DETAIL KOLEKSI

Optimisasi skenario pemboran sumur pengembangan gas metana batubara untuk peningkatan keekonomian lapangan bravo


Oleh : Rizki Arie Fajar

Info Katalog

Subyek : Coal mines and mining

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Ratnayu Sitaresmi

Pembimbing 2 : Taufiq Fathaddin

Kata Kunci : optimization, drilling cost, coal bed methane, field development and economics.

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2018_TS_TMP_171160022_Halaman-Judul.pdf
2. 2018_TS_TMP_171160022_Lembar-Pengesahan.pdf
3. 2018_TS_TMP_171160022_BAB-1_Pendahuluan.pdf
4. 2018_TS_TMP_171160022_BAB-2_Kajian-Pustaka.pdf
5. 2018_TS_TMP_171160022_BAB-3_Metodologi-Penelitian.pdf
6. 2018_TS_TMP_171160022_BAB-4_Analisis-Pembahasan.pdf
7. 2018_TS_TMP_171160022_Daftar-Pustaka.pdf
8. 2018_TS_TMP_171160022_Lampiran.pdf

A Aktivitas Gas Metana Batubara (GMB) di Indonesia sudah di mulai sejak tahun 2004 untuk penelitian di sumatera selatan dan Wilayah Kerja mulai di tawarkan oleh pemerintah sejak tahun 2008. Pemboran eksplorasi pertama kali di lakukan pada tahun 2009 dengan tahapan Coring, Exploratory well dan Pilot well. Aktivitas pemboran dari tahun 2009 hingga saat ini mencapai 172 kegiatan dan banyak dilakukan di area Kalimantan dan Sumatera. Dari 52 KKS non konvensional untuk reservoir GMB, terdapat 1 KKS di area sumatera yang sudah memasuki tahap pengembangan Lapangan yaitu lapangan Bravo dengan pengembangan di area A dan B. Kegiatan pengembangan lapangan GMB ini diperkirakan akan memproduksikan cadangan sebesar 139.46 BSCF (sales gas 97.42 bscf). Pada kegiatan eksplorasi di lapangan Bravo biaya sumur mencapai USD 1,6 M untuk area A dan USD 536 K untuk area B, jika pengembangan lapangan di laksanakan dengan biaya sesuai sumur eksplorasi maka keekonomian lapangan akan negatif atau tidak layak di kembangkan. Hal ini disebabkan karena investasi untuk sumur pengembangan di lapangan Bravo untuk area A dan B mencapai 209 sumur. Oleh karena itu diperlukan strategi untuk melakukan optimisasi biaya sumur pengembangan dengan melakukan optimisasi pada 3 (tiga) parameter yaitu penentuan jenis rig, pemilihan dan traject casing design dan pembuatan lokasi sumur. Pada Penelitian ini akan melakukan beberapa percobaan skenario dengan mengabungkan beberapa kemunginan dari ke 3 (tiga) parameter sehingga di dapatkan keekonomian lapangan yang maksimal. Pada percobaan akan dilakukan 4 skenario yaitu skenario dengan biaya eksplorasi, skenario 2, skenario 6 dan skenario 8. Selain percobaan di lakukan pada optmisasi secara keteknikan, percobaan juga dilakukan dengan pengembangan lapangan berdasarkan area, yaitu area A atau area B saja. Pada perhitungan di pilih skenario 8 dimana secara teknis dapat melakukan optimisasi pada sumur pengembangan. Dampak dari optimisasi tercermin pada biaya total investasi untuk 209 sumur adalah USD 101,300,553 didapatkan perhitungan keekonomian IRR 11.56 %, NPV Positif USD 7.52 MM, POT 7 tahun, GOI 27.99 %.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?