Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 - digilib.itb.ac.id · Cullender – Smith 2. Aliran Horizontal: a. Panhandle - A b. Panhandle – B c. Weymouth d. Standard II). Data Sebelum

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008

TM-FTTM-ITB Sem2 2007/2008

1

Studi Deliverability Produksi Gas di Lapangan “X” Field “X” Gas Production Deliverability Study

Oleh: Miftah farid

Sari Deliverabiliy sumur gas merupakan kemampuan suatu sumur gas untuk memproduksikan gas

dengan laju alir dan tekanan tertentu. Untuk menentukan deliverability suatu sumur gas, terlebih dahulu dilakukan pengujian terhadap sumur tersebut (multipoint test). Ada 3 metode yang berkembang dalam melakukan multipoint test , yaitu Back Pressure Test, Isochronal Test dan Modified Isochronal Test. Penggunaan ketiga metode ini akan didapatkan harga Absolute Open Flow Potential (AOF) untuk masing – masing reservoir.

Dalam menentukan laju produksi suatu lapangan gas, seringkali digunakan harga rate sebesar 30% dari AOF (rule of thumb). Akan tetapi AOF yang digunakan adalah AOF hasil penjumlahan dari AOF semua lapisan yang akan diproduksikan. AOF hasil penjumlahan ini belum tentu sama dengan AOF lapangan yang sebenarnya. Pada umumnya AOF nyata lebih rendah dibandingkan dengan cara penjumlahan sederhana. Hal ini terjadi karena adanya crossflow gas antar layer. Layer dengan tekanan yang lebih besar akan menekan bahkan menginjeksi layer yang bertekanan lebih rendah. Selain itu crossflow juga dapat terjadi di manifold sehingga sumur yang memiliki tekanan kepala sumur lebih rendah akan mengalami tekanan balik.

Demikian juga dengan studi deliverability yang dilakukan di Lapangan gas ”X”. Saat ini lapangan X berproduksi dengan laju harian rata – rata 140 MMscfd. Dengan mempertimbangkan harga tekanan reservoir saat ini, Lapangan ”X” diharapkan dapat ditingkatkan laju produksinya menjadi 200MMscfd. Berdasarkan tujuan tersebut, maka studi ini dilaksanakan agar didapatkan skenario produksi yang sesuai dengan harapan. Dalam pengerjaannya, studi ini menggunakan software gasdel agar dapat dilihat langsung pengaruh dari backpressure yang terjadi. kata kunci : Deliverability Gas, AOF, Peramalan Laju Produksi. Abstract

Gas Well Deliverability is capability of gas well to produce with certain rate and pressure. before determining deliverability of gas well, well testing is conducted to obtain the Absolute Open Flow Potential (AOF). By using 3 commonly known multipoint test method, the AOF value will be gain layer by layer

During estimating production rate of gas field, its commonly used 30% of AOF value (rule of thumb). The Field AOF is calculated by adding cummulative all AOF of producing layer. This AOF value not absolutely same with practical Field AOF. Generally, the practical AOF field is lower than Field AOF estimated by summation all AOF layer. This phenomena happened because the effect of crossflow between layer. The higher pressure layer will press, even inject, the lower pressure layer. Crossflow also occured in manifold. The crossflow will cause the lower wellhead pressure well suffer backpressure.

This phenomena also occurred in deliverability study conducted in “X” gas field. Lately, “X” gas field produce gas with average rate 140 MMscfd. Based on reservoir pressure condition lately, the daily production “X” gas field probably can be increased into 200 MMscfd. Therefore, the study is conducted to get the best production scenario. During this study, gasdel software is used to include the effect of backpressure that occurred.

Keywords: Gas well Deliverability, AOF, Production Forecasting. * Mahasiswa Program Studi Teknik perminyakan ITB.



2

I). Pendahuluan Lapangan “X” adalah salah satu lapangan penghasil gas alam yang ada di Indonesia. Lapangan ini memiliki satu reservoir utama yang menghasilkan gas alam. Gas tersebut digunakan untuk memenuhi kebutuhan energi di Pulau Jawa. Sejarah Lapangan ”X” pertama kali ditemukan pada tahun 1972 dengan menggunakan sumur ekplorasi L – 2. Selanjutnya pada tahun 1979 Lapangan ”X” pertama kali diproduksikan secara komersial dengan menggunakan enam buah sumur produksi (LA – 2, LA – 3, TA – 1, TA – 2, TC – 1, TC – 2). Selanjutnya untuk meningkatkan kapasitas produksi, pada tahun 1985 dilakukan penambahan enam sumur produksi (TD – 1, TD- 2, TE – 1, TE – 2, TF – 1, TF – 2). Saat ini Lapangan “X” memproduksikan rata – rata 140 MMscfD dengan menggunakan 11 sumur dari 6 platform yang ada. PT ”X” E&P selaku perusahaan yang mensuplai kebutuhan gas alam di pulau jawa saat ini hanya dapat memenuhi kebutuhan gas 85% dari kontrak yang ada, dimana 38% total pasokan gas PT ”X” E&P berasal dari Lapangan ”X”. Oleh karena itu PT ”X” E&P berencana meningkatkan laju produksi gas Lapangan ”X” hingga mencapai 200 MMscfD agar dapat memenuhi suplai gas sesuai dengan kontrak permintaan. Studi ini menggunakan software gasdel untuk menentukan deliverability sumur – sumur. Software gasdel adalah software yang melakukan perhitungan perkiraan laju produksi gas dengan mempertimbangkan faktor backpressure maupun crossflow. Dengan menggunakan simulator ini, dapat dilihat pengaruh langsung dari fenomena backpressure saat gas dari berbagai sumur bertemu di manifold. Agar dapat melaksanakan simulasi, diperlukan model produksi dari bawah sumur hingga kompressor yang representatif dengan kondisi nyata. Dalam pelaksanaan simulasi estimasi cadangan dan tekanan reservoir, software ini menggunakan metoda P/Z vs Gp, dengan asumsi yang digunakan yaitu:

1. resevoir diasumsikan sebagai model tangki yang memiliki volume yang tetap

2. perubahan tekanan akan tersebarkan secara merata ke seluruh reservoir

3. data PVT tersedia dan mewakili reservoir bersangkutan

4. perubahan saturasi air dan porositas terhadap perubahan tekanan diabaikan

Selain itu dalam mensimulasikan kehilangan tekanan sepanjang pipa, software gas del memberikan pilihan korelasi yang dapat digunakan, yaitu: 1. aliran vertikal:

a. Average P-T b. Cullender – Smith

2. Aliran Horizontal: a. Panhandle - A b. Panhandle – B c. Weymouth d. Standard

II). Data

Sebelum dilakukan simulasi deliverability, terlebih dahulu dilakukan pengumpulan data – data yang diperlukan. Data – data yang diperlukan dapat digolongkan menjadi:

1) Data Permukaan i. Jumlah sumur produksi

ii. Konfigurasi peralatan permukaan iii. Tekanan dan temperatur peralatan

permukaan 2) Data Sumur

i. Laju produksi setiap sumur ii. Konfigurasi peralatan produksi

setiap sumur. iii. Data IPR setiap sumur

3) Data Lapisan i. Sejarah tekanan reservoir dan

temperatur ii. Sifat fisik fluida reservoir.

2.1 Data Permukaan 2.1.1. Jumlah sumur produksi

Saat ini Lapangan “X” memiliki enam buah platform dan 11 buah sumur produksi, yaitu: • sumur LA – 2 dari platform LA • TA – 1 dan TA – 2 dari platform TA • TC – 1 dan TC – 2 dari platform TC • TD – 1 dan TD – 2 dari platform TD • TE – 1 dan TE – 2 dari platform TE • TF – 1 dan TF – 2 dari platform TF.

2.1.2. Konfigurasi peralatan permukaan

Lapangan ”X” memiliki sebelas sumur produksi dan 6 platform. Yang digunakan untuk memproduksi dan mengalirkan gas menuju stasiun kompressor di onshore. Besar dan panjangnya jalur aliran gas dapat dilihat dalam gambar berikut ini:



3

Gambar 2.1

Kofigurasi Peralatan Permukaan

2.1.3. Tekanan dan temperatur peralatan permukaan Data tekanan dan temperatur permukaan yang dimiliki dalam studi ini antara lain:

Tekanan kompressor. Harga tekanan kompressor yang tersedia dalam studi ini hanya harga tekanan pada saat 8 Maret 2005 hingga 10 Maret 2008, seperti yang terlihat dalam tabel berikut ini:

Tabel 2.1 Sejarah Tekanan Kompressor

Time Q field P comp Gp Date(day) (MMscfd) (psia) (MMscf)

155.889 177.8 1310727 3/8/2005155.413 174.9 1310882 3/9/2005155.413 174.9 1311038 3/10/2005

Tekanan kepala sumur

Harga tekanan kepala sumur untuk setiap sumur dimiliki mulai dari awal produksi hingga data terakhir tanggal 6 Desember 2007. Sebagai contoh, akan ditampilkan grafik sejarah tekanan kepala sumur dari sumur TA – 2 berikut ini.

Tubing Pressure vs Waktu

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1994 1999 2004waktu

Pres

sure

(psi

g)

Gambar 2.2 Sejarah Tekanan Kepala Sumur TA – 2

Temperatur peralatan permukaan

Temperatur peralatan permukaan umumnya diasumsikan konstan 138 0F

2.2 Data Sumur 2.2.1. Laju produksi setiap sumur

Data laju produksi setiap sumur adalah parameter penting dalam melakukan perhitungan jumlah gas yang sudah diproduksikan (Gp). Berikut ini adalah gambar grafik dari laju produksi harian sumur TA – 2:

Laju Produksi Harian vs Waktu

0

10

20

30

40

50

1978 1988 1998 2008waktuq

(MM

scfd

)

Gambar 2.3 Sejarah Laju Produksi Harian TA - 2

2.2.2. Konfigurasi peralatan produksi

setiap sumur Konfigurasi peralatan produksi setiap sumur di Lapangan ”X” umumnya menggunakan tubing tunggal untuk memproduksikan gas. Panjang, diameter dalam, serta faktor kekasaran pipa menjadi parameter penting dalam pelaksanaan studi ini. Berikut ini adalah gambar skema konfigurasi peralatan produksi dari sumur TF – 1:

TA

LA

Processing Platform

TD

TE

TF

TC

Compressor

2.07 Miles 12”

1 Mile 12”

2.14 Miles 16”

1.4 Miles 20”

6..3 Miles 14”

33 Miles 24”



4

FMC TBG Hanger TC-1A-EN8 PUP jt. no. callar6 jt 7"

290.3 6' flow coupling BAN 1033

295.9 6" BA-6 sfty valve Nipple6" x 5.937" td. BAN 981

298.4 6" flow coupling BAN 1078

41 jt. 7"

2000.5 7" x 5 1/2 X-Over1 jt. 5 1/2

2041.14 CAMCO 5 1/2 MMG side pocket BAM 7541 jt 5 1/2

2088.89 Top of seal assy BAE 330A2090.74 CAMCO DEW-15 Seal Receptacle with

relatch aude and hah sfty jt. BAE 3302106.89 2111.04 CAMCO HSP-1 9 5/8 x 5 1/2 PKR seals

BAE 329B 5 1/2 x 10' PUP jt.

2125.89 DB-5 Nipple 4.562 ID BAN 9971 jt 5 1/2 Tubing

2167.15 DB-5 Nipple 4.5 ID BAN 100310 x 5 1/2 Pup

2179 PE-500 Pump out sub (4.5 ID)2180 End of tubing

PBTD @ 2295

9 5/8 Casing @ 2339

TF - 1 WELLCOMPLETION DIAGRAM

PARIGI GAS : 2193 - 2273

STRING EQUIPMENT DESCRIPTION DEPTH

44 jts 7"jts 5 1/2"

End of seal assy

1 x 10' 7" PUP No. collar

2 x 10' 5 1/2 PUPS1 x 8 7" PUP

LONG STRING EQUIPMENT DESCRIPTIONDEPTH

Gambar 2.4

Konfigurasi Peralatan Produksi Sumur TA- 2

Sedangkan harga panjang, diameter dan faktor kekasaran tubing untuk setiap sumur dapat dilihat dalam tabel berikut:

Tabel 2.2 Konfigurasi Tubing

21310.00066.366TF-2

21800.00066.366TF-122080.00066.366TE-222180.00066.366TE-120910.00066.366TD -2

20690.00066.366TD -121540.00066.366TC-2

21800.00066.366TC-120340.00066.366TA -2

20020.00066.366TA -119870.00066.366LA -2

D epth (ft)Roughness (in)ID (in)TubingSum ur

21310.00066.366TF-2

21800.00066.366TF-122080.00066.366TE-222180.00066.366TE-120910.00066.366TD -2

20690.00066.366TD -121540.00066.366TC-2

21800.00066.366TC-120340.00066.366TA -2

20020.00066.366TA -119870.00066.366LA -2

D epth (ft)Roughness (in)ID (in)TubingSum ur

2.2.3. Data IPR setiap sumur Data IPR setiap sumur menjadi parameter penting dalam studi ini. Data tersebut akan digunakan sebagai input data dalam pembuatan model layer yang memproduksikan gas. Data IPR umumnya diperoleh dari hasil interpretasi data pengujian sumur, baik itu isochronal test maupun modified isochronal test. Karena ketiadaan data pengujian sumur yang dimiliki, maka studi ini mengambil data IPR sumur berdasarkan studi yang dilakukan sebelumnya. Selain itu harga C dan n dari IPR setiap sumur diasumsikan konstan. Berikut ini ditampilkan tabel data C dan n dari setiap sumur:

Tabel 2.3 C dan n setiap sumur Sumur C N Date

Taken LA-2 0.015 0.602 20-12-2004 TA-1 0.000151 0.973 11-02-2005 TA-2 0.00339 0.595 11-02-2005 TC-1 0.017 0.656 29-12-2004 TC-2 0.000585 0.96 26-12-2004 TD-1 0.00226 0.815 13-01-2005 TD-2 0.02 0.616 16-01-2005 TE-1 0.002656 0.75 12-08-2004 TE-2 0.002656 0.75 10-08-2004 TF-1 0.000165 0.975 02-01-2004 TF-2 0.000367 0.921 02-01-2004

2.3 Data Lapisan 2.3.1. Sejarah tekanan reservoir dan

temperatur Data sejarah tekanan reservoir dan temperatur didapatkan dengan melakukan pengujian sumur. Berikut ini ditampilkan sejarah tekanan reservoir dari masing – masing sumur:



5

Tabel 2.4 Sejarah Tekanan Setiap Sumur NO. SUMUR Bln.Uji Tekanan

1 LA - 2 1-Oct-82 857.226792 LA - 2 1-Nov-84 833.936793 LA - 2 1-Jan-88 794.866794 LA - 2 1-Mar-94 675.746795 LA - 2 20-Aug-97 590.496796 LA - 2 1-Mar-00 538.236797 LA - 2 15-Dec-04 455.866798 TA - 1 1-Oct-82 851.97919 TA - 1 1-Dec-84 814.8191

10 TA - 1 11-Feb-05 536.439111 TA - 2 1-Oct-82 853.3212412 TA - 2 1-Dec-84 815.5912413 TA - 2 1-Feb-88 754.6412414 TA - 2 1-Apr-94 661.6412415 TA - 2 28-Aug-97 621.2612416 TA - 2 6-Mar-00 588.0480217 TA - 2 11-Feb-05 524.6480218 TC - 1 1-Oct-82 908.6383619 TC - 1 1-Nov-84 892.6875320 TC - 1 1-Mar-00 597.3575321 TC-01 26-Dec-04 517.0675322 TC - 2 1-Nov-84 835.9168623 TC - 2 13-Mar-00 538.0268624 TC - 2 26-Dec-04 458.2168625 TD - 1 8-Mar-00 539.0142926 TD - 1 13-Jan-05 454.5632927 TD - 2 14-Jan-05 451.2910128 TE - 1 23-Aug-97 587.3294829 TE - 1 10-Mar-00 535.8400430 TE - 1 11-Aug-04 479.8037431 TE - 2 10-Aug-04 489.9521632 TF - 1 24-Aug-97 588.7916633 TF - 1 3-Mar-00 540.4824834 TF - 1 31-Dec-04 453.5324835 TF - 2 31-Dec-04 455.06756

2.3.2. Sifat fisik fluida reservoir

Sifat fisik fluida menjadi data yang sangat penting dalam pelaksanaan studi ini. Data sifat fisik fluida selanjutnya akan dimasukkan ke dalam software. Data sifat fisik fluida Lapangan X dapat dilihat dalam tabel berikut ini:

Tabel 2.5 Data PVT

1,100.0 0.9158 0.01356 0.01410

1,000.0 0.9218 0.01333 0.01559

900.0 0.9281 0.01309 0.01741

800.0 0.9348 0.01286 0.01969

700.0 0.9418 0.01262 0.02261

600.0 0.9492 0.01239 0.02650

500.0 0.9568 0.01217 0.03190

400.0 0.9647 0.01194 0.03992

300.0 0.9729 0.01172 0.05305

200.0 0.9817 0.01150 0.07843

100.0 0.9899 0.01128 0.18100

PVT ANALYSIS GASLAPANGAN "X"

Tekanan (PSIA)

Z-Faktor -

Viskositas (CPS)

FVF (BG) (CF/MMSCF)

Tabel 2.6 Komposisi Gas Lapangan “X” SUMUR TA - 1Lapisan Lapangan "X"Selang pelubangan, m 618.7-629.4

632,5-637,0

GASTanggal am: 16-12-97Tanggal an: 24-12-97O2 , % mol 0.00N2 , % mol 0.90CO2 , % mol 0.00C1 , % mol 98.83C2 , % mol 0.27C3 , % mol 0.00i-C4 , % mol 0.00n-C4 , % mol 0.00i-C5 , % mol 0.00n-C5 , % mol 0.00C6+ , % mol 0.00

100.00

BM rata-rata 16.1SG (dihitung, udara =1) 0.5589Nilai kalori (dihitung), BTU/ Cuft 1050

III). Pengolahan Data

Setelah dilakukan pengumpulan data, selanjutnya dilakukan membuatan model jaringan pipa produksi dari dasar sumur dengan menggunakan software Gasdel. Sebelum model dibuat, terlebih dahulu harus dilakukan pemahaman tentang jaringan pipa produksi dari Lapangan “X”.



6

3.1 Pembuatan Model Jaringan Flowline Seperti yang terlihat pada Gambar 2.1, Lapangan “X” memproduksikan gas menggunakan enam buah platform produksi plus satu platform pengolahan. Masing – masing platform umumnya memiliki lebih dari satu sumur produksi. Setelah mengalir sampai wellhead, gas dialirkan menuju manifold. Dengan demikian, hanya digunakan satu buah pipa flowline untuk mengalirkan gas dari satu platform menuju platform pengolahan. Hal ini terjadi pada sumur – sumur di platform LA dan TA. Setelah dipisahkan dari uap air yang terkandung, gas dialirkan menuju compressor station yang terletak 33 miles di onshore. Akan tetapi skema jalur pipa aliran gas tersebut yang digunakan platform LA dan TA berbeda pada sumur – sumur yang terletak di platform TC, TD, TE dan TF. Karena letak keempat platform tersebut yang berdekatan, gas hasil produksi dari keempat platform tersebut dialirkan menuju manifold yang terletak di platform TD. Selanjutnya gas tersebut dialirkan menuju platform pengolahan menggunakan pipa tunggal berdiameter 20”. Kegiatan studi dilanjutkan dengan memasukkan semua data yang dibutuhkan software gasdel dari data lapisan hingga data permukaan. Skema jalur pipa gas yang dibangun gasdel dapat dilihat dalam lampiran.

3.2 History Matching Setelah model gasdel selesai dibangun, hasil running tersebut perlu divalidasi dengan cara melakukan penyelarasan / history matching. Ada tiga hal yang perlu dilakukan penyelarasan, yaitu: • Penyelarasan Laju Produksi Total • Penyelarasan Tekanan Kompressor • Penyelarasan Laju Produksi Harian • Penyelarasan Tekanan Kepala Sumur Untuk mendapatkan hasil simulasi gasdel yang selaras, dilakukan sensitivitas match factor layer, match factor tubing, dan match factor flowline. Match factor ialah faktor pengali yang dimasukkan ke dalam proses perhitungan software gasdel. Dengan adanya match factor, besarnya pressure drop di tubing dan flowline dapat disesuaikan agar mendekati data history. Sedangkan pada layer, match factor berpengaruh terhadap laju penurunan tekanan terhadap laju produksi.

Berikut ini akan ditampilkan hasil penyelarasan terbaik yang didapatkan: • Penyelarasan Laju Produksi Total

Field Rate vs Time

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

History Field Rate Hasil Run Final Gambar 3.1 Matching Rate Total

• Penyelarasan Tekanan Kompressor

Data Tekanan vs Waktu

150.000

170.000

190.000

210.000

230.000

250.000

270.000

290.000

310.000

330.000

350.000

6-Mar-05 7-Mar-05 8-Mar-05 9-Mar-05 10-Mar-05 11-Mar-05 12-Mar-05

Time

Teka

nan,

Psi

a

Offshore Inlet Cilamaya Header 24" Hasil Run Final Gambar 3.2 Matching Tekanan Kompressor

• Penyelarasan Laju Produksi Harian

dan Tekanan Kepala Sumur Plot Rate LA-2 vs Time

0

5

10

15

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

D

LA-2 History Hasil Run Final Gambar 3.3 Matching Laju Produksi Harian

sumur LA-2



7

Plot Pwh LA-2 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LA-2 History Hasil Run Final

Gambar 3.4 Matching Tekanan Kepala Sumur

LA – 2

Plot Rate LTA-1 vs Time

0

10

20

30

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTA-1 History Hasil Run Final Gambar 3.5 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TA – 1

Plot Pwh TLA-1 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

TLA-1 History Hasil Run Final Gambar 3.6 Matching Tekanan Kepala Sumur

TA – 1

Plot Pwh LTA-2 vs Time

0

5

10

15

20

25

3/1/2005 9/17/2005 4/5/2006 10/22/2006 5/10/2007 11/26/2007

Time

Rat

e, M

Msc

fD

LTA-2 History Hasil Run Final Gambar 3.7 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TA – 2

Plot Pwh LTA-2 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTA-2 History Hasil Run Final Gambar 3.8 Matching Tekanan Kepala Sumur

TA – 2

Plot Rate LTC-1 vs Time

10

15

20

25

30

35

40

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTC-1 History Hasil Run Final Gambar 3.9 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TC – 1

Plot Pwh LTC-1 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Time

Pwh,

Psi

a

LTC-1 History Hasil Run Final Gambar 3.10 Matching Tekanan Kepala Sumur

TC – 1

Plot Rate LTC-2 vs Time

0

5

10

15

20

25

30

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTC-2 History Hasil Run Final Gambar 3.11 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TC – 2



8

Plot Pwh LTC-2 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTC-2 History Hasil Run Final Gambar 3.12 Matching Tekanan Kepala Sumur

TC – 2

Plot Rate LTD-1 vs Time

0

5

10

15

20

25

30

35

40

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTD-1 History Hasil Run Final Gambar 3.13 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TD – 1

Plot Pwh LTD-1 vs Time

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh

LTD-1 History Hasil Run Final Gambar 3.14 Matching Tekanan Kepala Sumur

TD – 1

Plot LTD-2 Rate vs Time

0

5

10

15

20

25

30

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTD-2 History Hasil Run Final Gambar 3.15 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TD – 2

Plot Pwh LTD-2 vs Time

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTD-2 History Hasil Run Final Gambar 3.16 Matching Tekanan Kepala Sumur

TD – 2

Plot LTE-1 Rate vs Time

0

2

4

6

8

10

12

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTE-1 History Hasil Run Final Gambar 3.17 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TE – 1

Plot Pwh LTE-1 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTE-1 History Hasil Run Final Gambar 3.18 Matching Tekanan Kepala Sumur

TE – 1

Plot Rate LTE-2 vs Time

0

2

4

6

8

10

12

14

16

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTE-2 History Hasil Run Final Gambar 3.19 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TE – 2



9

Plot Pwh LTE-2 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTE-2 History Hasil Run Final Gambar 3.20 Matching Tekanan Kepala Sumur

TE – 2

Plot Rate LTF-1 vs Time

0

5

10

15

20

25

30

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

LTF-1 History Hasil Run Final Gambar 3.21 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TF – 1

Plot Pwh LTF-1 vs Time

0

100

200

300

400

500

600

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTF-1 History Hasil Run Final Gambar 3.22 Matching Tekanan Kepala Sumur

TF – 1 Plot Rate LTF-2 vs Time

0

5

10

15

20

25

30

35

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Time

Rat

e, M

Msc

fD

LTF-2 History Hasil Run Final Gambar 3.23 Matching Laju Produksi Harian

Sumur TF – 2

Plot Pwh LTF-2 vs Time

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Pwh,

Psi

a

LTF-2 History Hasil Run Final Gambar 3.24 Matching Tekanan Kepala Sumur

TF – 2 IV). Hasil Simulasi

Setelah didapatkan model gasdel yang matching dan dapat mewakili kondisi real maka didapatkan harga estimasi IGIP dari Lapangan “X”. Selain itu prediksi produksi akan datang juga dapat dilakukan dengan menggunakan software gasdel.

4.1 Estimasi Harga IGIP Harga IGIP diperoleh dari hasil running simulasi ini dapat dilihat dalam gambar berikut:

P/z vs Gp

y = -0.018x + 3925.5R2 = 1

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 50000 100000 150000 200000 250000

Gp

P/z

Data Produksi matching Linear (matching) Gambar 4.1 P/Z vs Gp Sumur LA – 2

P/z vs Gp

y = -0.0033x + 1101.3R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50000 100000 150000 200000 250000

Gp

P/z

Data Produksi Matching pz initial Linear (Matching) Gambar 4.2 P/Z vs Gp Sumur TA – 1



10

P/z vs Gp

y = -0.0037x + 977.32R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50000 100000 150000 200000 250000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.3 P/Z vs Gp Sumur TA – 2

P/z vs Gp

y = -0.0044x + 1185R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000 200000

Gp

P/z

Data Produksi matching Linear (matching) Gambar 4.4 P/Z vs Gp Sumur TC – 1

P/z vs Gp

y = -0.0086x + 1218.2R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.5 P/Z vs Gp Sumur TC – 2

P/z vs Gp

y = -0.0038x + 970.77R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.6 P/Z vs Gp Sumur TD – 1

P/z vs Gp

y = -0.003x + 970.77R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50000 100000 150000 200000 250000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.7 P/Z vs Gp Sumur TD – 2

P/z vs Gp

y = -0.0118x + 1209.2R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.8 P/Z vs Gp Sumur TE – 1

P/z vs Gp

y = -0.0049x + 970.76R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000

Gp

P/z

Data Produksi matching Linear (matching) Gambar 4.9 P/Z vs Gp Sumur TE – 2

P/z vs Gp

y = -0.0101x + 969.57R2 = 1

0

200

400

600

800

1000

1200

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.10 P/Z vs Gp Sumur TF – 1



11

P/z vs Gp

y = -0.0051x + 966.62R2 = 0.9999

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000

Gp

P/z

Data Produksi matching pz initial Linear (matching) Gambar 4.11 P/Z vs Gp Sumur TF – 2

Harga IGIP diperoleh dengan cara mengekstrapolasi Grafik P/Z vs Gp diatas agar memotong sumbu X. Berikut ini adalah tabulasi dari IGIP masing – masing sumur:

Tabel 4.1 Tabulasi IGIP Sumur OGIP (MMScf)

LA-2 218083.33TA-1 333727.27TA-2 264140.54TC-1 269318.18TC-2 141651.16TD-1 255465.79TD-2 323590TE-1 102474.57TE-2 198114.29TF-1 95997.03TF-2 189533.33Total 2,392,095.49

Berdasarkan data produksi harian bahwa Lapangan “X” telah memproduksikan 1.46 Tscf gas. Dengan demikian, dapat dinyatakan bahwa Lapangan “X” sudah diproduksikan dengan recovery factor sebesar 61%.

4.2 Peramalan Laju produksi Peramalan produksi dilakukan dengan cara yang sama dengan perhitungan cadangan, yakni dengan menjalankan simulasi gasdel menggunakan konfigurasi yang sudah dilakukan matching. Peramalan laju produksi dilakukan pada masa produksi di tanggal 6 Desember 2007. Hambatan dalam melakukan peramalan ini adalah ketidaktersediaan data tekanan reservoir pada saat 6 Desember 2005. oleh karena itu dilakukan interpolasi Sebagai contoh, pada tanggal 6 Desember 2007 sumur TE – 2 telah berproduksi sebesar 105.85 Bscf. Lalu dengan menggunakan grafik P/Z vs Gp hasil matching, masukkan harga kumulatif produksi tersebut. Tarik garis vertikal ke atas hingga memotong garis P/Z vs Gp. Selanjutnya tarik garis horizontal hingga didapatkan harga P/Z. Selanjutnya dengan

menggunakan korelasi tekanan vs z – factor dari PVT analisis maka diperoleh data tekanan estimasi. Metoda ini digunakan untuk masing – masing sumur dengan masing – masing grafik P/Z vs Gp. Hasil interpretasi tersebut dapat dilihat dalam tabel berikut:

Tabel 4.2 Estimasi Harga Tekanan Reservoir Well Gp Pr/z Pr

LA-2 197,945 362.48 351.89TA-1 185,454 489.30 470.92TA-2 133,092 484.88 466.81TC-1 163,885 463.90 447.25TC-2 100,524 353.69 343.56TD-1 151,300 395.83 383.39TD-2 184,422 417.50 403.78TE-1 64,467 448.49 432.84TE-2 105,850 452.10 436.21TF-1 59,105 372.61 361.47TF-2 115,942 375.32 364.03

Ada beberapa skenario produksi yang akan dicoba dilakukan untuk mencari skenario produksi terbaik untuk Lapangan “X”, yaitu: 1. Gas langsung dialirkan menuju Main

line tanpa melewati kompressor dengan tekanan 250 Psi dan laju produksi 120 MMscfd

2. Optimalisasi kompressor di Compressor Station, seperti yang terlihat pada Gambar 4.12. a. Suction Compressor sebesar 150

psi, laju produksi 130 MMscfd b. Suction Compressor sebesar 50

psi, laju produksi 130 MMscfd 3. Instalasi kompressor di TD Platform,

seperti yang terlihat pada Gambar 4.13. a. Suction Compressor sebesar 50

psi, laju produksi 130 MMscfd b. Suction Compressor sebesar 50

psi, laju produksi 157 MMscfd c. Suction Compressor sebesar 50

psi, laju produksi 220 MMscfd

Gambar 4.12 Skema Kompressor di Onshore



12

TD Platform

Processing Platform

Skenario 3a, 3b, 3cTD Platform

Processing Platform

Skenario 3a, 3b, 3c

Gambar 4.13 Skema Kompressor di TD

Platform

Setelah dilakukan running simulasi setiap skenario maka diperoleh hasil sebagai berikut: 1. Seperti yang terlihat pada Gambar

4.14, laju produksi Lapangan “X” langsung drop dari 101 MMscfd hingga mencapai rate minimum 20 MMscfd. Hal ini disebabkan karena tekanan inlet Main Line yang mencapai 250 psi. Berdasarkan IPR kompresor yang terlihat dalam Gambar 4.15, rate maksimum yang dihasilkan dari inlet pressure 250 psi (bintang merah) adalah 101 MMscfd. Recovery factor dari skenario ini sebesar 74.31% (Gp = 1777729 MMscf)

Gambar 4.14 Rate Skenario 1

Gambar 4.15 IPR Compressor

2. Hasil optimalisasi kompressor di

Onshore dapat dilihat sebagai berikut: a. Lapangan “X” hanya dapat

memproduksikan gas sebesar 130 MMscfd sesaat lalu mengalami penurunan. Hal ini dikarenakan tekanan inlet kompressor sudah sangat dekat dengan harga

minimum inlet kompressor seperti yang terlihat pada Gambar 4.15 (bintang biru). Besarnya Recovery Factor dari skenario ini adalah 83.1% (Gp = 1987974 MMscf)

Gambar 4.16 Rate Skenario 2.a

b. Skenario 2.b memberikan laju

produksi plato 130 MMscfd selama 450 hari. Pada awal masa simulasi, tekanan inlet kompressor sebesar 152 psi. Dengan demikian, Lapangan “X” dapat berproduksi plato hingga tekanan inlet kompressor mencapai 50 psi. Recovery factor yang dihasilkan dari skenario ini adalah sebesar 90.4% (Gp = 2162481 MMscf)

Gambar 4.17 Rate Skenario 2.b

3. Setelah dilakukan simulasi

penempatan kompressor di Platform TD, diperoleh gambar IPR kompressor sebagai berikut:

#1

#2a

#2b



13

Gambar 4.18 IPR Compressor di Platform TD

Dimana Hasil skenario 3.a diwakili dengan bintang merah, skenario 3b diwakili oleh bintang biru dan skenario 3.c diwakili oleh bintang hijau. Hasil setiap skenario dijabarkan sebagai berikut: a. Skenario 3.a memberikan laju

produksi 130 MMscfd plato selama 2970 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompressor adalah 322.7 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.a sebesar 91.11% (Gp = 2179642)

Gambar 4.19 Rate Skenario 3.a

b. Skenario 3.b memberikan laju

produksi 157 MMscfd plato selama 1950 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompressor adalah 305.2 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.b sebesar 91.07% (Gp = 2178488 MMscf)

Gambar 4.20 Rate Skenario 3.b

c. Skenario 3.c memberikan laju

produksi 220 MMscfd plato selama 720 hari. Pada awal masa simulasi tekanan inlet kompresssor adalah 247.4 psi. Recovery factor yang dihasilkan oleh skenario 3.c sebesar 91.05% (Gp = 2178035 MMscf)

Gambar 4.21 Rate Skenario 3.c

V). Kesimpulan

Setelah dilakukan pembuatan model fasilitas produksi Lapangan “X”, penyelarasan model, dan peramalan laju produksi maka dapat diambil kesimpulan bahwa:

1. Lapangan “X” adalah lapangan gas kering

dengan cadangan sebesar 2.392 Tscf. 2. Berdasarkan data sejarah produksi hingga

tanggal 6 Desember 2007, Lapangan ”X” memiliki recovery factor sebesar 61%.

3. Model gasdel yang digunakan cukup “match” dan dapat merepresentasikan kondisi nyata.

4. Peramalan setiap skenario memberikan hasil sebagai berikut:

Tabel 5.1 Tabulasi Peramalan

Rate GpSimulasi Bscf

Q = 120 MMscfD 74.31% 1777.729Pcomp = 250 Psi

2a Q = 130 MMscfD 130 83.10% 1987.974Pcomp = 150 Psi MMscfd

2b Q = 130 MMscfD 130 450 Days 90.40% 2162.481Pcomp = 50 Psi MMscfd

3a Q = 130 MMscfD 130 2970 Days 91.11% 2179.642Pcomp = 50 Psi MMscfd

3b Q = 157 MMscfD 157 1950 Days 91.07% 2178.488Pcomp = 50 Psi MMscfd

3c Q = 220 MMscfD 220 720 Days 91.05% 2178.035Pcomp = 50 Psi MMscfd

0 Day

1 101 MMscfd

0 Day

No Skenario Plato Time Rec Factor

5. Dengan skema produksi saat ini, restaging kompressor di compressor station tidak cukup untuk meningkatkan laju produksi menjadi 200 MMscfd

6. Instalasi kompresor di TD platform dengan inlet pressure 50 Psi menjadi

#3a #3b #3c



14

skenario terbaik untuk meningkatkan recovery factor

7. skenario 3.c adalah skenario yang sesuai untuk memenuhi target produksi harian diatas 200 MMscfd.

DAFTAR SIMBOL AOF = Absolute Open Flow, MMscfD Pcomp = Compressor Pressure, Psi Gp = Cummulative Production, Bscf C = Well Constant n = Gas Turbulency Constant IGIP = Initial gas In Place, Tscf z = Deviation Factor SG = Gas Specific Gravity Bg = Formation Volume Factor, res ft3 /

scf

DAFTAR PUSTAKA 1.Abdassah. Doddy, “Teknik Gas Bumi”,

Bandung, 1998. 2.Beggs, H.D., “Production Optimization

Using NODAL Analysis”, OGCI Publications, Tulsa 1991.

3.Craft, B.C., Hawkins, “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Revised by Terry, R.E.,Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ (1991).

3.Kurnia Permadi. Asep, ”Diktat Teknik Reservoir I”, Bandung, 2004.

4.Smith, C.R., Tracy, G.W., and Farrar, R.L., “Applied Reservoir Engineering Volume 1”, OGCI Publications, Tulsa, 1992.



15

Lampiran



16

CompressorTC

TD

TE

TF

Processing StationLA

TA

CompressorTC

TD

TE

TF

Processing StationLA

TA

Gambar F.1 Skema Jaringan Produksi Gas Lapangan X

Gambar F.2 Skema Model Jalur Pipa Produksi Simulator



17

SIFAT-SIFAT FISIK GAS

y = -7E-05x + 0.9954R2 = 0.9968

y = 20.984x-1.044

y = 2E-06x + 0.011R2 = 0.9998

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

0 200 400 600 800 1000 1200

TEKANAN, Psia

Z-Fa

ktor

-

0.05

0.10

0.15

0.20

FVP,

BG

ata

u U

g

0

Gambar F.3 PVT Gas Lapangan ”X”

Period Day 0 Day 35 Day 50 Day 65 Day 160 Day 175 Day 185 Day 245 Day 270TLA-01 14 14 14 14 14 14 14 14 14TLA-02 1 1 1 1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.01LA-02 0.005 0.005 0.005 18 18 20 20 20 20TLD-01 3 3 3.5 3.5 3.5 3.5 2 4 4TLD-02 0.01 0.01 1.9 1.9 0.00001 0.00001 0.00001 1 2TLF-01 9 8 0.00001 0.00001 4.5 4.5 4.5 10 10TLF-02 11 10 10 10 2 2 1 1 1TLC-01 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04TLC-02 0.0001 1 1 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08TLE-01 20 19 19 20 0.001 0.01 11 0.01 18TLE-02 15 15 15 20 20 20 18 20 20 Period Day 320 Day 355 Day 370 Day 380 Day 400 Day 435 Day 465 Day 495 Day 550TLA-01 14 14 14 14 14 14 14 14 14TLA-02 0.01 0.01 0.0001 0.0001 0.0001 2 2 2 0.001LA-02 20 20 20 20 20 20 20 20 20TLD-01 4 4 4 4 4 1 1 4 4TLD-02 2 2 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001 1.2 1.2TLF-01 10 20 20 20 0.5 0.5 9 9 9TLF-02 1 1 1 1 12 12 12 1 1TLC-01 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.0001TLC-02 3 3 3 3 0.001 0.001 1.2 1.2 0.00001TLE-01 18 18 18 18 8 8 8 8 1TLE-02 18 18 18 18 20 12 12 12 22



18

Period Day 585 Day 620 Day 640 Day 650 Day 680 Day 690 Day 715 Day 745 Day 795TLA-01 14 14 14 14 14 14 14 14 14TLA-02 0.001 0.001 1.5 1.5 1.5 1.5 13 13 4LA-02 20 20 20 20 20 20 20 0.0009 0.0009TLD-01 4 1 1 1 3 3 3 3 5TLD-02 1.2 0.001 0.001 0.001 1 1 1 1 2TLF-01 9 9 9 9 9 9 9 9 9TLF-02 1 4 4 1 1 1 1 1 1TLC-01 0.0001 0.0001 5 5 5 5 5 5 5TLC-02 0.00001 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1TLE-01 0.001 8 8 9 9 20 20 20 20TLE-02 12 15 15 15 15 15 15 18 17 Period Day 855 Day 965 Day 985 Day 1005TLA-01 14 14 14 14TLA-02 1 1 1 1LA-02 0.0009 0.0009 0.0009 0.1TLD-01 3 0.1 0.1 0.1TLD-02 2 2 0.0001 0.0001TLF-01 9 9 9 9TLF-02 1 1 1 1TLC-01 5 0.7 0.7 0.7TLC-02 0.1 0.0001 0.0001 0.0001TLE-01 20 19 19 19TLE-02 20 20 20 20

Gambar F.4 Match Factor Tubing

Field Rate vs Time

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

3/1/2005 6/1/2005 9/1/2005 12/2/2005 3/4/2006 6/4/2006 9/4/2006 12/5/2006 3/7/2007 6/7/2007 9/7/2007 12/8/2007

Date

Rat

e, M

Msc

fD

History Field Rate Hasil Run Final Gambar F.5 Matching Rate Total Lapangan “X”



19

Data Tekanan vs Waktu

150.000

170.000

190.000

210.000

230.000

250.000

270.000

290.000

310.000

330.000

350.000

6-Mar-05 7-Mar-05 8-Mar-05 9-Mar-05 10-Mar-05 11-Mar-05 12-Mar-05

Time

Teka

nan,

Psi

a

Offshore Inlet Cilamaya Header 24" Hasil Run Final Gambar F.6 Matching Tekanan Kompressor Compressor Station

Gambar F.7 IPR Compressor di Compressor Station

Skenario #1

Skenario #2.a

Skenario #2.b



20

Gambar F.8 IPR Compressor jika Compressor di Platform TD

Gambar F.9 Hasil Peramalan dengan Skenario 1

Skenario #3.a Skenario #3.b Skenario #3.b



21

Gambar F.10 Hasil peramalan dengan Skenario 2.a

Gambar F.11 Hasil peramalan dengan Skenario 2.b



22

Gambar F.12 Hasil peramalan dengan Skenario 3.a

Gambar F.13 Hasil peramalan dengan Skenario 3.b



23

Gambar F.14 Hasil peramalan dengan Skenario 3.c

Documents

Miftah Farid, 12203003, Semester II 2008 - digilib.itb.ac.id · Cullender – Smith 2. Aliran Horizontal: a. Panhandle - A b. Panhandle – B c. Weymouth d. Standard II). Data Sebelum