DIAMETER OPTIMIZATION IN MULTIPHASE PIPELINE NETWORK

<p>Optimization is a continuous work in oil and gas operation in every section by maximizing the profit and minimizing cost. One of the sections that can be optimized is production system, starting from the wellbore to separator through pipeline network. Simulation are made and conducted from reservoir to separator to see the pressure distribution along the pipeline with various diameter. The result will be subject to be optimized by putting pipeline cost into account. The simulation result shows that at some point, increasing in diameter has a good effect to the revenue thanks to the increasing production rate, but it also shows that the increasing diameter in all section is not always the best scenario due to high cost. Benefit-to-cost ratio is chosen to be the economical parameter to find the best diameter configuration.</p>

Evaluasi Pengangkatan Cutting pada Trayek 17 ½ inch dengan Metode CTR CCA dan CCI pada Sumur KS Lapangan BW

<p>Lumpur pemboran atau <em>drilling fluid </em>merupakan salah satu parameter yang dapat mempengaruhi kesuksesan dari kegiatan pemboran. Pengangkatan <em>cutting </em>oleh lumpur pemboran yang optimal akan menghasilkan pemboran yang efisien dan terhindar dari permasalahan yang merugikan. Pada tugas akhir ini, dilakukan evaluasi kemampuan pengangkatan <em>cutting</em><em> </em>oleh lumpur pemboran yang digunakan di sumur KS lapangan BW pada pemboran trayek 17 ½ inch dengan menggunakan lumpur pemboran KCl Polimer serta melihat pengaruh perubahan sifat fisik dan <em>rate </em>pemompaan terhadap pengangkatan <em>cutting.</em><em></em></p><p> Metode yang digunakan dalam evaluasi ini yaitu <em>Cutting Transport Ratio</em> (CTR) <em>Cutting Capacity Annulus </em>(CCA) dan <em>Cutting Car</em><em>rying </em><em>Index </em>(CCI) dengan kriteria keberhasilannya dengan melihat nilai yang didapatkan<em> </em><em>Cutting Transport Ratio</em> (CTR)&gt; 90%, <em>Cutting Capacity Annulus </em>(CCA) &lt; 5% dan <em>Cutting Car</em><em>rying </em><em>Index </em>(CCI) &gt;1. Faktor yang mempengaruhi keberhasilan dari pengangkatan <em>cutting </em>ini adalah rheology lumpur yang digunakan, kecepatan fluida di annulus, konsentrasi <em>cutting </em>dan <em>rate </em>pemompaan yang diberikan.</p><p> Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan pada trayek 17 ½ inch dengan data lapangan yang digunakan maka didapatkan nilai <em>Cutting Transport Ratio</em> secara keseluruhan (CTR) rata – rata di atas 90%, nilai <em>Cutting Capacity Annulus (CCA) </em> 1,8-3,5 %, dan nilai <em>Cutting Carrying Index (CCI) </em>1,3 – 3,6. Berdasarkan evaluasi yang telah dilakukan, nilai yang didapatkan memenuhi kriteria pengangkatan <em>cutting </em>yang baik, maka pengangkatan <em>cutting </em>pada sumur KS lapangan BW trayek 17 ½ inch optimal dan tidak mengindikasikan terjadi pengendapan <em>cutting</em>. Selain itu, didapatkan bahwa sifat fisik dari lumpur yang digunakan seperti <em>Yield Point </em>mempengaruhi keberhasilan pengangkatan <em>cutting </em>dimana nilai <em>yield point </em>pada lumpur dapat mengangkat <em>cutting</em>, <em>flowrate </em>yang diberikan juga berpengaruh terhadap kemampuan pengangkatan <em>cutting </em>dimana nilai <em>flowrate </em>yang rendah dapat membuat <em>cutting </em>tidak terangkat dan terjadi pengendapan <em>cutting </em>didasar lubang.</p>

PEMILIHAN POLA INJEKSI AIR DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN ‘R’

<p>Lapangan ‘RR’ merupakan model lapangan yang mendekati ideal dengan kriteria model yaitu <em>layer cake model</em> dan homogen. Lapangan ‘RR’ ini tidak memiliki sejarah produksi dan dianggap akan dilakukan suatu pengembangan dengan menambahkan sumur injeksi maupun produksi dalam waktu bersamaan serta memiliki nilai OOIP daerah yang diteliti sebesar 27.60 MMSTB. Adapun satu <em>basecase </em>dan empat skenario yang dibuat, dengan pola injeksi yang memiliki ukuran pola yaitu 40 acre dan terdapat 13 konfigurasi pola. Kemudian, skenario yang akan dianalisis kinerjanya diantaranya <em>Five Spot</em> atau <em>Seven Spot</em> dalam keadaan Normal ataupun <em>Inverted</em>. Uji sensitivitas dilakukan dengan <em>rate</em> injeksi antara 4000 bwpd hingga 100000 bwpd. Prediksi performa produksi injeksi air yang diamati kumulatif produksinya dimulai dari tahun 2019 hingga 2040. Dimulai dari skenario I yaitu pola injeksi <em>five spot normal</em> dengan <em>rate</em> injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.72 MMSTB (RF 60.56%), skenario II pola <em>five spot inverted </em>dengan <em>rate</em> injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.64 MMSTB (RF 60.27 %) skenario III pola <em>seven spot normal </em>dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.06 MMSTB (RF 58.18 %), dan skenario IV pola <em>seven spot inverted </em>dengan <em>rate </em>injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.34 MMSTB (RF 59.21 %). Berdasarkan kumulatif produksinya, skenario yang paling optimum adalah skenario I yaitu pola <em>five spot normal </em>dengan <em>rate </em>injeksi 35000 bwpd</p>

EVALUATION OF TARIFFS OF TRANSPORTING NATURAL GAS (TOLL FEES) ON PIPE SECTION X BY ANALYZING THE SENSITIVITY THE SENSITIVITY OF THE COST OF SERVICE PARAMETERS

Indonesia has large enough gas reserves to meet household and industrial needs. It's just that, the price or the existing gas-related system is not maximal yet. One of the things that can ease the burden on the state is the use of household gas networks, some people are still hesitant to use it even though the price is relatively cheap compared to LPG. In determining the gas price, one of the components that has an effect on determining the gas price is the toll fee through pipes to be channeled. So the authors aim to conduct this research in order to educate and maximize solutions for energy dependency, for example the location I took is located in North Sumatra Province, with a pipeline stretching 156.5 km from X1 to X3. With OD 16 "along 18.5 km and existing OD 12" along 138 km. The maximum capacity of the two pipes is 150 MSCFD and 75 MSCFD, and the average volume that flows is not up to 10%. The construction of the pipe requires a cost of $ 42,391,716 USD, and nearly 55% of the total is pipe material including fittings, coatings, and others. With an average annual revenue of $ 11.561943 this project alone should have been able to return on investment for less than 5 years. With tariff analysis, the amount can be optimized with volume by reducing a few dollars per MSCF, to $ 7.49 making it more economical.

Analisis Keekonomian Blok NSRN Dengan Menggunakan PSC Gross Split Dan Penambahan Diskresi

<p>Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM RI No. 52/2017, Kontrak bagi hasil (<em>Production Sharing Contract</em>) yang digunakan di Indonesia ialah PSC <em>Gross Split</em>. Kontrak Kerja Sama ini merupakan pengganti Kontrak Kerja Sama yang digunakan sebelumnya, yakni PSC <em>Cost Recovery</em>. Penggantian kontrak kerja sama ini terjadi karena PSC <em>Cost Recovery</em> dinilai kurang efektif. Hal yang menjadi pembeda antara PSC Gross Split dan PSC <em>Cost Recovery</em> adalah dihilangkannya <em>Cost Recovery</em> dan pembagian <em>split</em> antara Pemerintah dan Kontraktor dilakukan diawal, hal ini berarti bahwa pembagian <em>split</em> langsung dibagi dari <em>Gross Revenue</em>. Nilai <em>split</em> yang didapatkan oleh kontraktor akan disesuaikan berdasarkan karakteristik Wilayah Kerja yang dikelola. Penelitian pada blok NSRN bertujuan untuk mengetahui keekonomian yang dihasilkan dengan menggunakan skema PSC Gross Split dan menentukan langkah apa yang harus dilakukan apabila hasil keekonomian dianggap kurang atraktif. Berdasarkan hasil keekonomian yang telah dilakukan, didapatkan nilai NPV 10% sebesar -141 MMUS$, MIRR sebesar 4%, <em>Contractor Take</em> sebesar 2.6BUS$, dan <em>Government Take</em> sebesar 1.4 BUS$. Hasil keekonomian tersebut tidak atraktif, sehingga ditambahkan diskresi sebesar 22.2% untuk Kontraktor agar blok NSRN memiliki hasil yang atraktif, didapatkan NPV 10% sebesar 217MMUS$, MIRR sebesar 18%, <em>Contractor Take</em> sebesar 3.5BUS$, dan <em>Government Tak</em>e sebesar 676MMUS$.</p>

OPTIMIZATION OF SURFACTANT FLOODING ON BJG FIELD USING DYNAMIC PATTERN

<em>Mature fields, also known as brownfields, are fields that are in a state of declining production or reaching the end of their production lives. Development of mature oil fields has been, and will increasingly be, an exciting subject (Babadagli, 2007). New studies already discovered innovative ways of finding, developing, and producing hydrocarbons that are efficient and cost-effective and minimize harm to the environment. BJG Field is one of the mature fields which is produced in 1927, one of the efforts for enhancing the production is using waterflood at the beginning of 2001. To increase production further, then we need to conducted studies as an application of the second recovery from BJG Field. The oil recovery factor BJG field can be increased using a surfactant flooding scenario. This research aimed to conduct a study of dynamic pattern surfactant flooding using simulations as applicable for the mature field. The research is expected to obtain an optimum surfactant injection scenario using IMEX and STARS simulator. Simulation is done with real data from the BJG field, and the result has shown the scenario which has the most significant oil production. The highest recovery factor is the chosen scenario. From the results of studies and simulation shown that dynamic pattern inverted five-spot pattern can be used. The increment of oil recovery factor is 32.29% from the waterflood case.</em>

ANALISI SQUEEZ CEMENTING PADA LINER 7" UNTUK PENUTUPAN ZONA PERFORASI PADA SUMUR X DI LAPANGAN O

<p><em>Squeeze Cementing </em>adalah penyemenan ulang yang dilakukan sebagai salah satu langkah perawatan<em> </em>sumur, dengan cara menempatkan <em>cement slurry</em> dengan volume yang relatif sedikit pada zona yang diinginkan, salah satunya untuk menutup zona perforasi. Metode <em>squeeze cementing</em> yang digunakan pada Tugas Akhir ini yaitu <em>Bradenhead Technique</em>. Analisis ini dilakukan terhadap pekerjaan <em>Squeeze Cementing</em> pada sumur X di lapangan O, dengan cara mengumpulkan data-data sumur, melakukan pengolahan data yang meliputi perhitungan design penyemenan, perencanaan prosedur penyemenan, pengujian hasil penyemenan dengan melakukan uji <em>compressive strength</em>. Pekerjaan <em>Squeeze Cementing</em> untuk penutupan zona perforasi pada sumur X di lapangan O pada dua interval kedalaman 2230 – 2233 mMD dan 2237 – 2239 mMD. Untuk menutup zona perforasi, karena tidak produktif untuk diproduksikan. Analisis yang dilakukan yaitu perhitungan volume <em>slurry</em> <em>cement </em>yaitu didapatkan sebanyak 8,35 bbl dan<em> zat additive </em>yang dibutuhkan dalam pekerjaan<em> Squeeze Cementing</em>, hasil pekerjaan<em> Squeeze Cementing </em>pada lapangan dan perbedaan antara hasil perencanaan TOC<em> </em>(Top of Cement) berapada pada kedalaman 2197 mMD sedangkan hasil pekerjaan <em>Squeeze Cementing s</em>ecara <em>actual </em>terdapat pada kedalaman 2229 mMD.</p>

A PROXY MODEL TO PREDICT WATERFLOODING PERFORMANCE IN CHANNELING DELTAIC SAND RESERVOIR

<p class="IsiHeading1">In recent days, waterflooding activities carried out as a part of secondary recovery. Before performing waterflooding, engineers have to perform reservoir simulation first to predict reservoir performance in order to waterflood. Generally, reservoir simulation is conducted by using numerical simulation method. Numerical simulation gives precise results although it depens on the availiability, quality, and quantity of reservoir characteristic and injection operation data. In addition, numerical simulation also time-consuming and quite complex to use. Proxy model is kind of machine learning. It’s able to predict performance of waterflooding quickly and easier to use. The result isn’t differ too much with numerical simulation method. Proxy model is an equation model that construct form quite many experiment data. This research is trying to predict performance of normal 5 spot waterflooding in reservoir with channeling deltaic sand sedimentation by using proxy model. The proxy model will be tested on a real field case. The results indicate that proxy model is able, faster, reliable and easy to use to predict waterflooding performance in such type of reservoir.</p>

INTEGRATED OF GEOMECHANICS WELLBORE STABILITY & SWEET SPOT ZONE ANALYSIS TO UNCONVENTIONAL WELL DRILLING OPTIMIZATION

<strong><em>Abstract </em></strong>Central Sumatra Basin is one of the largest hydrocarbon producer basins in Indonesia. The largest hydrocarbons accumulation in this basin does not rule out the possibility of hydrocarbons also trapped in shale source rock. The potential for hydrocarbon shale is in the Brown Shale Pematang Group layer. The obstacle to development is the depth of the Brown Shale layer so deep that further case studies are needed. This study aims to analyze the geomechanical wellbore stability modelling for drilling and determination sweet spot zone supported by x-ray diffraction (XRD), brittleness index (BI), total organic carbon (TOC) analysis. The geomechanical wellbore stability modelling based on pore pressure, shear failure gradient/collapse pressure, fracture gradient, normal compaction trend, minimum horizontal stress, maximum horizontal stress and overburden gradient analysis. Brittleness index considers each parameter from XRD data which dominantly contains clay, quartz, and calcium. Based on XRD analysis of shale samples from Limapuluh Koto Area, it showed that the samples included the brittle shale group because of the dominant quartz, while the samples from Kiliran Jao were shale brittle because of dominant carbonate (carbonate-rich). From laboratory test results of 8 rock samples from Brown Shale Formation outcrop in Limapuluh Koto Area, it was obtained total organic carbon (TOC) value is 4-17% (average 8%). The shale thickness estimated &gt; 30 m, the brittleness index shale estimated 0.71, and the gradient of over-pressure on Brown Sahle Pematang Group estimated 0.57 psi/ft &amp; 0.53 psi/ft from log data analysis. So the output of this results the study is expected to get stable borehole, minimum of non-productive time (NPT), the problem when drilling such as caving and sloughing. Based on (Mt, 2013), the prospect criteria results can be concluded that the Brown Shale Formation has good unconventional hydrocarbon shale potential. It can be carried out with further research.

DESIGN CASING PEMBORAN SUMUR GAS “OYG-2” LAPANGAN CAL

<p>Pemasangan <em>casing</em> merupakan salah satu kegiatan pemboran yang berfungsi untuk mencegah permasalahan-permasalahan yang ada dalam kegiatan pemboran, seperti <em>loss circulation, kick</em>, dan runtuhnya dinding sumur, sehingga perlu adanya <em>design casing</em> yang efektif dan efisien. Tugas Akhir ini berfokus mengenai perencanaan <em>casing</em> pada sumur <em>offshore</em> “OYG-2”. Perencanaan <em>casing</em> meliputi penentuan <em>casing setting depth</em> dan <em>grade casing,</em> data yang digunakan berasal dari sumur <em>offset well</em> OYG.</p><p>Penentuan titik kedalaman <em>casing</em> / <em>casing setting depth </em>menggunakan metode <em>bottom-up</em><em>.</em> Pada metode ini<em> </em>diperlukan beberapa data, seperti <em>lithology </em>formasi, tekanan formasi<em>,</em> berat jenis lumpur pemboran yang digunakan<em>, </em>dan tekanan rekah formasi yang akan di tembus pada saat melakukan pemboran dengan <em>offset well </em>OYG sebagai sumur referensi.</p><p>Dari hasil perhitungan yang dilakukan, untuk sumur OYG-2 akan dipasang <em>conductor</em>, <em>surface,</em> <em>intermediate, </em>dan<em> production</em> <em>casing</em>. Titik kedalaman <em>conductor casing </em>adalah 215 ft- 450 ft, titik kedalaman <em>surface</em> <em>casing </em>adalah 215 ft-1100 ft, titik kedalaman <em>intermediate</em> <em>casing </em>adalah pada<em> </em>215 ft–2650 ft, dan titik kedalaman <em>production casing </em>adalah 215 ft-3281 ft. Setelah menentukan <em>casing setting depth </em>dilanjutkan dengan pemilihan <em>grade casing </em>yang sesuai untuk menahan tekanan yang ada pada formasi dengan menggunakan metode <em>maximum load</em> terhadap <em>grade</em> <em>casing</em> yang digunakan pada sumur OYG-2.</p><p> Perhitungan yang digunakan dalam metode <em>m</em><em>aximum</em><em> l</em><em>oad</em><em> </em>adalah dengan menghitung beban <em>burst, collapse,</em><em> </em>dan <em>tension</em><em>. </em>Beban <em>burst, collapse</em>, dan <em>tension</em> untuk <em>casing</em> 20” berturut-turut sebsar 936,15 psi, 980,11 psi, dan 182595,8 lbs. Beban <em>burst</em>, <em>collapse</em>, dan <em>tension</em> untuk <em>casing</em> 13 3/8” berturut-turut sebesar 2262,67 psi, 2078,75 psi, 219954,06 lbs. Beban <em>burst</em>, <em>collapse</em>, dan <em>tension</em> untuk <em>casing</em> 9 5/8” berturut-turut sebesar 1667,65 psi, 2186,13 psi, dan 163799,54 lbs.<em> </em></p><p>Dengan menggunakan <em>safety factor</em> <em>burst</em> 1,1, <em>collapse</em> 1,1, dan <em>tension</em> 1,5, diperoleh <em>grade casing </em>yang paling efektif dan efisien untuk <em>surface</em> <em>casing</em> 20” adalah K-55;133 ppf, <em>intermediate casing</em> 13 3/8” adalah L-80;68 ppf, <em>production casing</em> 9 5/8 adalah L-80;40 ppf.<em></em></p>