2011 Page 1

OPTIMASI DESAIN REKAHAN HIDRAULIK PADA FORMASI BATUAN PASIR TERHADAP GEOMETRI REKAH DENGAN MENGUNAKAN SIMULASI NUMERIK Renaldy Nurdwinanto* Sudjati Rachmat** Sari Dalam proses hydraulic fracturing perencanaan rekahan merupakan hal yang sangat penting. Dengan desain rekahan yang baik akan di hasilkan hasil yang optimum. Penentuan properti dan geometri rekah akan mempengaruhi performa dari suatu rekahan. Contoh parameter-parameter dari properti adalah nilai permeabilitas dan konduktivitas rekahan sedangkan untuk geometri adalah panjang rekah, tinggi rekah dan lebar rekah. Selain itu aspek dari reservoir itu sendiri juga akan mempengaruhi , contoh nya keberadaan zona air dan zona shale. Reservoir yang ditinjau dalam studi ini adalah reservoir batupasir mengandung minyak. Reservoir ini terdiri dari lima zona. Zona satu sampai empat mengandung minyak dan zona lima mengandung air. Studi ini kemudian dilakukan dengan menggunakan simulator untuk memodelkan reservoir. Model reservoir tanpa rekahan buatan dijadikan kasus dasar sehingga dapat dibandingkan dengan model reservoir setelah ada rekahan. Dalam studi ini dibahas mengenai pengaruh dari pertambahan panjang dan tinggi rekahan terhadap produksi kumulatif minyak. Efek penambahan zona perforasi juga akan dikaji. Air yang berada pada zona terbawah dari reservoir ini juga akan dibahas berkaitan dengan pertambahan panjang dan tinggi rekahan serta hubungannya jika ditambah zona perforasinya . Analisa nilai keekonomian kemudian digunakan untuk mengoptimasi desain rekah. Hasil akhir dari studi ini adalah suatu analisa hasil perekahan hidraulik dengan desain panjang dan tinggi rekahan yang bervariasi dan desain rekahan yang optimum berdasarkan parameter-parameter yang diutarakan sebelumnya.. Kata kunci : desain perekahan, perekahan buatan, panjang rekah, tinggi rekah, produksi kumulatif minyak, zona perforasi Abstract In Hydraulic Fracturing process, the design of the fracture took an important part in the process. The good design of fracture will produce the optimum result. Determining the property and geometry result in performance of the reservoir. The example parameter of geometry is fracture conductivity and permeability, and for property is fracture length, fracture height and fracture width. Other than that the aspect of the reservoir itself will also affect, the examples were the water zone or shale zone in the reservoir. The reservoir which is studied in this paper is an oil reservoir with sandstone. The reservoir consists of five zones. The first until the fourth zones are oil reservoir. And the last zone is the water bank .This study than using a simulator to continue to model the reservoir. The model of reservoir without fracture will become the base case and the reservoir with the fracture will become the comparison. In this study is explained about the effect of adding the length and the height of the fracture compare to oil cumulative production. The effect of the Perforation zone is explained. Water in the bottom of this reservoir will be explained in its connection with fracture length, fracture height and perforation zone. Economic analysis than used to optimize the design. The final result of this study is an analysis in hydraulic fracturing compared with various fracture length and height and the optimum fracture design according to the parameters that mention before. . Keywords : Fracture design, hydraulic fracture, fracture length, fracture height, oil production cumulative, perforation zone

*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung

Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011

Page 1

I.

PENDAHULUAN Selama peradaban manusia masih terus berkembang kebutuhan akan energi fosil akan terus meningkat. Energi fosil khususnya minyak dan gas saat ini menjadi sumber utama dalam bahan bakar. Oleh karena itu metode-metode yang digunakan untuk meningkatkan perolehan minyak dan gas terus berkembang. Salah satu caranya adalah dengan hydraulic fracturing. Hydraulic Fracture adalah suatu proses untuk merekahkan suatu lapisan formasi dengan tujuan untuk membuat atau menambah jalur alir pada formasi dengan lubang sumur. Dengan dilakukan hydraulic fracturing menyebabkan bertambahnya jari-jari pengurasan dan memperkecil nilai skin yang juga akan berpengaruh pada kenaikan produksi kumulatif. Hydraulic fracturing telah membuat konstribusi yang signifikan dalam dunia perminyakan untuk metode peningkatan perolehan sejak pertama kali dilakukan pada tahun 1947 pada lapangan gas Hugoton di Kansas dan diperkenalkan dalam dunia industry pada tahun 1949 Untuk memulai suatu proses Hydraulic Fracturing di butuhkan desain rekahan. Desain rekahan dibuat dengan cara berikut, yaitu pertama-tama dengan menentukan produksi minyak atau gas yang diinginkan berdasarkan berbagai macam panjang rekahan dan konduktivitas rekahan. Kemudian dari panjang dan konduktivitas rekahan yang ditentukan didesain perlakuan agar dapat memenuhi ukuran panjang dan konduktivitas rekahan yang diinginkan. Dan yang terakhir ditentukan pula nilai keekonomisannya. Pemilihan kandidat reservoir untuk hydraulic fracturing akan mempengaruhi hasil dari hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing biasanya dilakukan pada reservoir dengan permeabilitas rendah sampe menengah, namun tidak menutup kemungkinan untuk melakukannya pada reservoir dengan permeabilitas tinggi. Air yang terdapat pada reservoir juga mempengaruhi dari performa rekahan yang terbentuk. Karena air dikhawatirkan akan menghambat produksi dari minyak. Geometri atau bentuk dari suatu rekahan akan mempengaruhi kualitas dari rekahan. Pertambahan panjang dan tinggi sedikit banyak tentunya akan mempengaruhi produksi. Dengan mengacu pada hal-hal tersebut penulis merasa di perlukan suatu analisis dalam pendisaian geometri rekah.

II. TUJUAN Tujuan dari paper ini adalah Melakukan analisis desain perekahan hidraulik pada sumur dengan beberapa lapisan produktif dari variasi nilai desain hydraulic fracture pada panjang dan tinggi rekahan yang berbeda. Hasilnya berupa perbandingan antara jumlah produksi minyak kumulatif dari reservoir dengan hydraulic fracture dengan reservoir tanpa hydraulic fracture, sensitivitas yang dihasilkan dengan penambahan panjang dan tinggi rekahan, hubungan penambahan kedalaman perforasi terhadap produksi minyak kumulatif yang di hasilkan. Faktor produksi kumulatif air juga merupakan hal yang dibahas pada studi ini. Yang terakhir adalah analisa ekonomi untuk menentukan desain rekahan yang paling optimum. Hasil studi ini kemudian dianalisa dan dipaparkan pada penulisan ini. III. TEORI DASAR Hydraulic fracture adalah teknik stimulasi sumur yang bertujuan utama untuk meningkatkan jari-jari sumur efektif dengan cara membuat rekahan pada formasi dengan panjang tertentu dimana konduktivitas nya lebih besar dibandingkan konduktivitas formasi. Rekahan dibuat pada batuan dengan cara memompakan fluida perekah bertekanan tinggi ke dalam sumur sehingga dapat merekahkan batuan formasi. Selanjutnya diinjeksikan propan yang berfungsi untuk menahan rekahan yang terbentuk agar tidak menutup kembali. Arah rekahan dari hydraulic fracture umumnya tegak lurus dengan arah stress terkecil dari suatu formasi. Karena itu, arah rekahan hydraulic fracture bergantung pada mekanika batuan, kedalaman, dan tekanan overbuden formasi. Rekahan vertikal akan terbentuk jika arah stress terkecil horizontal. Model rekahan ini umum terjadi karena stress pada arah vertikal pada suatu formasi umumnya besar akibat overburden pressure3. Sebaliknya, rekahan horizontal terbentuk jika stress terkecil berarah vertikal. Fluida perekah memainkan peranan yang penting untuk menunjang aktifitas perekahan yang efektif. Viskositas fluida perekah dan karakteristik leakoff sangat menentukan perilaku propagasi rekahan dan transportasi pengganjal. fluida perekah antara lain fluida yang berbahan dasar minyak, fluida berbahan dasar air, fluida emulsi (emulsion fluid), dan fluida foam1. Berdasarkan pengalaman, fluida berbahan dasar minyak dan berbahan dasar air telah digunakan dan menunjukkan kesuksesan pada sumur minyak maupun sumur gas.


Page 2

Kriteria pertama sebelum melakukan perekahan hidraulik adalah penentuan kandidat sumur yang akan dilakukan perekahan hidraulik. Hal penting yang menentukan pemilihan kandidat yang tepat adalah dengan menetukan. penyebab dari rendahnya produktifitas dari suatu sumur. Dengan menggunakan informasi tersebut, maka perlakuan yang harus diterapkan pada suatu sumur akan dapat tentukan secara tepat. Beberapa kriteria sumur yang layak untuk dilakukan perekahan hidraulik antara lain volume hidrokarbon dalam formasi yang akan direkahkan tersebut masih cukup besar (ekonomis) dan sumur yang akan dilakukan pekerjaan hydraulic fracturing masih memiliki tekanan reservoir yang cukup. Data yang diperlukan dalam mendesain perekahan hidraulik berupa parameter mekanika batuan pada setiap lapisan termasuk ketebalan setiap lapisannya. Data yang yang merupakan input desain dapat dibatasi hanya pada bagian-bagian yang berperangaruh pada perekahan yakni pada lapisan-lapisan di sekitar lapisan yang merupakan point of interest. Data lithologi yang diperlukan antara lain Kedalaman lapisan, Ketebalan lapisan, Tipe batuan, Permeabilitas batuan, Koefisien leakoff, Modulus Young, Poisson Rasio, Gradien rekah (fracture gradient). Terdapat dua tipe model 2 dimensi dari lebar rekahan yang dihasilkan hydraulic fracture, yaitu PKN ( Perkins Kern Nordgren ) dan KGD ( Krhistianovic Gerrtsma de Kerk ). Pada model PKN, lebar rekahan dimodelkan berbentuk elips setinggi rekahan, sedangkan pada model KGD, lebar rekahan dimodelkan konstan sepanjang tinggi rekahan. Banyak teori yang berkembang mengenai pemilihan kedua model tersebut. Menurut referensi2, solusi pada model PKN valid jika setengah panjang rekahan tiga kali lebih besar dari tinggi rekahan. Untuk model KGD, tinggi rekahan lebih baik bernilai lebih dibandingkan dengan setengah panjang rekahan. Model PKN dan KGD Terdapat dua mekanisme yang terjadi pada rekahan yang telah dihasilkan hydraulic fracture, yaitu menerima fluida dari formasi dan mentransport fluida tersebut ke lubang sumur. Efisiensi dari mekanisme pertama bergantung pada panjang dan tinggi rekahan, sedangkan mekanime kedua bergantung pada permebilitas rekahan. Kedua efisiensi tersebut dapat dianalisa dengan variabel yang dikenal dengan konduksivitas rekahan tak berdimensi2 ( dimensionless fracture conductivity, FCD ). ..................................................................(1) Nilai FCD ini dapat pula dianalisa untuk memperkirakan geometri rekahan dan permeabilitas

rekahan. Jika permeabilitas reservoir besar, yang secara alami mengarah pada konduktivitas rendah, nilai permeabilitas rekahan dan lebar rekahan harus diperhatikan agar menghasilkan FCD yang baik4. IV. METODOLOGI 4.1 Pemodelan Reservoir Pada studi ini pemodelan reservoir menggunakan dua model. Model pertama adalah model reservoir tanpa rekahan yang dijadikan kasus dasar (base case) sedangkan model kedua adalah model reservoir dengan rekahan yang tinggi dan panjang rekahannya di variasikan. Pembuatan model reservoir kasus dasar dimulai dengan membuat grid kartesian berbentuk kubus pada simulator dengan arah sumbu x dan y sebesar 1850 ft dan sumbu z sebesar 250 ft. Model reservoir ini kemudian dibagi menjadi 37 blok dalam arah x dengan ukuran masing – masing grid 50 ft, 39 blok dalam arah y dengan masing – masing grid bernilai 47.4358 ft, serta 5 blok dalam arah z dengan masing – masing grid bernilai 50 ft. Batas atas reservoir terdapat pada kedalaman 6000 ft dan terdapat batas minyak dan air (water oil contact, WOC) pada kedalaman 6200 ft. Setelah membuat konstruksi model reservoir kasus dasar, nilai – nilai properti reservoir dan fluida dimasukkan ke dalam simulator. Properti batuan, kecuali permeabilitas vertikal, dan properti fluida pada model reservoir ini dianggap homogen. Nilai permeabilitas vertikal yang dimasukkan ke dalam simulator bernilai sepersepuluh dari nilai permebilitas horizontal karena pada arah vertikal terdapat efek tekanan overburden. Properti batuan terlampir pada Tabel 1. Batuan pada model reservoir ini merupakan batuan pasir dan bersifat water-wet Fluida yang terkandung dalam reservoir adalah minyak dan air. Sumur Produksi ditempatkan di tengah pada model reservoir ini, yaitu pada koordinat (19,20) dalam arah x dan y. Sumur ini di produksikan selama 15 tahun dalam simulator. Perforasi dilakukan dengan membaginya dalam 4 kasus. Kasus pertama meliputi perforasi pada zona 1. Kasus kedua meliputi perforasi pada zona 1 dan 2. Kasus 3 pada zona 1, 2 dan3. Kasus 4 pada zona 1,2,3 dan 4. Pada akhirnya didapat 4 kasus dasar dengan penambahan jumlah zona perforasi. Hal ini dilakukan untuk melihat kondisi produksi ketika perforasi sudah dekat dengan zona air. Pembuatan model reservoir rekahan dibuat dengan memberikan rekahan pada model reservoir kasus dasar. Pemodelan rekahan pada reservoir dibentuk dengan membuat grid kecil sebesar 0.02 ft pada ordinat j=20. Grid kecil inilah yang memodelkan


Page 3

rekahan pada reservoir ini. Kemudian grid ini dijadikan sector yang berbeda dengan sector model reservoir keseluruhan pada simulator. Nilai Permeabilitas pada grid kecil ini diubah besarnya menjadi 10 darcy = 10000 md pada arah horizontal dan 1 darcy = 1000 md pada arah vertical. Nilai ini diambil dari nilai permeabilitas propan yang berkisar 10 – 1000 darcy. Pemodelan Kasus reservoir rekahan dilakukan dengan memodelkan nilai panjang rekah dan tinggi rekahan yang berbeda-beda, namun lebar rekah di buat tetap 0.02 ft. Panjang rekahan (2Xf) dibuat dalam selang 100ft antara 150-1050 ft sedangkan tinggi rekahan dibuat dalam selang 50 ft antara 50 ft-200 ft. Pemberian rekahan ini kemudian diterapkan pada 4 kasus dasar awal sehingga didapat 4 variasi kasus dengan zona perforasi yang berbeda-beda dengan panjang dan tinggi rekahan juga berbeda-beda. Hal ini dilakukan untuk mengetahui desain yang optimal untuk model reservoir ini. 4.2 Analisa Produksi Kumulatif Minyak Setelah dilakukan pemproduksian sumur selama 15 tahun didapat hasil berupa nilai produksi kumulatif minyak dari berbagai kasus. Kemudian nilai ini di konversikan menjadi nilai Recovery Factor dengan rumus:

a. b. c.

Biaya perencanaan (engineering) Mobilisasi Persiapan pelaksanaan seperti workover rig. Asumsi yang digunakan untuk analisa Ekonomi : 1. Volume Propan dan fluida perekahan yang dibutuhkan sama dengan volume rekahan yang di bentuk. 2. Biaya pemompaan bernilai 2/3 dari biaya fluida perekah 3. Nilai dari fixed cost adalah $200.000 4. Nilai fixed cost bertambah $5000 dengan penambahan zona perforasi. 5. Harga minyak per bbl = $40 6. Harga propan $0.15/lb dan harga fluida perekah $6/gal Dengan asumsi dan model untuk mencari biaya perekahan dapat ditentukan analisa ekonomi dengan selisihkan minyak kumulatif yang di peroleh dengan biaya untuk membuat rekahan. V. HASIL DAN PEMBAHASAN Rekahan membuat daerah reservoir yang terkuras menjadi semakin luas. Dengan demikian nilai saturasi minyak pada reservoir dengan rekahan yang tersisa menjadi lebih kecil dibanding dengan saturasi pada reservoir tanpa rekahan. Tentunya hal ini sesuai dengan tujuan hydraulic fracturing untuk meningkatkan perolehan minyak 5.1 Analisa Kasus dasar

Nilai RF ini kemudian digunakan untuk menganalisa produksi kumulatif. Dengan RF analisa lebih mudah dilakukan karena nilai RF dalam bentuk persen. Setelah itu hasil ini perkasus dibandingkan dengan kasus dasarnya masing-masing. Sehingga didapatkan selisih kenaikan recocery factor dari reservoir tanpa rekahan dan reservoir dengan rekahan 4.3 Perhitungan NPV Desain rekahan yang baik haruslah mampu menghasilkan keuntungan. Parameter keekonomian yang umumnya menjadi tinjauan antara lain biaya perekahan, pendapatan yang didapat dari produksi pasca perekahan, dan net present value (NPV). Biaya perekahan terdiri dari biaya bergerak dan biaya tetap. Yang termasuk dalam biaya bergerak adalah material pembuat rekah. Sedangkan yang termasuk biaya tetap adalah seperti pengadaan rig. Teknik penghitungan biaya perekahan dapat dilakukan sebagai berikut: 1. Biaya bergerak (variable cost) a. Biaya fluida. b. Biaya proppant. c. Biaya pemompaan 2. Biaya tetap (fixed cost)

Hasil dari running case menghasilkan jumlah minyak awal sebesar 13x106STB . Dalam kasus dasar pertama dimana perforasi dilakukan pada zona 1 didapatkan hasil minyak kumulatif sebesar 1.03x106 STB. Jumlah ini meningkat jika dibandingkan dengan Kasus dasar 2 yang menghasilkan 1.2 x106 STB. Penambahan zona perforasi pada zona ke tiga juga masih menambah produksi kumulatif minyak menjadi 1.25 x106 STB. Peningkatan ini tidak terlalu tinggi dibandingkan dengan kenaikan dari kasus dasar 1 ke kasus dasar 2. Untuk kasus dasar 4 hasil produksi menurun dari kasus dasar 3. Hal ini dikarenakan zona perforasi sudah sangat dekat dengan zona air. Dalam perbandingan kasus dasar reservoir tanpa rekah ini kasus dasar 3 dengan zona perforasi pada layer 1,2,3 memiliki nilai terbesar dari kasus yang lain. 5.2 Sensitivitas Panjang dan Tinggi Kasus 1 Pada kasus ini pertambahan nilai RF terjadi sepanjang pertambahan panjang rekahan. Nilai RF terbesar per kasus tinggi terjadi pada panjang rekahan 950ft pada tinggi 50ft, panjang rekahan 1050 ft pada


Page 4

tinggi 100ft , panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 150 ft dan panjang rekahan 1050ft pada tinggi 200ft. Nilai Recovery maksimum dari kasus 1 adalah pada panjang rekahan 1050 ft dan tinggi 100ft. Jika dibandingkan dengan kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar antara 0.01% sampai dengan 0.11 %. Data terlampir dalam Tabel 4 Kasus 2 Pada kasus ini pertambahan nilai RF juga sebanding dengan pertambahan panjang. Perbedaannya terletak pada tingkat kenaikan RF dari reservoir kasus dasar ke reservoir dengan rekahan. Perubahannya lebih besar dari kasus sebelumnya. Nilainya berkisar antara 0.17% sampai dengan 0.59 % Nilai RF terbesar perkasus tinggi terjadi pada panjang rekahan 1050ft pada tinggi 50ft, panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 100ft , panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 150 ft dan panjang rekahan 1050ft pada tinggi 200ft. Nilai Maksimum RF terjadi pada panjang 1050 ft dan tinggi 100 ft. Data terlampir pada Tabel 5 Kasus 3 Pada kasus ini nilai recovery factor terlihat paling besar dari kasus-kasus lainnya. Nilai maksimum perolehan terjadi pada panjang 1050 ft dan tinggi 100 ft. pada Pertambahan panjang pada kasus ini juga akan meningkatkan nilai RF. Jika dibandingkan dengan kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar antara 0.45% sampai dengan 1.35 %. Data terlampir pada Tabel 6 Kasus 4 Nilai RF terbesar perkasus tinggi terjadi pada panjang rekahan 1050ft pada tinggi 50ft, panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 100ft , panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 150 ft dan panjang rekahan 1050ft pada tinggi 200ft. Nilai Maksimum RF terjadi pada panjang 1050 ft dan tinggi 100 ft.. Jika dibandingkan dengan kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar antara 0.01% sampai dengan 1.36 %. Data terlampir pada Tabel 7 Dari seluruh kasus pemvariasian nilai panjang rekahan didapat hasil bahwa dengan pertambahan panjang didapatkan kenaikan produksi kumulatif. Nilai ini akan terus bertambah sampai panjang rekahan tertentu. Pertambahan nilai ini awalnya cukup besar namun akhirnya akan semakin kecil sehingga membuat pertambahan panjangnya tidak lagi menguntungkan

dibanding dengan produksi kumulatifnya. Grafik terlampir pada Gambar 8 sampai dengan Gambar 11 Berbeda dengan panjang rekahan pengaruh tinggi rekahan menyebabkan penurunan kumulatif produksi jika tinggi rekahan terlalu besar. Trend menunjukkan kenaikan terjadi pada tinggi rekahan 50 ft ke 100ft dan penurunan terjadi pada ketinggian100 ft ke 150 ft dan 150ft ke 200ft. Dari kesuluruhan kasus penambahan ketinggian fracture seluruhnya menaikan produksi kumulatif jika dibandingkan dengan kasus dasar tanpa menggunakan fracture. Grafik terlampir pada Gambar 12 sampai dengan Gambar 15 5.3 Analisa Produksi Air Pada model tanpa rekah produksi kumulatif selalu meningkat dengan pertambahan zona perforasi. Hal ini disebabkan karena dengan semakin dalam zona yang diperforasi maka semakin dekat pula dengan zona air. Jadi walaupun jumlah produksi minyak meningkat, air yang terproduksikan juga semakin banyak. Tinggi rekahan menjadi factor yang penting dalam sedikit banyaknya produksinya air. Dari keempat kasus yang dianalisis menunjukkan dengan tinggi rekahan sesuai dapat menurunkan produksi air. Contohnya pada seluruh kasus dengan tinggi rekahan 50ft. Pada kasus ini trend menunjukkan produksi air menurun terhadap pertambahan panjang sedangkan pada kasus tinggi 100ft dan150ft pada kasus 1,2 dan 3 produksi air menunjukkan kenaikan. Pada kasus 4 dengan tinggi rekahan 100ft dan 150ft keberadaan rekahan membuat produksi air menurun. Hal ini disebabkan karena pada kasus 4 perforasi sudah dekat dengan zona air, dengan adanya fracture yang tidak terlalu dalam (100ft-150) membuat jalur minyak sehingga produksi airnya berkurang. Data Produksi kumulatif air terlampir pada tabel 12 dan 13. 5.4 Hasil Perhitungan Keekonomian Hasil yang didapat dari perhitungan nilai keekonomisan adalah keuntungan maksimal didapat pada kasus 3 dengan panjang rekahan 850 ft (Xf=425) dengan ketinggian fracture 100ft. Hasil perhitungan terlampir pada tabel 8-11 VI. KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan 1. Penambahan panjang rekahan akan menyebabkan pertambahan pada produksi kumulatif minyak. Pertambahan ini awalnya dalam jumlah cukup besar, namun setelah panjang rekahan tertentu perubahannya tidak terlalu besar


Page 5

2.

Tinggi rekahan merupakan factor penting dalam desain geometri rekahan. Dengan Tinggi rekahan yang tepat selain akan meningkatkan perolehan juga akan meminimalisir produksi air 3. Pemilihan zona yang akan di perforasi akan menentukan kesuksesan dalam hydraulic fracturing 4. Desain rekahan yang dianjurkan pada studi ini adalah dengan panjang Xf 425 ft dan ketinggian 100ft 6.2 Saran 1. Perlu dilakukan studi yang lebih mendalam dalam optimasi desain rekahan dengan mempertimbangkan parameter desain rekahan lainnya dan properti reservoir. 2. Masih perlu analisis nilai keekonomian yang lebih akurat dan lebih memperhitungkan lebih banyak aspek untuk mengoptimasi panjang dan lebar fracture serta zona yang diperforasi VII.

DAFTAR SIMBOL

FCD

= dimensionless fracture conductivity

k

= permeabilitas reservoir, mD

kf

= permeabilitas rekahan, mD

w

= lebar rekahan, ft

Xf

= setengah panjang rekahan, ft

RF

= recovery factor, %

IOIP

= initial oil in place, STB

NP

= Oil Cumulative Production, STB

VIII. DAFTAR PUSTAKA 1. Suwanda, Teknik Limited Entry dalam Simulasi Hydraulik Multi Lapisan. Thesis 2. Guo, Boyun., Lyons, W.C., Ghalambor, Ali. (2007): Petroleum Production Engineering: A ComputerAssisted Approach, Elsevier Science & Technology Books. 3. Schlumberger : Introduction to Stimulation, Kellyvile Training Centre 4. C.T. Montgomery, R.E. Steanson : Proppant Selection: The Key to Successful Fracture Simulation. 5. Valko,P.P : Short Course Hydraulic Fracturing, Texas A&M University, 2005


Page 6

LAMPIRAN

Kasus 4 Kasus 3 Kasus 2 Kasus 1

Gambar 1. Model Reservoir Kasus Dasar Tabel 1. Properti Batuan Porositas

Permeabilitas

Permeabilitas Vertikal

Tekanan Awal

Temperatur

P Bubble

20 %

4 md

0.4 md

4000 psi

220 °F

1000 psi

Tabel 2. Properti Fluida Parameter °API SG Gas Kompresibilitas air, psi-1

Nilai 50 0.65 3.5E-06

Tabel 3. Kondisi awal Reservoir Parameter Jumlah minyak awal Jumlah air awal Volume pori berisi hidrokarbon

Nilai 13.00 MMSTB 15.86 MMSTB 14155 MRBBL


Page 7

Gambar 2. Tampak Samping, Sebelum dan sesudah di Fracture

Gambar 3. Model Reservoir dengan Rekahan Tampak atas

Gambar 4. Model 2 dimensi PKN


Gambar 5. Model 2 dimensi KGD

Page 8

Gambar 6. Pengurasan Reservoir tanpa rekahan

Gambar 7. Salah satu contoh Pengurasan Reservoir dengan rekahan


Page 9

Gambar 8. Oil Production Cumulative vs Panjang Rekahan (2 Xf) pada Kasus 1



Page 10




Page 11

Gambar 12. Oil Production Cumulative vs Tinggi Rekahan pada Kasus 1



Page 12




Page 13

Tabel 4. Nilai Recovery Factor dan Peningkatannya Terhadap Kasus Dasar Kasus 1

Recovery Factor

Pertambahan RF Terhadap Basecase

Height Length Basecase 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft 7.99 8.05 8.05 8.06 8.06 8.06 8.07 8.07 8.07 8.07 8.07

Height 100 ft 7.99 8.09 8.09 8.10 8.10 8.10 8.10 8.11 8.11 8.11 8.11

150 ft 7.99 8.03 8.03 8.03 8.03 8.03 8.03 8.04 8.04 8.04 8.04

200 ft 7.99 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.00 8.01 8.01 8.01 8.01

Length Basecase 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft 0.00 0.07 0.07 0.07 0.07 0.08 0.08 0.08 0.08 0.09 0.09

100 ft 0.00 0.10 0.11 0.11 0.11 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12

150 ft 0.00 0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06

200 ft 0.00 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03


Recovery Factor



50 ft 9.24 9.59 9.60 9.61 9.61 9.62 9.63 9.63 9.63 9.64 9.64

Height 100 ft 9.24 9.77 9.79 9.80 9.81 9.81 9.81 9.82 9.82 9.82 9.82

150 ft 9.24 9.43 9.51 9.51 9.51 9.52 9.52 9.53 9.53 9.54 9.54

200 ft 9.24 9.40 9.46 9.46 9.45 9.45 9.46 9.46 9.47 9.47 9.47

Length Basecase 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050


50 ft 0.00 0.35 0.36 0.37 0.38 0.39 0.39 0.40 0.40 0.40 0.40

100 ft 0.00 0.53 0.55 0.56 0.57 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.59

150 ft 0.00 0.20 0.27 0.27 0.28 0.28 0.29 0.29 0.30 0.30 0.30

200 ft 0.00 0.17 0.23 0.22 0.22 0.22 0.22 0.23 0.23 0.23 0.24

Page 14


Recovery Factor



50 ft 9.63 10.64 10.71 10.74 10.75 10.76 10.77 10.77 10.77 10.78 10.78

Height 100 ft 9.63 10.88 10.92 10.93 10.94 10.95 10.96 10.97 10.97 10.97 10.98

150 ft 9.63 10.31 10.32 10.34 10.35 10.36 10.37 10.38 10.38 10.39 10.39

200 ft 9.63 10.08 10.15 10.15 10.16 10.16 10.17 10.18 10.18 10.19 10.19

Length Basecase 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft 0.00 1.01 1.08 1.11 1.13 1.13 1.14 1.14 1.15 1.15 1.15

100 ft 0.00 1.25 1.29 1.30 1.32 1.33 1.33 1.34 1.34 1.35 1.35

150 ft 0.00 0.68 0.70 0.71 0.72 0.73 0.74 0.75 0.76 0.76 0.76

200 ft 0.00 0.45 0.52 0.53 0.53 0.53 0.54 0.55 0.55 0.56 0.56


Recovery Factor


Height Length Basecase 150.00 250.00 350.00 450.00 550.00 650.00 750.00 850.00 950.00 1050.00

50 ft 8.54 9.52 9.58 9.60 9.61 9.62 9.62 9.63 9.63 9.63 9.63

Height 100 ft 8.54 9.76 9.82 9.85 9.87 9.88 9.88 9.89 9.89 9.90 9.90

150 ft 8.54 9.52 9.57 9.59 9.61 9.62 9.63 9.64 9.64 9.65 9.65

200 ft 8.54 8.55 8.55 8.56 8.58 8.59 8.60 8.61 8.62 8.62 8.62

Length Basecase 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050


50 ft 0.00 0.98 1.03 1.05 1.07 1.07 1.08 1.08 1.08 1.09 1.09

100 ft 0.00 1.22 1.28 1.31 1.32 1.33 1.34 1.35 1.35 1.35 1.36

150 ft 0.00 0.98 1.02 1.05 1.06 1.07 1.08 1.09 1.10 1.10 1.11

200 ft 0.00 0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.08

Page 15

Tabel 8. Hasil Perhitungan Keekonomian

Kasus 1

Height

Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft $41,330,600 $41,665,530 $41,659,750 $41,667,570 $41,679,390 $41,689,610 $41,695,430 $41,697,650 $41,695,870 $41,696,090 $41,686,310

100 ft $41,330,600 $41,823,260 $41,832,900 $41,839,340 $41,841,380 $41,838,220 $41,830,660 $41,820,700 $41,806,740 $41,791,980 $41,776,020

150 ft $41,330,600 $41,505,390 $41,484,050 $41,449,910 $41,430,570 $41,419,230 $41,408,290 $41,394,950 $41,378,010 $41,357,870 $41,335,730

200 ft $41,330,600 $41,350,720 $41,328,000 $41,300,080 $41,254,560 $41,223,040 $41,197,920 $41,173,600 $41,147,680 $41,119,360 $41,088,640

100 ft $47,830,400 $50,557,860 $50,657,500 $50,701,140 $50,716,380 $50,724,420 $50,725,260 $50,721,300 $50,713,340 $50,702,580 $50,689,020

150 ft $47,830,400 $48,814,390 $49,168,650 $49,148,510 $49,142,370 $49,145,430 $49,151,690 $49,153,950 $49,150,610 $49,141,270 $49,126,730

200 ft $47,830,400 $48,643,320 $48,923,800 $48,847,880 $48,799,960 $48,770,840 $48,753,720 $48,739,800 $48,723,880 $48,704,760 $48,681,640

100 ft 49,865,400 56,345,660 56,518,100 56,587,740 56,632,180 56,659,820 56,678,660 56,690,300 56,695,140 56,693,580 56,687,220

150 ft 49,865,400 53,371,790 53,417,250 53,465,910 53,502,970 53,522,830 53,543,490 53,557,350 53,566,410 53,565,470 53,557,330

200 ft 49,865,400 52,147,520 52,490,400 52,470,880 52,454,160 52,446,640 52,440,720 52,442,400 52,437,280 52,425,760 52,407,840


Kasus 2 Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

Height 50 ft $47,830,400 $49,650,930 $49,689,150 $49,724,170 $49,756,390 $49,784,610 $49,807,230 $49,821,850 $49,830,870 $49,833,890 $49,833,310


Kasus 3 Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

Height $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

50 ft 49,865,400 55,104,330 55,462,550 55,604,770 55,678,990 55,712,810 55,732,230 55,743,250 55,748,670 55,750,090 55,748,310

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $


$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

Page 16


Kasus 4 Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

Height 50 ft 44,225,200 49,294,930 49,574,350 49,679,370 49,732,790 49,759,410 49,775,230 49,783,450 49,786,870 49,785,490 49,782,510

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

100 ft 44,225,200 50,541,860 50,837,100 50,958,340 51,020,780 51,056,020 51,078,060 51,090,100 51,093,740 51,091,380 51,085,020

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

150 ft 44,225,200 49,275,590 49,480,250 49,572,110 49,620,370 49,655,030 49,680,090 49,696,350 49,703,410 49,701,670 49,692,330

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

200 ft 44,225,200 44,181,320 44,183,400 44,200,280 44,229,960 44,254,440 44,275,320 44,286,600 44,288,280 44,279,560 44,262,040

Tabel 12 dan Tabel 13. Produksi Kumulatif Air

Produksi Kumulatif Air (Kasus 1)


Height Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft 43872.9 44424.6 43731.6 43116.1 42623.7 42248.7 41990.4 41792.8 41685.5 41606.8 41556.2

Height 100 ft 43872.9 48695.4 48617.6 48198.6 47681.1 47198.5 46828.5 46554 46371.8 50144.1 46159.2

150 ft 43872.9 51028.1 51886.8 52070.2 51875.3 51488.2 51090.7 50754.7 50504.3 50327.7 50208.2

200 ft 43872.9 52564.6 54231.1 55029.6 55273.3 55156.3 54889 54601.8 54354.2 54164.6 54029.9

Produksi Kumulatif Air (Kasus 3) 50 ft 262284 216490 213477 211967 210962 210219 209663 209231 208933 208730 208580

100 ft 113153 122886 121710 120606 119583 118648 117860 117268 116823 116519 116306

150 ft 113153 133133 133603 133431 132911 132156 131328 130596 130008 129565 129257

200 ft 113153 137069 139158 140163 140458 140287 139821 139275 138766 138346 138031


Height Length 0 150 250 350 450 550 650 750 850 950 1050

50 ft 113153 96840.1 95223.8 94203 93441.3 92841.7 92388.8 92043.1 91805.7 91639.6 91533.1 Height

100 ft 262284 227943 224255 222062 220495 219357 218435 217698 217135 216721 216434

150 ft 262284 303025 301207 299317 297724 296548 295360 294338 293438 292793 292321

200 ft 262284 323288 323821 323414 322931 322223 321471 320526 319764 319153 318705

50 ft 500464 405494 398277 395433 393872 392976 392361 391929 391616 391427 391278


100 ft 500464 373977 366146 362673 360662 359335 358326 357579 357039 356648 356362

150 ft 500464 405304 399513 396536 394656 393123 391824 390736 389892 389262 388816

200 ft 500464 534324 531371 530046 528414 526903 525478 524301 523362 522677 522222 Page 17

2011 Page 1

Recommend Documents