3.7.3. Tahapan Strategi Pengelolaan Migas Hasil EOR a. Identifikasi Kelayakan Teknologi Proyek EOR
Tahap awal dalam pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR adalah identifikasi fluida reservoir lapangan XJ. Data hasil pengujian laboratorium
menunjukkan bahwa komposisi gas CO
2
sebesar 0,59, N
2
sebesar 0,93, CH
4
sebesar 28,86, dan hidrokarbon lainnya seperti ditunjukkan pada Tabel 18. Tabel 18 Komposisi minyak lapangan XJ Rahman 2005
No. Oil and Gas Composition
Well Streams
1. Hidrogen sulfida H
2
S 0,00
2. Karbon dioksida CO
2
0,59 3.
Nitrogen N
2
0,93 4.
Metana CH
4
atau C
1
28,86 5.
Etana C
2
H
6
atau C
2
3,53 6.
Propana C
3
H
8
atau C
3
3,95 7.
iso-Butana C
4
H
8
atau i-C
4
1,21 8.
normal-Butana C
4
H
9
atau i-C
4
1,99 9.
iso-Pentana C
5
H
10
atau i-C
5
1,20 10.
normal-Pentana 2-Metil-Butana C
5
H
11
atau i-C
5
1,12 11.
normal-Heksana C
6
H
13
atau C
6
1,92 12.
Heptana plus C
7
H
16
atau C
7+
54,70
b. Identifikasi Peralatan Pengolahan Migas Hasil EOR
Tahap selanjutnya adalah identifikasi peralatan pengolahan migas hasil EOR yang layak digunakan dalam proses pengolahan migas, seperti separator,
dehydrator dan oil tank, CO
2
removal unit , gathering line, gas dan condensate
pipeline , compressor dan pump, seperti ditunjukkan pada Tabel 19.
Tabel 19 Spesifikasi peralatan EOR DPE-LPPM 2003
No. Surface Facilities
Satuan
1. Well EOR Services
2 unit 2.
Flowline 4 carbon steel inconnel 1 unit
3. Separator Test
1 unit 4.
Separator 1 unit
5. Dehydrator
1 unit 7.
Oil Tank 1 unit
8. Water Handling Facilities
1 unit 9.
Monitoring and Controlling System 1 unit
10. Fuel System
1 unit 11.
Scada System 1 unit
12. Gathering Line 8 Inconnel 15 km
1 unit 13.
CO
2
Removal Unit 1 unit
14. Compressor
6 HP 1 unit
15. Pump 2HP
1 unit 16.
Gas Pipeline 12 carbon steel 15 km 1 unit
17. Condensate Pipeline 4 10 km
1 unit
c. Identifikasi Kelayakan Ekonomi Proyek EOR
Tahap selanjutnya adalah membuat asumsi yang dapat digunakan dalam analisis kelayakan ekonomi berdasarkan pada harga minyak dan gas bumi per
tanggal 1 Januari 2011, dan perhitungan investasi disesuaikan dengan ketentuan dalam sistem kontrak EOR Sanusi 2002, yaitu :
a. Harga minyak mentah dunia US 92Bbl dan gas dunia US 3,28Mscf.
b. Model kerjasama adalah kontrak kerjasama EOR dengan PT. Pertamina.
c. Periode investasi proyek EOR selama 20 tahun.
d. Modal investasi proyek EOR berasal dari modal sendiri.
e. Biaya operasi operation cost minyak US 5Bbl dan gas US 0,25Mscf.
f. Fee production contractor
untuk minyak US 1Bbl dan gas US 0,1Mscf. g.
Depresiasi dihitung secara eksponensial decline balance selama 5 tahun. h.
Minimum atractive rate of return MARR 15 dan pajak pendapatan 48.
i. Pembagian hasil shareable oil: PT. Pertamina 85 dan kontraktor 15.
j. Domestic market obligation
DMO sebesar 25. k.
Fee Domestic market obligation DMO proyek EOR 5 tahun produksi
pertama sebesar 100 dan selanjutnya 10 setelah 5 tahun produksi pertama.
d. Identifikasi Profil Produksi Migas Lapangan XJ
Kategori