JTM Vol. XVII No. 2/2010
PENGARUH UKURAN BUTIR DAN PENEMPATAN PROPPANT TERHADAP OPTIMASI PEREKAHAN HIDRAULIK SUMUR MINYAK Sudjati Rachmat 1, Sapto Edi Nugroho 1 Sari Produktivitas sumur pasca perekahan hidraulik terutama ditentukan oleh daerah rekahan efektif yang terbentuk, yaitu bagian dari rekahan yang memberikan konduktivitas lebih tinggi dari reservoir untuk meningkatkan kapasitas aliran fluida reservoir ke lubang sumur. Penempatan proppant yang baik dan peningkatan permeabilitas proppant pack merupakan upaya yang dapat ditempuh untuk mencapai tujuan tersebut. Dari sisi fluida pembawa proppant dikenal istilah fluida perfect support yang memberikan sifat suspensi yang baik pada proses proppant transport dan jenis fluida banking yang menghasilkan pengendapan proppant yang lebih tinggi. Sementara penggunaan proppant dengan ukuran butir lebih besar diketahui memberikan peningkatan permeabilitas proppant pack yang lebih tinggi sehingga konduktivitas rekahan yang diperoleh akan meningkat. Pada umumnya penggunaan fluida perfect support lebih banyak dipilih untuk menjamin distribusi proppant yang lebih merata ke dalam rekahan. Namun dari sisi keekonomian, biaya material untuk fluida jenis ini jauh lebih mahal bila dibandingkan dengan fluida jenis banking. Dalam hal inilah adanya optimasi desain perekahan diperlukan untuk menghasilkan sebuah desain yang akan memberikan keuntungan ekonomi maksimal. Dengan bantuan sebuah simulator perekahan hidraulik pseudo-3D, studi kasus dilakukan pada perekahan dengan model pertumbuhan tinggi rekahan ke bawah dari zona target yang berbeda. Simulasi dan evaluasi dilakukan untuk melihat efektifitas dan pengaruh dari penggunaan jenis fluida pembawa dan ukuran proppant yang berbeda, terhadap nilai keekonomian perekahan yang dihasilkan. Hasil simulasi menunjukkan bahwa penggunaan fluida banking pada perekahan dengan model pertumbuhan tinggi rekahan ke bawah yang terbatas menghasilkan nilai keekonomian lebih tinggi. Sedangkan penggunaan proppant dengan ukuran yang lebih besar pada tiap jenis fluida, seperti diduga akan menghasilkan permeabilitas proppant pack yang lebih tinggi, sehingga konduktivitas efektif rekahan juga meningkat. Kata Kunci: perfect support , banking, penempatan proppant Abstract Productivity of hydraulic fractured wells is mainly determined by the effective area formed, which is part of the fractures that give a higher conductivity of the reservoir to increase the capacity of the reservoir fluid flow into the wellbore. Good placement of proppant and proppant pack permeability increase an effort that can be taken to achieve that goal. From the side of the carrier fluid proppant known perfect fluid term support which provides good suspension properties on the process of proppant transport and banking type of fluid that produces a higher proppant deposition. While the use of proppant with larger grain size is known to increase permeability of the proppant pack conductivity fracture obtained wll be increase. In general, use more support perfect fluid is selected to ensure a more equitable distribution of proppant into the fracture. But in terms of economic, material costs for this type of fluid is much more expensive when compared with the fluid type of banking. In this case the fracture design optimization is required to produce a design that will provide maximum economic benefits. Using a pseudo-3D hydraulic hydraulic fracturing simulator, case studies performed on fracturing with high growth model to the bottom of the fracture zone of a different target. Simulation and evaluation done to see the effectiveness and impact of the use of a carrier fluid types and sizes of different proppant, to the economic value offracture generated. The simulation results show that the use of fracturing fluid banking on high-growth model with finite cracks down produces a higher economic value. While the use of proppant with a larger size on the each type of fluid, such as permeability is expected to generate higher proppant pack, so that the effective fracture conductivity also increases Keywords: perfect support, banking, proppant placement. 1)
Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung Jl. Ganesa No. 10 Bandung 40132, Telp :+62 22-2504955, Fax.: +62 22-2504955, email:
[email protected]
I. PENDAHULUAN Parameter kesuksesan pekerjaan perekahan terutama dipengaruhi oleh terciptanya daerah rekahan efektif yang mempunyai konduktivitas rekahan yang lebih besar dari konduktivitas reservoir. Berkaitan dengan hal ini proppant sebagai material pengganjal rekahan berperan penting untuk menghasilkan konduktivitas aliran yang cukup besar untuk meminimalkan kehilangan tekanan dalam rekahan saat sumur diproduksikan kembali. Proppant yang berada dalam rekahan nantinya akan menjadi bagian
yang menyatu pada sistem komplesi sumur karena berfungsi sebagai penghubung aliran hidrokarbon dari reservoir ke lubang sumur. Optimasi dari konduktivitas rekahan atau luas daerah rekahan efektif perlu dilakukan mengingat produksi hidrokarbon yang dihasilkan sumur adalah berasal dari daerah yang direkahkan tersebut. Parameter ini ditentukan oleh tinggi rekahan yang terisi proppant pada selang zona produksi dengan panjang rekahan efektif yang tercipta. Penempatan proppant 107
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
dalam rekahan kemidian menjadi faktor penentu. Dalam kerangka inilah pemilihan fluida perekah sebagai pembawa proppant menjadi hal yang sangat penting. Pada proses proppant transport dan placement dikenal istilah fluida perfect support dan banking ke seluruh daerah rekahan yang lebih baik karena mempunyai daya topang terhadapproppant yang terkandung di dalamnya. Sebaliknya fluida banking lebih cenderung untuk menimbulkan pengendapan selama proses penempatan proppant (Economies, 1989). Sementara penggunaan proppant dengan ukuran lebih besar secara teoritis akan meningkatkan konduktivitas rekahan, namun pertimbangan dari segi proppant admittance dan pengaruh in-situ stress batuan harus dipertimbangkan, karena makin besar ukuran proppant kecenderungan untuk hancur (crush) saat terkena beban dan akan menghasilkan kotoran (fine) yang justru akan menurunkan permeabilitas proppant pack (Economies, 1989). Studi ini bertujuan untuk melakukan analisa pengaruh ukuran butir dan penempatan proppant pada kasus perekahan dengan model pertumbuhan tinggi rekahan yang berbeda. Kondisi yang dimaksud adalah adanya pertumbuhan tinggi rekahan ke arah bawah lapisan target yang terbatasi (downward height growth containment) dan berlebihan (extensive downward height growth). Parameter keekonomian NPV tiap skenario yang berbeda digunakan sebagai tolok ukur perbandingan studi kasus untuk menentukan pemilihan jenis fluida dan proppant yang menghasilkan nilai keekonomian terbaik. Data studi kasus diambil dari dua pekerjaan perekahan sumur minyak yang dilakukan pada lapangan X yang menunjukkan perbedaan pertumbuhan tinggi rekahan sesuai dengan tujuan penelitian dimaksud. Data reservoir, parameter perekahan dan data penunjang lainnya dikumpulkan sebagai masukan simulator untuk membuat sebuah model geometri rekahan. Parameter fluida, proppant, jadwal injeksi dan parameter keekonomian pada skenario dasar tiap sumur menggunakan parameter umum yang biasa digunakan di lapangan ini. I. TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Optimasi Perekahan Hidraulik Produktivitas sumur hasil perekahan hidraulik secara umum tergantung pada dua tahap yaitu menerima fluida dari formasi dan menyalurkan fluida tersebut ke lubang sumur. Efisiensi tahap pertama tergantung dari dimensi rekahan (panjang dan tinggi rekahan), sedangkan yang kedua tergantung dari permeabilitas rekahan. Hubungan kedua tahap ini dapat dianalisa
dengan menggunakan konsep konduktivitas rekahan, yang pertama kali diperkenalkan oleh Prats (1961). = ܦܥܨ
.௪ .௫
(1)
dimana: ܨ = konduktivitas rekahan, dimensionless ݇ = permeabilitas rekahan, md w = lebar rekahan, ft ݔ = panjang rekahan, ft Pada tahap desain perekahan, nilai FCD ditentukan untuk mencapai keseimbangan antara kapasitas aliran rekahan dan deliverabilitas reservoir dalam rangka optimasi dimensi perekahan dan keekonomian. Plot antara indikator keekonomian NPV vs panjang rekahan (ݔ ) adalah salah satu alat bantu yang dipergunakan dalam tahap optimasi desain perekahan. Beberapa paper yang telah diterbitkan yang mengulas hal ini, menjadi dasar dikembangkannya modul optimasi perekahan dalam banyak simulator desain perekahan saat ini. Konsep optimasi perekahan yang menggabungkan variabel reservoir dan respon produksi pasca perekahan dengan volume treatment yang diperlukan untuk variasi panjang rekahan tertentu, akan menghasilkan nilai maksimum pada kurva NPV yang mengindikasikan panjang rekahan optimum. Secara skematis, konsep ini ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Konsep optimasi keekonomian perekahan hidraulik pada simulator 2.2 Fluida perekah dan proppant Pemilihan fluida perekah dan proppant merupakan faktor penting dalam sebuah desain perekahan. Besar dan jumlah dari material serta model pemompaannya akan menentukan ukuran rekahan yang dihasilkan. Pemilihan fluida perekah terutama berdasarkan dua kriteria, yang pertama adalah untuk membuat dan mengembangkan rekahan sekaligus sekaligus mengangkut dan menempatkan proppant dalam 108
Pengaruh Ukuran Butir dan Penempatan Proppant terhadap Optimasi Perekahan Hidraulik Sumur Minyak rekahan. Kriteria kedua adalah pengaruh kerusakan residu yang mungkin ditimbulkannya pada tumpukan proppant (proppant pack) yang terbentuk harus diusahakan seminimal mungkin. Kriteria pemilihan fluida perekah antara lain harus memenuhi persyaratan sebagai berikut: - Fluid loss yang rendah untuk meningkatkan efisiensi fluida dalam menciptakan area rekahan yang cukup selama injkesi dan penempatan proppant dalam rekahan. - Viskositas yang cukup untuk membuat rekahan dan membawa dan menempatkan proppant dalam rekahan. Fluida perekah yang baik haruslah dapat mempertahankan viskositas selama proses injeksi dan mudah pecah saat pekerjaan selesai untuk memudahkan proses clean up. - Kesesuaian dengan fluida dan batuan formasi untuk meyakinkan bahwa fluida yang merembes ke formasi tidak meyebabkan kerusakan formasi yang justru akan menurunkan efisiensi perekahan. - Menimbulkan tekanan gesek minimal untuk menghindari tekanan pemompaan yang terlalu tinggi dan melampaui batas kekuatan tubular. - Ekonomis, dengan memperhitungkan efektifitas fluida perekah tersebut terhadap peningkatan produksi pasca perekahan. Pemilihan proppant ditekankan pada peningkatan permeabilitas proppant pack yang terjadi pada kondisi tegangan in-situ batuan untuk menghasilkan konduktivitas rekahan yang cukup guna meningkatkan kapasitas aliran dalam rekahan. Untuk membuat dan mengembangkan sebuah rekahan, pengaruh tegangan in-situ harus diperhitungkan. Jika kekuatan proppant tidak mampu mengatasi tegangan penutupan rekahan, butiran proppant akan hancur dan menurunkan permeabilitas rekahan. Proppant dengan ukuran yang lebih besar umumnya akan memberikan permeabilitas rekahan yang lebih baik karena nilai permeabilitas akan meningkat seiring dengan bertambahnya diameter dari butiran.Namun penggunaannya pada sumur yang dalam perlu dikaji lebih jauh karena tegangan insitu yang bekerja pada rekahan lebih besar sehingga butir proppant cenderung lebih mudah hancur (makin besar ukuran proppant, kekuatannya akan makin menurun). Hal lain yang mungkin timbul adalah masalah penempatan proppant dalam rekahan (proppant admittance). Ukuran yang lebih besar menuntut lebar rekahan yang lebih besar dan kecepatan pengendapan partikel yang bertambah. Tingkat kebulatan proppant berpengaruh pada keseragaman distribusi tegangan agar kekuatan tumpukan proppant lebih tinggi. Densitas proppant berpengaruh pada proses pengangkutan proppant karena laju pengendapan akan linear terhadap berat jenis partikel. Penempatan
proppant dapat ditingkatkan dengan dua cara yaitu dengan menggunakan fluida berviskositas tinggi dan menaikkan laju injeksi dengan mengunakan fluida berviskositas rendah untuk mengurangi waktu pemompaan dan waktu suspensi yang lebih diperlukan (Economides, 1998) dan (Economies, 1989). 2.3 Penempatan proppant Pengangkutan proppant menjadi pertimbangan penting dalam desain perekahan agar penempatan proppant dalam zona produksi menjadi efektif. Pengangkutan proppant dan suspensi oleh fluida rekahan selama perekahan berpengaruh langsung pada luas daerah rekahan terisi proppant (propped area) yang tercipta. Pengangkutan proppant yang tidak baik akan membuat pengendapan proppant yang berlebihan, seringkali pada daerah di bawah rekahan yang terjadi (di bawah interval produksi), sehingga menghasilkan panjang rekahan efektif yang relatif pendek dan tinggi rekahan yang tidak mencakup ketebalan reservoir pada zona produktifnya. Faktor ini akan berujung pada penurunan efisiensi stimulasi sehingga peningkatan produksi setelah perekahan juga tidak akan optimal. Analisa produksi setelah perekahan seringkali menunjukkan bahwa daerah rekahan efektif lebih kecil daripada yang diharapkan dalam desain perekahan, yang mencerminkan proppant tidak ditempatkan secara efektif dalam rekahan ataupun adanya kerusakan proppant pack yang berlebihan. Optimasi luas rekahan pada prinsipnya difokuskan pada peningkatan kemampuan pengangkutan proppant dan proses pembersihan fluida dalam rekahan setelah injeksi selesai dilakukan. Penempatan proppant dalam rekahan terutama dipengaruhi oleh laju pengendapan proppant sebagai fungsi dari komposisi fluida dan kondisi selama proses injeksi. Hukum Stoke untuk menentukan kecepatan pengendapan patikel dalam sebuah kolom fluida digunakan untuk menggambarkan laju pengendapan proppant (Economides, 1998) sebagai berikut: v୲ = 1.15x10ଷ ቀ
ୈమ ౦౨౦ ஜϐౢ౫ౚ
ቁ ൫γ୮୰୭୮ − γϐ୪୳୧ୢ ൯
(2)
dimana v୲ adalah kecepatan pengendapan (terminal velocity), Dprop adalah diameter ratarata proppant, ߤ௨ௗ adalah viskositas fluida, dan ߛ serta ߛ௨ௗ adalah berat jenis proppant dan fluida perekah. Dari persamaan di atas terlihat dengan menaikkan viskositas fluida perekah dan atau menurunkan diameter proppant dapat meningkatkan kemampuan pengangkutan proppant. Berat jenis proppant, ߛ adalah faktor pertimbangan lain yang dalam proses penempatan proppant. Persamaan Stokes menunjukkan bahwa partikel yang lebih ringan 109
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
akan mengalami pengendapan lebih lambat, artinya dengan menurunkan berat jenis proppant sampai mendekati berat jenis fluida akan terjadi kondisi buoyansi netral dan kecepatan pengendapan proppant akan mendekati nol. Berkaitan dengan mekanisme proppant transport dan dikenal jenis fluida perfect support dan fluida banking. Fluida perfect support memiliki viskositas tinggi yang memberikan sifat suspense yang baik dalam membawa proppant dan meminimalkan pengendapan yang mungkin terjadi. Umumnya penambahan bahan pengikat silang (crosslinking agent) antara lain borate, titanate, dan zirconate dilakukan untuk meningkatkan viskositas fluida. Sementara fluida banking yang memiliki viskositas lebih rendah memiliki karakterisitik yang menyebabkan kecepatan pengendapan proppant yang lebih tinggi. Dari segi biaya tentu saja lebih murah karena minimnya penambahan bahan viscosifier terutama bahan pengikat silang. II.
SIMULASI DAN PEMBAHASAN STUDI KASUS Studi kasus mengambil contoh perekahan pada dua sumur dengan model pertumbuhan tinggi rekahan ke bawah lapisan target yang berbeda.
Simulasi menggunakan simulator perekahan dengan model geometri pseudo-3D dengan data masukan yang diperoleh dari data perekahan yang dilakukan pada dua sumur. Pada masingmasing sumur digunakan jenis fluida perfect support, yang akan dipakai sebagai kasus dasar dengan pemakaian ukuran proppant tipikal. Sebagai pembanding akan disimulasikan penggunaan fluida banking dan ukuran proppant dengan diameter lebih besar. Metode optimasi oleh simulator dilakukan untuk mendapatkan nilai keekonomian (NPV) terhadap variasi panjang rekahan yang terjadi untuk melihat efektivitas penggunaan masing-masing jenis fluida dan ukuran proppant. 3.1 Studi Kasus Sumur A Jadwal injeksi perekahan sebagai input simulator menggunakan jadwal injeksi yang biasa dipakai pada lapangan ini. Data fluida perekah dan proppant yang digunakan dalam simulasi ditunjukkan pada Tabel 1 dan Tabel 2. Hasil simulasi yang menghasilkan geometri rekahan dan konsentrasi proppant dalam rekahan untuk masing-masing penggunaan fluida dan proppant yang berbeda ditunjukkan pada Gambar 2 sampai Gambar 5.
Gambar 2. Profil rekahan sumur A menggunakan fluida perfect support dan proppant HSP 20/40 mesh
Gambar 3. Profil rekahan sumur A menggunakan fluida perfect support dan proppant HSP 12/18 mesh
Gambar 4. Profil rekahan sumur A - fluida banking dengan proppant HSP – 20/40
Gambar 5. Profil rekahan sumur A - fluida banking dengan proppant HSP – 12/18 Geometri rekahan pada penggunaan fluida perfect support dan proppant HSP 20/40 mesh, menunjukkan terjadinya pertumbuhan tinggi
pada kedalaman 7714 ft dan level terbawah pada 7817 ft. Dapat diamati bahwa pertumbuhan tinggi rekahan lebih banyak ke arah bawah dari
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
perbedaan kontras tegangan antara lapisan batas atas yang lebih besar daripada lapisan batas bawah. Total pertumbuhan tinggi ini mencapai lebih dari tiga kali lipat tinggi zona produktifnya.
rekahan. Akibat terjadinya pengendapan ini lebar rekahan yang terjadi di dekat lubang sumur menjadi lebih besar (0.104 inci) dengan konsentrasi proppant lebih tinggi pada daerah di dekat lubang sumur.
Sementara penggunaan fluida banking menunjukkan geometri rekahan yang serupa. Perbedaan terlihat pada distribusi proppant yang terkonsentrasi pada bagian bawah dari daerah rekahan yang terbentuk, yang mengindikasikan terjadinya pengendapan proppant akibat proses pengangkutan proppant yang kurang baik. Panjang rekahan yang terisi proppant juga mengalami penurunan drastis dibandingkan jika menggunakan fluida perfect support. Dengan panjang rekahan yang terbentuk sebesar 244 ft, proppant hanya mengisi 156 ft dari total panjang
Sementara penggunaan proppant dengan ukuran lebih besar yaitu HSP mesh 12/18 menghasilkan konduktivitas rekahan yang terjadi menkadi meningkat pada masing-masing fluida perekah. Hal ini terutama diakibatkan oleh permeabilitas proppant pack yang dihasilkan lebih tinggi sehingga berpengaruh pada meningkatnya konduktivitas rekahan efektif. Perbandingan konduktivitas rekahan untuk fluida perfect support dapat dilihat pada Gambar 6.
22.000 20.000
Konduktivitas rekahan (md.ft)
18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 0
50
100
150
200
250
Panjang rekahan (ft) perfect-20/40
perfect - 12/18
banking-20/40
banking-12/18
Gambar 6. Perbandingan konduktivitas efektif rekahan tiap skenario sumur A Perbandingan NPV kondisi optimum tiap skenario -sumur A 3000000
2500000
2000000
NPV (US$)
1500000
1000000
500000
0 0
50
100
150
200
250
300
350
400
-500000
-1000000
Panjang rekahan (ft) perfect-20/40
perfect - 12/18
banking-20/40
banking-12/18
Gambar 7. Kurva NPV vs panjang rekahan masing-masing skenario sumur A – periode analisa 1 tahun Dari kurva NPV vs panjang rekahan yang ditunjukkan Gambar 7, menunjukkan penggunaan fluida perfect support menghasilkan nilai keekonomian lebih tinggi dibandingkan fluida banking. Nilai keekonomian tertinggi
diperoleh pada penggunaan fluida perfect support dengan proppant berukuran lebih besar HSP 12/18 mesh. Untuk skenario ini diperoleh NPV maksimum selama masa analisa 1 tahun sebesar 2.731.607 US$ pada panjang rekahan 112
Pengaruh Ukuran Butir dan Penempatan Proppant terhadap Optimasi Perekahan Hidraulik Sumur Minyak optimum 195 ft. Tabulasi hasil optimasi oleh simulator pada kondisi ideal untuk masing-
masing
kasus
ditunjukkan
pada
Tabel
3.
Tabel 3. Tabulasi hasil simulasi tiap skenario pada kondisi optimum – Sumur A Parameter Satuan Fluida perfect support Fluida banking
Panjang rekahan terbentuk Panjang rekahan terisi proppant FCD efektif Produksi kumulatif sebelum perekahan Produksi kumulatif setelah perekahan Kebutuhan fluida Kebutuhan proppant Biaya treatment NPV
HSP-20/40
HSP-12/18
HSP-20/40
HSP-12/18
ft ft
280 210
260 195
300 150
250 80
bbl bbl gallon lb US$ US$
1.40 43.680 77.296 17.937 38.391 293.372 1.845.777
1.93 43.680 91.284 19.742 34.692 297.710 2.731.607
0.46 43.680 53.851 26.317 31.082 194.108 421.063
0.53 43.680 56.119 64.933 34.142 285.164 474.287
3.2 Studi Kasus Sumur B Pada sumur B digunakan fluida perekah berbahan dasar minyak karena sifat batuan pada zona target yang sensitive terhadap air. Seperti
Fluida perekah
Tabel 4. Parameter fluida perekah studi kasus sumur B Oil based
Tipe Fluida
Indeks rheologi power law fluida, n’ Indeks konsistensi, K’
Gelled oil uncrosslined
0.59
0.48 3
201 cp 0.014 ft/min
Spurt loss Harga fluida
0.019 ft/min1/2
0 gal/100 ft2
0 gal/100 ft2
6 US$/gal
3.5 US$/gal
Tabel 5. Karakteristik propant studi kasus sumur B Oil based
Tipe Fluida
0.008 lb/ft3 30 cp
1/2
Koefisien leak off
Oil based
Alumunium phosphate este crosslinked
0.0046 lb/ft
Viskositas tampak
Fluida perekah
halnya pada kasus sumur A, jadwal injeksi yang dipergunakan dalam simulasi menggunakan data tipikal lapangan. Parameter fluida perekah dan proppant dapat dilihat pada Tabel 4 dan 5.
Oil based
Alumunium phosphate este crosslinked
Gelled oil uncrosslined
0.59
0.48
0.0046 lb/ft3
0.008 lb/ft3
Viskositas tampak
201 cp
30 cp
Koefisien leak off
0.014 ft/min1/2
0.019 ft/min1/2
0 gal/100 ft2
0 gal/100 ft2
6 US$/gal
3.5 US$/gal
Indeks rheologi power law fluida, n’ Indeks konsistensi, K’
Spurt loss Harga fluida Geometri rekahan hasil simulasi untuk tiap kasus ditunjukkan pada Gambar 8 sampai 11. Berbeda dengan kasus sumur A, pada sumur B ini pertumbuhan tinggi rekahan ke bawah lebih terbatasi (contained). Penggunaan fluida perfect support menunjukkan distribusi konsentrasi
proppant yang lebih merata daripada fluida banking. Namun dalam hal ini sifat pengendapan proppant yang lebih besar yang ditimbulkan oleh fluida banking, justru lebih menguntungkan dalam hal penempatan proppant pada zona produktif. Adanya pertumbuhan tinggi rekahan 113
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
ke bawah yang terbatasi membuat penempatan proppant seolah-olah menyusuri bagian bawah rekahan atau pada zona produksi, dan membentuk rekahan terisi proppant yang lebih panjang. Akibatnya konduktivitas rekahan yang dihasilkan juga lebih tinggi dibandinngkan penggunaan fluida perfect support, seperti ditunjukkan pada Gambar 12 dan Gambar 13. Pengaruhnya pada keekonomian perekahan,
penggunaan fluida banking akan menghasilkan nilai NPV lebih tinggi yang mengindikasikan penggunaannya lebih efektif. Plot NPV vs panjang rekahan ditunjukkan pada Gambar 14. Sementara penggunaan proppant dengan ukuran lebih besar menghasilkan konduktivitas rekahan dan keekonomian lebih tinggi seperti halnya pada kasus sumur A.
Gambar 8. Profil rekahan sumur B - fluida perfect support denganproppant ISP – 20/40
Gambar 9. Profil rekahan sumur B - fluida perfect support denganproppant ISP – 12/18
Pengaruh Ukuran Butir dan Penempatan Proppant terhadap Optimasi Perekahan Hidraulik Sumur Minyak
Gambar 10. Profil rekahan sumur B - fluida banking dan proppant ISP – 20/40
Gambar 11. Profil rekahan sumur B dengan fluida banking dan proppant ISP – 12/18
Gambar 12. Perbandingan konduktivitas rekahan efektif sumur B masing-masing fluida dengan proppant ISP – 20/40
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
Konsentrasi proppant dan konduktivitas rekahan sumur B tiap fluida dengan proppant ISP - 12/18 10000
1,4
8000
1 6000 0,8 4000 0,6 2000 0,4
Konduktivitas rekahan (md ft)
Konsentrasi proppantg (lb/ft2)
1,2
0
0,2
0
-2000 0
50
100
150
200
250
300
350
400
Panjang rekahan (ft) konsentrasi prop -perfect 12-18
konsentrasi prop-banking 12-18
konduktivitas - perfect 12-18
konduktivitas - bangking 12-18
Gambar 13. Perbandingan konduktivitas rekahan efektif sumur B masing-masing fluida dengan proppant ISP – 12/18 Rangkuman hasil simulasi pada kondisi ideal 12/18 mesh merupakan skenario terbaik yang setelah dilakukan optimasi oleh simulator menghasilkan keekonomian perekahan paling ditunjukkan pada Tabel 6. Terlihat bahwa tinggi. penggunaan fluida banking dan proppant ISP Tabel 6. Tabulasi hasil simulasi tiap skenario pada kondisi optimum – Sumur B Satuan Fluida perfect support Fluida banking ISP-20/40 ISP-12/18 ISP-20/40 ISP-12/18 Panjang rekahan terbentuk ft 170 150 250 270 Perameter
Panjang rekahan terisi proppant FCD Produksi kumulatif sebelum perekahan Produksi kumulatif setalah perekahan Kebutuhan fluida Kebutuhan proppant Biaya treatment NPV
ft bbl
128 1.10 11.745
113 2.17 11.745
188 2.10 11.745
203 5.40 11.745
bbl gallon lb US$ US$
25.314 23.262 28.136 295.843 567.659
26.897 13.635 24.787 276.654 687.531
32.132 36.355 95.915 419.073 903.851
37.527 47.861 142.064 551.640 1.114.572
IV. KESIMPULAN Kesimpulan yang dapat diambil dari studi ini adalah: 1. Pada model geometri rekahan dengan pertumbuhan tinggi rekahan ke arah bawah lapisan target yang minimal (terbatasi), penggunaan fluida banking dapat meningkatkan efisiensi penempatan proppant dan keekonomian perekahan. 2. Pada kasus rekahan dengan pertumbuhan tinggi rekahan ke bawah lapisan target yang luas (ektensif), penggunaan fluida perfect support tetap menjadi pilihan yang terbaik. 3. Penggunaan proppant dengan ukuran butir yang lebih besar akan meningkatkan nilai keekonomian dari konduktivitas efektif rekahan yang dihasilkan. 4. Dibandingkan dengan konduktivitas rekahan, panjang rekahan merupakan faktor yang lebih berpengaruh pada efisiensi perekahan yang
dilakukan pada reservoir dengan permeabilitas rendah yang secara jelas ditunjukkan pada studi kasus sumur A. 5. Optimasi keekonomian untuk studi kasus sumur A menghasilkan pilihan terbaik pada penggunaan fluida perfect support dengan proppant HSP-12/18 berdiameter 0.052 inci. Untuk masa analisa 1 tahun, NPV optimum yang diperoleh sebesar 2.731.607 US$ dengan panjang rekahan optimum 195 ft. 6. Untuk studi kasus sumur B, penggunaan fluida banking dan proppant ISP-12/18 memberikan hasil keekonomian terbaik dengan nilai NPV sebesar 1.114.572 US$ pada panjang rekahan optimum 203 ft.
116
Pengaruh Ukuran Butir dan Penempatan Proppant terhadap Optimasi Perekahan Hidraulik Sumur Minyak DAFTAR PUSTAKA 1. Brannon, H.D. and Starks, T.R., 2008. The Impact of Effective Fracture Area and Conductivity on Fracture Deliverability and Stimulation Value, paper SPE 116057. 2. Cinco-Ley, H., Samaniego-V., F., and Dominguez, N., 1978. Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite-Conductivity Vertical Fracture, SPEJ 253-64 Trans., AlME, 265. 3. Economides, M. J., Hill, A.D, and Ehlig-Economides, C., 1994. Petroleum Production Systems, Prentice Hall. 4. Economides, M. J., and Martin, T., 1998. Modern Fracturing Enhancing Natural GasProduction, ET Publishing, Houston, Texas. 5. Economies, M.J., and Nolte, K.G., 1989. Reservoir Stimulation, 2nd Ed., Prentice Hall, New Jersey,. 6. Howard, G.C., and Fast, C.R., 1970. Hydraulic Fracturing, Monograph Series Vol. 2, SPE, Dallas, Texas, USA. 7. Huffman, C.H., Harkrider, J.D. and Thompson, R.S., 1996. Fracture Stimulation Treatment Design Optimization: What Can the NPV vs X, Plot Tell Us?, paper SPE 36575. 8. Meng, H.Z., and Brown, K.E., 1987. Coupling of Production Forecasting, Fracture Geometry Requirements, and Treatment Scheduling in the Optimum Hydraulic Fracture Design, paper SPE 16435. 9. Veatch, R.W. Jr., 1986. Economics of Fracturing: Some Methods, Examples, and Case Studies, paper SPE 15509.
117
Sudjati Rachmat, Sapto Edi Nugroho
118
