LAPANGAN GANGNAM PSC

FIELD DEVELOPMENT
PROJECT
LAPANGAN GANGNAM PSC
BANYU ASIN
BATANG HARI LEKO
SUMATERA SELATAN

KELOMPOK 13
1. ANDIKA HAKIKI 071.09.028
2. FAJAR SUPRAYOGI 071.09.088
3. DANIEL MIKHAEL MANIK 071.09.061
4. ADITYO RAMADIAN 071.09.010
5. ANGGA TRYAPUTRANANTA 071.09.035
6. RIDWAN PAHLEVI 071.07.177
7. AZHARI SAUQI 071.09.046
8. ADIKA RIZKI 071.06.003

LOKASI
ADMINISTRATIF
LAPANGAN
LOKASI
GEOGRAFIS
LOKASI
GEOLOGI
PETROLEUM
SYSTEM

Lokasi Administratif Lokasi Geografis

Petroleum Sistem
Reservoir
Source rock
TAF,Lahat
Jalur migrasi
Migration Migrasi
bergerak dari
Lahat ke Air
Benakat
Cap Rock Shale intra-
formasi air
benakat (ABF)
Trap Strucktural trap
(Antiklin dan
patahan)
Reservoir Rock Air benakat
formation (ABF)
yang merupakan
batu
pasir,lempung
dan sedikit
sisipan clay
Source Rock -Formasi Lahat

Peta tektonik regional
 BATAS-BATAS
 Barat Daya :
Pegunungan
barisan
 Timur Laut : Paparan
Sunda
 Tenggara :
Pegunungan
Tiga Puluh
 Barat Laut : Busur
Asahan

Stratigrafi Regional
Formation Age
Kasai Pleistocene
Muara Enim Pliocene lower
– Miocene
upper
Air Benakat Miocene upper
– miocene
Middle
Gumai Miocene middle
– miocene
lower
Baturaja Miocene lower
Pendopo Miocene lower
Talang Akar Miocene lower
– oligocene
upper

Target Formasi
Nama Lapangan Gangnam PSC
Nama formasi Air Benakat
Umur Miocene Upper –
Miocene Middle
Lithology Marine Shale &
Marginal Sand
Lingkungan
pengendapan
Endapan Pasir
Laut Dangkal

ZONA
BETA-1 BETA-2
top Bottom H Top bottom h
Z-380 368 378 10 391 401 10
R10 391 394 3 415 417 2
Z-450 432 461 29 453 486 33
Z-550 526 542 16 550 566 16
Z-650 635 659 24 664 690 26
BETA-3 BETA-4
Top Bottom H Top bottom H
386 397 11 364 374 10
410 412 2 387 390 3
446 481 35 428 458 30
541 563 22 523 537 14
669 689 20 631 656 25

TOP BOTTOM GR NPHI RHOB Rt Rw Rsh
364 374 45 0.36 2.28 4 2.3 2.5

Manual
Z380 GrLog Vsh øeff Rt Rsh Rw Sw
35 0.111 0.23 6 2.5 2.3 0.565757
Pembacaan
SW PHIE
0.55 0.2

Zona z-
380
Zona r-
10
Zona z-
450
Zona z-
550
Zona z-
650
Penampang 1

Zona Z-380
Lapisan Jumlah Grid Luas (m) A(n+1)/An h Metode Vb (m2ft) Vb (acft) h (ft)
A0 10 400000 0,4 5 piramidal 4471402,17 1104,906 16,5
A1 4 160000 0,25 5 piramidal 1540000 380,5417 16,5
A2 1 40000 Total = 1485,448
total x ntg= 831,8506
A0 70 2800000 0,928571429 5 trapezoidal 44550000 11008,53 16,5
A1 65 2600000 0,615384615 5 trapezoidal 34650000 8562,188 16,5
A2 40 1600000 Total = 19570,72
A0 46 1840000 0,826086957 5 trapezoidal 27720000 6849,751 16,5
A1 38 1520000 0,526315789 5 trapezoidal 19140000 4729,59 16,5
A2 20 800000 Total = 11579,34
Z-380
Blok 1
Blok 2
Z-380
Blok 3
Z-380

Zona R-10
A0 8 320000 0,625 1 trapezoidal 858000 212,0161 3,3
A1 5 200000 0,6 1 trapezoidal 528000 130,4714 3,3
A2 3 120000 0 1 trapezoidal total= 342,4875
A0 49 1960000 0,979591837 1 trapezoidal 6402000 1754,82 3,3
A1 48 1920000 0,9375 1 trapezoidal 6138000 1682,456 3,3
A2 45 1800000 0,555555556 1 trapezoidal 4620000 1266,365 3,3
A2 15 600000 0,666666667 1 trapezoidal 1650000 407,7233 3,3
R-10
Blok 1
Blok 2
R-10
Blok 3
R-10

Zona Z-450
A3 12 480000 0,416666667 5 piramidal 5444112,672 1345,267 16,5
A4 5 200000 0,2 5 piramidal 1811934,955 447,7382 16,5
A5 1 40000 Total = 1793,006
total x ntg = 986,1531
A3 79 3160000 0,962025316 5 Trapezoidal 51150000 12639,42 16,5
A4 76 3040000 0,855263158 5 Trapezoidal 46530000 11497,8 16,5
A5 65 2600000 0,615384615 5 Trapezoidal 34650000 8562,188 16,5
A6 40 1600000 Total = 32699,4
A3 50 2000000 0,92 5 Trapezoidal 31680000 7828,286 16,5
A4 46 1840000 0,826086957 5 Trapezoidal 27720000 6849,751 16,5
A5 38 1520000 0,736842105 5 trapezoidal 21780000 5381,947 16,5
A6 28 1120000 Total = 20059,98
A0 48 1920000 0,729166667 5 Trapezoidal 27390000 6768,206 16,5
A1 35 1400000 0,571428571 5 Trapezoidal 18150000 4484,956 16,5
A2 20 800000 0,6 5 Trapezoidal 10560000 2609,429 16,5
A3 12 480000 0,5 5 piramidal 5826761,902 1439,822 16,5
A4 6 240000 0,5 5 piramidal 2913380,951 719,911 16,5
A5 3 120000 Total = 16022,32
Blok 4
Z-450
Blok 1
Z-450
Blok 2
Z-450
Blok 3
Z-450

Zona Z-550
A2 8 320000 0,625 5 trapezoidal 4290000 1060,08 16,5
A3 5 200000 0,4 5 piramidal 2235701,085 552,4529 16,5
A4 2 80000 Total = 1612,533
A2 58 2320000 0,948275862 5 Trapezoidal 37290000 9214,545 16,5
A3 55 2200000 0,854545455 5 Trapezoidal 33660000 8317,554 16,5
A4 47 1880000 0,638297872 5 Trapezoidal 25410000 6278,938 16,5
A5 30 1200000 Total = 23811,04
A2 29 1160000 0,965517241 5 Trapezoidal 18810000 4648,045 16,5
A3 28 1120000 0,25 5 piramidal 10780000 2663,792 16,5
A4 7 280000 Total = 7311,837
A0 40 1600000 0,5375 5 Trapezoidal 20295000 5014,996 16,5
A1 21,5 860000 0,558139535 5 Trapezoidal 11055000 2731,746 16,5
A2 12 480000 0,25 5 piramidal 4620000 1141,625 16,5
A3 3 120000 Total = 8888,367
Blok 3
Z-550
Blok 4
Z-550
Z-550
Blok 1
Blok 2
Z-550

Zona Z-650
A1 8 320000 0,5 5 piramidal 3884507,935 959,8813 16,5
A2 4 160000 Total= 959,8813
A1 56 2240000 0,857142857 5 trapezoidal 34320000 8480,644 16,5
A2 48 1920000 0,625 5 trapezoidal 25740000 6360,483 16,5
A3 30 1200000 Total= 14841,13
A0 15 600000 0,666666667 5 trapezoidal 8250000 2038,616 16,5
A1 10 400000 0,5 5 piramidal 4855634,919 1199,852 16,5
A2 5 200000 Total= 3238,468
Blok 2
Z-650
Blok 3
Z-650
Z-650
Blok 1

RESERVOIR DESCRIPTION
INITIAL
CONDITION
SIFAT FISIK
BATUAN
RECOVERY
FACTOR
SIFAT FISIK
FLUIDA

Initial Condition
ZONE
Initial Pressure
(Psia)
Depth(mss) Boi(bbl/stb)
GOR
(scf/stb)
Bubble point
Pressure (Psia)
Initial Viscosity
Oil(cp)
Initial Viscosity
water(cp)
Z380 577.3 365.4 1.148 226 520.7 0.36 0.53
R10 626.6 391 1.16 273 561 0.36 0.52
Z450 701.8 433 1.244 346.2 626.3 0.35 0.5
Z550 803 526 1.3 495 756 0.29 0.45
Z650 942.7 637.9 1.451 678 916.7 0.26 0.41

Zone
Cutoff Average
NTG,%Vsh,% PhiE,% Sw,%
Z380 55 17 76 56
R10 55 17 76 44
Z450 55 14 76 55
Z550 55 14 76 52
Z650 55 18 76 35
Sifat Fisik Batuan

Vsh % Porosity % Sw % K (md)
Z380 20.3 21.5 60 21.05
R10 36 15 60 21.05
Z450 22.1 23 61.2 19.405
Z550 20 16 70 19.405
Z650 24.9 19 61.5 9.645

ZONE TOP - BOTTOM
KETEBALAN
GROSS NET SAND
BETA 4 Z380 364-374 10 5.6
R10 387-390 6.8 3
Z450 428-458 30 16.5
Z550 523-537 14 7.28
Z650 631-656 25 8.7
BETA 1 Z380 368-378 10 5.6
R10 391-394 6.8 3
Z450 432-461 29 16
Z550 526-542 16 8.32
Z650 635-659 24 8.4
BETA 2 Z380 391-401 10 5.6
R10 415-417 4.5 2
Z450 453-486 33 18
Z550 550-566 16 8.32
Z650 664-690 26 9
BETA 3 Z380 386-397 11 6.16
R10 410-412 4.5 2
Z450 446-481 35 19.25
Z550 541-563 22 11.4
Z650 669-689 20 7

Z380 Z450 Z650 Z380 Z650
Analyst
Type of Fluid Oil Oil Oil Oil Oil
Fluid Density, deg API 52.8 52.2 51.7 57.9 56.3
Initial Reservoir Pressure, psig 562.6 657.5 927.7 563 940
Drawdown Pressure, psi ~ 210 ~ 375 ~ 400 ~ 50 ~ 40
Bubble Point Pressure, psig 400 500 696 506 902
Solution GOR, scf/stb 219 447 445 226 678
Oil Viscosity, cP 0.6 0.57 0.51 0.36 0.26
Parameter
Budi-1 Budi-4
LEMIGAS CORE Lab
Parameter ZONE
Z380 R10 Z450 Z550 Z650
Fluid Density , API 52.8 52.4 52.2 51.9 51.7
Bubble Point Pressure
, Psia 520.7 561 626.3 756 916.7
GOR , SCF/STB 226 273 346.2 495 678
Oil Viscosity 0.36 0.36 0.35 0.29 0.26
Faktor Volume
Formasi (Boi) ,
bbl/stb 1.148 1.16 1.244 1.3 1.451
Water Viscosity 0.53 0.52 0.5 0.45 0.41
Specific Gravity
Water 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02
Water Salinity ,
NACL (kppm) 22 22 22 22 22

uod = {3.141(1010
)}(T - 460)-3.444
{log(API)}A
A =10.313{log(T - 460)}-36.447
uob = a(uod )b
a = 10.715(Rs + 100)-0.515
b = 5.44(Rs +150)-0.338

Predicting Recovery Factor
RF = 41.815
j 1- Sw( )
Boi
é
ë
ê
ù
û
ú
0.1611
´
k.mwi
moi
æ
è
ç
ö
ø
÷
0.0979
´ Swi( )
0.3722
´
pI
pa
æ
è
ç
ö
ø
÷
0.1741
ZONE RF(%)
Z380 21.9
R10 20.9
Z450 23.5
Z550 22
Z650 23.6

ORIGINAL OIL IN PLACE
Z380
R10
Z450
Z550
Z650
21.7 MMSTB
11.4 MMSTB
7.54 MMSTB
10.86
MMSTB
2.15
MMSTB

LKO
Proven
Probable
Possible
Batas Secara Vertikal

Probable
Proven
Batas Secara Areal
Proven
Probabl
e
Possible

Recovery Factor
ZONE OOIP(MMSTB)RF(%) EUR(MMSTB)
Z380 10.86 0.22 2.3892
R10 2.15 0.21 0.4515
Z450 21.7 0.235 5.0995
Z550 11.4 0.22 2.508
Z650 7.54 0.236 1.77944
TOTAL 53.2 12.22764
P1(MMSTB) P1(EUR)MMSTBP2(MMSTB) P2(EUR)MMSTB P3(MMSTB) P3(EUR)MMSTB
10.39 2.2858 0.47 0.1034
1.96 0.4116 0.07 0.0147
16.23 3.81405 0.55 0.12925 4.9 1.1515
9.19 2.0218 2.556 0.56232
5.87 1.38532 1.66 0.39176
32.49 7.48517 13.83 3.05781 7.526 1.72852

Inflow Performance
Relationship
 Persamaan Linier (Pr > Pb)
𝑄 =
(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓)
𝑃𝐼
𝑄𝑏 =
(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏)
𝑃𝐼
 Persamaan Vogel untuk Multiphase Flow (Pr <
Pb)
𝑄
= 𝑄𝑏 + 𝑄𝑚𝑎𝑥 − 𝑄𝑏 × [1 − 0,2
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏
− 0,8
𝑃𝑤𝑓
𝑃𝑏
2
]

Kurva Inflow vs Outflow
Dari perpotongan antara kurva IPR dan
kurva Tubing Intake di atas didapat nilai
Qopt = 93 stb/d
Tabel berikut menunjukkan Qopt
dari masing-masing lapisan
Lapisan Qopt
(stb/d)
Tubing
Size (ID)
Z 380 204 1,995
R 10 24 1,995
Z 450 93 1,995
Z 550 85 1,995
Z 650 63 1,995
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 40 80 120
Pwf,Psia
Rate, stb/d
Z450
IPR
Tubing 1,995

Kurva Inflow vs Outflow (Setelah
Stimulasi)
Dari perpotongan antara kurva IPR
dan kurva Tubing Intake di atas
didapat nilai Qopt = 169 stb/d
Tabel berikut menunjukkan
Qopt setelah stimulasi dari
masing-masing lapisan
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 40 80 120 160 200 240
Pwf,Psia
Rate, stb/d
Z450 (Setelah Stimulasi)
IPR
Tubing 1,995
Lapisan Qopt
(stb/d)
Tubing
Size (ID)
Z 380 740 1,995
R 10
Z 450 169 1,995
Z 550
Z 650 121 1,995

Production Forecast
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Np,Bbl
Q,Bopd
t, year
Forecast Base Case
Oil Rate
Cumulative
Production

Drilling Program
• Target Infill • Desain Bit & Hidrolika
• Program Sumur • Perencanaan well head &
BOP
• Geological Prognoces • Masalah pada Pemboran
• Drilling Trajecyori & Casing
Design
• Rencana Penggunaan
Lumpur
• Program Cementing Infill
Drilling
• Drilling Time & Drilling Cost
• Desain BHA • Completion

Program Sumur
Well Program
Nama Sumur beta-5 beta-6 beta-7 beta-8 beta-9 beta-10 beta-11
Well
Classification
vertical well vertical well vertical well vertical well vertical well vertical well vertical well
Drilling
Contractor
FDP team 13 FDP team 13 FDP team 13 FDP team 13 FDP team 13 FDP team 13 FDP team 13
Drilling Rig
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
local content unit
600HP (onshore rig)
Surface Well
Coordinate
348240 East 348680 East 349000 East 348400 East 349680 East 348680 East 349600 East
5785920 North 5785600 North 5785600 North 5786400 North 5784100 North 5785000 North 5784000 North
Target Well
Coordinate
348240 East 348680 East 349000 East 348400 East 349680 East 348680 East 349600 East
5785920 North 5785600 North 5785600 North 5786400 North 5784100 North 5785000 North 5784000 North
Primary
Objective
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
ABF (air benakat
formation)
Perforation Zone
Z380(1208-1229)
Z450(1433-1472)
Z550(1732-1761)
Z650(2106-2119)
R10(1312-1316)
Z450(1417-1446)
Z550(1755-1771)
Z650(2089-2112)
R10(1312-1316)
Z450(1450-1472)
Z550(1748-1771)
Z650(2109-2119)
Z450(1450-1472)
Z550(1738-1765)
Z650(2119-2125)
R10(1273-1276)
Z450(1453-1472)
Z550(1729-1748)
R10(1312-1316)
Z450(1450-1472)
Z550(1748-1771)
Z650(2119-2125)
Z450(1466-1469)
Proposed TD 2156 ft 2132 ft 2132 ft 2142 ft 1764 ft 2142 ft 1486 ft
Estimate Time
(AFE)
19 days 16 days 16 days 15 days 14 days 15 days 14 days
Drilling Cost USD 1445211,5 $1.466.560,50 $1.466.880,50 $1.446.555,17 $1.346.531,50 $1.371.013,21 $1.304.714,50

Geological Prognoses
 Kasai Formation
 Muara Enim Formation
 Air Benakat Formation

Drilling Trajektori & Casing
Design

Cementing Program
Sumur Jumlah BBL Cement
BETA-6 107,71
BETA-7 107,71
BETA-8 111,94
BETA-9 96,08
BETA-10 111,54
BETA-11 88,14

Design Bottom
Hole Assembly
No Description Hole 17-1/2” Hole 12-1/2” Hole 8-1/2” OD ID
1 Check Valve none none use
2 Cross Over none none use
3 8” Drill Collar use use none 3” 8-1/4”
4 6-1/4” Drill
Collar
use use use 2-1/4” 5-7/8”
5 5” HWDP use use use 5” 2-7/8”
6 Reamer use use use
7 Stabilizier none none use
8 Drilling Jar use use use
9 8-1/2” Roller
Cone Bit
none none use
10 12-1/4” PDC bit none use none
11 17-1/2” PDC bit use none none

Design Bit & Hidrolika
BIT PROGRAM
Hole Bit Specification IADC
17 1/2" 17 1/2" PDC BIT M 1 - 1 - 5
12 1/4" 12 1/4" PDC BIT M 4 - 2 - 3
8 1/2" 8 1/2" Roller Cone Bit M 1 - 3 - 2
HIDROLIKA
Hole Size Depth (ft) Debit Pompa GPM/D
17 1/2" 280 800 45,7
12 1/4" 1080 710 57,9
8 1/2" 2156 540 64,4

Perencanaan Well Head
& BOP
WELL HEAD
Section
Casing
Size Bottom Top
Descriptio
n
A 13 3/8" 13 3/8" 2M Starting Head Welded
13 5/8" 5M
Flange
FMC
Casing
Top Hood
B 9 5/8" 13 5/8" 5M Speed Lock Clamp 11" 10M Clamp
FMC
Casing
Bottom Hub Top Spool
BLOW OUT PREVENTER
Casing Pressure Description
(inch) (Psi)
13 3/8" 3000
21 1/4" 3M Annular, 2 1/4" 3M x 21 1/4" 3M DSA,21 1/4" 3M
Spool
21 1/4" 3M BOP w/ standar bonnet,2 1/4" 3M BOP w/ shear
rambonnet,Pipe ram
9 5/8" 3000
13 5/8' 5M BOP,Spool 13 5/8" 5M Flange Top x 13 5/8" 5M
Flange Btm, DSA, Lower Pipe Rams, Blind Ram, Annular Rams
7" 3000
13 5/8" 5M BOP, Spool 13 5/8" 5M Flange Top x 13 5/8" 5M
Flange Btm, DSA, Lower Pipe Rams, Blind Ram, Annular Rams

Masalah Pada Pemboran
 Partial loss selama pemboran dan
cementing job
 Sloughing Shale
 Pipe stuck karena mud cake yang
tebal
 Total loss selama cementing job

Mud Program
PROGRAM LUMPUR BETA-5
Mud Properties Hole 17 1/2" Hole 12 1/4" Hole 8 1/2"
Mud Type Gel Spud Mud KCL Polymer KCL Polymer + glycol
Interval, ft MD 0 - 280 280-1080 1080-2153
Mud Weight, ppg 8.0 - 8.5 9.2 - 9.5 9.5 - 9.6
Plastic Viscosity (PV) < 20 < 25 < 25
Yield Point (YP) 23 - 29 30 - 34 30 - 34
Gel 10 sec, lbs/100ft2 5 – 7 8 - 10 4 - 7
Gel 10 min, lbs/100ft2 8 - 12 12 - 17 9 - 13
Satuan Hole 17 1/2" Hole 12 1/4" Hole 8 1/2" Total
Bbl 78,60889839 116,6213328 75,31013212 270,5403633
Lumpur
Gel Spud Mud KCL Polymer KCL Polymer + glycol
Sumur Jumlah Lumpur (BBL)
Beta-6 247,3620556
Beta-7 247,3876525
Beta-8 255,0825724
Beta-9 233,2160725
Beta-10 248,0639207
Beta-11 190,6830435

Drilling Time
0
125
250
375
500
625
750
875
1000
1125
1250
1375
1500
1625
1750
1875
2000
2125
2250
2375
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Depth,ft
time, days
drilling estimated time. BETA5
run csg 13-3/8 +
cementing
drill to
12-1/2"
run csg 9-5/8" +
cementing
drill to 7"
run liner 7" +
cementing
+completion
Aktivitas
Durasi
(hari)
Kumulatif
(hari)
Persiapan
Rig-up to drill 1,00 1,00
Dry Hole
Bor dengan pahat 17 1/2" sampai 280 ft . Sirkulasi, cabut & L/D bit
17 1/2"
0,29 0,29
Masuk dan semen casing 13 3/8", pasang BOP 13 3/8" dan
overflow, inspeksi dan tes BOP
1,00 1,29
Bor formasi dengan bit 12 1/4" sampai 1080 ft ,Sirkulasi, round
trip, cabut dan L/D bit 12 1/4"
1,13 2,42
Masuk dan semen casing 9 5/8", pasang BOP 13 3/8" dan
overflow, inspeksi dan tes BOP
2,00 4,42
Bor formasi dengan bit 8 1/2" sampai 2156 ft, Sirkulasi, round
trip, cabut dan L/D bit 8 1/2"
2,25 6,66
Masuk dan semen liner 7", pasang BOP 13 3/8" dan overflow,
inspeksi dan tes BOP
3,25 9,91
Completion
Cased hole logging, run production string tubing 2,00 2,00
L/d overflow dan flowlineL/D BOP,N/U X-Mass Tree 2,00 4,00
Perforation job (termasuk rig up down) dan production test 4,00 8,00
19
Sumur Days
Beta-5 19
Beta-6 16
Beta-7 16
Beta-8 15
Beta-9 14
Beta-10 15
Beta-11 14

Drilling CostNo. Deskripsi Budget
1 Tangible Cost
Casing + liner 63486
Casing accessories 13462,5
Tubing 74560
well equipment – surface 24000
well equipment - sub surface 8100
total tangible cost 183608,5
2 intangible cost
Preparetion and Termination
Surveys 1000
Location Staking and Positioning
Well Site and Access Road Preparation
Service Lines & Communication
Rigging Up / Rigging down 15000
Sub Total 16000
3 Drilling and Workover
Contract Rig 285000
Drilling Crew 50000
Mud, Chemical & Engineering Services 100000
Bits, Reamer & Core Heads 89000
Equipment rental 14000
Casing installation 47500
Cement, Cementing and Pumping Fees 161000
Sub Total 746500
4 Completion
Casing, Liner, and Tubing Installation 37050
Perforation & Wireline Service 140000
Stimulation Treatment 38000
Production Test 53250
Sub Total 268300
5 General
Supervision 28424
Insurance 7521
Permits & Fees 25000
Land Transportation 13000
Fuel and Lubricants 91608
Camp Facilities 45000
Allocated Overhead 20250
Sub Total 230803
Total Intangible Cost 1261603
TOTAL COST = tangible + Intangible 1445212
Sumur Total Biaya Pemboran
Beta-6 $1.466.560,50
Beta-7 $1.466.880,50
Beta-8 $1.446.555,17
Beta-9 $1.346.531,50
Beta-10 $1.371.013,21
Beta-11 $1.304.714,50

Completion
 Multiple Completion
 Single Completion

FASILITAS PRODUKSI
Surface facility adalah semua peralatan
dipermukaan yang berfungsi untuk menyalurkan
fluida produksi dari kepala sumur menuju
fasilitas pemisah hingga sampai ke fasilitas
penampungan

Lokasi
Secara geografis yang diketahui, blok yang
terdiri dari satu lapangan yang berlokasi di
daerah Sumatra Selatan . Dari existing data yang
diketahui, blok yang diproduksikan tahun 2007
memiliki 1 sumur yaitu Beta-1, dan tiga sumur lain
yaitu Beta-2, Beta-3 dan Beta-4 yang di
produksikan pada tahun 2009.

OVERALL FIELD LAYOUT
NO Peralatan Utama Satuan Kapasitas
Existing
1 Test Separator BBLS 3500
2 Separator BFPD 10000
3 Scrubber SCFD 2000
4 FWKO BFPD 1000
5 Water Storage Tank BBLS 10000
6 Water Treatment Plant BWPD 1500
7 Injection Pump BWPD 1500
8 Storage Tank BBLS 1500
9 Transfer pump BFPD 10000
10 Skimmer BBL 10000

Operation Philosophy
Pada pusat permukaan menjadi
tempat pusat dari segalanya. Disana
terdapat Camp atau Mess yang ditempati
oleh para pekerja. Kemudian terdapat
pusat maintenance sebagai gudang
untuk peralatan perbaikan peralatan
produksi.

Fluid Qaverage
Gross 2060 BFPD
Net Oil 346 BOPD
Water 199 BWPD
No Jenis
produk
Kapasitas
existing
satuan Pruduksi
case 1
Produksi
case 2
1 Gross fluid 10000 BFPD 2406 1714
2 Net oil 10000 BOPD 2207 1515
3 Water 1000 BWPD 199 199
4 Gas 2000 SCFD 0.218 0.218

SKENARIO
PENGEMBANGAN
LAPANGAN
LAPANGAN GANGNAM PSC

Perbandingan Produksi antara
Skenario 1 dengan Skenario 2
0
500
1000
1500
2000
2500
1/1/2012
1/1/2013
1/1/2014
1/1/2015
1/1/2016
1/1/2017
1/1/2018
1/1/2019
1/1/2020
1/1/2021
1/1/2022
1/1/2023
1/1/2024
1/1/2025
1/1/2026
1/1/2027
1/1/2028
1/1/2029
1/1/2030
1/1/2031
Skenario 1
Skenario 2

Perbandingan Kumulatif
Produksi antara Skenario 1
dengan Skenario 2
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
Skenario 1
Skenario 2

Produksi Minyak, Air, dan Gas
Lapangan untuk Skenario 1
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 5 10 15 20 25
Oil Rate
Water
Rate
Gas
Rate

Produksi Minyak, Air, dan Gas
Lapangan untuk Skenario 2
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
450000
500000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0 5 10 15 20 25
Oil Rate
Water
Rate
Gas Rate

KUMULATIF PRODUKSI
MINYAK
Kumulatif Produksi
Minyak (MMSTB) Waktu Produksi
(Tahun)Decline
Curve
Analysis
Metode
Simulasi
Skenario 1 7.78 7.6 19
Skenario 2 8.1 7.3 18

HEALTH, SAFETY, AND
ENVIRONMENT

HSE adalah singkatan dari Health, Safety,
Environment. HSE merupakan salah satu bagian dari
manajemen sebuah perusahaan. Ada manejemen
keuangan, manajemen sdm, dan juga ada Manajemen
HSE. Di perusahaan, manajemen HSE biasanya
dipimpin oleh seorang manajer HSE, yang bertugas
untuk merencanakan, melaksanakan, dan
mengendalikan seluruh program HSE. Program HSE
disesuaikan dengan tingkat resiko dari masing-masing
bidang pekerjaan.

Tujuan HSE
Menjaga keselamatan dan kesehatan pekerja
dan masyarakat serta ,mengurangi potensi bahaya
dan melindungi lingkungan dari pencemaran dan
dampak negative yang mungkin timbul dari
kegiatan perrusahaan dan bisnis partner.

Komitmen HSE
Membudayakan bahasa peduli dan meproritaskan aspek HSE dalam setiap kegiatan dengan
cara:
 HSE moment sebelum melakukan kegiatanuntuk mengenali potensi bahaya dan tindakan yg harus
dilakukan jika terjadi bahaya.
 Menerapkan keselamtan kerja dalam aktifitas sehari hari seluruh pegawai.
 Training HSE untuk lebih memberikan pemahaman mengenai tindakan pengendalian bahaya.
 Incident simulation untuk meningkatkan kewaspadaan seluruh pegawai.
 Selalu beroperasi dalam batas perncanaan agar kondisi tetap aman dan terkontrol.
 Memastikan bahwa peralatan dalam kondisi baik dan alat pelindung diri berfungsi sebagaimana
mestinya.
 Mengikuti dan melaksanakan prosedur pelaksanaan kerja yang selamat.
 Upaya meminimalkan limbah, menerapkan waste treartment, dan effisiensi pengunaan energy.
 HSE meeting yang dilakukan secara rutin untuk menampung masukan mengenai HSE dan evaluasi
kecelakaan yang terjadi.
 Melakukan perbaikan dan penyempurnaan terus meneru berdsarkan hasil evaluasi untuk menciptakan
HSE yang baik dilingkungan persusahaan

Studi Kelayakan Lapangan
Kabupaten Musi Banyuasin merupakan salah satu
kabupaten di Sumatera Selatan yang dilintasi oleh
Sungai Musi. Sumber utama perekonomiannya ditopang
oleh pertambangan dan energi. Sebagai salah satu
wilayah Nusantara yang memiliki sumberdaya alam
berupa bahan tambang yang banyak.
Lapangan GangNam terdapat 4 sumur Beta 1, Beta
2, Beta 3, Beta 4. Dilakukan kajian melalui Studi
Kelayakan (Feasibility Study) yang mencakup aspek
teknis dan ekonomis, serta aspek lingkungan,
keselamatan dan kesehatan kerja (HSE). Kajian HSE
dan comunication developmend tahap pra konstruksi,
konstruksi, operasi & pasca operasi.

Studi AMDAL
Maksud pekerjaan penyusunan AMDAL adalah sebagai
berikut:
 Mengidentifikasi kegiatan proyek pada beberapa tahap
antara lain: Pra konstruksi, Konstruksi, Operasi dan
pasca operasi, terutama pada aspek yang diperkirakan
akan menimbulkan dampak penting terhadap
lingkungan.
 Mengidentifikasi rona awal terkait dengan area kegiatan
proyek baik di tapak proyek maupun disekitar lokasi
proyek.
 Memperkirakan dan mengevaluasi dampak penting dan
timbal balik antara lingkungan dengan kegiatan proyek.
 Menyusun Rencana Pengelolaan Lingkungan (RKL) dan
Rencana Pemantauan Lingkungan (RPL) untuk
melaksanakan pengelolaan lingkungan.

Kegunaan Studi
AMDAL
Hasil Studi AMDAL akan digunakan antara lain untuk:
 membantu proses pengambilan keputusan tentang
kelayakan rencana proyek.
 memberi masukkan untuk penyusunan desain rinci
proyek berkaitan dengan peralatan pengelolaan dan
pelindungan lingkungan.
 menjadi arahan bagi pemrakarsa dalam melaksanakan
pengelolaan dan pemantauan lingkungan.
 memberi informasi kepada masyarakat dan pihak yang
terkait mengenai rencana kegiatan.

Studi pengelolaan Limbah
Gas – gas hasil proses pengolahan yang tidak bersifat ekonomis akan
di flare sehingga diharapkan pembakarannya akan menghasilkan gas – gas
yang lebih aman untuk dibuang ke udara. Limbah B3 umum nya memiliki
karakteristik seperti dibawah ini:
 Reaktif
 Mudah terbakar
 Mudah meledak
 Korosif
 Beracun
 Menyebabkan infeksi

Uji Dan Inspeksi Peralatan
Pemeriksa Kelayakan Teknis Pipa dalam
Industri Pengeboran Minyak .
Ruang Lingkup Pekerjaan
 Ruang lingkup pekerjaan ini akan memeriksa
kondisi, memastikan kesesuaian dan
memberikan solusi terhadap material Oil
Country Tubular Goods (OCTG), yang meliputi
pemeriksaan kerusakan peralatan dengan cara
mencari penyebabnya, seperti kesalahan-
kesalahan dalam perancangan, proses
produksi, penanganan operasi dan pemilihan
bahan serta karena korosi dan keusangan.

Inspeksi dan Audit atas Menara
Pengeboran
Memastikan Kelayakan Operasi Instalasi Menara
Pembora
Upaya peningkatan produksi minyak dan gas bumi
mengandung berbagai risiko, diantaranya pada tahap
pemboran. Pemerintah RI mempersyaratkan Surat Ijin
Layak Operasi (SILO) terhadap seluruh instalasi
menara pemboran yang beroperasi di Indonesia.
Dengan demikian maka pemilik menara pemboran
diwajibkan memproses SILO terhadap instalasi menara
pemboran termasuk peralatannya, meskipun
operasionalnya dilaksanakan oleh operator menara
pemboran.
Ruang Lingkup Pekerjaan
Inspeksi menara pemboran adalah pemeriksaan
berkala menyeluruh, baik itu kondisi fisik peralatan,
dokumentasi serta sistem yang diterapkan berkaitan
dengan keselamatan kerja dan mengacu pada
peraturan pemerintah dan standar industri yang
berlaku.

Pengoperasian kegiatan
sumur
Pengoperasian Untuk injeksi Air
Air yang terproduksikan setelah dilakukan
pesmisahan makan harus dip roses terlebih dahulu agar
memenuhi spesifikasi air limbah agar aman untuk
dikembalikan ke lingkungan. Setelah diproses, air
limbah siap untuk diinjeksikan melalui sumur injeksi
berupa disposal well atau sumur untuk maintenance
tekanan. Untuk menginjeksikan air digunakan WIP (
Water Injection Pump). Sumur injeksi ditentukan lokasi
dan kedalamannya agar tidak mencemari air tanah.
Dengan demikian air limbah tidak ada yang terbuang ke
lingkungan permukaan ( zero discharge ).

Perawatan Sumur
Pekerja yang mempunyai tugas mengawasi pekerjaan perawatan
sumur dan bertanggung jawab terhadap penggunaan alat serta
keselamatan dan kesehatan kerja crew perawat sumur. Pekerja ini
dikelompokkan kedalam Ahli Pengendali Perawatan Sumur ( APS ).
Uraian Tugas
 Mengawasi dan mengarahkan regu perawat sumur selama pelaksanaan
pekerjaan dan meyakinkan penggunaan peralatan secara tepat.
 Memberikan instruksi dan pengarahan kepada crew selama pelaksanaan
pekerjaan.
 Mencari alternatif, jika menghadapi kesulitan pada setiap tahap operasi.
 Bekerja sama dengan Petugas perusahaan dalam mengorganisasi dan
merencanakan program kerja.
 Bertanggung jawab atas keselamatan dan kesehatan kerja crew perawat
sumur dan membuat laporan kecelakaan.
 Bertanggung jawab atas penggunaan peralatan secara aman selama
pelaksanaan pekerjaan.
 Membuat laporan kemajuan pekerjaan lengkap termasuk adanya kejadian-
kejadian khusus.

Penutupan Sumur
Mematikan sumur adalah memberikan tekanan lawan
kedalam sumur agar tekanan dari dalam sumur tidak
menyembur kepermukaan. Pemberian tekanan lawan adalah
dengan memompakan cairan pemati (Killing Fluid) kedalam
sumur, sehingga dengan berat kolom cairan pemati yang
dipompakan akan menahan tekanan dalam sumur untuk
menyembur kepermukaan.
Ada beberapa metode yang sering digunakan untuk proses
mematikan sumur demi menjaga keamanan kerja :
 Dynamic killing
 Minimum killing
 Momentum killing
 Volumetric killing/lubricating system
 Snubbing
 Diverted killing

Plug Dan Abandon Sumur
Ketika sumur sumur sudah dianggap tidak ekonomis dan membahya
kan, abandoned dan plug sumur harus segera dilaksanakan. Sesuai
dengan peraturan, setidaknya 3 cement plug harus ditempatkan pada
sumur, sebagai berikut:
 Plug 1, diletakkan minimum 30 meter dibawah interval perforasi terbawa
sampai 30m diatas interval perforasi terbawah. Tujuannya untuk isolasi
lapisan yang mengandung hidrokasrbon dan menghindari komunikasi antar
lapisan. Untuk lapisan dengan komplesi open hole, seluruh area yang
mengandung hidrokarbon harus di plug dampai 30m diatas top lapisan.
 Plug 2, diset sepajang 60m ditengah tengan kedlaman sumur. Umumnya
diset sekitar intermediate chasing shoe.
 Plug 3, diset minimum 60m dengn top off plug dikedalaman 50m dibawah
tanah.
 Wellhead, chasing, piling, dan peralatan lain dibersihkan dari permukaan
tanah sampai minimum 1meter dibawah tanah dan ditutup dengan semen
diatasnya.

Penutupan Fasilitas Produksi
Dan Pembongkaran Surface
Fasilitas produksi dan pipeline harus
dipindahkan jika lapangan dianggap sudah tidak
ekonomis. Lokasi bekas penempatan peralatan
akan diperbaiki sesuai peraturan pemerintah yang
mensyaratkan adanya perlindungan terhadap
bahaya pencemaran lingkungan. Area yang
dimanfaatkan sebagai lokasi sumur, lokasi SP, dll
yang terkait dengan opersai produksi dikembalikan
ke kondisi awal dengan penanaman pepohonan
untuk meminimalisasi dampak negative (restorasi).

Ababdon Dan Restorasi
Lapangan
Penjelasan Kajian Teknis atau biaya
penutupan Dan pemulihan suatu Lapangan yang
sudah tidak bisa diproduksi. Penutupan Fasilitas
produksi dikembalikan dengan penanaman
pepohonan untuk meminimalisasi dampak negative
setelah pasca operasi kegiatan perminyakan.

Corporate Social Responbility
Perusahaan memiliki kewajiban tanggung jawab social
sesuai dengan UU No. 40 tahun 2007 tentang CSR (Corporate
Social Responsibility). Kegiatan tersebut memberikan
konstribusi tinggi terhadap proses pembangunan nasional. Tidak
hanya dalam bentuk sumbangan devisa, tetapi juga dapat dilihat
dari multiplier effect terhadap lingkungan masyarakat sekitar.
Salah satu bagian dari CSR adalah program community
development.
Progam CSR berupaya untuk mengatasi kesenjangan dan
mecegah timbulnya konflik antara masyarak dengan
perusahaan. Selain itu, dengan adanya CSR diharapkan
perusahaan dapat memberikan persiapan masyarakat sekitar
agar siap untuk menghadapi kehidupan setelah proses operasi
perusahaan diwilayah mereka sudah berakhir. Untuk keperluan
CSR, management akan mengalokasikan dana dari anggaran
operasinya.

Study Kasus CSR
Dalam pelaksanaan CSR ini diperlukan kerja sama antara
masyarakat, perusahaan, dan pemerintah daerah untuk mencapai ujuan
bersama yaitu meningkatkan kualitas dan kesejahteraan masyarakat.
Selain itu, progam CSR ini merupakan ajang yang sangat baik untuk
membangun komunkasi yang baik dengan masyarakat.
 Aspek kesehatan diperlukan untuk meningkatkan kualitas hidup
masyarakat. Selain itu, aspek kesehatan merupakan salah satu parameter
untuk mengukur kesejahteraan masyarakat. Salah satu cara peningkatan
kesehatan masyarakat desa di sekitar lokasi kegiatan perminyakan dengan
membangun puskesmas untuk desa yang letaknya dekat dengan lokasi
kegiatan perminyakan. Dengan demikian, pelayanan kesehatan untuk
masyarakat sekitar dapat terpenuhi. Perusahaan tidak hanya memberikan
bantuan dalam segi fisik tetapi juga dari segi membangun kualitas
komunikasi yang baik kepada masyarakat sadar akan kesehatan bersama.
 Tahap selanjutnya untuk dapat meningkatkan kualitas masyarakat sekitar
dengan membantu perkebunan karet warga sekitar dengan memberikan
pelatihan penanaman yang baik dengan mendatangkan ahli perkebunan,
dan membantu memberikan solusi pemahaman akan keamanan
berkebunan di sekitar lokasi perminyakan. Sehingga akan menumbukan
komunikasi yang baik antara perusahan perminyakan dengan warga desa
sekitar lokasi kegiatan perminyakan.

TERMS AND CONDITIONS
Award Date 30 December 2012
Duration Date 30 Years from awarded date
Area 1567 km2
First Trance Petroleum (oil) 10% (not to be shared with contractor)
Tax Rate 44%
After Tax Oil Split 75% : 25% BP MIGAS : Contractor
After Tax Gas Split 60% : 40% BP MIGAS : Contractor
Domestic Market Obligation 25% of contractor share of hydrocarbon
Domestic Market Obligation Fee 25% of crude price
DMO Holiday 60 month starting first oil production
Domestic market obligation fee (gas) weighted average contract price
Investment Credit-Gas 55%

INVESTASI
Tangible 64350088 80773842 79867551 80773842 US$
Intangible 9454810 10825072 11962820 10825072 US$
Total 73804898 91598914 91830371 91598914 US$
Investasi Basecase Skenario1 Skenario2 Skenario3

Analisis Keekonomian
Indicator Skenario 1
NPV @10% -1.247.818
Rate of Return (ROR) 9,59
Profobility Index Ratio (PIR) -0,01
Pay out Time (POT) 3,95
Net Contarctor Take 88.550.156
Government Take 591.093.198
Gross Revenue 863.764.593
MARR 12
NPV @10% 6.545.359
Profobility Index Ratio (PIR) 0,07
MARR 12
NPV @10% -3217856
Profobility Index Ratio (PIR) -0,04
MARR 12

Sensitivity
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
16.00%
0% 50% 100% 150% 200%
opex
capex
production
price
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
0% 50% 100% 150% 200%
opex
capex
production
price
Scenario 1
Scenario 2

 Skenario 2
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
0% 50% 100% 150% 200%
opex
capex
production
price

LAPANGAN GANGNAM PSC

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to LAPANGAN GANGNAM PSC

Similar to LAPANGAN GANGNAM PSC (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (9)

LAPANGAN GANGNAM PSC