Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini menggambarkan desain sumur eksplorasi migas di Lapangan "A" di Indonesia. Fokus utama adalah pada eksplorasi sumber daya migas yang terdapat dalam formasi batuan. Karena target eksplorasi berada dalam kondisi High Pressure & High Temperature (HPHT) dan pada kedalaman yang signifikan, desain sumur menjadi krusial untuk menjamin keberhasilan dan keselamatan operasi pengeboran. Proses desain dimulai dengan penetapan well trajectory dimana metode Minimum Curvature digunakan untuk menentukan lintasan pengeboran berbentuk 'S' dari permukaan ke target. Desain ini memungkinkan pencapaian target vertikal meski terdapat keterbatasan koordinat permukaan, mengakomodasi isu pembebasan lahan. Selanjutnya, ukuran lubang dan casing sumur ditetapkan. Desain ini didasarkan pada kebutuhan akuisisi data, metode coring, dan wireline logging. Diagram hole and casing size selector membantu menentukan ukuran yang paling sesuai untuk setiap trayek sumur. Pertimbangan efisiensi biaya mengarah pada pemilihan liner daripada casing penuh untuk tahap tertentu, terutama di trayek terakhir yang memerlukan hydraulic fracturing. Penentuan casing setting depth dilakukan dengan menggunakan data gradien tekanan pori dan tekanan rekah formasi batuan, dengan mempertimbangkan safety factor dan hasil analisis sumur offset di lapangan. Proses ini menetapkan kedalaman kaki casing yang optimal untuk setiap trayek sumur, dengan mempertimbangkan aspek perlindungan sumber air bawah tanah dan pengaturan peralatan pengeboran. Desain casing dan pemilihan spesifikasi casing dilakukan berdasarkan standar internasional API. Aspek teknis seperti burst, collapse, axial, dan triaxial stress diperhitungkan untuk memastikan integritas struktural sumur. Secara keseluruhan, laporan ini menyajikan metodologi desain sumur eksplorasi migas di Lapangan "A", menyoroti tantangan dan solusi dalam eksplorasi migas di lingkungan HPHT. Pendekatan ini diarahkan untuk mencapai pengeboran yang efisien dan aman, esensial dalam industri migas.

---

This Engineering Practice Report describes the design of oil and gas exploration wells in "A" Field in Indonesia. The primary focus is on the exploration of hydrocarbon resources found in rock formations. Given that the exploration target is in a High Pressure & High Temperature (HPHT) environment and at significant depth, the well design is crucial for ensuring the success and safety of drilling operations. The design process begins with the determination of the well trajectory, using the Minimum Curvature method to define an 'S'-shaped drilling path from the surface to the target. This design allows for the achievement of vertical targets despite limitations in surface coordinates, accommodating land acquisition issues. Next, the sizes of the wellbore and casing are established. This design is based on data acquisition needs, coring methods, and wireline logging. The hole and casing size selector diagram aids in determining the most suitable sizes for each well trajectory. Cost efficiency considerations lead to the selection of liners over full casing for certain stages, particularly in the final trajectory requiring hydraulic fracturing.

The determination of casing setting depth is conducted using data on pore pressure gradients and formation fracture pressures, considering a safety factor and results from the analysis of offset wells in the field. This process sets the optimal casing shoe depth for each well trajectory, considering aspects such as protection of underground water sources and the arrangement of drilling equipment. The design and selection of casing specifications are based on international API standards. Technical aspects such as burst, collapse, axial, and triaxial stress are considered to ensure the structural integrity of the well. Overall, this report presents a methodology for designing hydrocarbon exploration wells in "A" Field, highlighting the challenges and solutions in hydrocarbon exploration in HPHT environments. This approach is aimed at achieving efficient and safe drilling, essential in the oil and gas industry."

"ABSTRAKPenurunan produktivitas reservoar migas adalah masalah yang dihadapi lapangan produksi minyak dan gas bumi. Enhanced Oil Recovery EOR dengan waterflooding merupakan salah satu cara yang dapat dilakukan sebagai solusi untuk mempertahankan produksi dengan menjaga tekanan reservoar. Pemodelan pore pressure yang akurat dapat membantu dalam melakukan upaya waterflooding. Tesis ini bertujuan untuk memodelkan geomekanika reservoar lapangan migas yang berada di Cekungan Sumatera Utara dengan melakukan proses pemfilteran data sumur sebagai langkah awal untuk membangun model pore pressure yang akurat. Wilayah studi penelitian ini adalah lapangan produksi tua di Cekungan Sumatra Utara. Lapangan ini memiliki banyak data sumur produksi. Data sumur tersebut harus dipilih yang masih cocok dengan data seismik yang tersedia untuk membangun model pore pressure yang akurat. Penggunaan pore pressure model memungkinkan semua informasi yang berkaitan dengan geomekanika pengeboran dan produksi dapat diamati. Data tekanan sumur yang diukur dalam reservoar telah disaring untuk membangun model. Dalam penelitian ini telah diintegrasikan data seismik tiga dimensi 3D dalam membangun distribusi model yang mencakup sebagian besar area lapangan. Penelitian ini menggunakan lebih dari 100 data sumur yang telah berproduksi lebih dari 40 tahun. Tahap filtering menghasilkan 43 sumur untuk membangun model log pore pressure satu dimensi. Model pore pressure tersebut didistribusikan dengan data seismik 3D yang disajikan dalam parameter akustik impedansi. Hasil model menunjukkan bahwa ada variasi parameter pore pressure di lapangan ini, yang merupakan sumber informasi penting dalam melakukan upaya waterflooding yang sukses di masa yang akan datang.

---

ABSTRACTReservoir depletion is a problem faced by mature oil and gas production fields. Enhanced Oil Recovery EOR by waterflooding is one of solutions to maintain the reservoir pressure. An accurate pore pressure model can be helpful in performing a successful waterflooding. This thesis aims to model the geomechanics of oil and gas reservoir which is located in the North Sumatra Basin by performing well data filtering as a first step to build an accurate pore pressure model. The study area of this research is a mature production field in North Sumatra Basin that has been depleted for many years. This field has many production well data. These well data must be filtered based on the pressure changes from seismic data acquisition as a reference in order to construct an accurate pore pressure model. The use of pore pressure model allows all information related to geomechanics of drilling and production can be observed. In this study, the pore pressure was distributed throughout the field that was guided by 3D seismic data. 100 productive wells that have been performed for more than 40 years of production are used, which was applied to the filtering. The filtering stage resulted in 43 wells to construct one dimensional pore pressure model, which was integrated to the 3D seismic data presented in acoustic impedance parameter. The model shows that there are variations of the geomechanical parameter on the field which is a helpful information in performing a successful waterflooding project in the future."

"Risiko dan ketidakpastian dalam kegiatan pemboran merupakan suatu hal yang lumrah dihadapi di industri hulu migas. Tidak diantisipasinya risiko akan berakibat fatal pada biaya pemboran. Kesiapan aspek material tangible oleh KKKS (Owner Company) adalah suatu keharusan dan menjadi faktor pertimbangan utama jadi atau tidaknya proyek. Pemboran tidak bisa dimulai atau dilanjutkan ke tahap trayek berikutnya, ketika material tidak tersedia dalam kuantitas yang mencukupi. Perusahaan harus menjamin ketersediaan material dengan tetap memperhatikan faktor keekonomian dan finansial dalam sudut pandang proses bisnis SCM (Supply Chain Management): Pengelolaan persediaan. Penelitian dilakukan terhadap 12 jenis material tangible utama, dalam rentang waktu 2 tahun (2018-2019), mencakup 33 sumur bor (7 eksplorasi dan 26 eksploitasi), berdasarkan 4 parameter data primer sebagai informasi historis berupa jumlah: Persediaan, permintaan, pembelian, dan pemakaian. Kerangka berpikir yang digunakan dalam analisis risiko ini mengacu pada ISO 31000 Supply Chain Risk Management (SCRM). Analisis risiko dilakukan secara kuantitif dengan bantuan Crystal Ball^®[1] untuk memperoleh nilai perkiraan risiko serta melakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui variabel yang paling berpengaruh, sehingga dapat dilakukan berbagai upaya untuk menurunkan risiko pada tingkatan yang dapat diterima. Hasil penelitian menunjukkan bahwa faktor dominan utama adalah Casing 9.5/8 in. Simulasi model optimasi dapat meningkatkan probabilitas tercapainya kondisi persediaan sehat hingga 78,19%. Dengan menerapkan faktor koreksi sebesar 8,33% terhadap keputusan pembelian secara keseluruhan, sehingga kondisi persediaan sehat dengan toleransi risiko sebesar 10% dari nilai persediaan dapat tercapai.

---

The risks and uncertainties in gas well drilling activity are common in upstream oil & gas industry. The non-anticipated risk will be fatal to the drilling costs. Readiness of Tangible material aspect by PSC’s (Owner Company) is a must and becoming major consideration factor to the project do or not. Drilling can’t be started or continue to the next trajectory, when the material is not available on sufficient quantity, without ignoring quality. The company must guarantee the availability of material by taking into economic and financial factors in perspective of SCM (Supply Chain Management) business processes: Inventory management.

The research was carried out on 12 main tangible material items, in a span of 2 years (2018-2019), including 33 wellbores (7 explorations and 26 exploitations), based on 4 primary data parameters as historical information of quantity: Initial, requirement, purchasing, and usage. The thinking framework used in this risk analysis refers to ISO 31000 Supply Chain Risk Management (SCRM). Risk analysis used quantitatively method with Crystal Ball^® to get the risk forecasting and sensitivity analysis indicating risk priority of the most decisive variable, so that various efforts can be implemented to reducing the risk at a tolerable level.

The results show that the most dominant factor is 9.5/8-inch Casing. Optimization model can increase the probability of health stock achieved up to 78.19%. With implementing correction factor by 8.33% towards purchase decision in overall, so that the health stock condition with 10% risk tolerance of inventory value can be achieved."

"Industri MIGAS memiliki resiko yang sangat tinggi dalam kegiatan operasionalnya, termasuk diantaranya kegiatan pemboran yang merupakan kegiatan yang dilakukan baik pada tahap eksplorasi maupun pada tahap eksploitasi. Sebelum melaksanakan kegiatan pemboran kontraktor minyak harus terlebih dahulu melakukan identifikasi bahaya dan analisis resiko untuk mengetahui bahaya-bahaya apa saja yang dapat dan analisis resiko yang dilakukan sesual dengan kajian dan tahapan yang ada pacta standard OSHA.Penelitian ini juga bertujuan untuk mengetahui potensi-potensi bahaya apa saja yang dapat timbul dari kegiatan pemboran khususnya sumur S-10 yang terletak di lapangan A milik PT X serta tingkat resiko dan setiap potensi bahaya yang mungkin timbul dan kegiatan tersebut Dari studi ini selanjutnya diharapkan dapat memberikan rekomendasi langkah-langkah kontrol yang dapat dilakukan untuk mencegah terjadinya.

---

Oil and gas industry is the high risk operation. Because of safety reason, oil and gas company should have a good system to Identify and analyze all potential hazards and risks before execute their activities especially in drilling activities.

The objective of this research are to examine the validity of all supporting data such as well interpretation data, drilling equipment performance and well location condition. The approach of this study is to evaluate all potential hazards and calculate the level of its risk which is exist on drilling activities especially at S-10 Well, Filed-A that can practically use to determine the control action to avoid incidents and/or accidents in a workplace."

"ABSTRAKKualitas data bawah tanah adalah hal yang sangat penting untuk menunjang kegiatan eksplorasi dan eksploitasi perusahaan hulu migas. Dari hasil assesment pihak eksternal mengenai manajemen data di PT XYZ, salah satu hal krusial yang harus dibenahi adalah kualitas data bawah tanah yang masih rendah. Untuk itu diperlukan suatu kebijakan mengenai manajemen kualitas data sehingga dapat membantu meningkatkan kualitas data bawah tanah di PT. XYZ. Pada penelitian ini data bawah tanah yang akan dijadikan objek penelitian adalah data sumur pengeboran migas. Dalam menyusun kebijakan manajemen kualitas data, penelitian ini menggunakan kerangka kerja Data Quality Management DMBOK pada grup Planning dan Development yang relevan dengan pembuatan kebijakan. Aktivitas-aktivitas ini adalah mendefinisikan data quality requirement, membuat data quality business rule dan membuat data quality metrics. Penelitian berhasil merumuskan rancangan kebijakan manajemen kualitas data sumur pengeboran migas berupa 116 data quality requirement, 119 data quality business rule, dan data quality metrics yang tersusun berdasarkan persentase keberhasilan data memenuhi data quality business rule.

---

ABSTRACTThe quality of subsurface data is very important to support the exploration and exploitation activities of upstream oil and gas companies. From the external assessment of data management in PT XYZ, one of the crucial things that must be addressed is the low quality of subsurface data. For that we need a policy on data quality management so that it can help improve the quality of subsurface data at PT. XYZ. In this research, subsurface data that will be used as research object is oil and gas well drilling data. In preparing data quality management policies, this study uses the DMBOK Data Quality Management framework in the Planning and Development group relevant to policy making. These activities are defining data quality requirements, creating quality business rule data and creating data quality metrics. The research succeeded in formulating the draft of quality management policy of oil and gas well drilling data in the form of 116 data quality requirement, 119 data quality business rule, and data quality metrics compiled based on percentage of data success to meet the data quality business rules."

"Daerah penelitian terletak di Muara Laboh, kabupaten Solok Selatan Sumatera Barat dan secara tektonik terdapat pada ujung segmen Suliti yang berasosiasi dengan sesar geser menganan (dextral strike slip fault) Sesar Sumatera. Daerah penelitian merupakan sistem panasbumi dengan dua phase yaitu sistem dominasi uap yang memiliki lapisan reservoir dominasi uap setebal ±400 m di atas zona dominasi air.Zona Altereasi di daerah penelitian dibagi menjadi dua yaitu zona alterasi argillic yang di tandai dengan kehadiran mineral clay (smectite) betemperatur rendah dan lapisan ini digunakan sebagai lapisan penudung (cap rock) dan kedua adalah zona alterasi prophylitic yang di tandai dengan kehadiran mineral sekunder bertemperatur tinggi seperti epidote, kuarsa, calcite, chlorite dan lapisan ini digunakan sebagai zona resrvoir (zona produksi). Permeabilitas zona produktif di sumur-sumur produksi tidak hanya dikontrol oleh jenis litologi dan unit batuan tapi juga dikontrol oleh bidang-bidang patahan dan zona rekahan di sekitarnya. Puncak reservoir rata-rata berada pada elevasi 1000-1100 mdpl. Sedangkan brine level teramati pada elevasi 400-600 mdpl. Temperatur dan tekanan yang lebih rendah, serta kandungan gas yang lebih tinggi bukan disebabkan oleh kompartementasi reservoir, tapi lebih disebabkan oleh lokasi sumur yang berada di dekat margin reservoir. Sumur re-injeksi di margin reservoir dibutuhkan untuk mengatasi penurunan tekanan reservoir yang cepat. Salah satu alternatif lokasi sumur injeksi adalah di bagian timur dan utara dari sumur produksi, dimana sumur injeksi harus dibor hingga menembus reservoir dominasi air. Dari hasil tahapan eksplorasi daerah penelitian yang baik untuk di kembangkan adalah dibagian selatan.

---

The study area is located in Muara Laboh, South Solok regency of West Sumatra and is tectonically located on the tip of Suliti segment associated with the fault shear are heading (dextral strike-slip fault) Fault Sumatra. The study area is a geothermal system with a two-phase vapor-dominated system that has a layer of thick steam reservoir dominance ± 400 m above zone air.Zona Altereasi dominance in the study area was divided into two argillic alteration zones are marked by the presence of clay minerals (smectite) betemperatur low and this layer is used as the covering layer (cap rock) and the second is prophylitic alteration zones are marked by the presence of secondary high-temperature minerals such as epidote, quartz, calcite, chlorite and this layer is used as resrvoir zone (zone of production). Permeability zone in the prolific production wells is not only controlled by the type of lithology and rock units but also controlled by fields of faults and fracture zones in the vicinity. Peak average reservoir located at an elevation of 1000-1100 meters above sea level. While the brine level observed at the elevation of 400-600 meters above sea level. Temperature and lower pressure, as well as higher gas content is not caused by kompartementasi reservoir, but more due to the location of the wells near the reservoir margins. Reinjection wells in the reservoir margin needed to overcome the reservoir pressure drops rapidly. One alternative is the location of injection wells in the east and north of the production wells, where injection wells should be drilled to penetrate the dominance of the water reservoir. From the results of the exploration stage is a good research area to be developed is in the south."

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"ABSTRAKPlatform Jacket yang telah difabrikasi di darat akan dibawa/ ditransportasi ke site dengan menggunakan kapal tongkang (barge) untuk di-install di lapangan migas. Selama proses transportasi diperlukan suatu pengikatan struktur jacket ke deck barge agar struktur Jacket tetap stabil diatas barge. Sistem pengikatan yang disebut seafastening ini harus di desain kuat untuk menerima beban yang diakibatkan oleh pergerakan (motion) kapal, yakni tiga gerakan translasional (surge, sway, heave) dan tiga gerakan rotasional (pitch, roll dan yawn). Gerakangerakan ini menimbulkan percepatan pada barge yang berakibat timbulnya gaya tambahan pada struktur diatasnya dan hal ini mempengaruhi tegangan pada seafastening. Perangkat lunak Multi Operational Structural Computer System (MOSES) dipergunakan sebagai alat bantu untuk permodelan Barge dan Jacket, serta perhitungan karakteristik Response Amplitude Operator (RAO) yang diakibatkan oleh beban lingkungan.Selanjutnya untuk menghitung tegangan yang terjadi pada seafastening, digunakan perangkat lunak Structural Analysis Computer System (SACS) dengan pembebanan berupa beban mati, beban angin dan beban inersia yang diakibatkan oleh motion kapal tongkang/ Barge. Besarnya tegangan harus memenuhi kriteria Unity Check (UC).

---

ABSTRACT

Platform Jacket which fabricated in yard will be transported to the site with barge for installation. During the transport process, strong fastening system from jacket to deck barge is required so that the Jacket Structure remains stable on Barge. Fastening system that called seafastening must be in strong designs to accept the load caused by the movement of the barge, three translational motion (surge, sway, heave) and three rotational movement (pitch, roll and yawn). These movements cause the acceleration of the barge which result in the emergence additional force on the structure above, and this influences the stress at seafastening. Multi Operational Structural Engineering Simulator (MOSES) software is used as a tool for modeling of Barge and Jacket, as well as the calculation of the characteristics Response Amplitude Operator (RAO) caused by environmental.

Furthermore, to calculate the stress that occurs in seafastening, software Structural Analysis Computer System (SACS) is used, with the loads on a construction during seafastening is dead load of the structure, wind load and innertia load caused by the motion of barge / Barge. The magnitude of the stress of seafastening must meet the criteria of Unity Check (UC)."

"Kurangnya perhatian terhadap prosedur yang tepat dalam sistem perencanaan dan pengendalian adalah salah satu penyebab utama keterlambatan banyak proyek. Dalam Proyek Eksplorasi Lapangan Gas di Papua Barat, keterlambatan adalah salah satu masalah utama yang terjadi. Keterlambatan proyek selama periode pengeboran eksplorasi menyebabkan banyak kerugian terutama terkait dengan keterlambatan dalam periode monetisasi lapangan gas tersebut, sedangkan durasi kontrak bagi hasil produksi untuk lapangan gas tersebut dengan pemerintah Indonesia tidak dapat diperpanjang dalam waktu dekat. Penelitian ini dilakukan untuk memberikan pengembangan prosedur perencanaan dan pengendalian untuk meningkatkan kinerja waktu proyek pengeboran sumur gas di Lapangan Gas XYZ dengan menggunakan sistem keilmuan manajemen proyek berdasarkan PMBOK 2017. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah analisis risiko menggunakan studi kasus operasi pengeboran eksplorasi Lapangan Gas XYZ dan juga survei untuk menentukan risiko dominan yang dapat memengaruhi kinerja waktu proyek. Selanjutnya, tindakan preventif dan korektif akan dirancang dan direkomendasikan untuk mengembangkan prosedur proyek pengeboran sumur gas sehingga kinerja waktu dapat ditingkatkan. Hasil dalam penelitian ini menunjukkan bahwa ada tiga aspek yang diperlukan untuk pengembangan perencanaan dan pengendalian prosedur proyek pengeboran sumur di lapangan gas XYZ; sistem manajemen risiko proyek yang diterapkan pada semua fase siklus hidup proyek, penerapan Project Management Software dan dimasukkannya analisis risiko komunikasi proyek dalam sistem manajemen risiko proyek. Hasil penelitian ini dapat memberikan masukan kepada ABC Co. selaku kontraktor yang mengelola Lapangan Gas XYZ dalam menentukan dan melakukan peningkatan kinerja operasi pengeboran dan penyelesaian sumur pengembangan dan juga sumur produksi yang akan dilakukan di masa depan.

---

Lack of attention to proper procedures in the planning and controlling system is one of the main causes of delay of many projects. In the exploration project of gas field in West Papua, delay is one of the main problems that occur. Project delays during the exploration drilling period caused many losses mainly related to delays in the monetization period of the gas field, while the duration of the production sharing contract for the gas field with the Indonesian government cannot be extended in the near future.

This research was conducted to provide development of the project planning and control system procedures for to improve the time performance of gas wells drilling projects on the XYZ Gas Field by using project management scientific principles based on the PMBOK 2017. The method used in this research is a risk analysis using a case study of XYZ Gas Field exploration drilling operations and also a survey to determine the dominant risk that can affect time performance of the project. Furthermore, preventive and corrective actions will be designed and recommended to develop the well drilling project procedures so that time performance can be improved.

The results in this research indicate that there are three aspects needed for the development of planning and controlling procedures of well drilling projects in the XYZ gas field; the project risk management system that is applied to all phases of the project life cycle, the application of a project management software and inclusion of project communication risk analysis in the risk management system. The results of this study can provide input to ABC Co., the contractor managing the XYZ Gas Field in determining and making improvements to the performance of the drilling operation and completion of the development well and also the production well that will be carried out in the future."

"Proses identifikasi dalam kegiatan eksplorasi Geotermal menjadi salah satu upaya dalam meminimalisasi risiko ketidaksuksesan. Pemanfaatan suatu lapangan Geotermal  seperti pada lapangan X memiliki proses yang panjang dan berisiko tinggi. Setelah diidentifikasi dengan baik pada kasus-kasus ketidaksuksesan eksplorasi, kualitas data, dan tipe sistem Geotermal, selanjutnya hasil identifikasi tersebut diaplikasikan dalam proses pengolahan data Magnetotellurik (MT) pada lapangan X. Hasil yang diperoleh ialah lapangan X teridentifikasi sebagai lapangan Geotermal bersistem Hidrotermal Temperatur Tinggi Natural-2 Fase, dengan estimasi suhu reservoir 245o C dan estimasi energi 238 MW. Hal tersebut menggambarkan bahwa lapangan X dapat dikembangkan lebih lanjut, salah satunya dengan proses pengeboran sumur eksplorasi dengan rekomendasi titik pada koordinat 11400.00 m N dan 63100.00 m E sekitar 4 km dari puncak gunung L.

---

The identification process in geothermal exploration activities is an effort to minimize the risk of unsuccessfulness. The use of a Geotermal field such as in field X has a long and high-risk process. After being well identified in cases of exploratory success, data quality, and geothermal system type, the identification results were then applied in the Magnetotelluric (MT) data processing on the X field.

The results obtained were that the X field was identified as a Hydrothermal Geothermal field High Temperature Natural-2 Phase, with an estimated reservoir temperature of 245 oC and an estimated energy of 238 MW. This illustrates that the X field can be further developed, one of which is the process of drilling exploration wells with recommendations for points at coordinates 11400.00 m N and 63100.00 m E about 4 km from the peak of Mount L."