Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 1 PENENTUAN PANJANG REKAHAN SATU SAYAP PADA PEREKAHAN HIDROLIK TIP SCREEN
OUT BESERTA ANALISIS KEEKONOMIANNYA Oleh
Hibatur Rahman* Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA** Sari
Perekahan hidrolik adalah pembuatan rekahan dengan arah yang memanjang dari lubang sumur yang memiliki konduktifitas lebih tinggi dibandingkan konduktifitas reservoir. Pada umumnya perekahan hidrolik dilakukan pada sumur dengan permeabilitas rendah, namun pada akhir-akhir ini dilakukan juga pada sumur dengan permeabilitas besar dengan metode tip screen out (TSO). Penentuan panjang rekahan satu sayap (Xf) merupakan kunci kesuksesan dalam operasi perekahan hidrolik. Oleh karena itu dalam tugas akhir ini akan dibahas mengenai penentuan panjang rekahan satu sayap pada perekahan hidrolik tip screen out beserta analisis keekonomiannya. Tahapan-tahapan dalam penentuan panjang rekahan satu sayap pada tugas akhir ini diantaranya pemilihan kandidat reservoir, pembuatan model reservoir, penggunaan geometri rekahan, penggunaan fluida perekah, penggunaan proppant, dan perhitungan keekonomiannya. Setelah dilakukan sensitivitas terhadap laju alir injeksi dan panjang rekahan satu sayap, didapat bahwa desain panjang rekahan satu sayap sebesar 250 ft dengan laju alir injeksi sebesar 24 bbl/menit merupakan desain panjang rekahan satu sayap yang memberikan nilai net present value (NPV) terbesar.
Kata Kunci : Perekahan hidrolik, konduktifitas, tip screen out, panjang rekahan satu sayap, NPV Abstract
Hydraulic fracturing is the making of fracture with direction that extends from the well hole which has a higher conductivity than the conductivity of the reservoir. In general, hydraulic fracture stimulation performed in wells with low permeability, but at the recently conducted also on the well with large permeability with tip screen out method (TSO). Determination of fracture half-length (Xf) is the key to success in hydraulic fracturing operations. Therefore in this final assignment will discuss the determination of fracture half-length by considering its economic factor. The stages in the fracture half-length determination including the selection of candidates reservoir, reservoir modeling, fracture geometry utilization, fracturing fluid utilization, proppant utilization, and its economic calculations. After performing injection flow rate and fracture half-length sensitivity, the design fracture half-length of 250 ft with the flow rate injection of 24 bbl /min provides the largest net present value (NPV).
Keyword : Hydraulic fracturing, conductivity, tip screen out, fracture half-length, NPV * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB
**Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan ITB PENDAHULUAN
Dengan meningkatnya konsumsi minyak dunia dan dengan menurunnya produksi minyak dunia, maka diperlukan suatu teknik yang dapat meningkatkan kembali produksi minyak dari suatu sumur minyak. Salah satu upaya yang dilakukan ialah dengan menggunakan teknik stimulasi sumur. dan jenis stimulasi yang banyak diterapkan yaitu perekahan hidrolik.
Pada perekahan hidrolik, konsep yang diterapkan adalah pembuatan suatu jalur dengan arah yang memanjang dari lubang sumur yang memiliki konduktifitas lebih tinggi dibandingkan permeabilitas reservoir. Dari hal tersebut diharapkan terjadi aliran hidrokarbon menuju sumur produksi menjadi lebih baik sehingga terjadi peningkatan produktifitas sumur. Jenis metode perekahan hidrolik pun cukup banyak diantaranya metode perekahan tip screen out dan non tip screen
out.
Salah satu kunci kesuksesan operasi perekahan hidrolik ialah desain. Dengan adanya desain perekahan hidrolik yang efisien dan efektif diharapkan operasi perekahan hidrolik dapat berjalan dengan optimal dan dapat meningkatkan produktifitas sumur. Oleh karena itu pada tugas akhir ini akan dibahas mengenai penentuan panjang rekahan satu sayap pada perekahan hidrolik tip
screen out (TSO) beserta analisis keekonomiannya.
Selain itu didalam tugas akhir ini digunakan simulator dan menggunakan model geometri rekahan pseudo-3 dimensional (P3D).
TUJUAN
Tujuan dari tugas akhir ini adalah
1. Mengetahui kandidat reservoir yang tepat untuk dilakukan perekahan hidrolik tip screen out. 2. Menentukan panjang rekahan satu sayap pada
perekahan hidrolik tip screen out (TSO) beserta analisis keekonomiannya.
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 2 TEORI DASAR
Perekahan hidrolik ialah salah satu jenis operasi yang dilakukan untuk meningkatkan produktivitas sumur dengan cara membuat rekahan buatan pada reservoir dengan menggunakan tekanan hidrolik. Pada dasarnya perekahan hidrolik dilakukan dengan cara menginjeksikan fluida bertekanan ke dalam sumur melalui lubang perforasi ataupun lubang terbuka sehingga fluida injeksi tersebut diharapkan akan masuk ke zona produksi dengan tekanan yang cukup untuk menginisiasi rekahan. Selama penginjeksian berlangsung, rekahan yang terbentuk akan terus memanjang dan berkembang baik dalam panjang, lebar, maupun tinggi. Selanjutnya pasir pengganjal (proppant) diinjeksikan bersama fluida yang kemudian disebut dengan slurry. Ketika pemompaan dihentikan, rekahan yang terbentuk akan berusaha untuk menutup kembali namun pengganjal akan menjaga rekahan tetap terbuka. Rekahan inilah yang berfungsi sebagai jalur bagi fluida untuk mengalir lebih baik melalui permeabilitas rekahan yang tinggi. Arah rekahan yang terjadi umumnya tegak lurus dengan arah stress terkecil dari suatu formasi. Karena itu, arah rekahan bergantung pada mekanika batuan, kedalaman, dan tekanan
overbuden formasi.
Salah satu faktor yang menjadi parameter penting dalam perekahan hidrolik ialah konduktifitas rekahan tak berdimensi (FCD). FCD
digunakan untuk membandingkan besarnya konduktifitas rekahan dengan konduktifitas formasi, dan dapat dituliskan sebagai1
. (1)
Apabila nilai FCD lebih besar dari satu maka dapat
dikatakan rekahan yang terjadi lebih konduktif dari formasi. Hal ini merupakan salah satu parameter kesuksesan dari operasi perekahan hidrolik. Dari persamaan 1 diatas, untuk meningkatkan konduktifitas rekahan tak berdimensi maka nilai W harus dimaksimumkan dan nilai Xf harus diminimalkan. Hal tersebut dapat diartikan bahwa rekahan yang nantinya akan didesain harus sependek mungkin namun memiliki nilai lebar yang besar sehingga nilai konduktifitas rekahan tak berdimensi akan maksimal. Selain itu dengan meminimalkan nilai Xf maka biaya yang dibutuhkan dalam perekahan hidrolik juga akan semakin berkurang. Untuk mencapai hasil tersebut maka digunakan teknik TSO.
Tip screen out adalah teknik rekayasa perekahan
hidrolik yang digunakan untuk meningkatkan lebar rekahan tanpa meningkatkan panjang rekahannya. Perbandingan konsep metode TSO dengan metode perekahan konvensional dapat dilihat di gambar 1 pada lampiran.
Gambar 1 Perbandingan konsep metode perekahan konvensional dengan perekahan TSO2
Menurut BJ Service3, target reservoir untuk dilakukannya perekahan hidrolik dengan metode TSO adalah reservoir dengan permeabilitas yang besar dan memiliki nilai modulus Young yang kecil sehingga perekahan akan efektif dan efisien. Modulus Young adalah indeks ketahanan batuan terhadap gaya eksternal, dimana dirumuskan sebagai rasio dari tegangan untuk menghasilkan regangan. Modulus Young juga dapat didefinisikan sebagai suatu ukuran bagaimana suatu material akan terdeformasi secara elastis jika beban dikenakan padanya. Persamaan modulus Young dituliskan sebagai1
(2) Ketika slurry telah mencapai ujung rekahan, maka dengan permeabilitas formasi yang besar akan mempermudah filtrat slurry mengalir ke dalam formasi. Hal tersebut mengakibatkan slurry mengalami dehidrasi dan kemudian proppant akan terakumulasi pada ujung rekahan. Apabila modulus Young batuan yang direkahkan bernilai kecil maka akan mengakibatkan peningkatan pada lebar rekahan.
Didalam desain perekahan hidrolik harus diperhatikan beberapa aspek seperti1 :
1. Pemilihan kandidat yang tepat
Tabel 1 pada lampiran menunujukkan penggolongan kandidat untuk perekahan hidrolik menurut Holditch1.
2. Penentuan parameter kritis reservoir
Parameter tersebut diantaranya permeabilitas reservoir, tekanan reservoir, dan saturasi hidrokarbon.
3. Penentuan model rekahan yang tepat
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
kompleksifitas dari perhitungan dan untuk kebutuhan praktis. Beberapa model yang telah berkembang pada perancangan perekahan hidrolik antara lain model 2 dimensi (PKN, KGD, dan Radial), model 3 dimensi (Lumped
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 3 P3D, Pseudo 3-Dimensi, dan Planar 3D), dan
model multi layer (PKN fracture dan P3D
fracture).
4. Jadwal pemompaan fluida perekah dan
proppant.
Didalam tugas akhir ini penulis langsung
menggunakan jadwal pemompaan yang
dihasilkan software.
5. Keekonomian dari setiap desain.
Salah satu parameter keekonomian yang mudah untuk digunakan dalam menentukan desain Xf perekahan hidrolik yang paling optimum ialah NPV. Desain Xf yang dipilih adalah desain Xf yang memiliki nilai NPV terbesar.
METODOLOGI
Tahapan-tahapan yang dilaksanakan dalam tugas akhir ini antara lain diawali dengan pembuatan model reservoir dan model lubang sumur. Kemudian tahap yang kedua ialah penggunaan model geometri rekahan P3D pada simulator. Tahap ketiga ialah penggunaan fluida perekah dan proppant pada simulator. Setelah itu pada tahap keempat dilakukan sensitivitas terhadap panjang rekahan satu sayap yang didesain dan terhadap laju alir injeksi. Dalam sensitivitas tersebut faktor keekonomian (NPV) merupakan faktor penting dalam penentuan desain rekahan yang ekonomis dan hasil sensitivitas tersebut dapat dilihat pada bagian hasil dan pembahasan. Untuk mengerjakan semua tahap tersebut, pada tugas akhir ini penulis menggunakan simulator perekahan hidrolik.
1. Pembuatan model
Dalam geometri P3D yang akan digunakan, model harus memiliki minimal 1 pay zone dan 2
barrier. Oleh karena itu dalam tugas akhir ini
penulis membuat model yang terdiri dari 1 reservoir clean sandstone dan 2 lapisan shale yang dapat dilihat pada gambar 2.
Gambar 2 Model reservoir
Setelah dilakukan studi pustaka didapat syarat reservoir yang cocok untuk dilakukan perekahan hidrolik dapat dilihat pada tabel 2.
Tabel 2 Syarat reservoir untuk perekahan hidrolik4
Parameter Reservoir
minyak Reservoir gas Saturasi hidrokarbon >40% >50% Water cut <30% <200 bbls/MMscfd Permeabilitas 1-50 md 0.01-10 md Tekanan reservoir <70% depleted
Dua kali tekanan penutupan sumur Tinggi kotor
reservoir >10 m >10 m
Kemudian menurut BJ Service3, reservoir yang cocok untuk dilakukannya perekahan hidrolik dengan menggunakan metode TSO adalah reservoir dengan nilai permeabilitas yang besar dan memiliki nilai modulus Young yang kecil. Oleh karena itu secara spesifik penggolongan permeabilitas reservoir dapat dilihat pada tabel 3 dan untuk range nilai modulus Young batuan pasir dapat dilihat pada tabel 4.
Tabel 3 Penggolongan permeabilitas reservoir2
Permeabilitas Gas Minyak
Low k<0.5 md k<5 md
Moderate 0.5<k<5
md 5<k<50 md
High k>5 md k>50 md
Tabel 4 Sifat elastis batuan5
Jenis Batuan Modulus Young (106 psi) Rasio Poisson Granite 3.7 - 10 0.125 - 0.25 Dolomite 2.8 - 11.9 0.08 - 0.2 Limestone 1.4 - 11.4 0.1 - 0.23 Sandstone 0.7 - 12.2 0.066 - 0.3 Shale 1.1 - 4.3 0.1 - 0.5
Berdasarkan studi literatur diatas maka dalam tugas akhir perekahan hidrolik dengan metode TSO ini digunakan nilai permeabilitas clean sandstone sebesar 50 md dan modulus Young clean sandstone sebesar 2x106 psi. Parameter-parameter reservoir yang akan digunakan dalam tugas akhir ini selengkapnya dapat dilihat pada tabel 5. Selain itu parameter komplesi dan tubular sumur dapat dilihat di tabel 6 pada lampiran.
Tabel 5 Parameter reservoir yang digunakan
Parameter Shale Res. A Shale
Top TVD (ft) 5390 5490 5535 Pres (psi) 2546 2580 2614 k (md) 0.001 50 0.001 Sg (%) 0 0 0 So (%) 0 60 0 Sw (%) 100 40 100 (%) 1 10 1
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 4 Gradien rekah (psi/ft) 0.95 0.663 0.95 Modulus Young (106psi) 4.3 2 4.3 Rasio Poisson 0.35 0.2 0.35
2. Penggunaan model geometri rekahan Model geometri yang akan digunakan pada tugas akhir ini adalah model geometri yang telah lazim digunakan pada perekahan yakni pseudo 3-dimensi (P3D). Model pseudo 3-3-dimensi pada dasarnya dikembangkan dari model dua dimensi PKN, dimana ketinggian perekahan diatur berdasarkan data tekanan perekahan lokal yang terjadi. Ketinggian perekahan didasarkan pada persamaan kesetimbangan ketinggian yang diperhitungakan sepanjang perekahan tersebut. Pada model pseudo 3-dimensi, rekahan terinisiasi dari lapisan dengan tegangan insitu yang paling rendah. Perkembangan tinggi rekahan akan tergantung dari tegangan dan ketebalan lapisan pembatas yang biasanya berupa shale. Jika lapisan pembatas diantara dua rekahan memiliki kontras tegangan yang relatif kecil, maka dua rekahan yang dihasilkan akan menyatu dan berperilaku sebagai satu rekahan. Bentuk model geometri P3D dapat dilihat pada gambar 3.
Gambar 3 Bentuk model geometri rekahan P3D1
Adapun kelebihan model geometri rekahan P3D dibandingkan dengan model lain menurut Holditch1diantaranya :
- Semua dimensi rekahan dihitung berdasarkan distribusi tekanan dan properti lapisan formasi yang terdapat dalam model.
- Mempertimbangkan transfer panas pada rekahan.
3. Penggunaan fluida perekah dan proppant Dalam pemilihan fluida perekah terdapat beberapa syarat fluida perekah diantaranya1
- Tidak merusak formasi - Friksi terhadap pipa rendah
- Memiliki viskositas yang cukup untuk membawa proppant ke rekahan
- Mudah dibersihkan dari formasi - Memiliki nilai leak-off rate yang rendah
Didalam tugas akhir ini hanya digunakan 1 jenis fluida perekah dan penulis tidak melakukan
sensitivitas terhadap fluida perekah lainnya. Fluida perekah yang digunakan yaitu PrimeFRAC 30+1lbs J475/Mgal yang merupakan produk dari salah satu
service company. Karakteristik fluida perekah yang
dipakai dapat dilihat pada tabel 7.
Tabel 7 Karakteristik Fluida Perekah
Nama PrimeFRAC 30+1lbs J475/Mgal Pembuat Schlumberger SG 1.02
Index Aliran Power
Law 0.62
Index Konsistensi 0.0459 lb.sn/ft2
Spurt Loss 2.8 gal/100ft2
Viskositas Tampak 317.528 cp
Harga 6 $/gal
Selain itu pada perekahan hidrolik ini digunakan fluida lain untuk flushing. Flushing adalah menginjeksikan fluida biasa agar mendesak slurry masuk ke formasi. Karakteristik fluida flushing yang digunakan dapat dilihat pada tabel 8.
Tabel 8 Karakteristik Fluida Flushing
Nama 8.43 ppg (2%)
KCl brine
Pembuat Schlumberger
SG 1.01
Index Aliran Power
Law 1
Index Konsistensi 8.71E-6 lb.sn/ft2
Viskositas Tampak 0.417 cp
Material lainnya yang juga memegang peranan penting dalam perekahan hidraulik adalah material pengganjal (proppant). Fungsi utama dari proppant adalah untuk mengganjal celah yang telah terbentuk dari proses perekahan formasi dan memberikan konduktifitas yang lebih baik bagi aliran fluida yang menuju sumur.
Beberapa parameter yang menentukan pemilihan pengganjal antara lain adalah6:
- Pengaruh closure pressure terhadap permeabilitas yang dihasilkan oleh proppant - Ukuran perforasi yang digunakan
- Harga
Pada perencanaan perekahan, harus
diperhatikan kesesuaian antara diameter lubang perforasi dengan ukuran proppant yang akan digunakan. Untuk memastikan tidak terjadinya
bridging, maka ukuran diameter perforasi adalah 6
kali diameter butiran maksimum proppant7. Untuk mempermudah dalam menentukan diameter minimal lubang perforasi dapat dilihat pada Gambar 4.
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 5
Gambar 4 Hubungan diameter perforasi minimum terhadap ukuran proppant7
Untuk ukuran proppant 20/40 maka ukuran diameter perforasi minimumnya adalah 0,2 inch. Sehingga untuk tugas akhir ini dipilih ukuran diameter perforasi 0.32 inch. Pada tabel 8, terlihat bahwa tipikal diameter untuk Brady 20/40 adalah 0,023 inch. Diameter perforasi telah 6 kali lebih besar daripada ukuran butir proppant untuk mengantisipasi kemungkinan bridging.
Selain itu didalam metode TSO, proppant yang digunakan harus memiliki konsentrasi yang tinggi3. Oleh karena itu pada tugas akhir ini digunakan konsentrasi maksimum proppant sebesar 12 PPA. Karakteristik proppant yang digunakan dalam tugas akhir ini dapat dilihat pada tabel 9.
Tabel 9 Karakteristik proppant
Nama Brady 20/40 Tipe Sand Berat jenis 2.65 Densitas 100 lb/ft3 Porositas proppant terkompaksi 0.35 Diameter 0.023 in Maksimum konsentrasi proppant 12 PPA Harga 0.15 $/lb
Untuk membuat jadwal pemompaan pad, slurry, dan flush maka digunakan simulator. Simulator mengestimasi jadwal pemompaan yang dibutuhkan berdasarkan target panjang rekahan, laju pemompaan, dan konsentrasi proppant dan efisiensi fluida. Sebagai contoh jadwal tahapan pemompaan
pad, slurry, dan flush yang digunakan pada
skenario dasar tersaji di tabel 10 pada lampiran. 4. Perhitungan NPV
Sebagai bagian dari investasi, maka pelaksanaan perekahan hidrolik tentu saja harus mampu menghasilkan keuntungan. Parameter keekonomian yang umumnya merupakan tinjauan pada suatu pelaksanaan perekahan antara lain adalah biaya perekahan, pendapatan yang didapat dari produksi pasca perekahan, dan NPV.
Beberapa parameter biaya termasuk didalamnya biaya akibat kebutuhan material dan biaya tetap dapat dijumlahkan untuk mengestimasi biaya perekahan yang dibutuhkan. Teknik penghitungan biaya perekahan dapat dilakukan sebagai berikut8:
1. Biaya tidak tetap (variable cost)
a. Biaya fluida = harga per unit x unit fluida.
b. Biaya proppant = harga per unit x unit.
c. Biaya pemompaan = biaya per tenaga kuda (HP) x laju injeksi x tekanan permukaan / 40.8
2. Biaya tetap (fixed cost)
a. Biaya perencanaan (engineering) b. Mobilisasi
c. Persiapan pelaksanaan seperti
workover rig
Penentuan pendapatan yang dihasilkan adalah dengan mengalikan produksi kumulatif pasca perekahan dengan harga jual hidrokarbon. Net
present value (NPV) merupakan nilai akhir suatu
proyek jika dikonversikan dengan nilai uang sekarang. Perhitungan ini dilakukan karena nilai uang akan cenderung turun nilainya setiap tahun. NPV ditentukan melalui penjumlahan dari cash
flow yang memperhitungkan discount rate setiap
tahunnya. NPV dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan8 1 2 2 ... 1 1 1 N O N X X X NPV X i i i
Karena keterbatasan data mengenai biaya perekahan seperti biaya pompa dan biaya tetap maka kemudian digunakan data dari thesis Suwanda8. Beberapa asumsi yang akan digunakan pada simulator untuk menghitung NPV dapat dilihat pada tabel 11.
Tabel 11 Asumsi keekonomian
Harga minyak 45 $/bbl
Biaya HHP (pompa) 15 $/hhp
Biaya tetap 200000 $(US)
Time of interest 2 tahun
Interest Rate 10 %
HASIL DAN PEMBAHASAN
Setelah melakukan studi literatur, didapat bahwa reservoir yang cocok untuk dilakukan perekahan hidrolik dengan menggunakan metode TSO adalah reservoir yang memiliki permeabilitas yang besar dan nilai modulus Young yang kecil. Dalam tugas akhir ini digunakan permeabilitas reservoir 50 md dan modulus Young 2x106 psi. Setelah model reservoir terbentuk, maka kemudian dilakukan sensitivitas terhadap panjang rekahan satu sayap dan laju injeksi untuk mendapatkan nilai NPV terbesar. Sensitivitas yang dilakukan yaitu
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 6 sebanyak 272 variasi. Untuk desain Xf, variasi
yang dilakukan yaitu mulai dari 50 ft hingga 400 ft dengan kelipatan 50 ft. Kemudian untuk laju alir injeksi variasi dimulai dari 1 bpm hingga 50 bpm.
Hasil sensitivitas nilai NPV terhadap laju alir injeksi untuk berbagai Xf dapat dilihat pada gambar 5. Dari hasil sensitivitas tersebut, nilai NPV terbesar dapat dilihat pada tabel 12.
Tabel 12 Nilai optimum desain
Desain Xf 250 ft
Laju Injeksi 24 bbl/min
FCD 1.1
Panjang rekahan aktual 192.1 ft Tinggi rekahan aktual 68.2 ft Lebar rekahan aktual 1.077 in
Np 121594 STB
NPV 2 tahun 594684 $US
Dari plot antara FCD terhadap laju alir injeksi
untuk berbagai nilai desain Xf pada gambar 6 didapat bahwa desain Xf 50 ft memiliki nilai FCD
yang tinggi apabila dibandingkan dengan Xf lainnya. Hal tersebut sesuai dengan pengertian FCD
yang dapat dilihat pada persamaan (1). Nilai FCD
berbanding terbalik dengan Xf yang berarti semakin kecil nilai Xf maka akan semakin besar nilai FCD. Namun pada tugas akhir ini didapat
bahwa nilai FCD yang besar belum tentu
memberikan nilai NPV yang besar. Selain itu dari plot antara Np 2 tahun dengan laju alir injeksi untuk nilai Xf yang berbeda pada gambar 7 didapat bahwa Np terbesar terdapat didapat untuk desain Xf 300 ft. Namun nilai Np yang besar belum tentu menghasilkan NPV terbesar, oleh karena itu harus ditinjau biaya perekahannya untuk mendapatkan NPV yang paling besar. Untuk mempermudah analisis maka penulis menggunakan data pembanding yang dapat dilihat pada tabel 13 dan 14.
Tabel 13 Parameter Pembanding 1 dan 2
Pembandi ng 1 Optimum Pembandin g 2 Desain Xf 100 ft 250 ft 400 ft Laju Injeksi 24 bbl/min 24 bbl/min 24 bbl/min FCD 2.1 1.1 0.8 Konduktifit as 12378 md.ft 16099 md.ft 18307 md.ft Panjang rekahan aktual 94.9 ft 192.1 ft 304.9 ft Tinggi rekahan aktual 54.4 ft 68.2 ft 80.7 ft Lebar rekahan aktual 0.947 in 1.077 in 1.206 in Masa proppant 56600 lb 192400 lb 380200 lb Np 116070.2 STB 121594 STB 120865.5 STB NPV 2 tahun 422321 $US 594684 $US 488498 $US
Tabel 14 Parameter Pembanding 3 dan 4
Pembandi ng 3 Optimum Pembandi ng 4 Desain Xf 250 ft 250 ft 250 ft Laju Injeksi 10 bbl/min 24 bbl/min 45 bbl/min FCD 0.7 1.1 1.1 Konduktifit as 10174 md.ft 16099 md.ft 16931 md.ft Panjang rekahan aktual 142.7ft 192.1 ft 238.8 ft Tinggi rekahan aktual 59.6 ft 68.2 ft 75.9 ft Lebar rekahan aktual 1.016 in 1.077 in 1.151 in Masa proppant 142000 lb 192400 lb 220000 lb Np 120566.8 STB 121594 STB 122334.3 STB NPV 2 tahun 555190 $US 594684 $US 592071 $US Apabila kasus optimum dibandingkan dengan pembanding 1 dan 2 dimana memiliki laju alir injeksi yang sama, dapat dilihat bahwa semakin besar nilai desain Xf maka nilai tinggi dan lebar rekahan yang terbentuk cenderung semakin besar. Hal tersebut berpengaruh pada semakin banyaknya volume material yang dibutuhkan sehingga biaya
perekahannya pun semakin meningkat.
Pertambahan biaya perekahan yang tidak diimbangi dengan kenaikan produksi secara signifikan menyebabkan perolehan NPV pada desain Xf 400 ft lebih kecil dibandingkan dengan NPV pada Xf optimum.
Apabila kasus optimum dibandingkan dengan pembanding 3 dan 4 dimana memiliki desain Xf yang sama namun memiliki laju alir injeksi yang berbeda, maka dapat dilihat bahwa semakin besar laju alir injeksi yang digunakan maka nilai tinggi dan lebar rekahan yang terbentuk cenderung semakin besar. Hal tersebut berpengaruh pada semakin banyak volume material yang dibutuhkan sehingga biaya perekahannya pun semakin meningkat. Selain itu semakin besar laju alir injeksi yang digunakan maka semakin besar pula biaya pemompaannya. Peningkatan laju alir injeksi dan volume material yang dibutuhkan namun tidak diimbangi dengan kenaikan produksi secara
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 7 signifikan menyebabkan perolehan NPV pada
pembanding 4 lebih kecil daripada NPV optimum. KESIMPULAN
1. Reservoir yang cocok untuk dilakukan perekahan hidrolik TSO ialah reservoir dengan permeabilitas tinggi dan memiliki modulus Young yang kecil.
2. Desain panjang rekahan satu sayap (Xf) yang paling optimum ialah
Desain Xf 250 ft
Laju Injeksi 24 bbl/min
FCD 1.1
Panjang rekahan aktual 192.1 ft Tinggi rekahan aktual 68.2 ft
Lebar rekahan aktual 1.077 in
Np 121594 STB
NPV 2 tahun 594684 $US
3. Desain Xf dan laju alir injeksi yang terlalu
besar belum tentu memberikan nilai NPV yang besar pula. Parameter penting yang sangat berpengaruh ialah jumlah perolehan minyak dan biaya perekahan.
SARAN
Untuk studi lebih lanjut, perlu dilakukan sensitivitas terhadap parameter lain yaitu jenis fluida perekah, fluida flushing, ukuran proppant, dan konsentrasi maksimum proppant yang digunakan untuk melihat pengaruh semua parameter tersebut terhadap NPV.
SIMBOL
FCD : konduktifitas rekahan tak berdimensi
Xf : panjang rekahan satu sayap (ft) W : lebar rekahan (in)
hf : tinggi rekahan (ft)
k : permeabilitas formasi (md) kf : permeabilitas rekahan (md)
E : modulus Young (psi) σ : axial stress (psi) ε : axial strain SG : specific gravity NPV : net present value (US$) Np : jumlah produksi minyak (STB)
XN : cash flow di tahun ke N (US$)
i : interest rate (%)
DAFTAR PUSTAKA
1. Holditch, S.A : Frac Training, NExT/ Texas A&M. 2007
2. Oligney, R.E, Economides, M.J, Valko, Peter, dan Vitthal, Sanjay : High-Permeability Fracturing
3. BJ Service : Hydraulic fracturing
4. _____. Class Note of Production Technology II, Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University.
5. TAMU-PEMEX well control, lesson 9 fracture gradient
http://www.scribd.com/doc/29542854/9-Fracture-Gradients
6. Schlumberger : Reservoir Stimulation Handbook
7. Barree R.D. : Perforating Design for Well Stimulation
8. Suwanda: Teknik Limited Entry Dalam Simulasi Perekahan Hidrolik Multi Lapisan. Thesis, Teknik Perminyakan ITB. 2010
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 8 LAMPIRAN
Tabel 1 Kandidat untuk dilakukannya perekahan hidrolik1
Kandidat Penjelasan
Baik sekali - Sumur yang mengalami damaged
- Reservoir dengan permeabilitas yang kecil namun memiliki OOIP/IGIP yang cukup untuk dilakukan perekahan hidrolik.
Baik - Reservoir rekah alami
- Unconsolidated, reservoir yang memiliki permeabilitas yang besar namun mengalami damaged
Buruk - Reservoir yang memiliki cadangan yang kecil.
- Reservoir yang tipis dengan barrier yang sangat buruk - Reservoir yang memiliki tekanan reservoir yang kecil
- Apabila dilakukan stimulasi (perekahan hidrolik) maka rekahan yang terbentuk akan menembus zona air
Tabel 6 Komplesi dan tubular sumur
Komplesi Sumur
Kedalaman 5635 ft
Ukuran lubang sumur 7 in
Penanggulangan melalui Tubing
Temperatur dasar sumur 160 OF
Temperatur di permukaan 80 OF
Kedalaman packer 4950 Ft
Diameter dalam packer 2.441 in
Tubular Tubing 2.875 in; 6.4 ppf; J55 4950 ft TVD Casing 20 in; 133 ppf; C75 150 ft TVD 13.375 in; 54.5 ppf; C75 1200 ft TVD 9.625 in; 36 ppf; C75 2000 ft TVD 7 in; 26 ppf; C75 5535 ft TVD
Perforasi 6 spf; 0.32 in; underbalanced 5490-5535 ft TVD
Tabel 10 Jadwal pemompaan untuk kasus yang paling optimum
Tahap Laju alir pompa (bpm) Jenis Fluida Konsentrasi gel (lb/mgal) Volum fluida (gal) Konsentrasi proppant (PPA) Berat proppant (lb) Volum slurry (bbl) Waktu pemompaan (menit) PAD 24 PrimeFRAC 30 8437 0 0 200.9 8.4 1 PPA 24 PrimeFRAC 30 465 1.3 617 11.7 0.5 5 PPA 24 PrimeFRAC 30 403 4.9 1974 11.7 0.5 6 PPA 24 PrimeFRAC 30 392 5.7 2234 11.7 0.5 6 PPA 24 PrimeFRAC 30 382 6.4 2455 11.7 0.5 7 PPA 24 PrimeFRAC 30 372 7.1 2659 11.7 0.5 8 PPA 24 PrimeFRAC 30 364 7.8 2839 11.7 0.5 8 PPA 24 PrimeFRAC 30 357 8.4 2996 11.7 0.5 9 PPA 24 PrimeFRAC 30 176 8.9 1565 5.9 0.2 9 PPA 24 PrimeFRAC 30 252 9.2 2316 8.5 0.4 10 PPA 24 PrimeFRAC 30 249 9.6 2381 8.5 0.4 10 PPA 24 PrimeFRAC 30 246 9.9 2445 8.5 0.4 10 PPA 24 PrimeFRAC 30 244 10.3 2500 8.5 0.4 11 PPA 24 PrimeFRAC 30 241 10.6 2551 8.5 0.4 11 PPA 24 PrimeFRAC 30 239 10.9 2603 8.5 0.4 11 PPA 24 PrimeFRAC 30 237 11.2 2650 8.5 0.4 11 PPA 24 PrimeFRAC 30 235 11.5 2692 8.5 0.4 12 PPA 24 PrimeFRAC 30 13211 11.7 154939 481.4 20.1 FLUSH 24 8.43 ppg 0 2071 0 0 49.3 2.1
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 9
Gambar 5 Sensitivitas nilai NPV terhadap laju alir injeksi untuk berbagai Xf
Gambar 6 Plot nilai FCD terhadap laju alir injeksi untuk berbagai Xf 110000 160000 210000 260000 310000 360000 410000 460000 510000 560000 610000 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 N P V 2 t ah u n
Laju alir injeksi (bbl/min)
Xf = 50 ft Xf = 100 ft Xf = 150 ft Xf = 200 ft Xf = 250 ft Xf = 300 ft Xf = 350 ft Xf = 400 ft 0 1 2 3 4 5 0 10 20 30 40 50 Fc d
Laju alir injeksi (bbl/min)
Xf = 50 ft Xf = 100 ft Xf = 150 ft Xf = 200 ft Xf = 250 ft Xf = 300 ft Xf = 350 ft Xf = 400 ft
Hibatur Rahman, 12206056, Semester 1 – 2010/2010 10
Gambar 7 Plot Np 2 tahun terhadap laju alir injeksi untuk berbagai Xf 110000 112000 114000 116000 118000 120000 122000 124000 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 N p 2 t ahun
Laju alir injeksi (bbl/min)
Xf = 50 ft Xf = 100 ft Xf = 150 ft Xf = 200 ft Xf = 250 ft Xf = 300 ft Xf = 350 ft Xf = 400 ft
