C5H11) atau i-C5 1,12

11. normal-Heksana (C6H13) atau C6 1,92

12. Heptana plus (C7H16) atau C7+ 54,70

b. Identifikasi Peralatan Pengolahan Migas Hasil EOR

Tahap selanjutnya adalah identifikasi peralatan pengolahan migas hasil

EOR yang layak digunakan dalam proses pengolahan migas, seperti separator,

91

dehydrator dan oil tank, CO2 removal unit, gathering line, gas dan condensate

pipeline, compressor dan pump, seperti ditunjukkan pada Tabel 19.

Tabel 19 Spesifikasi peralatan EOR (DPE-LPPM 2003)

No. Surface Facilities Satuan

1. Well EOR Services 2 unit

2. Flowline 4' carbon steel & inconnel 1 unit

3. Separator Test 1 unit

4. Separator 1 unit

5. Dehydrator 1 unit

7. Oil Tank 1 unit

8. Water Handling Facilities 1 unit

9. Monitoring and Controlling System 1 unit

10. Fuel System 1 unit

11. Scada System 1 unit

12. Gathering Line 8' Inconnel (15 km) 1 unit

13. CO2 Removal Unit 1 unit

14. Compressor 6 HP 1 unit

15. Pump 2HP 1 unit

16. Gas Pipeline 12' carbon steel (15 km) 1 unit

17. Condensate Pipeline 4' (10 km) 1 unit

c. Identifikasi Kelayakan Ekonomi Proyek EOR

Tahap selanjutnya adalah membuat asumsi yang dapat digunakan dalam

analisis kelayakan ekonomi berdasarkan pada harga minyak dan gas bumi per

tanggal 1 Januari 2011, dan perhitungan investasi disesuaikan dengan ketentuan

dalam sistem kontrak EOR (Sanusi 2002), yaitu :

a. Harga minyak mentah dunia US$ 92/Bbl dan gas dunia US$ 3,28/Mscf.

b. Model kerjasama adalah kontrak kerjasama EOR dengan PT. Pertamina.

c. Periode investasi proyek EOR selama 20 tahun.

d. Modal investasi proyek EOR berasal dari modal sendiri.

e. Biaya operasi (operation cost) minyak US$ 5/Bbl dan gas US$ 0,25/Mscf.

92

f. Fee production contractor untuk minyak US$ 1/Bbl dan gas US$ 0,1/Mscf.

g. Depresiasi dihitung secara eksponensial (decline balance) selama 5 tahun.

h. Minimum atractive rate of return (MARR) 15% dan pajak pendapatan 48%.

i. Pembagian hasil (shareable oil): PT. Pertamina 85% dan kontraktor 15%.

j. Domestic market obligation (DMO) sebesar 25%.

k. Fee Domestic market obligation (DMO) proyek EOR 5 tahun produksi

pertama sebesar 100% dan selanjutnya 10% setelah 5 tahun produksi pertama.

d. Identifikasi Profil Produksi Migas Lapangan XJ

Tahap selanjutnya adalah identifikasi profil dari sejarah produksi migas

lapangan XJ dari tahun 1992 hingga 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 20.

Tabel 20 Profil produksi tahun 1992-2004 (DPE-LPPM 2003)

No. TahunProduksi Minyak / Tahun Produksi Gas / Tahun

(Mstb) (MMscf)

1. 1992 552 131,33

2. 1993 540 125,43

3. 1994 528 121,98

4. 1995 516 117,21

5. 1996 504 102,98

6. 1997 480 96,28

7. 1998 444 90,23

8. 1999 456 83,8

9. 2000 468 75,28

10. 2001 468 73,78

11. 2002 456 65,33

12. 2003 444 62,68

13. 2004 420 55,48

III. METODE PENELITIAN - repository.ipb.ac.id · penghasil migas, serta hubungan sosial industri migas dengan masyarakat di ... Validasi model simulasi dan sejarah produksi migas.

Documents