SCOPE adalah community of practice di lingkungan
Pertamina Subholding Upstream yang secara khusus dibentuk sebagai wadah bagi para profesional di bidang
Petroleum Engineering. Inisiatif ini menekankan pada kolaborasi, pertukaran pengetahuan, dan pengembangan profesional di antara para engineer reservoir dan produksi di PT Pertamina Hulu Energi.
SCOPE menjadi Community of Practice
Petroleum Engineering yang inklusif, human-centered, dan progresif.
1.Meningkatkan kompetensi Perwira Pertamina melalui training, coaching-mentoring, sharing session, dan workshop.
2.Mewujudkan SCOPE sebagai organisasi yang inklusif dalam menjembatani seluruh Perwira Pertamina dengan SME dan Praktisi Migas.
3.Memperkuat peran dan eksistensi SCOPE di internal dan eksternal Pertamina melalui kolaborasi yang sinergis.
Upstreamdisebut jugaHulu.
Kegiatannya adalah mencarisumber hidrokarbon baru melalui eksplorasi dan memproduksikannya melalui eksploitasi.
Tim geologi, geofisik, dan engineer mencari cadangan minyak dan gas di bawah permukaan, lalu mengebor dan memproduksikannya ke permukaan.
Setelah minyak dan gas dialirkan ke permukaan,sektor midstream berperan. Fokusnya adalah pada transportasi, penyimpanan, dan kadang pemrosesan awal. Pipa, kapal tanker, truk, dan fasilitas terminal digunakan untuk mengangkut hasil produksi ke lokasi pengolahan atau ekspor.
Downstream disebut juga
Hilir. Tahap pengolahan
menjadi produk akhir yang siap digunakan konsumen.
Minyak mentah diolah
menjadi bensin, solar, avtur, LPG, hingga bahan baku petrokimia.
Sektor ini juga mencakup distribusi dan penjualan, seperti SPBU dan pemasaran produk energi.
Teknologi pengurasan minyak bumi secara umum dapat diklasifikasikan dalam 3 tahapan yaitu primary recovery, secondary recovery dan tertiary recovery (EOR).
Enhanced Oil Recovery (EOR)
Sumber : Pedoman Pengelolaan Implementasi EOR No.A3-002/PHE21000/2022-S9 0
Recovery Method
r o d u c t i o n R a t e
Time P
C u m m u l a t i v e P r o d u c t i o n
Perolehan produksi minyak dan gas bumi dengan bantuan sumber energi alami yang tersedia dalam Reservoir Contoh : Artificial Lift
Perolehan produksi minyak bumi yang diperoleh dengan menginjeksikan cairan (waterflooding) atau gas (immiscible gasflooding) ke dalam reservoir, dapat dilakukan setelah atau sebelum tahap perolehan pertama (primary recovery) selesai, tidak mengubah karakteristik batuan dan/atau karakteristik fluida reservoir. Contoh : Waterflood
Metode peningkatan perolehan minyak bumi dengan menginjeksikan sumber energi eksternal dan/atau material untuk memperoleh minyak yang tidak dapat diproduksikan menggunakan metode primary recovery atau secondary recovery dengan mengubah karakteristik batuan dan/atau karakteristik fluida reservoir. Contoh : Steamflood
Perkiraan volume migas pada waktu tertentu yang berpotensi untuk
diperoleh dari suatu akumulasi yang diketahui, akan tetapi rencana pengembangan yang menyertainya dianggap belum cukup matang untuk memenuhi tingkat komersialitas karena satu atau beberapa kendala.
Sumber : Pedoman Pengelolaan Klasifikasi, Kategorisasi, Perhitungan Cadangan dan Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi No A3-001/PHE21000/2022-S9
A3-001/PHE21000/2022-S9
Perkiraan volume hidrokarbon yang diharapkan dapat diproduksikan secara ekonomis melalui proyek pengembangan dari suatu akumulasi hidrokarbon yang diketahui pada waktu tertentu dan kondisi-kondisi yang ditentukan.
Sumber : Pedoman Pengelolaan Klasifikasi, Kategorisasi, Perhitungan Cadangan dan Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi No A3-001/PHE21000/2022-S9
Sumber : Pedoman Pengelolaan Klasifikasi, Kategorisasi, Perhitungan Cadangan dan Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi No A3-001/PHE21000/2022-S9
P r e s s u r e
PVT (Pressure Volume Temperature)
Dry Gas
Wet Gas
Initial Condition
Gas Condensate
Near Critical Oil
Black Oil
Heavy Oil
Belajar PVT = Memahami Karakter Fluida
Karenatiapfluida punya karakterunikyang
menentukan cara terbaik untuk
memproduksinya . . . . Temperature
Initial Condition
Menunjukkankondisireservoir saat awal ditemukan (tekanan dan temperatur saat itu)
Dry Gas
Hanyamengandunggas; tidak terbentuk cairan bahkan jika ditekan
Wet Gas
Mengandunggasdansejumlah kecil cairan ketika dikondensasi Gas Condensate
Awalnyadalamfasegas, tetapi saat tekanan turun (di bawah dew point), cairan (kondensat) mulai terbentuk
Near Critical Oil
Perubahanfasadariminyak ke gas (dan sebaliknya) sangat sensitif terhadap perubahan tekanan/temperatur
Black Oil
Diatas bubblepoint,hanya satu fase (minyak). Setelah bubble point, masuk dua fase (minyak +gas).
Heavy Oil
mengalamidua fasesecara signifikan
Minyak dengan viskositas tinggi, kandungan gas sangat rendah atau tidak ada. Tidak
Lapangan Duri di WK Rokan , Riaumerupakan salah satulapangan dengan karakteristik
Heavy Oil terbesar di Indonesia Lapangan ini menggunakan injeksi uap (Steamflood) untuk meningkatkan produksi minyak berat.
Menentukan formation volume factor (Bo, Bg)
Menentukan solution GOR dan compressibility
Estimasi cadangan hidrokarbon secara akurat
Menentukan tekanan bubble point atau dew point
Menentukan jenis mekanisme pendorong (drive mechanism)
Membantu perencanaan artificial lift dan optimasi produksi
Input penting untuk reservoir simulation models
Menggambarkan aliran fluida multiphase dalam waktu
Menentukan distribusi tekanan dan saturasi selama masa produksi
Permeabilitas Efektif (Effective Permeability)
“Seberapalancar satu jenis fluidabisamengalirdibatuan yang mengandung lebih dari satu fluida.”
Fluida di reservoir tidak sendirian bisa ada minyak, air, dan gas secara bersamaan.
Permeabilitas efekatif menunjukkan kemampuan batuan untuk
menghantarkan satu jenis fluida dalam kondisi multiphase.
Nilainya lebih kecil dari permeabilitas absolut karena ada kompetisi antar fluida.
Permeabilitas Relatif (Relative Permeability)
“Perbandingan seberapa baik fluida tertentu mengalir dibandingkan jikabatuan mengandung satufluida.”
Merupakan nilai unitless, biasanya berkisar antara 0 hingga 1
Menggambarkan seberapa efisien fluida tertentu mengalir dalam kondisi terdapat lebih dari satu jenis fluida di pori-pori
Semakin tinggi nilainya,semakinmudahfluidatersebutmengalirdi antara fluida lainnya
Permeabilitas relatif = kr
Langkah 1
Isi Spons dengan Minyak
Langkah 2
Tambah Air ke Spons
Langkah 3
Tambah Air Lebih Banyak
Penjelasan:
Saat hanya minyak yang mengisi pori-pori spons, minyak mengalir dengan sangat lancar.
Ini disebut kondisi permeabilitas absolut
Krw = 0 (Tidak Mengalir)
Kro = 1 (maksimal)
Krw = Permeabilitas relatif water
Kro = Permeabilitas relatif oil
Penjelasan:
Air dan minyak bersaing untuk mengalir melalui pori-pori spons.
Beberapa jalur pori sudah diisi air, sehingga jalur minyak berkurang.
Krw > 0 (Naik)
Kro ? 1 (Menurun)
Penjelasan:
Semakin banyak air yang masuk, jalur untuk minyak makin sempit.
Akhirnya, minyak tidak bisa mengalir lagi, meskipun masih ada di spons
Kro ⟶ 0
Krw ⟶ 1
Kurva Permeabilitas Relatif:
Memahami Konsep Permeabilitas Relatif dalam
Reservoir Engineering
Titik Perpotongan Kurva (Crossover Point):
Titik saat Krw = Kro
Kemampuan alir minyak dan air seimbang (kondisi transisi)
Interpretasi Grafik:
Di kirigrafik (Swc - Saturasi AirMinimum / Connate Water)
Krw = 0 → Air tidak bisa mengalir (terperangkap dalam pori-pori)
Kro maksimum → Minyak mendominasi aliran fluida
Saat saturasi air meningkat:
Krw naik → Air mulai bisa mengalir
Kro turun → Aliran minyak mulai terhambat
Di kanan grafik (mendekati 1 - Sor / Residual Oil Saturation):
Krw mendekati maksimum → Air dominan
Kro ≈ 0 → Minyak tidak bisa lagi mengalir karena sudah terperangkap (residual)
Simulasi Reservoir
Tujuan: Meniru perilaku aliran fluida secara realistis.
Model simulasi menggunakan input kurva permeabilitas relatif terhadap saturasi air (Sw) dan oil (So) untuk memperkirakan distribusi tekanan, saturasi, dan produksi dari waktu ke waktu.
Desain dan Optimasi Waterflood
Tujuan: Meningkatkan pemulihan minyak dengan injeksi air.
Kurva permeabilitas relatif digunakan untuk memprediksi water breakthrough, sweep efficiency, dan sisa minyak (residual oil).
Desain Sumur dan Pemilihan Lokasi
Tujuan: Menentukan interval perforasi atau zona produktif.
Zona dengan permeabilitas efektif tinggi terhadap minyak dan rendah terhadap air lebih disukai untuk meminimalkan risiko coning dan fingering selama produksi minyak
Wyckoff dan Botset merupakan pelopor studi permeabilitas relatif. Pada 1936, mereka meneliti hubungan antara saturasi fluida dan alirannya melalui pasir tak terkonsolidasi
Sumber : BukuReservoirEngineeringHandbook,PhaseBehavior,sertajurnalteknik dari SPE dan Elsevier
Pressure Transient Analysis (PTA)adalahmetode analisis perubahan
tekanan terhadap waktu padasumurminyak/gas untuk memahami sifat reservoir
Menentukan permeabilitas, skin, dan tekanan batas (Pwf)
Mengidentifikasi flow regime
Mengetahui kondisi batas reservoir Flowing
Build-UpTest,DrawdownTest,Injection Test
Test
Log-Log Plot Analysis, Horner Plot, Type Curve Matching
Log-Log Plot
Grafik tekanan dan turunan tekanan (ΔP & dΔP/d(logt)) terhadap waktu shut-in dalam skala log-log.
Tujuan: Identifikasi regime aliran (radial, boundary, fracture, dll).
Horner Plot
Tantangan:
Perlu derivatif yang baik
Plot tekanan vs log((tₚ+Δt)/Δt), digunakan dalam build-up test.
Tujuan: Estimasitekanan awal reservoir, permeabilitas, dan skin.
Tantangan: Kurang cocok untuk data noisy
Type Curve Matching
Teknik mencocokkan data uji dengan kurva teori berdasarkan model.
Tujuan: Estimasi parameter reservoir secara kuantitatif.
Tantangan: Perlu pengalaman interpretasi
Awal Produksi Sumur (Initial Testing)
Untuk menentukan permeabilitas, skin,dan tekanan batas reservoir.
Biasanyadilakukan drill stemtest (DST)atau initial build-up test pada sumur ekplorasi/delineasi
Evaluasi Kondisi Reservoir
Mengetahui tipebatas reservoir (boundary type)
Mengetahui ukuran dan komunikasi antar zona.
Evaluasi Kondisi Reservoir
Untuk mendeteksi skin factorpositif (kerusakan formasi) atau
negatif (hasil stimulasi).
Mengevaluasi efektivitas acidizing, fracturing, dll. Menentukan strategipenempatan sumurbaru, waterflood, atauEOR.
Rencana Pengembangan Lapangan Baru (Brownfield)
Reservoir Bisa “Berbicara” Lewat Tekanan
Dengan PTA kita bisa “mendengar” cerita dari dalam bumi: apakah reservoir sempit, luas, atau terhubung ke mana-mana!
Sumber : Buku ReservoirEngineeringHandbook,PhaseBehavior,sertajurnalteknik dariSPE dan Elsevier
Laju Alir
Apa pentingnya kurva IPR dan VLP?
Apa yang terjadi pada sumur jika kurva IPR dan VLP tidak saling berpotongan?
Apa saja faktor yang mempengaruhi produksi migas berdasarkan kurva ini?
Q:
A:
Apa pentingnya kurva IPR dan VLP?
Kurva IPR (Inflow Performance Relationship) dan VLP
(Vertical Lift Performance) sangat penting untuk memahami bagaimana fluida reservoar (minyak, gas, atau air) mengalir dari reservoir ke sumur dan kemudian menuju permukaan.
IPR menggambarkan hubungan antara laju alir fluida ke dalam sumur dan tekanan dasar sumur. Sedangkan VLP (sering juga disebut TPR atau OPR) menggambarkan bagaimana fluida mengalir keluar dari sumur ke permukaan.
Q:
A:
Apa yang terjadi pada sumur jika kurva IPR dan VLP tidak saling berpotongan?
Titik perpotongan antara kurva IPR dan VLP disebut operating point atau equilibrium point menunjukkan laju produksi stabil sumur pada suatu kondisi.
Jika kurva IPR dan VLP tidak berpotongan, maka sumur mati atau tidak bisa berproduksi secara stabil.
Q: Apa faktor penentu produksi migas berdasarkan well performance curve?
A:
Faktorpenentu performancecurvemeliputi:
Tekanan reservoir
Kualitas reservoir
Sifat fluida
Sistem komplesi & produksi
Semua faktor ini mempengaruhi seberapa banyak fluida yang bisa diproduksi dan seberapa efisien sistem produksi bekerja.
EXPONENTIAL? HYPERBOLIC? HARMONIC? SAATNYA KENALAN SAMA DECLINE CURVE!
Decline Curve Analysis memanfaatkan data historis untuk memprediksi produksi dan recovery. Tiga tipe utama: Exponential, Harmonic, dan Hyperbolic.
Merupakan tipe penurunan produksi dengan laju
penurunan konstan dari waktu ke waktu.
Lapangan yang memiliki Sumur tua dengan
Artifial Lift ESP & Sucker Rod Pump
Gunakan jika data produksi stabil dalam jangka waktu panjang
= laju produksi saat t
= laju produksi awal
= initial decline rate
Hyperbolic decline memiliki tingkat penurunan yang melambat seiring waktu.
Lapangan dengan produksi Tertiary Recovery
Gunakan jika data produksi menunjukkan penurunan yang melambat dari waktu ke waktu
ᵢ = lajuproduksiawal
D = initial decline rate
s i ( q )
d u k
r o
P
L a j u
= ᵢ /(1 + t)
�� = laju produksi saat t ��ᵢ = laju produksi awal
D = initial decline rate
t = waktu
Harmonic decline memiliki tingkat penurunan yang sangat lambat seiring waktu.
Lapangan gas dengan tekanan tinggi
Gunakan jika produksi menurun sangat lambat dan cenderung stabil dalam jangka panjang
��ᵢ = lajuproduksiawal
D = initial decline rate
d u k s i ( q )
P r o
L a j u
= ᵢ /(1 + t)^(1/ )
= laju produksi saat t
= laju produksi awal
= initial decline rate
= exponent (khusus hyperbolic)
= waktu
Displacement oleh
WaterPressure
Water
Light - Medium
~20-40% OOIP
(Exclude % Perolehan Primary)
Lower OPEX
Faktor Perolehan
Displacement oleh Thermal Expansion&Reduce Viscosity
Steam (Vapor)
Heavy (High Viscocity)
Up to 60% OOIP
(Exclude % Perolehan Primary)
High OPEX (Fuel Cost)
Pola Regular
Pola Irregular
Sumur Producer
Sumur Injector
Tipe Regular Pattern
Five-Spot
Nine-Spot
Seven-Spot
Pola Peripheral
Catatan:
Pola Injeksi Waterflood fokus pada
pressure displacement dan sweep efficiency
Pola Injeksi Steamflood fokus pada
thermal conformance dan gravity drainage
Efektivitas pattern pada performa produksi tergantung pada:
Permeability anisotropy
Well spacing
Fluid mobility dan oil viscosity
Reservoir thickness
1.Waterfloodtelah digunakan di Indonesia sejak tahun 1950-an.
2.Sering diterapkan pada lapangan tua untuk menjaga tekanan reservoir dan meningkatkan perolehan minyak.
3.Chevron Pacific Indonesia (kini Pertamina Hulu Rokan) adalah pelopor waterflood di Indonesia sejak tahun 1958
1.Indonesia memiliki salah satu operasi steamflood terbesar di dunia
2.Lapangan Duri telah menerapkan thermal EOR sejak tahun 1985.
3Steamflood dapat meningkatkan perolehan minyak hingga 3 kali lipat dibanding produksi primer pada minyak berat.
Mengapa Evaluasi Keekonomian Migas Dibutuhkan ?
Keekonomian Migasdigunakanuntukmenghitungapakah suatuproyek eksplorasiatauproduksilayaksecaraekonomi.
Menilai kelayakan finansial suatu proyek pengembangan.
Membantu keputusan investasi dan pengembangan lapangan.
Mengelola risiko harga, biaya, dan ketidakpastian teknis.
Apa Saja Driver Utama Keekonomian Migas ?
Kontrak Fiscal Strategi
Pengembangan
Buyer dan Komersialitas
Biaya Operasi
Biaya Investasi
Parameter Ekonomi
Biaya Bisnis Cadangan
Harga minyak/gas Hurdle Rate Pajak
Besaran cadangan yang akan dikembangkan
Net Present Value
Nilai saatinidariaruskasmasadepan
Unit: US$
Profitability Index
Besar keuntungan per satuan investasi
Unit: $/$
PayOut Time Unit: Year
NPV > 0 → proyek layak dijalankan. →
PI > 1 → proyek menguntungkan.
Waktu untukmengembalikaninvestasi awal
Semakin pendek POT semakin baik.
InternalRate of Return
TingkatdiskonyangmembuatNPV = 0
Unit: %
IRR > tingkat diskonto → proyek layak dijalankan.
Konteks Proyek
Proyek Well-X adalah pengembangan lapangan baru dengan investasi awal sebesar USD 8 juta dan produksi minyak 200 BOPD Evaluasi keekonomian dilakukan untuk menilai kelayakan proyek dengan tingkat diskonto 10%.
Hasil Keekonomian
Parameter
NPV (10%)
IRR
POT (Pay-Out Time)
PI (Profitability Index)
Interpretasi
Positif → proyek feasible
> 10% → sangat menarik
Modal kembali cepat
Setiap USD 1 investasi → profit USD 2 03
Note: Data yang ditampilkan bersifat ilustratif dan tidak digunakan sebagai acuan
“Semuaindikatormenunjukkan hasil positif. Proyek Well-X layak secara ekonomi, dengan IRR tinggi dan waktu balik modal singkat”
Proyek migas tidak hanyatentang produksi — tapi juga tentang bagaimana uang masuk dan keluar selama umur proyek.
Evaluasi keekonomian membantu prioritasi proyek, pengelolaan risiko finansial, dan perencanaan investasi jangka panjang.
Kombinasi pendekatan teknis & ekonomis penting untuk memastikan proyek migas benar-benar feasible dan berkelanjutan.
Indikator keekonomian (NPV, IRR, POT, dan PI) berperan penting bagi pengambil keputusan dalam menentukan apakah suatu proyek layak untuk dilanjutkan (go) atau tidak (no go).
Insight
Proyek infill & optimisasi sumur umumnya lebih atraktif karena capital relatif kecil dan cashflow cepat positif
Proyek EOR cenderung lebih menantang karena modal besar dan cashflow lambat positif.
