Selasa, 17 Mei 2011

DONGKRAK PRODUKSI MINYAK MELALUI EOR PROJECT


Pengelolaan Wilayah Kerja (WK) Pertamina sektor hulu di dalam negeri diserahkan kepada salah satu anak perusahaannya, yaitu Pertamina EP (PEP). Eks WK Pertamina ini cukup luas, 140.000 km2 yang terdiri atas 214 lapangan di mana 80 persennya merupakan lapangan tua (mature field atau brown field). Tingkat penurunan produksi alamiah atau decline-nya rata-rata 5-15 persen per tahun. PEP saat ini sedang mempersiapkan program Enhanced Oil Recovery (EOR). Seberapa jauh kebutuhan program EOR bagi pengelolaan lapangan tua? 

Ketika Pertamina secara korporat manargetkan tingkat produksi minyak pada tahun 2014 sebesar 225 ribu barel per hari (sekarang 150 ribu barel per hari), upaya menaikkan produksi dilakukan PEP, Pertamina Hulu Energi (PHE), PEP Randugunting, dan PEP Cepu. Selain anak perusahaan operasional sektor hulu juga ada binis panasbumi, yaitu Pertamina Geothermal Energy dan anak perusahaan bisnis gas, Pertamina Gas (lihat Boks: Skuadron Anak Perusahaan Hulu).


ARTI PENTING "EOR"
Salah satu metode dari EOR itu adalah menginjeksikan air (water flooding) ke dalam pori-pori reservoir di bawah permukaan agar produksi naik atau persentase decline-nya tidak terlalu cepat. Itulah langkah PEP melalui EOR Project.

Memahami EOR dan arti pentingnya, akan sulit kalau tidak memahami terlebih dulu periode-periode produksi. Coba, deh, kita buka penjelasan dari Ketua Umum Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) Kuswo Wahyono dalam Buku Pintar Migas Indonesia. Menurutnya metode optimal untuk produksi minyak dan gas adalah melalui:
1. Secara alamiah (natural), dengan tenaga dari reservoir itu sendiri;
2. Secara buatan (artificial lift), misalnya dengan pompa ataupun gas lift;
3. Dengan penambahan energi dari luar, yaitu injeksi air atau gas, dengan menggunakan metode penyerapan tahap lanjut (Enhanced Oil Recovery). Misalnya injeksi panas, kimiawi, CO2, dan sebagainya.
EOR juga ada yang mengartikan sebagai produksi tahap lanjut. Sedangkan menurut Kuswo Wahyono EOR dilakukan untuk tertiary. Dan tahap secondary recovery adalah untuk menjaga kestabilan dan atau menambah tenaga reservoir secara langsung, yaitu dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian memproduksikannya dari sumur lainnya.

Kondisi lapangan yang dikelola PEP, seperti diungkapkan para pembicara pada Workshop EOR 2008 Pertamina EP, 19 November 2008 lalu di Hotel The Ritz Carlton, Jakarta, sudah berada pada akhir primary recovery. "Sebagian besar reservoir pada lapangan minyak PEP sudah berada pada akhir periode primary recovery. Sulitnya menaikkan produksi dari lapangan-lapangan tua ini sangat berhubungan erat dengan siklus produksi yang sudah seharusnya masuk ke dalam periode secondary recovery," beber Manajer EOR Tanjung John Hisar Simamora, salah seorang pembicara pada workshop tersebut.


EOR SEBAGAI JAWABAN
Langkah melakukan EOR adalah hal lumrah pada tahapan produksi secondary recovery dan tertiary recovery. Sedangkan pada tahapan awal, yaitu primary recovery cukup dilakukan melalui conventional oil recovery. Belum mesti dengan EOR. Saat ini kondisi lahan-lahan minyak Pertamina, sebagian besar reservoirnya, sudah berada pada tahap akhir primary recovery. Sementara sisa cadangan masih cukup signifikan sehingga perlu aplikasi teknologi EOR.

GM EOR M. Bunyamin menjelaskan dengan kondisi lapangan Pertamina sekarang, tidak mungkin hanya mengandalkan eksplorasi saja. Bunyamin memberikan contoh lapangan Tambun yang memproduksi 20 ribu BOPD.

"Dengan kondisi ini Tambun merupakan andalan, kita selalu ngebor dan ngebor untuk meningkatkan produksi, begitu kita ngebor tetap hasilnya 20 ribu BOPD. Padahal kalau kita lihat dari kondisi decline-nya tanpa mempertimbangkan blok baru, hanya eksisting, trend-nya naik atau turun? Turunnya normal atau tidak?" tuturnya.

Decline lapangan Tambun sekarang (2004 - 2008) sekitar 20 persen. "Sekarang produksi terus menurun hingga 20 persen. Tetapi kalau sejak awal sudah ada pressure maintenance atau water flooding, decline nya itu sekitar 12 persen. Kesadaran melakukan EOR ini terlambat," tegas Bunyamin.

Pertamina EP pada 1 September 2008 telah membentuk Project Management Team EOR (PMT EOR), yang bertujuan meningkatkan produksi melalui proses secondary recovery dengan injeksi air dan proses tertiary recovery dengan injeksi kimia. Peningkatan produksi ini diharapkan dapat menunjang ambisi Pertamina menjadi produser nomor satu dan menurunkan angka impor minyak untuk kebutuhan dalam negeri.


STRATEGI PERTAMINA EP
Sesuai dengan tujuan didirikannya PEP, anak perusahaan sektor hulu ini memang bertugas menggarap eks WK Pertamina. Sehingga kalaupun ada WK lain dalam negeri di luar WK-WK itu akan menjadi domain anak perusahaan sektor hulu yang lain, Pertamina Hulu Energi (PHE).

Seperti diketahui PHE selain menggarap lahan-lahan eksplorasi dan produksi di luar negeri juga memegang ladang-ladang kerjasama dengan perusahaan lain atau Joint Operating Body Production Sharing Contract (JOB PSC). Juga dalam bentuk Pertamina Participating Interest (PPI).

Untuk mencapai target korporat, PEP berusaha melakukan strategi peningkatan produksi. Dalam rangka peningkatan produksi ini Presiden Direktur PEP Tri Siwindono menyebutkan PEP mempersiapkan empat langkah, yaitu eksplorasi dengan mengembangkan konsep-konsep baru; mengaktifkan sumur-sumur yang suspended yang dulu diabaikan karena dinilai tidak ekonomis; program EOR; dan memasikmalkan produksi.

Apa yang disiapkan PEP dengan tiga langkah itu adalah sematamata mencakup pemaksimalan lapangan-lapangan tua, juga mencari kemungkinan ditemukannya cadangan baru.

Tri Siwindono menjelaskan untuk eksplorasi pun PEP selektif. Walaupun ada sejumlah WK yang belum tergarap maksimal, tetapi PEP tidak akan mencari di cekungan yang remote. Ada tiga syarat dalam rangka eksplorasi PEP saat ini.

Syarat pertama, menurut Tri Siwindono, adalah quick yield, yaitu jenis eksplorasi yang dilakukan dekat dengan lapangan eksisting sehingga begitu dapat langsung dapat duit. Yang kedua adalah market driven mengeksplorasi di mana market terbuka di situ. Dan ketiga, PEP harus mencari big fish, yaitu eksplorasi mencari di mana cadangan besar, meskipun remote. "Inilah tiga cara di mana eksplorasi akan terkonsentrasi di situ," katanya.

Adapun mengenai lapangan yang suspended, yang ditangguhkan penggarapannya pada masa lalu, menurut Presiden Direktur PEP pihaknya mau tidak mau harus mengaktifkannya lagi. Jenis lapangan migas suspended adalah lapangan-lapangan migas yang saat itu tidak memungkinkan untuk diproduksikan karena tidak ekonomis.

"Potensinya banyak. Di Cepu banyak sekali lapanganlapangan tua yang ditinggalkan. Yang dilakukan oleh KUD-KUD (Koperasi Unit Desa) itu hanya mengangkat minyaknya saja, tidak menggunakan teknologi," ujar Tri Siwindono.

Langkah PEP di lahan-lahan tua yang suspended?

"Kita akan kembali ke sana menggunakan teknologi yang baru untuk mempercepat dan memperbesar produksi di sana. Tidak hanya di Cepu saja. Juga di Sumatera Selatan, dan di seluruh lapangan yang ada di wilayah kerja kita," ujarnya.

Langkah ketiga, sebagai strategi untuk menaikkan produksi minyak, PEP melakukan EOR Project. "EOR sangat dibutuhkan. Untuk"primary recovery sudah mencapai 90 persen. Padahal cadangan yang bisa terambil itu cukup banyak, lebih dari 5 milliar barel. Potensi ini bisa diambiil di secondary atau tertiary recovery. Jadi EOR mau tidak mau harus dimulai dari sekarang," jelasnya mengenai alasan PEP mengapa harus ada proyek EOR di sejumlah lapangan.

(sumber: beberapa artikel)

Kamis, 05 Mei 2011

PENGETAHUAN TENTANG ARTIFICIAL LIFT TECHNOLOGY

Artificial lift adalah metode yang digunakan untuk mengangkat hidrokarbon, umumnya minyak bumi, dari dalam sumur ke atas permukaan. Ini biasanya dikarenakan tekanan reservoir tidak cukup tinggi untuk mendorong fluida sampai ke atas  ataupun tidak ekonomis jika mengalir secara alamiah.
Artificial lift umumnya terdiri dari 5 macam yang digolongkan menurut jenis peralatannya.
1. Gas Lifting, menginjeksika gas (umumnya gas alam) ke dalam kolom minyak di dalam sumur sehingga berat minyak menjadi lebih ringan dan lebih mampu mengalir ke permukaan.
2. Sucker Rod Pumping, menggunakan pompa electric-mechanical yang dipasang dipermukaan. Dengan menggunakan prinsip katub searah, pompa ini akan mengangkat fluida formasi ke permukaan. Karena pergerakaannya naik turun seperti mengangguk, pompa ini dikenal dengans ebutan pompa angguk.
3. Subsurface Electrical Pumping, menggunakan pompa sentrifugal bertingkat yang digerakkan oleh moto listrik dan dipasang jauh di dalam sumur.
4. Jet Pump, Fluida dipompakan ke dalam sumur dengan tekanan yang tinggi lalu disemprotkan lewat nozzle ke dalam kolom minyak. Melewati lubang nozzle, fluida ini aka bertambah kecepatan dan energy kinetiknya sehingga mampu mendorong minyak sampai permukaan.
5. Progressive Cavity Pump, pompa dipasang di dalam sumur, tetapi motor dipasang di permukaan. Keduanya dihubungkan dengan batang baja yang disebut dengan sucker rod.

Gas Lift Technology

Teknologi ini untuk meningkatkan laju produksi minyak dengan cara menginjeksikan compressed gas ke bagian ujung bawah dari tubing melalui annulus antara tubing dengan casing.

2 

Perlu diingat, gas lift technology ini hanya dipasang pada sumur yang memproduksi sumur yang Rs nya rendah, yaitu sekitar 100-300, tidak untuk sumur yang memproduksi sumur dengan Rs 100000.
Sistem Sumur Gas Lift
1. Compressor Subsystem
a. Intake System
b. Outlet System
c. Choke
d. Pressure Gauge
e. Injection Rate Metering
2. Valve Subsystem
3. Wellbore Subsystem
a. Perforation Interval
b. Tubing Shoe
c. Packer
4. Wellhead Subsystem
a. Production Subsystem
i. Wellhead
ii. Production choke
iii. Pressure gauge
b. Injection Subsytem
i. Injection choke
5. Separator Subsystem
a. Separator
b. Manifold
c. Flow Metering

Artificial Lift Methods

Tujuan utama dari pembahasan kita kali ini adalah untuk meningkatkan produksi dari minyak dari sumur yang telah berproduksi ataupun untuk menghidupkan kembali sumur yang telah mati (tua).

Pendahuluan
1. Flowing Well
Pwf = Psep + dPf + dPt
2. No Flow Well
Pwf < Psep + dPf + dPt
Dalam metode gas lift ini kita berusaha untuk menurunkan densitas dari fluid yang akan diproduksikan. Karena pada umumnya sumur mati itu disebabkan oleh terproduksinya air yang memiliki densitas yang tinggi. Sehingga densitasnya perlu diinjeksikan gas. Dan metode inilah yang disebut dengan gas lift technology.
Untuk mengangkat fluida dari dalam sumur
1. Menurunkan gradien aliran dalam tubing
2. Menurunkan tekanan separator
3. Membarikan energi tambahan di dalam sumur untuk mendorong fluida ke permukaan
Berbagai macam Artificial Lift Methods
1. Gas Lift Well

1

2. Electric Submersible Pump Well, ESP
Dari namanya bisa kita tebak, pompa yang digunakan pada sumur ini menggunakan energi dari listrik. Sehingga diperlukan pasokan listrik yang continue. Kalau tidak continue pasokan listriknya, sumurakan bermasalah karena akan nyala dan mati. Ini dapat mengakibatkan sumur mati dan sulit untuk dihidupkan kembali.
3. Sucker Rod Pump Well

Sucker Rod Pump

  

by : zulfikar


 

PETROLEUM PRODUCTION SYSTEM

Pendahuluan

Tugas utama dari seorang production engineer adalah memaksimalkan produksi minyak dan gas semaksimal mungkin dan dengan biaya yang seminimal mungkin. Sehingga pengetahuan yang mendalam tentang oil and production system menjadi sangat penting. Dan pada bagian ini kita akan mendiskusikan tentang tentang oil and gas production system.
Seperti pada gambar 1.1 di bawah, suatu oil anda gas production system yang lengkap terdiri dari reservoir, well, flowline, separator, pump, dan transportation pipelines. Reservoir menyuplai wellbore dengan crude oil atau gas. Kemudian well menyediakan fasilitas untuk mentransfer oil atau gas tersebut dari bawah permukaan ke atas permukaan dan mengontrol laju produksi. Berikutnya flowline akan membawa oil or gas ke separator. Separator akan memisahkan oil, gas dan water. Pumps dan compressor digunakan untuk mentransport oil atau gas menggunakan pipelines.

11-petroleum-production-system1

Reservoir
Reservoir adalah bagian dari perangkap bawah permukaan baik struktural maupun stratigrafis yang berupa bentukan (formasi) batuan batupasir atau karbonat yang bersifat porous sehingga dapat mengandung minyak/gas dan permeabel sehingga dapat mengalirkan minyak/gas tersebut.
Jenis reservoir berdasarkan diagram fasa.

  • Reservoir minyak
  • Reservoir gas
  • Reservoir gas condensate (retrograde)
12-diagram-fasa1

Adapun mekanisme pendorongan dalam seuah reservoir dapat berupa
· Solution gas drive
· Gas cap drive
· Water drive
· Segregation drive
· Combination
13-water-drive-reservoir1
14-gas-cap-drive-reservoir1
15-dissolved-gas-drive-reservoir1

Well
Sebuah well, seperti pada gambar Gambar 1.6 tersusun dari casings, tubing, packer, down-hole choke, wellhead, Cristmass tree, dan surface choke.
16-flowing-well1
Separator
Umumnya suatu fluida yang terproduksi dari dalam reservoir masih dalam keadaan tercampur antara oil, gas, dan air. Sehingga diperlukanlah suatu separator untuk memisahkannya. Ada 3 jenis separator yang umum dipakai dalam dunia perminyakan, yaitu : separator horizontal, separator vertical dan separator spherical. Pemilihan jenis separator yang akan digunakan ini tergantung dari keekonomian, karakteristik dari fuida yang akan dipisahkan, lokasi / ruang dimana ia kan diletakkan.
Pipelines
Sebagaimana telah kita ketahui, pipeline ini berfungsi untuk mentranportasikan crude oil, natural gas, dan produk turunannya dari suatu tempat ke tempat lain. Tranport dengan menggunakan pipelines ini lebih menguntungkan secara ekonomi karena ia bersifat continue, tahan lama dan dapat mentransport fluid dalam jumlah yang besar dengan rate yang relative constant.


by : zulfikar

Plan of Development – POD dalam Industri MIGAS


Plan of Development – POD
Studi perencanaan pengembangan lapangan (Plan of Development – POD) di suatu lapangan yang diperkirakan mengandung minyak/gas bumi adalah suatu skenario mengambil minyak/gas bumi dari lapangan tersebut yang ekonomis dan ramah lingkungan. POD dapat dilakukan pada suatu lapangan yang baru ditemukan dan akan dikembangkan namun dapat juga dilakukan pada lapangan yang telah diproduksikan.
Pendahuluan memberikan keterangan mengenai lapangan yang distudi meliputi sejarah singkat lapangan, lokasi lapangan, jenis formasi dan reservoir, cadangan reservoir, skenario pengembangan, dan tujuan dari dilakukannya POD serta metodologi studi yang dilakukan, kajian geologi dan geofisika, potensi reservoir dan produksi, skenario pengembangan dan analisis keekonomian.

KAJIAN GEOLOGI DAN GEOFISIKA
Geologi Regional
1. Kerangka Tektonik
Kerangka Tektonik merupakan penjelasan tentang gambaran singkat letak geologi dari lapangan, posisi dalam cekungan dan sejarah evolusi cekungan.
2. Stratigrafi Regional
Stratigrafi Regional berisi tentang deskripsi singkatnya urutan stratigrafi dari cekungan dimana lapanan minyak tersebut ditemukan juga informasi mengenai formasi penghasil hidrokarbon.
3. Sistem Petroleum
Sistem Petroleum adalah penjelasan tentang batuan induk, kematangan, daerah dapur, pola migrasi, reservoir, tipe geometri dan kualitas, dan jenis perangkap.
4. Rekonstruksi Geologi
Rekonstruksi geologi menggambarkan konstruksi ulang kondisi geologi di masa yang lalu.
5. Interpretasi Data Sumur
Intepretasi data sumur dibagi lagi menjadi beberapa bagian, antara lain :
a. Indentifikasi lapisan reservoir
b. Identifikasi lapisan reservoir
Identifikasi lapisan reservoir untuk menjelaskan secara rinci mengenai lapisan-lapisan yang ada dalam reservoir seperti : lapisan sandstone, limestone dan sebagainya beserta dengan kedalaman masing- masing lapisan.
c. Analisa petrofisik
Analisa Petrofisik adalah untuk mendapatkan Gross Reservoir, Porositas, Net To Gross (NTG), Saturasi Air (Sw), Identifikasi Zona Hidrokarbon (Pay), dan batas kontak hidrokarbon air (OWC, GOC,dll).
d. Korelasi lapisan pembawa hidrokarbon
Korelasi lapisan pembawa hidrokarbon menjelaskan mengenai struktur perlapisan dan stratigrafi lapisan yang mengandung hidrokarbon
6. Interpretasi Data Seismik (2D/3D)
a. Pengikatan data seismik dan data sumur untuk lapisan hidrokarbon
Pengikatan data seismik dan data sumur untuk lapisan pembawa hidrokarbon : untuk mendapatkan korelasi lapisan antara data sumur dan data seismik, sebab data sumur terdapat dalam domain kedalaman dan data seismik dalam domain waktu.
b. Hoizon picking
Horizon picking : untuk mengikuti kemenerusan lapisan penghasil hidrokarbon. Software yang digunakan diataranya IESX dan Seiswork.
c. Pembuatan peta struktur waktu (Time Structure Map)
Pembuatan peta struktur waktu : membuat pola struktur waktu lapisan penghasil hidrokarbon.
d. Pembuatan peta struktur kedalaman (Depth Structure Map)
Pembuatan peta struktur kedalaman : membuat pola struktur kedalaman lapisan penghasil hidrokarbon. Perlu dijelaskan proses dan metode yang digunakan untuk mendapatkan peta kedalaman. Software yang bias digunakan diantaranya CPS-3, Z-Map, dan In-Depth.
e. Pembuatan peta impedansi akustik (untuk 3D)
Pembuatan peta impedansi : peta impedansi akustik disarankan untuk dibuat khususnya untuk data seismik 3D. Gunanya untuk melihat sebaran heterogenitas reservoir. Didalamnya dijelaskan juga metoda yang digunakan dalam perhitungan nilai impedansi akustik.
f. Pembuatan peta atribut seismik (untuk 3D)
g. Peta atribut seismik : disarankan untuk dibuat khususnya untuk data seismik 3D. Didalamnya juga dijelaskan jenis atribut yang dipakai. Atribut seismik ini dengan integrasi data sumur digunakan untuk membantu dalam pembuatan peta sebaran iso porositas, sebaran ketebalan gross reservoir, iso saturasi, dll. Software yang digunakan adalah Geoframe dan Jason Hampson Russel.
7. Integrasi Data Sumur dan Seismik
a. Pembuatan peta sebaran isoporositas
b. Pembuatan peta sebaran ketebalan gross reservoir.
c. Pembuatan peta isopermeabilitas
d. Pembuatan peta isosaturasi
e. Pembuatan batas poligon
f. Perhitungan volumetrik
g. Perhitungan volume bulk reservoir dari peta gross reservoir
h. Pemetaan dan perhitungan volume net reservoir
i. Pemetaan dan perhitungan hidrokarbon pore volume

KAJIAN POTENSI RESERVOIR DAN PRODUKSI
A. Reservoir Engineering
1. Sifat fisik fluida menyangkut data PVT dari lapangan tersebut di dalamnya terdapat :
a. Densitas (d)
Densitas merupakan sifat fisik fluida reservoir mendiskripsikan berat suatu fluida per-satuan volume. Umumnya diukur pada kondisi 60 oF dan14.7 psi.
b. Viskositas (m)
Viskositas besaran yang menunjukan hambatan fluida untuk mengalir. Untuk viskositas minyak biasanya memiliki satuan centipoises. Seperti sifat fisik fluida yang lain, viskositas dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur. Umumnya semakin tinggi temperatur menyebabkan viskositas semakin kecil.
c. Faktor Volume Formasi (Bo)
Faktor Volume Formasi menunjukkan perbandingan volume fluida pada kondisi reservoir dengan kondisi permukaan.
d. Kompresibilitas (c)
Kompresibilitas merupakan fraksi perubahan volume karena adanya perubahan tekanan pada temperatur yang tetap.
e. Rasio kelarutan gas (Rs)
f. Faktor Deviasi Gas (z)
Faktor Deviasi Gas merupakan perbandingan volume gas pada kondisi aktual dengan kondisi ideal.
g. Kelakuan Fasa Fluida
Kelakuan fasa fluida adalah perubahan fasa fluida karena adanya perubahan tekanan dan temperatur serta perubahan gaya tarik antar molekul.
2. Sifat Fisik Batuan
Sifat Fisik Batuan dalam program ini terdiri atas :
a. Basic Core Analysis
Basic Core Analysis adalah analisa core di laboratorium untuk menentukan parameter seperti permeabilitas absolut dan porositas, serta saturasi air.
b. Special Core Analysis
Special core analysis adalah menganalisa core di laboratorium untuk menentukan parameter seperti permeabilitas absolut, porositas, saturasi air, dan permeabilitas relatif.
3. Welltest Analysis
Welltest Analysis merupakan analisa kelakuan tekanan di reservoir akibat adanya perubahan laju alir. Software yang digunakan diantaranya PanSystem, Welltest 2000, Saphire.
4. Material Balance
Persamaan material balance merupakan persamaan yang dibuat berdasarkan konsep kesetimbangan massa. Jika volume pori dalam sebuah reservoir tetap maka perubahan volume minyak, gas dan air dalam pori reservoir tersebut adalah sama dengan nol, atau dengan kata lain tidak ada perubahan massa di dalam pori tersebut.
5. Perhitungan OOIP/OGIP
Original Oil In Place (OOIP)/Original Gas In Place (OGIP) dilakukan untuk tujuan analisis volume atau cadangan akumulasi hidrokarbon.
B. Production Engineering
Production Engineering meliputi :
1. Inflow Performance Relationship
Inflow Performance Relationship merupakan grafik yang menggambarkan kemampuan suatu sumur dalam memproduksi fluida hidrokarbon. Software yang digunakan misalnya Perform dan Pipesim.
2. Tubing Wellbore Outflow
Tubing wellbore outflow menunjukkan menunjukan kemampuan dan kinerja dari tubing dalam mengalirkan fluida sesuai dengan ukuran diameter yang dipakai.
3. Nodal Analysis
Nodal Analysis adalah prosedur untuk menentukan pada laju alir berapa minyak atau gas diproduksikan yang dievaluasi dengan melakukan perubahan beberapa parameter seperti ukuran tubing, ukuran flowline, tekanan separator, ukuran choke, dll. Juga dengan memperhitungkan adanya parameter komplesi sumur seperti gravelpack, dan perforasi.Software yang digunakan misalnya Pipesim dan Perform.
8. Well Diagram
Well Diagram merupakan diagram yang memberikan informasi mengenai jenis sumur, dan peralatan yang ada dibawahnya.
9. Well Completions
Well Completion menggambarkan bentuk komplesi sumur dimana komplesi ini akan mempengaruhi analisa nodal. Contoh komplesi misalnya gravelpack, desain perforasi, setting packer.
10. Sejarah Produksi dan Komplesi
Sejarah Produksi dan Komplesi memberikan keterangan mengenai sejarah sumur dari segi produksi serta komplesi yang pernah diaplikasikan pada sumur tersebut.
11. Spliting Produksi
12. Metode Pengangkatan
13. Peramalan Produksi/Decline Curve
Decline Curve metoda yang digunakan menentukan cadangan dari suatu reservoir dengan menggunakan data sejarah produksi.
C. Simulasi Reservoir (Optional)
1. Pengumpulan Data
Pengumpulan Data mengumpulkan data-data yang akan digunakan untuk melakukan simulasi reservoir. Data yang dikupulkan meliputi peta-peta geologi, hasil analisa core di lab, analisa fluida dan sejarah produksi dan tekanan.
2. Pembuatan Model
3. Pembuatan Model adalah tahapan dalam simulasi reservoir yang dilakukan untuk menggambarkan bentuk reservoir, batas reservoir, distribusi sifat fluida dan fisik reservoir kedalam sebuah model numerik, serta penentuan grid.
4. Inisiasi
OOIP/OGIP Matching, OOIP/IGIP Matching penyelarasan hasil OOIP/IGIP dari simulasi berdasarkan model yang dibuat dengan OOIP/IGIP dari data geologi.
5. History Matching
History Matching yaitu proses penyelarasan kinerja reservoir dari hasil simulasi dengan kondisi aktual.
6. Forecast
Forecast yaitu proses peramalan kinerja reservoir dengan menggunakan skenario yang ada.

SKENARIO PENGEMBANGAN
Skenario Pengembangan
1. Jadwal Pengeboran Sumur-Sumur
2. Pemboran/Drilling
a. Desain Sumur
b. Tipe Rig
c. Jadwal Pemboran
d. Komplesi
e. Cluster atau Platform
3. Fasilitas Produksi
a. Standar Surface Facilities (sampai SPU)
b. Tambahan Surface Facilities
Segala sesuatu yang dilakukan terhadap reservoir memerlukan fasilitas termasuk operasi pemboran, komplesi, pemompaan, injeksi, pemrosesan dan penyimpanan. Desain yang sesuai dan perawatan fasilitas akan mempengaruhi perolehan keuntungan. Fasilitas harus mampu mendukung rencana manajemen reservoir. Peramalan biaya dan operasi didasarkan pada kebutuhan berbagai fasilitas yang akan digunakan.
4. Problem Produksi
Hal-hal yang harus diatasi pada problem produksi antara lain berupa produksi air dan gas yang dihasilkan dari sumur.
5. Transportasi
Transportasi : untuk mentransfer produksi minyak dari sumur sampai ke market, maka diperlukan production transportation system.
6. Aspek Lingkungan
a. Fisik
b. Sosial
Dalam mengembangkan dan mengoperasikan suatu lapangan, maka pertimbangan-pertimbangan lingkungan hidup dan ekologi harus diikutsertakan. Batasan-batasan yang diatur harus dipenuhi. Hal-hal ini adalah aspek yang sangat penting dan sensitif dalam suatu proses manajemen reservoir, maka persiapan studi dampak lingkungan (AMDAL) perlu dilakukan.

ANALISIS KEEKONOMIAN
Analisis keekonomian dilakukan untuk mengevaluasi kelayakan POD secara ekonomi. Untuk mengevaluasi kelayakan POD digunakan indikator-indikator, diantaranya sebagai berikut :
1. Rate of Return (ROR)
2. Pay Out Time (POT)
3. Profit to Investment Ratio (PIR)
4. Net Present Value (NPV)

KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan
Menyimpulkan gambaran POD secara keseluruhan, antara lain tentang lapangan yang distudi, kajian geologi dan geofisika, potensi reservoir dan produksi, skenario pengembangan dan analisis keekonomian.
B. Rekomendasi
                 Merekomendasikan aktivitas-aktivitas POD yang akan dilakukan berdasarkan studi yang telah dilakukan.

by : Zulfikar (dari beberapa sumber)