Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Metode ini yang digunakan untuk mengoptimalisasikan hasil laju alir minyak, pada sumur HYP-117 (sebelum optimasi) dan re-design sumur HYP-117 (sesudah optimasi) dengan melakukan sensitivy data yaitu data top node pressure, coiled tubing diameter, injection pressure, dan maximum gas avalaible. Pada sumur HYP-117 hasil design menunjukkan actual laju alir injeksi gas sebesar 0.016 MMScfd untuk mengangkat laju alir fluida sebesar 55.1 STB/day dan laju alir minyak sebesar 40.3 STB/day, dengan kick off injection depth 2076.6 ft, dan maksimum operating depth 2153.3 ft. Sedangkan re-design sumur HYP-117 menngunakan laju injeksi gas yang lebih tinggi sebesar 0.2992 MMScfd untuk mengangkat laju alir fluida sebesar 100 STB/day, dan laju alir minyak sebesar 73 STB/day, dengan kick off injection depth 1655.1 ft dan maksimum operating depth 1900.0 ft.
Diperoleh hasil perhitungan forecast sumur tersebut hingga Oktober 2021 atau 5 tahun yang akan datang dengan nilai economic limit sebesar 5.11 stb maka diperoleh hasil forecast sebesar 1,341.4595 stb. Dari hasil perhitungan ekonomi, pada sumur re-design HYP-117 pada tahun ke-1 diperoleh reserve 326 stb dengan revenue US$ 14,663.82 dengan investasi sebesar US$ 500,000 maka operating cost sebesar US$ 340,000 dan cost recovery sebesar US$ 440,000. Dengan besaran cash flow sebesar US$ 485,336 dengan NPV US$ 2,989,146 dengan jangka waktu pengembalian investasi modal (Pay Out Time) selama 1 tahun.
Kata Kunci: Permanent Coiled Tubing Gas Lift, Pay Out Time, Net Present Value

This method is used to optimize the results of the oil rate, on well HYP-117 (before optimization) and re-design well HYP-117 (after optimization) by performing data sensitivity ie top node pressure, coiled tubing diameter, injection pressure, and maximum gas avalaible. In the HYP-117 well the design results show the actual gas flow rate of 0.016 MMScfd to lift the fluid flow rate of 55.1 STB / day and the flow rate of oil of 40.3 STB / day, with kick off injection depth 2076.6 ft and maximum operating depth 2153.3 ft . While the re-design of the well HYP-117 uses a higher gas injection rate of 0.2992 MMScfd to lift the fluid flow rate of 100 STB / day, and oil flow rate of 73 STB / day, with kick off injection depth 1655.1 ft and maximum operating depth 1900.0 ft. The results obtained forecast calculation of the wells until October 2021 or 5 years to come with the economic limit value of 5.11 stb then obtained forecast results of 1.341.4595 stb. From the economic calculation, at the re-design well HYP-117 in the first year was obtained reserve 326 stb with revenues of US $ 14,663.82 with an investment of US $ 500,000 then operating cost of US $ 340,000 and cost recovery of US $ 440,000. With the amount of cash flow of US $ 485,336 with NPV US $ 2,989,146 with payback period of capital (Pay Out Time) for 1 year.
Keywords: Permanent Coiled Tubing Gas Lift, Pay Out Time, Net Present Value