TEKNIK LIMITED ENTRY UNTUK SIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK MULTI LAPISAN

JTM Vol. XVII No. 2/2010

TEKNIK LIMITED ENTRY UNTUK SIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK MULTI LAPISAN Sudjati Rachmat1, Suwanda2 Sari Pada sumur produksi yang memiliki lebih dari satu lapisan produktif, pelaksanaan perekahan hidraulik memerlukan perhatian khusus agar dapat menghasilkan rekahan yang optimal pada setiap zona produktif. Teknik ini dikenal dengan Multiple-Layered Hydrulic Fracture dan telah banyak diterapkan pada sumur-sumur produksi. Salah satu masalah yang terjadi pada perekahan hidraulik yang dilakukan secara simultan pada beberapa zona adalah bagaimana memprediksi dan mengkontrol distribusi aliran yang akan masuk ke tiap zone of interest. Pada Paper ini, beberapa teknik yang umum digunakan pada pelaksanaan rekahan multi zona akan dibahas. Studi kasus dilaksanakan dengan melakukan desain dan analisis perekahan multi lapisan secara simultan pada sumur minyak satu fasa yang memiliki tiga lapisan produktif. Simulasi dilakukan dengan menggunakan model geometri pseudo 3-dimensi dengan bantuan simulator numerik. Konsep limited entry diaplikasikan untuk mengontrol rasio pendistribusian fluida. Selanjutnya dilakukan optimasi desain dengan penentuan panjang rekahan pada masingmasing lapisan yang memiliki nilai NPV yang paling baik. Studi sensitivitas dilakukan untuk melihat pengaruh model geometri, ketebalan lapisan, dan penggunaan berbagai fluida pada perekahan multi lapisan. Dengan perencanaan jumlah dan penempatan perforasi yang tepat, konsep limited entry akan menghasilkan rasio pendistribusian fluida yang sesuai dengan keinginan, sehingga pada akhirnya rekahan yang optimum dapat terbentuk secara simultan pada beberapa lapisan. Dari hasil studi yang dilakukan, faktor-faktor yang mempengaruhi pendistribusian fluida pada multi layered fracturing antara lain tekanan in-situ tiap lapisan, ketebalan lapisan dan pengaruh near wellbore effect. Pada perekahan multi lapisan, kontrol terhadap pedistribusian laju injeksi merupakan kunci untuk memperoleh kesuksesan pelaksanaan. Kata kunci: multi layered hydraulic fracture, perekahan multi lapisan, pembatasan perforasi Abstract For a drilled well which intersects with more than one productive zones, the operation of hydraulic fracturing requires special consideration in order to create an optimum fracture in every layer. This technique is called a Multiple-Layered Hydraulic Fracture (MLF) which has been successfully applied in many production wells throughout the world. One of the issue that may occurs in a process simultaneous multi-layered fracturing is how to predict and control the distribution of injection rate through every zone of interest. In this paper, several techniques which are commonly applied in multi-layered fracturing will be covered. Case study is done by designing and analyzing a simultaneous multi layered fracturing in an oil well that has three productive layers. The Simulation is executed by using a pseudo 3-D geometry model. Limited entry technique is, then, applied in the simulation to control the ratio of fluid distribution. Moreover, optimization is done separately for every layer in order to determine the hydraulic fracture length which creates the highest NPV value. Sensitivity studies are done by analyzing the effect of geometry model, thickness of formation and the use of several fracturing fluid in multiple layer hydraulic fracturing. By designing and placing the perforation properly, the limited entry technique which is applied in the multiple hydraulic fracture gives the desired fluid distribution ratio. Eventually, the targets of optimum fracture length for every llayer are obtained. From this study, the author conclude that fractors which affect the ratio of fluid injection rate are the in-situ stress, the formation height and the effects of near wellbore. In the multi layered fracturing, controlling the fluid distribution is the major key that ensures the successful of the treatment. Keywords: multi layered hydraulic fracture, multi layered fracturing, restrictions perforation 1)

2)

Program Studi Teknik Perminyakan - Institut Teknologi Bandung Jl. Ganesa No. 10 Bandung 40132, Telp. : +62 22-254955, Fax.: +6 22-254955, email: [email protected] PT Pertamina, Menara Standard Chartered 23 rd Floor, Jl. Prof. Dr. Satrio Kav. 184 Jakarta 12950

I. PENDAHULUAN Dalam proses pengeboran, suatu sumur vertikal biasanya menembus beberapa lapisan yang potensial mengandung hidrokarbon. Masalah akan muncul jika lapisan produktif memiliki permeabilitas ketat dan ada kemukinan terbentuknya skin akibat proses pemboran. Faktor-faktor tersebut merupakan faktor yang dapat menurunkan laju alir minyak. Untuk mendapatkan perolehan hidrokarbon yang maksimal, berbagai usaha dilakukan termasuk perekahan hidraulik pada setiap lapisan sebagai proses stimulasi sumur.

Pada sumur produksi yang memiliki lebih dari satu lapisan produktif, pelaksanaan perekahan hidraulik memerlukan perhatian khusus agar dapat menghasilkan rekahan yang optimal pada setiap zona produktif. Teknik ini dikenal dengan Multiple-Layered Hydraulic Fracture dan telah banyak diterapkan pada sumur-sumur produksi. Skema sumur dengan multi lapisan produktif terlihat pada Gambar 1.

85

Sudjati Rachmat, Suwanda

Studi yang dilakukan pada Paper ini bertujuan untuk 1) Melakukan studi literatur mengenai teknik nik perekahan hidraulik pada multi lapisan. 2) Melakukan desain perekahan hidraulik pada sumur dengan beberapa lapisan produktif dengan teknik Multiple-Layered Layered Hydraulic Fracture yang menggunakan model pseudo 3dimensi. 3) Melakukan analisis mengenai teknik limited entry yang diaplikasikan pada Multiple-Layered Layered Hydraulic Fracture. Fracture 4) Menganalisis faktor-faktor faktor yang mempengaruhi pendistribusian fluida.

Gambar 1. Skema reservoar multi lapisan Beberapa penelitian telah dilaksanakan untuk mendukung pelaksanaan perekahan multi lapisan. (Ahmed, 1985) telah melakukan penelitian mengenai teknik yang dapat diaplikasikan pada perekahan multi lapisan serta contoh hasil pelaksanaannya di lapangan. Selanjutnya, Elbel (1993) melakukan estimasi profil laju injeksi fluida yang masuk ke setiap lapisan pada perekahan multi lapisan, yang dilanjutkan dengan simulasi perekahan hidraulik multi lapisan dengan menggunakan simulator pada tahun 2000. Beberapa teknik pengalihan fluida (fluid fluid diverting diverting) menggunakan material ial maupun alat isolasi mekanis juga telah banyak berkembang dan mendukung teknik perekahan multi lapisan. Salah satu masalah yang mungkin terjadi pada perekahan hidraulik yang dilakukan secara simultan pada beberapa lapisan adalah bagaimana memprediksi distribusi istribusi aliran yang akan masuk ke tiap zone of interest. Sebagaimana sifat dasar fluida bertekanan akan mencari daerah terlemah untuk dapat mengalir dan kemudian akan cenderung mempropagasi daerah tersebut. Dalam hal ini, keberhasilan proses partisi flui fluida (fluid partitioning) atau pengalihan fluida menjadi sangat penting karena banyaknya fluida yang masuk pada setiap lapisan akan menetukan geometri rekahannya.

Studi Multiple-Layered Layered Hydraulic Fracture (MLF) yang akan dibahas pada Paper ini dilakukan dengan menggunakan kan model sumur vertikal dengan tiga lapisan produktif yang memiliki permeabilitas ketat dengan rentang antara 5-10 mD. Tiap-tiap tiap lapisan merupakan reservoar yang berbeda yang diantaranya terdapat lapisan barrier berupa shale. Diasumsikan bahwa rekahan hidraulik raulik pada tiap-tiap tiap lapisan merupakan rekahan tunggal yang terpisah dengan baik antar lapisan satu dan lainnya. Tidak ada interaksi secara mekanis diantara rekahan serta tidak ada aliran fliuda melalui rekahan-rekahan rekahan tersebut terkecuali melalui lubang sumur. umur. Desain dan simulasi dilakukan dengan menggunakan model geometri pseudo 3-dimensi dimensi dengan bantuan simulator numerik. II. TEKNIK LIMITED ENTRY Metoda umum untuk menstimulasi beberapa lapisan adalah dengan limited-entry entry pada perforasi. Metode ini bergantung tung pada friksi yang tinggi melalui perforasi dan harus dipastikan bahwa tekanan sumur pada saat penginjeksian fluida harus lebih besar daripada tekanan tutup (closure stress)) terbesar dari masing-masing lapisan. Konsep limited-entry dilaksanakan dengan membatasi jumlah lubang perforasi pada tiap tiaptiap lapisan dengan tujuan agar distribusi injeksi fluida perekah nantinya pada setiap lapisan ada pada harga yang diinginkan. Dalam tulisannya, Mark dan Warpinski (2000) merangkum konsep dasar multilayer fracturing.. Pada sumur dengan multi lapisan produktif, diasumsikan bahwa rekahan yang terjadi adalah terpisah dengan baik dengan tidak ada interaksi secara mekanik diantara rekahan. Dalam hal ini, perekahan multi lapisan seperti dapat direpresentasikan seperti pada Gambar 2.

Teknik Limited Entry untuk Simulasi Perekahan Hidraulik Multi Lapisan

Gambar 2. Perekahan multi lapisan dengan propagasi secara simultan (Mack, 2000) Konsep dasar perekahan multi lapisan secara simultan adalah total injeksi fluida yang masuk ke masing-masing lapisan adalah sama dengan total fluida yang diinjeksikan dapat diformulasikan (Mack, 2000) sebagai berikut:

(

n

qi =

mengusulkan nilai debit injeksi q i adalah proporsional terhadap parameter formasi dan rekahan (Elbel, 1993) dituliskan sebagai berikut:

qi ∝ p f − σ min

∑q

)(

2 n ' + 3 ) ( n ' +1)

(1)

i, j

 hf 3  2 1 ( n +1)  E ' η

  (4) 

j=1

Selanjutnya, penjumlahan dari closure stress pada zona ditambah dengan penurunan tekanan mulai dari ujung rekahan sampai ke titik referensi pada sumur harus sama untuk setiap rekahan (lihat Gambar 2). Kondisi ini diekspresikan (Mack, 2000) sebagai berikut: p ref = σ c , j + ∆ p w , j ( qi , j ) + ∆ p near

wellbore ( qi , j )

(2)

− p h , j + pcf , j ( qi , j )

Dengan asumsi bahwa injeksi pada setiap lapisan dimulai secara bersamaan. Maka untuk lapisan yang direkahkan lebih dari dua, rasio dari injeksi lapisan individual ( q ii ) terhadap

Konsep net pressure

( Pf −σc ) yang digunakan

untuk mensimulasikan adalah:

geometri

rekahan

qii = qij

( pf −σmin )i(2n'+3) (n'+1) hf 3 E'2η1 (n+1)  N

∑( p −σ ) j=1

( p f − σ min )

(3)

Nolte (1990) mengembangkan persamaan (3) dengan memasukkan kehilangan fluida dan faktor fluida non-Newtonian. Nolte

(5)

( 2n'+3) ( n'+1) h 3 E'2 η1 (n+1)  f



min j



dengan p fi = pwi − p pfi

(6)

dan (7)

p fj = p wi + ∆ p h − p pfj

Efisiensi (η ) persamaan:

1/ 5

 µ E '4 q 2 t  i  = 4.46   hf 6   

N lapisan (Elbel,

1993) adalah:

f

Pada studi selanjutnya, Elbel (1993) mengestimasi injeksi yang dilakukan pada perekahan multi lapisan. Studi yang dilakukan adalah dengan mengasumsikan bahwa tinggi rekahan konstan dengan model geometri PKN.

( qij ) untuk

injeksi total

η=

dapat

ditentukan

dengan

Fb ( p f −σmin )hf 2 E '

(

Fb ( p f −σmin )hf 2 E ' + h 1.9CLt1/2 + 0.001Vs

)

(8)

Ide awal yang harus diperhatikan dalam perencanaan perekahan dengan limited entry adalah dengan mempertimbangkan komponen


dari tekanan yang bekerja selama operasi perekahan.Tekanan permukaan pada proses perekahan (Jennings) dirumuskan sebagai: Psurface = BTHP + Pf + Ppf + ∆Pnet − ∆Ph

(9)

Pelaksanaan limited entry sangat berkaitan erat dengan penurunan tekanan yang dihasilkan dari pembatasan perforasi. Friksi perforasi pada prinsipnya adalah energi kinetik yang diberikan oleh fluida pada saat fluida tersebut mengalir melalui lubang kecil pada kecepatan yang tinggi. Persamaan yang menggambarkan hubungan tersebut (Martin, 2007) ditulis sebagai:  q Ppf = 0.2369. ρ s  2  C d N perf D p

2

 2  = K perf q (10) 

Harus menjadi perhatian bahwa perencanaan perforasi yang tidak tepat dapat menyebabkan near-wellbore screenout jika perforasi tidak menyediakan cukup jalan bagi slurry menuju rekahan.

kompleksifitas dari perhitungan dan untuk kebutuhan praktis. Beberapa jenis model geometri yang telah berkembang pada perancangan perekahan hidraulik (Elbel, 2000) antara lain: 1. Model 2-dimensi a. Model PKN (Perkins, Kern dan Nordgren) b. Model KGD (Khristianovich, Geertsma dan de Klerk) c. Model Radial 2. Model 3-dimensi a. Lumped 3D b. Discrete cell 3D c. Planar 3D 3. Multi Layered a. PKN fracture b. P3D fracture Pada sumur dengan rentang perforasi yang lebih dari satu, beberapa model geometri akan menghasilkan hasil perekahan yang berbeda. Skema geometri perekahan dapat dilihat pada Gambar 3.

Keuntungan penggunaan metode limited entry adalah sebagai berikut: 1. Efektif secara biaya pada sumur dalam. 2. Perekahan dapat dilakukan pada banyak lapisan secara simultan. Sedangkan kerugian yang didapatkan dalam pengaplikasian metode limited entry adalah: 1. Ada kemungkinan resiko untuk meninggalkan beberapa lapisan yang tak terstimulasi. 2. Desain secara akurat sulit untuk didapatkan dikarenakan variasi tekanan perekahan yang suliit diprediksi. Akibatnya untuk mengontrol seberapa banyak fluida dan proppant yang akan menuju setiap lapisan tidak dapat secara akurat. 3. Erosi pada lubang perforasi dapat menyebabkan berkurangnya friksi perforasi. Kesuksesan pelaksanaan stimulasi sumur selalu dibatasi oleh ketidakmampuan untuk mengkontrol penempatan material perekah hanya pada lapisan yang dituju. III. MODEL GEOMETRI Memodelkan rekahan yang terjadi pada formasi merupakan studi yang kompleks. Model geometri rekahan dibuat berdasarkan pada mekanika batuan, mekanika fluida, jenis dan sifat aliran fluida, serta tegangan yang berlaku pada batuan. Pada umumnya, sejumlah asumsi digunakan untuk mengurangi

Gambar 3. Geometri rekahan pada model PKN, P3D dan MLF (Elbel, 2000) Pada model 2-dimensi, ketinggian rekahan adalah konstan sepanjang rekahan. Panjang rekahan berkembang dari garis perforasi dengan panjang rekahan yang sama pada setiap lapisan. Simulasi perekahannya dibentuk dengan mengambil harga rata-rata modulus dari lapisan yang ditinjau. Pada model pseudo 3-dimensi, rekahan terinisiasi dari lapisan dengan tegangan in-situ yang paling rendah. Perkembangan tinggi rekahan akan tergantung dari tegangan dan ketebalan lapisan pembatas yang biasanya berupa shale. Jika lapisan pembatas diantara dua rekahan tersebut memiliki kontras tegangan yang relatif kecil, maka dua rekahan


yang dihasilkan akan menyatu dan berperilaku sebagai satu rekahan. Model Multi Layered Fracturing (MLF) mampu mensimulasikan rekahan multi lapisan secara simultan. Rekahan tersinisiasi jika tekanan bawah sumur melebihi tegangan insitu formasi. Model ini dapat diaplikasikan pada rekahan yang direncanakan terpisah. Setiap rekahan akan memiliki geometri yang berbeda tergantung pada ketebalan lapisan, tekanan bersih, modulus dan efisiensinya. Model PKN dan P3D dapat diaplikasikan dengan konsep MLF ini dengan tingkat kekompleksan yang tentu saja berbeda. Model geometri yang digunakan dalam pada Paper ini adalah model cell basedpseudo 3dimensi. Pada P3D cell based model, rekahan diperlakukan sebagai set cell yang saling terhubung melalui aliran fluida dari cell satu ke lainnya. Panjang rekahan didiskritisas menjadi beberapa cell sepanjang panjang dari rekahan. Ketinggian rekahan pada setiap cross section dihitung dari tekanan pada cell tersebut dan aliran fluida pada arah vertikal secara umum diperkirakan (Guo, 2000) IV. STUDI PRODUKTIFITAS SUMUR Target utama pelaksanaan perekahan hidraulik adalah untuk menstimulasi sumur sehingga diharapkan terjadi kenaikan produktifitas. Ukuran yang umum digunakan untuk menggambarkan kemampuan suatu sumur untuk memproduksi ialah indeks produktifitas. Indeks produktifitas adalah rasio dari total debit fluida terhadap tekanan pendorong (pressure drawdown). Indeks produktifitas (Ahmed, 1985) dapat dirumuskan sebagai: q (11) J = o ∆p

Untuk sumur yang distimulasi, indeks produktifitasnya dipengaruhi oleh volume proppant yang ditempatkan pada rekahan, rasio dari permeabilitas pengganjal terhadap permeabilitas reservoar dan geometri dari rekahan yang terbentuk. Semua faktor tersebut dapat dikarakterisasi dengan dua bilangan tak berdimensi, yakni bilangan konduktifitas rekahan tak berdimensi (CfD) dan rasio penetrasi (Ix) (Martin, 2007) dapat dituliskan sebagai: kf w (12) C fD = kx f Ix =

2x f xe

(13)

Selanjutnya Valko dan Ekonomides (1998) mengemukakan suatu nilai performa sumur yang direkahkan dengan mendeskripsikan sebagai suatu angka yang merupakan kombinasi antara dua bilangan tak berdimensi (CfD dan JD). Mereka memperkenalkan proppant number (Nprop) sebagai bilangan tak berdimensi yang menggambarkan rasio dari volume rekahan terisi proppant pada lapisan produktif (Vp) terhadap volume reservoar pada batas pengurasan (Vr) dan dikalikan dua kali rasio permeabilitas (Martin, 2007). Perumusannya dituliskan sebagai berikut: k f Vp 2 (14) = I x C fD N prop = 2 kVr Dengan menghitung nilai Nprop, CfD optimum dapat ditentukan dengan menggunakan grafik sebagai nilai yang menghasilkan nilai JD paling tinggi. Grafik hubungan antara Nprop, CfD, dan JD seperti yang terlihat pada Gambar 4.

Gambar 4. Produktifitas tak berdimensi sebagai fungsi dari konduktifitas tak berdimensi pada Nprop ≥ 0,1 (Martin, 2007) Merupakan optimisasi yang sangat beralasan jika konduktifitas rekahan tak berdimensi optimal (CfD) telah terindentifikasi maka panjang rekah satu sayap (xf) serta lebar optimal (w) dapat ditentukan. Panjang rekahan adalah parameter yang menjadi target utama pada perancangan perekahan hidraulika. Hubungan panjang rekahan satu sayap serta lebar rekahan terhadap CfD, (Martin, 2007) dirumuskan sebagai:  Vf kf xf =   C fD hk 

 C fD .kV f w=  hk f 

1/ 2

   

(15) 1/ 2

   

89


V. METODOLOGI DESAIN Pada bahasan berikut, disajikan beberapa pertimbangan yang perlu diperhatikan dalam perancangan perekahan hidraulik dan metodologi yang peneliti gunakan dalam perancangan perekahan hidraulik multi lapisan.

1. Kandidat Sumur 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: a. Volume hidrokarbon dalam formasi yang akan direkahkan tersebut masih cukup besar (ekonomis). b. Sumur yang akan dilakukan pekerjaan hydraulic fracturing masih mempunyai tekanan reservoar yang cukup. c. Sumur yang diproduksikan dari lapisan yang permeabilitasnya rendah. d. Sumur dengan kerusakan formasi yang disebabkan oleh proses pemboran seperti invasi padatan lumpur, invasi filtrat lumpur, proses penyemenan (invasi filtrat semen), proses perforasi (pecahan formasi). 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 diantaranya adalah: a. Kedalaman lapisan b. Ketebalan lapisan c. Tipe batuan, seperti batupasir (sandstone), shale, batu gamping (limestone), dll d. Permeabilitas batuan e. Koefisien leakoff, yang sebagian besar merupakan fungsi dari permeabilitas fluida f. Modulus Young g. Rasio Poisson h. Gradien rekah (fracture gradient) dan gradien tekanan tutup (closure pressure gradient).

90

2. Model Simulasi Untuk melakukan simulasi pada studi ini, simulator numerik digunakan untuk desain, analisa, dan optimasi ekonomi pada operasi perekahan hidraulika. Pada prinsipnya, modul yang tersedia untuk perekahan multi lapisan yang terdapat pada simulator adalah model MLF-PKN dan MLFP3D. Pada studi ini, rekahan pada multi lapisan disimulasikan secara numerik dengan menggunakan model MLF pseudo 3-dimensi. Model pseudo 3-dimensi dipilih karena mampu mensimulasikan perkembangan rekahan yang lebih realisatis ke arah panjang maupun ke arah tinggi rekahan. 3. Pemilihan Fluida 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. Beberapa karaketristik dari fluida perekah yang harus dipertimbangkan pada desain dan pemilihan fluida perekah antara lain adalah: a. Kompabilitas fluida perekah dengan matriks dan fluida formasi b. Viskositas yang cukup untuk memberikan lebar perekahan c. Mampu membawa proppant menuju sepanjang celah rekahan yang telah dibentuk d. Mempunyai leak-off rate yang rendah e. Mempunyai gesekan akibat pemompaan yang cukup rendah f. Mudah untuk dibersihkan dari formasi g. Menyebabkan kerusakan seminimal mungkin pada permeabilitas formasi h. Kemudahan pada pelaksanaan dan safety Tipe fluida yang dapat digunakan sebagai fluida perekah antara lain fluida yang berbahan dasar minyak, fluida berbahan dasar air, fluida emulsi (emulsion fluid), dan fluida foam. Berdasarkan pengalaman, fluida berbahan dasar minyak dan berbahan dasar air telah digunakan dan menunjukkan kesuksesan pada sumur minyak maupun sumur gas. 4. Pemilihan Pengganjal Penempatan jumlah pengganjal dan tipe pengganjal yang tepat merupakan proses yang sangat penting untuk keberhasilan perekahan hidraulik. Konsentrasi dan kekuatan pengganjal akan menentukan konduktifitas rekahan sepanjang waktu produksi sumur. Pemilihan pengganjal dipengaruhi secara umum oleh seberapa besar konduktifitas rekahan yang dibutuhkan untuk tingkat


produksi yang diinginkan. Faktor-faktor yang memberikan pengaruh pada konduktifitas rekahan antara lain komposisi proppant, properti pengganjal (kekuatan, ukuran partikel, bentuk), permeabilitas proppant terkompaksi, dan degradasi proppant jangka panjang, efek konsentrasi polymer di rekahan, dan pergerakan butiran halus formasi menuju rekahan. 5. Target Perekahan Agar dapat mencapai rekahan yang optimum dalam desain perekahan hidraulik, penting untuk menentukan target perekahan. Metode yang sering digunakan yaitu dengan menentukan konduktifitas rekahan tak berdimensi, CfD, yang optimum. Dari penentuan CfD tersebut, maka kemudian dapat ditentukan panjang rekahan satu sayap serta lebar rekahan yang optimum. Pada simulator, terdapat modul yang mampu membangkitkan jadwal pemompaan berdasarkan input target perekahan yang diinginkan, laju injeksi slurry, dan konsentrasi proppant. Perlu menjadi perhatian bahwa panjang rekahan yang direncanakan, rate injeksi dan properti leak-off akan menentukan volume

fluida dan pengganjal yang dibutuhkan. Secara umum dapat dikatakan bahwa semakin besar panjang rekahan yang terisi proppant semakin besar volume proppant yang dibutuhkan serta semakin besar pula produksi dari sumur. Batasan volume ditentukan oleh teknikal aspek serta keekonomian seperti kemampuan pompa dan biaya dari material. 6. Optimasi Ekonomi Desain keekonomian dari perekahan hidraulika pada dasarnya merupakan penggabungan antara dua tinjauan. Pertama adalah evaluasi besarnya perolehan produksi minyak yang didapatkan dari berbagai panjang perekahan. Tingkat perolehan produksi berkaitan erat dengan karakteristik reservoar dan serta konduktifitas rekahan. Tinjauan tersebut berujung pada hubungan antara pendapatan dengan panjang rekahan. Tinjauan kedua yakni evaluasi volume material terhadap panjang perekahan. Tinjauan ini akan berujung pada hubungan biaya perekahan yang dibutuhkan pada panjang rekahan tertentu. Kedua tinjauan tersebut akan menghasilkan suatu nilai panjang rekahan optimum dimana pendapatan yang dihasilkan dikurangi biaya yang muncul akan menghasilkan nilai yang paling besar diantara berbagai panjang lainnya (lihat Gambar 5).

Gambar 5. Tipikal proses optimasi dimensi rekahan (Veatch, R.W., 1986)

91


Berikut ini adalah langkah-langkah desain perekahan hidraulik yang peneliti lakukan dalam penelitian ini, yaitu: a. Melakukan pengumpulan data lithologi batuan, karakteristik reservoar, konfigurasi sumur seperti selubung, tubing dan komplesinya. b. Melakukan pemilihan jenis pengganjal. Pengganjal yang tersedia pada database umumnya adalah tipe-tipe yang beredar dipasaran. c. Melakukan pemilihan jenis fluida perekah. Properti fluida seperti rheologi, parameter kehilangan fluida, dan friksi dalam tubing diperoleh dari database simulator. d. Penentuan target panjang rekahan dari konduktifitas perekahan tak berdimensi optimum. Panjang rekahan optimum dan lebar rekahan optimum dapat dihitung dengan menggunakan nilai Nprop e. Melakukan pemilihan model geometri rekahan yang sesuai untuk kasus rekahan multi lapisan. Pada modul simulator tersedia modul MLF-PKN dan MLF-P3D. f. Input target panjang rekahan, laju injeksi, dan konsentrasi proppant pada simulator. Kemudian akan didapatkan jadwal pemompaan yang diperlukan untuk mencapai target dengan menggunakan modul Proppant Schedule Generator. g. Menentukan pengaruh near wellbore seperti friksi perforasi dengan penentuan jumlah perforasi aktif, faktor erosi perforasi, dll.

h. Melakukan simulasi perekahan hidraulik. i. Menganalisa geometri rekahan yang terbentuk hasil dari simulasi. j. Melakukan estimasi perolehan kumulatif produksi yang didapatkan dan laju produksi sumur untuk suatu periode waktu tertentu. k. Mengkalkulasikan NPV dari biaya perekahan untuk suatu panjang tertentu terhadap pendapatan yang diperoleh hasil produksi dengan memperhatikan discounted rate. l. Menentukan panjang rekahan optimum berdasarkan nilai NPV terbaik pada tiaptiap lapisan. m. Kembali ke poin 7. Melakukan optimasi pendistribusian fluida dengan mengaplikasikan konsep limited entry secara selektif agar terbentuk panjang rekahan optimal pada masing-masing lapisan. Limited entry dilakukan dengan pembatasan jumlah perforasi (poin g). n. Melakukan studi sensitivitas dengan membandingkan hasil simulasi model MLF P3D dengan model MLF PKN pada skenario terpilih. Studi ini dimaksudkan untuk melihat pendistribusian fluida dan geometri hasil simulasi dari kedua model tersebut. o. Melakukan studi sensitivitas untuk melihat pengaruh ketebalan lapisan terhadap rasio pendistribusian injeksi fluida. Skema diagram alir pelaksanaan ditunjukkan pada Gambar 6.

Gambar 6. Diagram alir metodologi penelitian

92

desain


VI. PARAMETER STUDI KASUS Sumur yang digunakan dalam studi ini adalah sumur produksi yang berpotensi untuk memproduksikan minyak dari tiga lapisan produktif. Ketiga lapisan produktif tersebut merupakan lapisan reservoar terpisah dengan karakteristik permeabilitas ketat pada rentang 5-10 mD. Lapisan produktif merupakan batu pasir (sandstone) dengan ketebalan yang

bervariasi. Diantara lapisan-lapisan produktif tersebut terdapat lapisan shale yang merupakan pembatas diantara lapisan produktif. Sumur yang menembus tiga lapisan produktif diilustrasikan pada Gambar 7. Adapun lithologi lapisan dan karakteristik reservoar yang digunakan dalam desain, seperti yang terlihat pada Tabel 1.

Tabel 1. Parameter reservoar studi kasus

No

Name

1 2 3 4 5 6 7 8 9

shale reservoar A shale shale reservoar B shale shale reservoar C shale

Gross Fracture Young's Resv In-Situ Permeability Porosity Rock Type height Gradient Modulus Pressure Stress (psi) (mD) (%) (ft) (psi/ft) (ft) (psi) 4900 SHALE 100 0,75 3712 6,00E+06 2317 0,001 1 5000 CLEAN-SANDSTONE 60 0,626 3149 4,40E+06 2354 10 14 5060 SHALE 100 0,75 3832 6,00E+06 2391 0,001 1 5160 SHALE 100 0,75 3907 6,00E+06 2438 0,001 1 5260 CLEAN-SANDSTONE 30 0,626 3302 4,40E+06 2469 8 12 5290 SHALE 100 0,75 4005 6,00E+06 2391 0,001 1 5390 SHALE 100 0,75 4080 6,00E+06 2546 0,001 1 5490 CLEAN-SANDSTONE 45 0,626 3451 4,40E+06 2580 5 10 5535 SHALE 100 0,75 4189 6,00E+06 2614 0,001 1

Top TVD (ft)

Gambar 7. Skema sumur pada studi kasus

93


Fluida perekah yang digunakan pada studi ini adalah fluida berbasis air. Fluida PF 20 merupakan fluida berbasis air yang dikembangkan oleh salah satu oil service company untuk kebutuhan perekahan hidraulik dengan beberapa tambahan (additive) seperti stabilizer, buffer, breaker, x-linker, gel dan clay stabilizer. Properti dari fluida perekah diambil dari database pada simulator. Lihat Tabel 4. Table 4. Karakteristik fluida perekah No Informasi Unit 1 Nama 2 Base Fluid Specific Gravity 3 Index aliran power law 4 Index konsistensi Lb.sn/ft3 5 Spurt loss Gal/100ft2 6 Viskositas cp

Nilai PF 20 1.02

0.64 0.033 3.4 246

Pengganjal yang digunakan pada studi ini adalah jenis pasir Brady 20/40. Pengganjal jenis sand dipilih selain karena harganya yang relatif murah juga karena tekanan yang diterima pengganjal dalam studi simulasi ini tidak terlampau besar yakni sekitar 1266 psi. Pada rentang tekanan yang relatif rendah, penggunaan pengganjal media pasir merupakan pilihan yang yang efisien. Properti pengganjal yang digunakan terlihat pada Tabel 5. Table 5. Parameter-parameter pengganjal No Informasi Unit Nilai 1 Nama Brady 20/40 2 Tipe Sand 3 Berat jenis 2.65 4 Densitas lb/ft3 100 5 Porositas proppant 0.35 terkompaksi 6 Diameter in 0.023 Beberapa parameter teknis yang digunakan pada simulasi perekahan adalah sebagai berikut: 1. Model geometri : MLF-P3D 2. Laju injeksi : 30 bpm

3. 4. 5.

Berat total penggajal : 150.000 lb Densitas perforasi : 4 shoot/ft Erosi perforasi diperhitungkan

Jadwal pemompaan direncanakan secara normal atau non-tip screen out, dimana idealnya pemompaan dihentikan ketika proppant telah sampai ke ujung rekahan dan penetrasi yang diinginkan telah tercapai. Simulator digunakan untuk mengestimasi jadwal pemompaan yang dibutuhkan berdasarkan target panjang rekahan, laju pemompaan, dan konsentrasi proppant dan efisiensi fluida. VII. HASIL DAN PEMBAHASAN 7.1 Skenario Dasar Tujuan dari pelaksanaan desain skenario dasar (Skenario A) ini adalah sebagai preliminary untuk memberikan ide awal design pendistribusian fluida perekah dan pengganjal tanpa dilakukannya usaha pengalihan fluida. Hasil desainnya akan dianalisis untuk selanjutnya dilakukan optimasi baik itu optimasi panjang rekahan maupun optimasi distribusi fluida.

Dikarenakan terdapat tiga lapisan produktif dengan permeabilitas berbeda, maka tiap lapisan tersebut mempunyai panjang rekahan optimal yang berbeda pula. Sebagai perencanaan awal, panjang rekahan optimum dapat ditentukan berdasarkan nilai CfD optimum pada suatu nilai Nprop tertentu. Pada skenario dasar ini, jika diasumsikan pada tiap-tiap rekahan ditempatkan proppant seberat 50.000 lb, maka panjang rekahan optimum secara teoritis untuk tiap-tiap lapisan tersaji pada Tabel 2. Dari hasil perhitungan, secara umum, lapisan dengan permeabilitas yang lebih rendah akan membutuhkan panjang rekahan yang lebih panjang (lihat Tabel 2). Ketiga rekahan termasuk dalam nilai Nprop yang kecil dan nilai CfD nya berkisar 1,6. Secara teknis, ketiga lapisan yang direkahkan secara simultan, diharapkan untuk terbentuk rekahan sebesar 250 ft, 390 ft dan 400 ft masing-masing untuk rekahan 1, rekahan 2 dan rekahan 3.

Tabel 2. Panjang rekahan dan lebar rekahan optimum berdasarkan nilai Nprop Permeabilitas Lapisan (mD)

94

Nprop

CfD

xf,opt

wp,opt

(ft)

(in)

JD

Reservoar A

10

0.056

1.6

246

0.19

0.411

Reservoar B

8

0.140

1.6

389

0.24

0.507

Reservoar C

5

0.149

1.6

404

0.15

0.515


Jadwal tahapan pemompaan pad, slurry dan flush yang digunakan pada skenario dasar

tersaji pada Tabel 3.

Tabel 3. Jadwal pemompaan material perekah Tahap

Laju Injeksi

Jenis Fluida

PAD

bbl/min 30

PF20

Volume Fluida Bersih gal 25000

1.0 PPA

30

PF20

2.0 PPA

30

PF20

3.0 PPA

30

4.0 PPA

30

5.0 PPA

Konsentrasi Proppant

Massa Proppant

Volume Slurry

Durasi Injeksi

ppa 0

lb 0

bbl 595.2

min 19.8

1500

1

1500

37.3

1.2

1500

2

2999

38.9

1.3

PF20

1500

3

4499

40.6

1.4

PF20

1500

4

5999

42.2

1.4

30

PF20

1500

5

7498

43.8

1.5

6.0 PPA

30

PF20

1500

6

8998

45.4

1.5

7.0 PPA

30

PF20

1500

7

10498

47.0

1.6

8.0 PPA

30

PF20

1500

8

11997

48.6

1.6

9.0 PPA

30

PF20

1500

9

13497

50.2

1.7

10.0 PPA

30

PF20

2500

10

24994

86.4

2.9

11.0 PPA

30

PF20

2500

11

27494

89.1

3.0 3.1

12.0 PPA

30

PF20

2500

12

30002

91.8

FLUSH

30

PF20

1284

0

0

30.6

1.0

149975

1287

43.0

47284

Total

#1

#3 #2

Gambar 8. Distribusi laju injeksi pada skenario dasar (Skenario A)

Dari hasil simulasi, pada skenario A dimana friksi perforasi diabaikan, terlihat bahwa sebagian besar fluida terdistribusi ke rekahan 1 yakni pada lapisan reservoar A yang terletak

paling atas (lihat pada Gambar 8 di atas). Kelakuan fluida yang mengalir ke area yang lebih lemah menyebabkan rekahan 1 terinisiasi pertama kali dan fluida cenderung terus


mengalir ke zona tersebut. Jika ditinjau dari ketahanan fluidanya (fluid resistance), maka rekahan 1 memiliki ketahanan yang paling kecil dikarenakan ketebalan lapisannya yang paling besar yakni 60 ft. Faktor tersebut dinilai juga berperan pada rasio pendistribusian fluida, dimana fluida akan mengalir ke zona yang memiliki ketahanan fluida yang lebih kecil. Dari Gambar 8 terlihat bahwa laju injeksi yang mengalir ke rekahan 1, rekahan 2 dan rekahan 3 adalah masing-masing 24 bpm, 2 bpm, dan 4 bpm. Berdasarkan volume fluida yang masuk ke lapisan, distribusi fluida ke rekahan 1, rekahan 2 dan rekahan 3 adalah sebesar 77%, 8% dan 15%.

Gambar 12, menunjukkan geometri yang terbentuk melalui simulasi MLF pseudo 3dimensi. Akibat distribusi fluida yang tidak merata, terlihat bahwa geometri yang berkembang pada tiap-tiap rekahan tak bisa dikontrol dan jauh dari harapan. Rekahan 1 terbentuk optimistis dengan panjang rekahan satu sayapnya sebesar 342 ft, sedangkan rekahan 2 dan rekahan 3 geometri rekahannya terbentuk sangat pesismistis dengan panjang satu sayap masing-masing 109 ft dan 139 ft. Dalam kenyataannya di lapangan, ada kemungkinan bahwa jika injeksi fluida hanya terdominasi ke salah satu lapisan, maka ada kemungkinan bahwa rekahan pada lapisan lain tidak terbentuk.

342 ft

206 ft

271 ft

Gambar 12. Geometri rekahan hasil simulasi Skenario A 7.2 Optimasi Ekonomi Tujuan dari optimasi ekonomi adalah untuk melihat pengaruh panjang perekahan terhadap NPV yang akan didapatkan. Optimasi ekonomi yang dilakukan pada studi ini dilakukan terpisah untuk masing-masing lapisan sehingga diharapkan dapat diketahui panjang rekahan optimum yang ekonomis untuk masing-masing lapisan produktif.

Table 6. Parameter keekonomian Parameter Harga Minyak Harga fluida PF 20 Harga proppant Brady sand Biaya pemompaan Biaya tetap perekahan hidraulik

Nilai 45 US$/bbl 5.5 US$/gal 0.15 US$/lb 15 US$/HP 200.000 US$

Parameter ekonomi yang digunakan untuk memperkirakan pendapatan dan biaya perekahan tersaji pada Tabel 6. Sedangkan parameter teknis yang digunakan dalam estimasi produksi antara lain: • Durasi produksi yang menjadi tinjauan adalah 5 tahun setelah pelaksanaan perekahan hidraulik. • Tekanan kepala sumur konstan sebesar 100 psi. • Diasumsikan bahwa 30 bpm total fluida terbagi merata ke setiap lapisan yang direkahkan.

Tingkat suku bunga

10%

Analisa dilakukan pada beberapa panjang rekahan dan nilai konsentrasi proppant. Secara umum dapat dilihat pada Gambar 15.sampai Gambar 17,bahwa semakin tinggi konsentrasi proppant akan menghasilkan produksi yang lebih baik sehingga nilai NPV nya lebih baik. Hal ini dikarenakan tingkat konduktifitas rekahan yang semakin tinggi yang memicu peningkatan produksi sehingga pendapatan yang diperoleh akan meningkat pula. Terlihat pada grafik, bahwa setelah panjang rekahan


satu sayap optimum tercapai, kurva NPV terhadap adap panjang rekahan mempunyai tren menurun. Volume material yang dibutuhkan semakin meningkat seiring dengan bertambahnya panjang rekahan yang berdampak pada peningkatan treatment cost. cost Pertambahan biaya perekahan yang tidak diimbangi dengan kenaikan prod produksi secara signifikan menyebabkan perolehan NPV pada berbagai panjang rekahan akan menurun.

Hasil optimasi ekonomi pada studi kasus didapatkan panjang rekahan optimum pada masing-masing masing lapisan. Pada rekahan 1, nilai optimum dicapai pada panjang rekahan 250 ft. Pada rekahan 2, nilai optimum dicapai pada panjang rekahan 200 ft. Pada rekahan 3, nilai optimum dicapai pada panjang rekahan 260 ft. Hasil analisa panjang rekahan terhadap NPV terlihat pada Gambar 15 sampai 17..

xf,opt : 250 ft

Gambar 15. Grafik NPV pada setiap panjang rekahan satu sayap untuk Reservoar A

Gambar 16. Grafik NPV pada setiap panjang rekahan satu sayap untuk Reservoar B

Gambar 17. Grafik NPV pada setiap panjang rekahan satu sayap untuk Reservoar C


7.3 Optimasi Pendistribusian Fluida Tujuan dari bagian ini adalah untuk mendistribusikan laju injeksi fluida ke setiap lapisan sehingga terbentuk panjang rekahan yang optimum. Konsep limited entry dipilih sebagai usaha pengalihan aliran fluida perekah. Limited entry diterapkan dengan pembatasan perforasi efektif yang dilakukan secara selektif pada lapisan tertentu.

Tiga skenario akan dibandingkan untuk mendapatkan pendistribusian yang diinginkan.

Skenario dasar (skenario A) mewakili kasus dimana friksi perforasi dapat diabaikan. Pada Skenario B, dilakukan pembatasan perforasi namun dengan densitas yang seragam yakni 1 shoot/ft. Berdasarkan hasil simulasi skenario dasar yang dilakukan terdahulu dimana sebagian besar fluida mengalir menuju rekahan 1 maka pada skenario C, jumlah perforasi dibatasi hanya pada lapisan Reservoar A. Pada sekenario C, dilakukan pembatasan jumlah perforasi yang aktif yakni sebesar 12 lubang pada lapisan Reservoar A (Lihat Tabel 7).

Tabel 7. Perbandingan distribusi fluida pada berbagai skenario Densitas Ketebalan Massa Distribusi Jumlah Laju Injeksi Volume Nama Lapisan Perforasi (ft) Perforasi (bpm) Fluida (gal) Proppant (lb) Fluida (%) (shoot/ft) Reservoar A 60 4 240 23.76 35.210 122.234 0.77 Skenario Reservoar B 30 4 120 2.02 3.453 6.924 0.08 Dasar (Skenario A) Reservoar C 45 4 180 4.22 7.066 17.567 0.15 Reservoar A 60 1 60 22.97 33.995 117.305 0.74 Skenario B Reservoar B 30 1 30 2.26 3.809 8.197 0.08 Reservoar C 45 1 45 4.77 7.925 21.224 0.17 Reservoar A 60 0.2 12 13.24 20.069 60.626 0.44 Skenario C Reservoar B 30 4 120 6.25 9.589 32.013 0.21 Reservoar C 45 4 180 10.53 16.343 56.087 0.35 Pada skenario B, dimana pembatasan perforasi dilakukan seragam yakni dengan densitas yang sama 1 shoot/ft untuk masing-masing lapisan, terlihat bahwa pendistribusian fluida tidak banyak berbeda dibandingkan dengan tanpa friksi perforasi. Hal ini berarti bahwa dengan konfigurasi pembatasan tersebut, fluida yang

dominan mengalir menuju rekahan 1 tidak banyak terdistribusi menuju rekahan lainnya. Laju fluida yang mengalir menuju rekahan 1, rekahan 2, dan rekahan 3 masing-masing adalah 23 bpm, 2 bpm dan 5 bpm (Lihat Gambar 9).

#1

#3 #2

Gambar 9. Distibusi laju injeksi pada Skenario B


Pada skenario C, dimana pembatasan perforasi dilakukan selektif hanya pada lapisan reservoar A, terlihat bahwa injeksi fluida dari rekahan 1 telah mampu dialihkan menuju rekahan 2 dan rekahan 3. Pada awal pelaksanaan perekahan pada skenario C, laju fluida yang mengalir menuju rekahan 1, rekahan 2, dan rekahan 3 masing masing-masing adalah 14 bpm, 6 bpm dan 10 bpm. (Lihat Gambar 10). ). Akibat pembatasan perforasi, maka near wellbore pressure pada perforasi lapisan reservoar A akan meningkat. Dengan meningkatnyaa friksi perforasi pada rekahan 1, maka ketahanan fluida akan meningkat yang menyebabkan fluida terdistribusi ke lapisan lainnya. Peningkatan friksi perforasi ini juga harus menjadi perhatian mengingat besar kemungkinan terjadinya erosi pada lubang perforasi. si. Detail pendistribusian fluida untuk

ketiga skenario yang dibandingkan dapat dilihat pada Tabel 7. 7.4 Detail Skenario Terpilih Pada kondisi optimal, panjang perekahan untuk lapisan 1 adalah sebesar 250 ft, lapisan 2 sebesar 200 ft dan lapisan 3 sebesar sebes 260 ft. Setelah melakukan optimasi pendistribusian fluida, maka didapatkan skenario C dengan pembatasan perforasi pada lapisan produktif 1, mampu menghasilkan geometri rekahan yang mendekati kondisi optimal. Geometri rekahan hasil simulasi untuk skenario o terpilih disajikan pada Gambar 13. Konduktifitas rata-rata rata rekahan yang terbentuk pada rekahan 1 adalah 3986 mD-ft, ft, rekahan 2 adalah 3150 mD-ft ft dan rekahan 3 adalah 3638 mD-ft (lihat Tabel 8). ). Nilai konduktifitas tersebut merupakan nilai yang sangat baik untuk peningkatan profil produksi.

Tabel 8.. Detail geometri pada skenario terpilih (skenario C)

Frac No

EOJ Time

ACL Prop Half Length

Hydraulic Fracture Height

Propped Width at Well

Propped Avg Width

1 2 3

min 43 43 43

ft 238.90 206.20 271.60

ft 133.10 125.30 131.70

in 0.119 0.087 0.105

in 0.100 0.057 0.082

Effective FcD

Effective Conductivity

1.70 1.90 2.70

mD.ft 3986 3150 3638

Gambar 13. Geometri rekahan hasil simulasi Skenario C

7.5 Estimasi Produksi Periode produksi yang ditinjau pada skenario terpilih adalah selama 5 tahun. Produksi pada setiap reservoar diestimasi secara terpisah, sehingga dapat diketahui peningkatan profil produksinya masing-masing.

Pada reservoar A, kumulatif produksi jika tanpa dilakukan perekahan adalah 98.000 bbl. Setelah dilaksanakannnya perekahan, produksi kumulatifnya naik menjadi 150.000 bbl selama 5 tahun produksi (lihat Gambar 18). Pada


dilaksanakannnya perekahan, an, produksi kumulatifnya naik menjadi 101.000 0 bbl selama 5 tahun produksi (lihat Gambar 20). 20 Rata-rata pada ketiga reservoar terjadi percepatan produksi yang menghasilkan penambahan perolehan selama 3 tahun atau 1000 hari produksi.

reservoar B, kumulatif produksi sebelum dilakukann perekahan adalah 45.000 bbl (lihat (l Gambar 19). ). Setelah dilaksanakannnya perekahan, produksi kumulatifnya naik menjadi 68.000 bbl selama 5 tahun produksi. Sedangkan pada reservoar C, kumulatif produksi jika tanpa dilakukan perekahan adalah sebesar 61.000 bbl. Setelah

150.000 bbl 98.000 bbl

Gambar 18. Profil kumulatif produksi pada Reservoar A, skenario terpilih

68.000 bbl 45.000 bbl

Gambar 19. Profil kumulatif produksi pada Reservoar B, skenario terpilih


101.000 bbl 61.000 bbl

Gambar 20. Profil kum kumulatif produksi pada Reservoar C, skenario terpilih

7.6 Sensitivitas vitas Model Geometri Rekahan Tujuan dari studi sensitivitas ini adalah untuk melihat perbandingan hasil geometri yang diberikan oleh model pseudo 3-dimensi terhadap model yang dihasilkan oleh PKN pada kasus multi lapisan. Pada studi ini, model PKN disimulasikan sikan dengan menggunakan jadwal pemompaan dari treatment terpilih dengan tetap mengaplikasikan limited entry entry, kemudian dilihat pengaruhnya terhadap

pendistribusian fluida dan geometri yang dihasilkan. Pada Gambar 10 dan 11, terlihat perbandingan pendistribusian fluida antara model MLF P3D dan MLF PKN. Model P3D mewakili model geometri rekahan dimana rekahan ke arah ketinggian dapat terjadi sedangkan model MLF-PKN PKN mewakili model geometri dimana ketinggian rekahan adalah konstan sepanjang rekahan.

#1 #3

#2

Gambar 10. Distribusi laju injeksi pada skenario C


#3 #1 #2

Gambar 11. Distribusi laju injeksi pada model MLF-PKN Pada model MLF-P3D P3D yang disimulasikan pada studi ini, perbedaan tegangan lapisan barrier diatas dan dibawah lapisan yang direkahkan tidak terlampau besar sehingga terjadi perkembangan rekahan kke arah ketinggiannya. Hal ini juga berarti bahwa kekakuan rekahan yang terjadi lebih kecil daripada rekahan dengan ketinggian konstan. Akibatnya, tahanan aliran menuju lapisan lebih rendah. Karena tahanan aliran yang berbeda antara MLF-P3D dan MLF-PKN PKN inil inilah yang menyebabkan perbedaan distribusi laju injeksi yang dihasilkan antara kedua model tersebut berbeda.

Pada Model MLF-P3D, P3D, rekahan 1 menerima laju injeksi fluida lebih banyak dibandingkan dibandingka rekahan 2 dan rekahan 3 (lihat Gambar 10) 10 Sedangkan pada model MLF PKN, terlihat bahwa pada rekahan 1 dan rekahan 3 menerima laju injeksi fluida yang hampir seragam sedangkan rekahan 2 menerima laju fluida yang paling sedikit (lihat Gambar 11). Geometri rekahan yang terbentuk dengan menggunakan model MLF-PKN PKN tersaji pada Gambar 14. Pada gambar terlihat bahwa ketinggian rekahan adalah konstan dan terbatas pada ketebalan lapisan produktif.

Gambar 14. Geometri rekahan model MLF PKN


Dapat disimpulkan secara umum, bahwa kedua model MLF P3D dan MLF PKN memberikan hasil pendsitribusian fluida yang berbeda. Jika diperkirakan rekahan akan berkembang ke arah tingginya atau tegangan pada lapisan barrier lemah maka penggunaan model P3D memberikan hasil yang lebih realistis daripada model PKN. Jika tidak ada perkembangan rekahan ke arah tingginya, maka model PKN dapat digunakan.

rasio pendistribusian fluida. Pada studi ini dilakukan simulasi dengan membandingkan beberapa skenario yang memiliki ketebalan lapisan yang beragam. Skenario yang digunakan pada studi sensitivitas ini menggunakan litologi yang sama dengan skenario-skenario sebelumnya, namun ketebalan lapisan produktif merupakan variabel yang menjadi tinjauan. Permeabilitas dan porositas pada masing-masing lapisan produktif adalah sama yaitu 10 mD dan 14%. Konfigurasi skenario yang digunakan dapat dilihat pada Tabel 9.

7.7 Sensitivitas Ketebalan Formasi Studi sensitivitas ini dimaksudkan untuk melihat pengaruh ketebalan formasi terhadap

Skenario

Skenario D

Skenario E

Skenario F

Table 9. Perbadingan skenario dengan variabel ketebalan lapisan Tekanan Ketebalan Permeabilitas In-situ Lapisan (ft) (mD) (psi)

Jumlah Perforasi

Rekahan 1

60

10

3149

240

Rekahan 2

60

10

3312

240

Rekahan 3

60

10

3456

240

Rekahan 1

30

10

3139

120

Rekahan 2

60

10

3312

240

Rekahan 3

30

10

3446

120

Rekahan 1

30

10

3139

120

Rekahan 2

30

10

3302

120

Rekahan 3

60

10

3456

240

Dari hasil simulasi, pada skenario D dimana ketebalan setiap lapisan produktif adalah sama yakni 60 ft, terlihat bahwa fluida terdistribusi secara proporsional. Rekahan 1 menerima alokasi fluida terbesar yakni 15 bpm, kemudian diikuti dengan rekahan 2 yakni 9 bpm, dan rekahan 3 yakni 6 bpm (lihat Gambar 21). Pada kasus perekahan multi lapisan dimana ketebalan setiap lapisan produktifnya sama, maka faktor yang

berpengaruh dalam rasio pendistribusian fluida adalah tekanan in-situ dari masing-masing lapisan. Fluida akan cenderung mengalir ke lapisan yang memiliki tekanan yang paling kecil begitu pula sebaliknya. Karena fluida cenderung menuju ke lapisan dengan tekanan in-situ yang paling kecil sehingga lapisan 1 menerima distribusi laju injeksi fluida yang paling besar.

103


#1 #2 #3

Gambar 21. Distribusi laju injeksi pada skenario D Pada skenario E, dimana lapisan 2 mempunyai ketebalan dua kali ketebalan lapisan lainnya, fluida terdistribusii sebagian besar ke lapisan 2 (lihat Gambar 22). ). Hal kini disebabkan karena lapisan 2 memiliki ketahanan fluida yang lebih kecil akibat ketebalan lapisan yang lebih besar,

meskipun lapisan 2 memiliki tekanan in-situ yang lebih besar daripada lapisan 1. Pada Gambar 25,, terlihat bahwa distribusi volume fluida menuju rekahan 1, rekahan 2, dan rekahan 3 masing-masing masing adalah 27%, 65% dan 8%.

#2

#1

#3

Gambar 222. Distribusi laju injeksi pada skenario E


Gambar 25. Pendistribusian volume fluida pada skenario E Hal yang sama juga terjadi pada skenario F, dimana lapisan terbawah yakni lapisan 3 yang memiliki ketebalan etebalan dua kali ketebalan lapisan lainnya, distribusi fluida paling besar terjadi pada lapisan 3 meskipun lapisan tersebut memiliki tekanan in-situ yang paling besar. Distribusi volume fluida pada skenario F masing-masing masing untuk rekahan 1, rekahan 2 dan rekahan han 3 adalah 40%, 25% dan 48% (l (lihat Gambar 26).

Gambar 26. Pendistribusian volume fluida pada skenario F Dari studi sensitivitas ini, dapat disimpulkan bahwa disamping tekanan in-situ lapisan apisan faktor ketebalan lapisan juga berpengaruh pada rasio distribusi fluida. Dapat dikatakan secara umum, bahwa semakin besar rasio tebal suatu lapisan terhadap lapisan lainnya, maka distribusi fluida menuju lapisan tersebut akan semakin besar.

VIII. KESIMPULAN 1. Pada Paper ini telah didemonstrasikan desain dan simulasi mulasi perekahan multi lapisan dengan menggunakan model numerik MLF pseudo 3-dimensi. dimensi. 2. Dengan perencanaan jumlah dan penempatan perforasi yang tepat, konsep limited entry akan menghasilkan rasio pendistribusian fluida yang sesuai dengan keinginan sehingga pada akhirnya rekahan yang optimum dapat terbentuk secara simultan pada beberapa lapisan. 3. Secara teknis, penggunaan teknik limited entry ini telah terbukti popular digunakan digun karena kesederhanaan pelaksanaannya tanpa membutuhkan alat-alat alat yang mahal dan dilaksanakan dalam waktu yang relatif singkat. Namun diperlukan pertimbangan dan perencanaan yang tepat karena tingkat keakuratannya masih lebih rendah daripada menggunakan teknik isolasi mekanis. 4. Dari hasil studi yang dilakukan, bahwa faktor-faktor faktor yang mempengaruhi pendistribusian fluida pada multi layered fracturing antara lain tekanan in-situ in tiap lapisan, ketebalan lapisan dan pengaruh near wellbore effect. Pada perekahan perekah multi lapisan, kontrol terhadap pendistribusian laju injeksi fluida merupakan kunci untuk memperoleh kesuksesan pelaksanaan. 5. Analisa sensitivitas pada model geometri rekahan menunjukkan bahwa jika diperkirakan rekahan akan berkembang ke arah tingginya atau tau tegangan pada lapisan barrier lemah maka penggunaan model P3D memberikan hasil yang lebih realistis dan model PKN akan memberikan hasil yang berbeda secara signifikan.


DAFTAR PUSTAKA 1. _____, Class Note of Production Technology II, Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University. 2. Ahmed, U., Newberry, B.M and Cannon, D.E., 1985. Hydraulic Fracture Treatment Design of Wells With Multiple Zones, Paper SPE 13857. 3. Bazan, L.W. and Larkin, S.D., 2002. Limited Entry Techniques Prove Sucsessful In Simultaneously Stimulating The Fruitland Coal And Pictured Cliffs Formation In The San Juan Basin, Paper SPE 74353. 4. Elbel, J.L., 1993. A Method To Estimate Multizone Injection Profiles During Hydraulic Fracturing, Paper SPE 21869. 5. Elbel, J. and Britt, L., 2000. Fracture Tretment Design dalam Economides, M.J dan Nolte, Kenneth G : Reservoir Stimulation Third Edition, Prentice Hall, Engleweood Cliffs, New Jersey. 6. Gu, H., Desroches, J., and Elbel, J.L., 2000. Computer Simulation of Multilayer Hydraulic Fractures, Paper SPE 64789. 7. Guo, B., Lyons, W.C., Ghalambor, A., 2007. Petroleum Production Engineering: A Computer-Assisted Approach, Elsevier Science & Technology Books. 8. Jennings and Alfred, R., Comments Concerning Limited Entry Treatment Appications, http://ewstim.com/limitedentry.asp. 9. Mack, M. G. and Warpinski, N. R., 2000. Mechanics of Hydraulic Fracturing dalam Economides, M.J dan Nolte, Kenneth G : Reservoir Stimulation Third Edition, Prentice Hall, Engleweood Cliffs, New Jersey. 10. Martin, T. and Valko, P., 2007. Hydraulic Fracture Design for Production dalam Economides, Enhancement Michael.J dan Martin, Tony.: Modern Fracturing Enhancing Natural Gas Production, Energy Tribune publishing, Houston. 11. Morales, R.H., Stewart, B.R., Mullen, M.E., Ali, S.A., and Norman, W.D., 1995. Fracturing Behavior in Soft Layered Formation, Paper SPE 30468. 12. Veatch, R.W., 1986. Economics of Fracturing: Some Methods, Examples and Case Studies, Paper SPE 15509. 13. http://www.ep-weatherford.com DAFTAR SIMBOL CL = Koefisien leak-off (ft/min1/2) Cd = Koefisien discharge perforasi CfD = Bilangan konduktifitas rekahan tak berdimensi

106

Dp E’ Fb

= Diameter perforasi (in) = Plane strain modulus (psi) = Rasio dari lebar rata-rata terhadap lebar maksimum

h hf

= Tinggi lapisan (ft) = Tinggi rekahan (ft)

Ix J JD

= Rasio penetrasi = Indeks produktifitas = Indeks produktifitas tak berdimensi

k kf Kperf Nperf Nprop

= Permeabilitas formasi (mD) = Permeabilitas proppant (mD) = Konstanta perforasi = Jumlah perforasi = Proppant number

ph pcf pf

pw p pf

= Tekanan hidrostatik (psi) = Tekanan yang hilang akibat gesekan pada casing (psi) = Tekanan rekah (psi) = Tekanan pada casing (psi) = Tekanan yang hilang akibat gesekan pada perforasi (psi)

p surface

t qi qt Vs Vp Vr w xe xf µ η

= Tekanan pada kepala sumur (psi) = Waktu = Laju injeksi fluida menuju lapisan i (bpm) = Total laju injeksi fluida (bpm) = Volume spurt (gal/100 ft2) = Volume rekahan terisi proppant pada payzone (ft3) Volume reservoar pada batas = pengurasan (ft3) = Lebar rekahan terisi proppant (in) = Dimensi pengurasan sumur = Panjang perekahan satu sayap (ft) = Viskositas (cP) = Efisiensi

σ c = Tekanan tutup (psi) σ min = Tekanan minimum in-situ (psi) ρs = Densitas slurry (ppg)

∆ p w = Penurunan tekanan pada rekahan (psi) ∆pnear wellbore = Penurunan tekanan didaerah

∆ Pnet

∆ߩ

dekat sumur termasuk gesekan pada perforasi (psi) =Tekanan bersih atau kelebihan tekanan pada fluida perekahan didalam rekahan yang berfungsi untuk menjaga rekahan tetap terbuka (psi) = Perbedaan tekanan (ps)


107

TEKNIK LIMITED ENTRY UNTUK SIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK MULTI LAPISAN

Recommend Documents