Perpustakaan Digital ITB

Lapangan A terletak di sisi darat Delta Mahakam, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur. Hingga saat ini, Lapangan A aktif memproduksikan minyak dan gas melalui Wilayah Kerja Sanga Sanga yang dioperasikan oleh PT. X sebagai operator. Lapangan ini berkontribusi lebih dari setengah kumulatif produksi perusahaan melalui aktivitas pengembangan lapangan yang intensif. Meskipun target produksi secara tahunan dapat dicapai, trend kenaikan dari produksi masih lebih rendah dari ekspektasi. PT. X menyadari bahwa kondisi ini disebabkan oleh penurunan tekanan reservoir karena produksi dari area yang serupa / sudah ada secara berulang-ulang dengan menerapkan konsep penempatan sumur baru berdasarkan sumur sekitarnya sebagai referensi dan penerapan teknologi yang terbatas untuk mencapai efisiensi perolehan yang optimal. Menyadari tantangan tersebut, PT. X selanjutnya berfokus pada area reservoir yang belum diproduksi secara optimal dan mengaplikasikan teknologi yang lebih modern dibandingkan dengan penerapan metode pengeboran dan komplesi yang konvensional. Sebagai inisiatif, PT. X berencana untuk menerapkan pengeboran sumur horizontal dengan target gas reservoir J.01. Reservoir ini masih belum terproduksi secara optimal oleh delapan sumur konvensional dengan kumulatif produksi sebesar 1.83 Bcf, setara dengan 24% total perolehan. Kualitas properti reservoir yang kurang baik merupakan faktor utama yang memengaruhi performa produksi. Penelitian ini mengadaptasi pendekatan secara terintegrasi dengan menggabungkan antara analisis kualitatif dan kuantitatif, didukung dengan fokus pada implikasi praktis terhadap tantangan yang ada di PT.X. Analisis kualitatif membantu untuk mengidentifikasi kelayakan melalui inisiatif strategi pada lingkungan yang relevan menggunakan PESTEL (Politik, Ekonomi, Sosial, Teknologi, Lingkungan dan Legal) dan Porter’s Five Forces. Analisis kuantitatif menjembatani kelayakan melalui evaluasi teknis dan ekonomi. Hal tersebut meliputi maturasi bawah permukaan, perencanaan sumur, dan penganggaran modal. Maturasi bawah permukaan membantu menestimasi volume gas dari reservoir dan memahami performa produksi. Perencanaan sumur diarahkan berdasarkan pemahaman maturasi bawah permukaan, secara langsung memengaruhi biaya modal dan operasi, dalam batasan menentukan panjang bagian horizontal berdasarkan kenaikan cadangan yang optimal menggunakan analisis sensitivitas dengan properti dan geometri reservoir sebagai parameter. Praktik yang umum dilakukan di PT. X untuk analisis penganggaran modal terbatas pada metode Discounted Cash Flow (DCF) melalui pendekatan deterministik, didukung dengan analisis sensitivitas. Hal ini mengasumsikan suatu kondisi tertentu tanpa mempertimbangkan rentang ketidakpastian. Analisis ketidakpastian membantu pendekatan deterministic melalui berbagai scenario probabilitas yang dapat memengaruhi dalam keputusan penganggaran modal, dengan mengaplikasikan pendekatan prbabilistik menggunakan simulasi monte carlo untuk memberikan pemahaman yang lebih baik mengenai kemungkinan rentang keberhasilan dan mengukur probabilitas untuk mencapai tujuan. Penerapan sumur horizontal secara signifikan meningkatkan perolehan produksi pada kualitas properti reservoir yang kurang baik sebesar 3.59 Bcf penambahan cadangan atau setara dengan 48% faktor perolehan produksi sepanjang 1300 feet di reservoir J.01. Integrasi antara pendekatan deterministik dan probabilistic memberikan gambaran yang lebih detail terkait ketidakpastian. Berdasarkan pendekatan deterministik, penerapan sumur horizontal secara dasar perhitungan dapat memberikan NPV sebesar 7.66 juta USD. Mengacu kepada pendekatan probabilistik, nilai P50 dari setiap skenario penambahan cadangan mengindikasikan rentang analisis ketidakpastian diantaranya skenario rendah (1.93 Bcf), menengah dasar (3.59 Bcf), dan tinggi (4.45 Bcf), yang berhubungan dengan nilai ekspektasi NPV sebesar 1.57 juta USD (skenario rendah), 6.74 juta USD (skenario menengah dasar), dan 9.74 juta USD (skenario tinggi).