EVALUASI CALCULATED BOTTOM HOLE TREATING PRESSURE (BHTP)
PADA APLIKASI PEREKAHAN HIDROLIK DI LAPANGAN TANJUNG
Oleh:
Setia Bungsu K.
*, Indriyono ES*, Hariyono* dan Y. Budi Hendarto**
* Unit Bisnis Pertamina EP Tanjung ** PT. BJ Services Indonesia
Pada saat ini tidak dapat dipungkiri bahwa perekahan hidrolik merupakan jenis stimulasi yang paling menjanjikan dalam upaya meningkatkan produksi suatu Lapangan. Dengan berkembangnya teknologi perekahan hidrolik yang meliputi pemodelan 3D, pressure analysis dan history matching dapat menambah derajat keberhasilan aplikasi perekahan hidrolik dan mengurangi resiko kegagalan seperti premature screen out, uncontrolled perekahan dimension dan sebagainya.
Salah satu evolusi pada perekahan hidrolik adalah ditemukannya teknik pressure analysis yang dipelopori oleh Nolte. Nolte mempopulerkan rangkaian tes kalibrasi sebelum perekahan seperti step rate test dan minifrac yang dapat menghasilkan parameter-parameter yang sangat penting antara lain closure pressure, closure time, net pressure, fluid leakoff dan sebagainya. Keakuratan hasil step rate test dan minifrac sangat tergantung pada kualitas data tekanan yang akan dianalisa, sehingga dalam kasus ini pengambilan data tekanan yang akurat menjadi sangat penting.
Data tekanan yang diperoleh dengan cara pengukuran secara langsung menggunakan bottom hole memory gauge (measured BHTP) sering kali tidak rutin dilakukan karena biayanya sangat mahal, sehingga tekanan bottom hole biasanya dihitung dari tekanan permukaan dengan menggunakan korelasi tertentu (calculated BHTP) dimana akurasi data tersebut masih diperdebatkan. Sejalan dengan berkembangnya teknologi perekahan fluid terutama sejak populernya croslinked gel yang berviskositas tinggi menyebabkan perhitungan korelasi bertambah kompleks dan saat ini hanya terdapat beberapa korelasi saja yang telah dipublikasikan.
Evaluasi calculated BHTP dilakukan terhadap tiga buah korelasi yaitu korelasi dari Service company, korelasi Vibhas (2001) dan korelasi Lord & McGowan (1986). Sebagai acuan evaluasi, digunakan data measured BHTP dari 17 pekerjaan minifrac yang dilakukan di lapangan Tanjung. Rata-rata kesalahan pada bagian pemompaan (pfriction 0) untuk korelasi Vibhas adalah 889 psi (29%),
sementara korelasi Service company dan Lord & McGowan adalah 233 psi (7 - 8%). Untuk bagian
shut-in (pfriction = 0), kesalahan rata-ratanya adalah 29 psi (1.2%). Berdasarkan hasil tersebut, penggunaan
korelasi Service company atau korelasi Lord & McGowan lebih dianjurkan pada saat minifrac karena kesalahan yang dihasilkan lebih rendah. Dengan data yang lebih akurat, derajat keberhasilan pekerjaan perekahan hidrolik dalam rangka meningkatkan produksi minyak dan gas bisa lebih ditingkatkan lagi. Kata kunci: Perekahan hidrolik, Measured BHTP, Calculated BHTP, Korelasi.
PENDAHULUAN
Akurasi data tekanan sangat menentukan pada keberhasilan pekerjaan perekahan hidrolik, ditambah dengan adanya kemajuan teknologi interpretasi tekanan yang dipelopori oleh Nolte dkk sehingga dapat diperoleh
parameter-parameter penting dalam proses desain dan eksekusi pekerjaan.
Pengukuran Bottom Hole Treating Pressure secara langsung (measured BHTP) dengan penggunakan bottom hole memory gauge yang dipasang di daerah perforasi masih
dipercaya sebagai cara yang paling akurat sampai saat ini. Sayangnya, penggunaan bottom hole memory gauge tidak selalu dapat dilakukan, karena keterbatasan alat, biaya dan waktu. Cara alternatif yang lazim digunakan adalah dengan menghitung BHTP berdasarkan data permukaan (calculated BHTP) sebagaimana yang ditunjukkan oleh persamaan dibawah ini: Friction c Hydrostati P P STP BHTP = + (1) Dimana:
BHTP = bottom hole treating pressure, psi STP = surface treating pressure, psi PHyd = tekanan hidrostatik, psi
PFric = tekanan friksi, psi
STP adalah tekanan yang terbaca oleh gauge di permukaan, Phydrostatic dapat mudah
diperoleh dengan mengalikan kolom fluida dengan densitasnya, sedangkan parameter terakhir yaitu Pfriction diperoleh dari
korelasi-korelasi yang tersedia atau berdasarkan hasil tes laboratorium dari penyedia fluida yang digunakan, dalam hal ini biasanya dari pihak service company.
Pfriction merupakan parameter yang paling
sulit untuk perkirakan, terlebih lagi dengan penggunaan fluida perekahan seperti crosslinked gel yang berviskositas sangat tinggi, penambahan proppant dan laju alir pemompaan yang membuat perhitungan menjadi lebih kompleks.
Pada makalah ini akan evaluasi tiga buah korelasi yaitu korelasi dari service company, korelasi Vibhas (2001) dan korelasi Lord & McGowen (1986). Korelasi-korelasi tersebut dipilih setelah penulis melakukan pencarian literatur secara komprehensif, sehingga dapat diyakini bahwa ketiga korelasi diatas dapat mewakili korelasi-korelasi yang ada di industri perminyakan sampat saat ini.
Untuk keperluan evaluasi, digunakan data BHTP yang diukur secara langsung dari 17 pekerjaan minifrac di lapangan Tanjung. Dikarenakan measured BHTP berasal dari minifrac, evaluasi korelasi pada makalah ini hanya terbatas pada fluida croslinked gel tanpa proppant.
TINJAUAN LAPANGAN
Lapangan Tanjung terletak di kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan yang dapat dicapai dari kota Banjarmasin atau Balikpapan melalui jalan darat dengan jarak ± 240 km (Gambar 1).
Formasi Tanjung termasuk ke dalam cekungan Barito dengan jenis batuan utamanya berupa batuan pasir dan konglomerat, rata-rata kedalaman lapisan produktifnya adalah 800 - 1200 m. Dominasi akumulasi hidrokarbon lapangan Tanjung adalah minyak, sedangkan gas hanya sedikit saja yang ditemukan berupa gas asosiasi dan gas bebas. Minyak Tanjung bersifat parafinik 40.3 oAPI (0.82 SG) dan
mengandung wax sebanyak 30% (pour point sekitar 98 oF). Dari PVT analysis diperoleh
rata-rata bubble point pressure sebesar 1387 psi dan viskositas minyak sebesar 1.25 cp.
Lapangan Tanjung pertama kali dibor pada tahun 1937, puncak produksi terjadi pada tahun 1963 yaitu sebesar 46000 BOPD. Untuk mengimbangi penurunan tekanan, injeksi air diaplikasikan sejak tahun 1990 sampai sekarang dengan menggunakan tekanan injeksi 1400 psi, tekanan reservoir yang sempat turun dari 1500 psi (tekanan awal) ke 200 - 300 psi, dapat dinaikan menjadi 400 - 600 psi. Jumlah sumur yang beroperasi pada tahun 2007 adalah 84 sumur produksi (terdiri dari 53 sumur pompa angguk dan 33 sumur pompa ESP) dan 37 sumur injeksi.
Perekahan hidrolik merupakan stimulasi yang paling berhasil diterapkan di lapangan Tanjung untuk optimasi produksi dengan jalan menghilangkan damage disekitar lubang sumur, menambah konduktivitas formasi dan menambah area pengurasan sumur. Perekahan hidrolik telah lakukan sejak tahun 1952 dan berlanjut sampat sekarang, Gambar 2 menunjukkan kumulatif pekerjaan perekahan dari tahun ke tahun.
DASAR TEORI
Perekahan hidrolik adalah suatu teknik stimulasi yang sangat handal untuk meningkatkan produksi minyak dan gas. Teknologi ini berkembang sejak akhir tahun 1940 dan terus berlanjut sampai sekarang.
Teknik Perekahan hidrolik dilakukan dengan jalan menempatkan pasir/proppant ke dalam formasi dengan panjang rekahan dan permeabilitas tertentu. Rekahan yang terbentuk haruslah memiliki konduktivitas yang lebih tinggi dari konduktivitas reservoir semula dan memiliki panjang rekahan yang cukup, sehingga kapasitas aliran fluida di reservoir akan bertambah dan meningkatkan produksi.
Minifrac
Untuk memperoleh hasil perekahan hidrolik yang optimal, harus didukung oleh data-data yang akurat, misalnya seperti closure pressure dan fluid efficiency. Untuk memperoleh data tersebut dilakukan suatu tes injeksi yang dinamakan dengan “minifrac” (Gambar 3). Minifrac dilakukan dengan jalan memompakan sejumlah fluida kedalam formasi dengan laju pemompaan konstan kemudian di shut-in untuk jangka waktu tertentu. Minifrac merupakan representasi pekerjaan perekahan utama, hanya saja tidak ditambahkan proppant, untuk itu parameter-parameter pemompaan pada minifrac sedapat mungkin menyerupai parameter-parameter pada saat perekahan utama dilakukan seperti jenis fluida yang dipakai, laju pemompaan dan volume fluida.
Closure pressure dan fluid efficiency dapat diketahui dengan menganalisa tekanan (BHTP) pada saat pekerjaan minifrac dengan menggunakan teknik yang diperkenalkan oleh Nolte dkk. Karena analisa minifrac sangat tergantung kepada perilaku tekanan yang diukur, menyebabkan kebutuhan penggukuran tekanan yang akurat sangat mutlak diperlukan. Idealnya hal ini dilakukan dengan menggunakan bottom hole memory gauge.
Korelasi Friction Pressure
Untuk menggantikan bottom hole memory gauge, diperlukan suatu pendekatan atau korelasi sehingga BHTP bisa dihitung dengan hanya menggunakan data-data permukaan saja. Hampir semua fluida minifrac adalah linier gel atau crosslinked gel yang rheology-nya tergolong kedalam non-newtonian pseudoplastic fluid (power law fluid dengan n < 1) dan ada
juga yang menggolongkannya ke dalam jenis viscoelastic fluid3. Korelasi yang dibahas adalah
korelasi untuk menentukan friksi di tubular. Biasanya korelasi-korelasi tersebut dibangun berdasarkan data laboratorium, data yard tes atau data tekanan aktual pada pekerjaan perekahan di lapangan. Untuk bahan evaluasi digunakan tiga buah korelasi, yaitu:
Korelasi Vibhas (2001)
Korelasi dibangun berdasarkan data tekanan permukaan (STP) aktual dari 300 pekerjaan perekahan yang dilakukan di South Texas, US. Jenis fluida perekahan yang digunakan adalah delayed-crosslinking gel (CMHPG based gel) dengan konsentrasi gel dari 30 lbm/Mgal sampai dengan 60 lbm/Mgal. Ukuran tubular yang digunakan dari 2-3/8” sampai dengan 4-1/2”. Friction pressure diperoleh dari teknik yang sudah lazim digunakan di dunia perekahan, yaitu stabilized STP dikurangi dengan Instantaneous Shut in Pressure (ISIP). Bentuk akhir dari korelasi Vibhas adalah sebagai berikut.
[
]
2 ' ' 2 2 5229 . 00257632
.
0
'
7565
.
5
/
n n REm fd
v
N
L
p
=
(2)=
p n n n n REmK
v
d
N
'
8
12
86
.
1
'
' ' )' 2 ( ' (3)=
' 1 nG
(4) ' ' 4 1 ' 3 ' ' n p n n K K = + (5)Dengan (pf/L) adalah friction pressure
(psi) per 1000 ft. Vibhas menyatakan bahwa korelasi yang dibangunnya lebih akurat dari korelasi-korelasi sejenis yang telah ada sebelumnya dengan kesalahan maksimum 4%.
Korelasi Lord & McGowan (1986)
Berbeda dengan korelasi Vibhas, korelasi yang dibangun oleh Lord & McGowan berdasarkan data laboratorium. Sebanyak 1049 percobaan dilakukan di laboratorium dengan menggunakan uncroslinked gel (HPG based gel) dengan konsentrasi gel antara 30 – 80 lbm/Mgal, data lab tersebut kemudian dikalibrasi dengan data lapangan untuk menambah tingkat keakurasiannya. Bentuk korelasi Lord & McGowan adalah sebagai berikut.
G
Pe
G
v
G
v
1028
.
0
ln
1639
.
0
/
2365
.
0
/
024
.
8
38
.
2
)
/
1
ln(
=
(6) o f p p = / (7) L q d po =0.40429 4.8 1.8 (8)Korelasi Service Company
Korelasi dibangun berdasarkan data labaratorium dari masing-masing jenis fluida perekahan yang akan digunakan dan dikalibrasi dengan data lapangan.
PENGAMBILAN DATA
Measured BHTP berasal dari pekerjaan minifrac yang dilakukan di lapangan Tanjung. Gambar 4 dibawah adalah tipikal konfigurasi sumur pada saat pelaksanaan minifrac.
Fluida yang digunakan didalam minifrac adalah crosslinked gel (guar based) dengan konsentrasi gel = 45 lbm/Mgal, densitas = 8.47 ppg, n’ = 0.3098 dan k’ = 0.094847. Dari 17 data minifrac yang dianalisa, terdiri dari satu sumur miring dan yang lainnya sumur vertikal, dua data menggunakan tubular ID 4” dan sisanya 2.992”. Kedalaman zona yang di stimulasi berkisar antara 800 – 1100 m.
ANALISA DATA
Tujuh belas buah data measured BHTP dijadikan acuan dalam evaluasi ketiga korelasi
yang telah disebutkan diatas. Sebelum melakukan analisa, penulis menggabungkan data measured BHTP dengan calculated BHTP. Calculated BHTP dari korelasi Vibhas dan Lord & McGowan dihitung berdasarkan persamaan-persamaan yang telah disebutkan pada bagian sebelumnya, sedangkan calculated BHTP dari service company diperoleh dari ASCII file pada saat pekerjaan minifrac dikerjakan. Data yang telah digabung kemudian dilakukan verifikasi, antara lain: menyamakan resolusi dan urutan time step, dan memastikan Surface Treating Pressure (STP) yang dianalisa adalah STP ketika lubang sumur sudah terisi penuh dengan fluida minifrac. Friction pressure pada treating line di permukaan antara pressure gauge permukaan sampai wellhead diabaikan, karena harganya sangat kecil jika dibandingkan dengan friksi pada tubing atau perekahan tubular.
Sumur MP-OOBE
Sumur MP-OOBE adalah sumur vertikal yang terletak di Tanjung bagian tengah, kedalaman lapisan yang distimulasi adalah 836 m dan tubular yang digunakan adalah tubing EU 3-1/2” (ID 2.992”).
Gambar 5 adalah plot dari data sumur MP-OOBE. Plot tersebut menampilkan: laju alir pemompaan pada sumbu Y sebelah kanan dengan warna biru; Surface Treating Pressure (STP) pada sumbu Y sebelah kiri dengan warna hitam; measured BHTP pada sumbu Y sebelah kiri dengan warna biru muda; calculated BHTP dari korelasi service co., Vibhas dan Lord & McGowan ditampilkan pada sumbu Y sebelah kiri dengan warna berturut-turut adalah merah, hijau dan ungu; sedangkan sumbu X adalah elapsed time pada saat pemompaan berlangsung. Untuk lebih memudahkan analisa, plot tersebut dibagi menjadi dua bagian yaitu: bagian pemompaan dan bagian shut-in.
Bagian Pemompaan
Laju alir langsung dinaikan sampai maksimum pada awal pemompaan, kemudian fluida awal lubang sumur digantikan dengan dengan fluida minifrac, tekanan langsung naik dengan cepat. Volume tubular untuk sumur ini
adalah 25 bbl, atau sekitar 1.4 menit pada 17 bpm.
Measured BHTP naik dari 1192 psi menjadi 3059 setelah 4.5 menit dari awal pemompaan, dan mencapai maksimumnya sebesar 3071 psi pada menit ke 4.7, kemudian tekanan turun dan stabil di 2857 psi sampai akhir pemompaan. Calculated BHTP yang dihitung memiliki trend yang sama untuk masing-masing korelasi, perbedaannya hanya pada besar nilai BHTP itu sendiri, dari plot menunjukkan bahwa calculated BHTP dari korelasi Vibhas menghasilkan harga yang paling kecil atau friction pressure-nya paling besar, disusul oleh korelasi dari service company dan terakhir korelasi dari Lord & McGowen yang harga calculated BHTP-nya paling besar.
Tipikal plot calculated BHTP terlihat lebih fluktuatif apabila dibandingkan dengan measured BHTP. Pada menit ke 2.7, calculated BHTP naik sampai nilai maksimum sebesar 1151 psi (service co.), 1167 psi (Vibhas) dan 1202 psi (Lord & McGowan), sedangkan kenaikan pada measured BHTP hanya 565 psi atau hanya 50% dari kenaikan yang terjadi pada calculated BHTP. Perbedaan lain yang cukup signifikan terlihat pada menit ke 10 dimana masing-masing calculated BHTP terdapat kenaikan rata-rata sekitar 127 psi, sedangkan pada measured BHTP tidak terdapat kenaikan sama sekali (stabil/flat).
Kesalahan maksimum dari korelasi service co., Vibhas dan Lord &McGowan secara berturut-turut adalah 158 psi, 548.5 psi dan 330 psi, atau 5.47%, 18.42% dan 11.46%. Kesalahan minimum dari korelasi service co., Vibhas dan Lord &McGowan secara berturut-turut adalah 14 psi, 23.7 psi dan 51.3 psi, atau 0.46%, 0.89% dan 1.94%. Dan kesalahan rata-data dari korelasi service co., Vibhas dan Lord &McGowan secara berturut-turut adalah 99.7 psi, 462.1 psi dan 191.4 psi, atau 3.43%, 15.87% dan 6.6%. Untuk sumur ini terlihat dengan jelas bahwa korelasi yang paling akurat atau nilainya paling mendekati dengan measured BHTP adalah korelasi yang disediakan oleh service company dengan kesalahan rata-rata sebesar 3.43%.
Bagian Shut-in
Pada bagian shut-in, karena laju alir pemompaan sama dengan nol sehingga tidak terdapat friksi, hal ini menyebabkan perhitungan BHTP menjadi lebih sederhana, yaitu dengan hanya menambahkan STP dengan tekanan hidrostatiknya. Jika hanya menggunakan satu jenis fluida, maka harga tekanan hidrostatik akan selalu konstan dari awal sampai akhir pekerjaan minifrac.
Karena tidak ada friction pressure, menjadikan calculated BHTP dari masing-masing korelasi dihitung dengan rumus yang sama, dan pada akhirnya akan menghasilkan hasil yang sama antara satu sama lainnya.
Tipikal plot dari calculated BHTP memiliki trend yang sama dengan plot measured BHTP, dengan kesalahan rata-rata 18.4 psi atau 0.91%. Dengan hasil ini dapat disimpulkan bahwa perhitungan BHTP dengan korelasi sudah cukup akurat untuk bagian shut-in.
Sumur MP-AAFA
Sumur MP-AAFA adalah sumur vertikal yang terletak di Tanjung bagian utara, kedalaman lapisan yang distimulasi adalah 1010 m dan tubular yang digunakan adalah tubing EU 3-1/2” (ID 2.992”). Plot pekerjaan minifrac dapat dilihat pada gambar 6.
Bagian Pemompaan
Volume tubular untuk sumur ini adalah 30 bbl, atau sekitar 2 menit pada 15 bpm. Seperti pada sumur MP-OOBE, trend plot calculated BHTP lebih fluktuatif jika dibandingkan dengan measured BHTP terutama pada bagian awal pemompaan, hal ini ditunjukkan oleh kenaikan tekanan rata-rata masing-masing korelasi sebesar 1916 psi pada menit ke 1, sedangkan pada measured BHTP hanya 1500 psi saja.
Kesalahan rata-rata dari korelasi service co., Vibhas dan Lord & McGowan secara berturut-turut adalah 397.8 psi, 1327.2 psi dan 80.8 psi, atau 16.72%, 49.23% dan 3.01%. Dari hasil diatas dapat disimpulkan bahwa korelasi yang paling akurat untuk sumur ini adalah
korelasi dari Lord & McGowan dengan kesalahan rata-rata sebesar 3.01%.
Bagian Shut-in
Tipikal plot calculated BHTP pada bagian ini masih konsisten dengan sumur MP-OOBE yaitu trendnya serupa dengan measured BHTP dengan selisih nilai yang tidak terpaut jauh. Kesalahan rata-rata calculated BHTP adalah 45.1 psi atau 2.26%.
Sumur MP-OAFD
Gambar 7 adalah plot pekerjaan minifrac untuk sumur MP-OAFD. Sumur ini merupakan sumur miring (side track) dengan kemiringan sekitar 40o. Lapisan yang distimulasi berada
pada kedalaman 952 mTVD. Jenis tubular yang digunakan dalam pekerjaan adalah casing 4-1/2” (ID 4”).
Bagian Pemompaan
Dengan laju alir pemompaan 22 bpm, diperlukan waktu sekitar 2.2 menit untuk mengdisplace fluida sumur dengan fluida minifrac (volume tubular 49 bbl). Trend plot tekanan menyerupai dua sumur sebelumnya, dimana calculated BHTP lebih fluktuatif jika dibandingkan dengan measured BHTP.
Korelasi dari service company pada sumur MP-OAFD merupakan korelasi yang paling akurat dengan kesalahan 76.1 psi atau 2.78%. Sedangkan korelasi Vibhas dan Lord & McGowan secara berturut-turut menghasilkan perbedaan 157.2 psi dan 244.8 psi, atau 5.77% dan 8.96%.
Bagian Shut-in
Tipikal plot calculated BHTP pada bagian ini masih konsisten dengan kedua sumur sebelumnya dengan trend yang serupa dan selisih nilainya tidak terpaut jauh dengan measured BHTP. Kesalahan rata-rata dari ketiga korelasi yang dibahas adalah 6.5 psi atau 0.26%.
PEMBAHASAN
Rekapitulasi analisa dari masing-masing sumur ditabulasikan pada Tabel 1 atau bisa dilihat pada Gambar 8 dan 9. Pada bagian pemompaan, korelasi Vibhas selalu menunjukkan nilai BHTP yang paling kecil diantara kedua korelasi lainnya, atau dengan kata lain friction pressure-nya paling besar atau paling optimis (karena nilai tekanan hidrostatik selalu sama untuk semua korelasi). Sementara korelasi dari Lord & McGowan selalu menunjukkan nilai terbesar, sedangkan korelasi service co. selalu berada diantara keduanya. Tipikal trend semua calculated BHTP yang dinalisa lebih fluktuatif jika dibandingkan dengan measured BHTP, terutama pada menit-menit awal pemompaan.
Korelasi Pfriction dari Vibhas (2001) yang
diharapkan lebih akurat ternyata menunjukkan kesalahan yang paling besar diantara kedua korelasi lainnya, yaitu sebesar 889 psi (29%), sedangkan besar kesalahan dari korelasi service co. dan Lord & McGowan (1986) hampir sama yaitu 233 psi (7-8%).
Untuk memilih korelasi mana yang paling akurat antara korelasi service co. dan Lord & McGowan cukup sulit, karena besar rata-rata kesalahannya hampir sama. Akan tetapi untuk minifrac yang menggunakan tubular ID 4” (sumur MP-OAFD dan MP-OGDB), korelasi service co. lebih superior dengan kesalahan 50.9 psi (1.75%) sedangkan korelasi Lord & McGowan menghasilkan kesalahan 198 psi (6.49%). Mengingat fluida minifrac yang dipakai adalah crosslinked gel, korelasi Service company seharusnya lebih sesuai jika dibandingkan dengan korelasi Lord & McGowan karena korelasi Lord & McGowan dibangun berdasarkan fluida uncroslinked gel.
Pada bagian shut-in, semua korelasi menghasilkan hasil yang sama, karena tidak terdapat friksi. Trend calculated BHTP pada bagian shut-in sangat bersesuaian dengan trend measured BHTP dan juga selisih nilai diantara keduanya sangat kecil. Rata-rata kesalahan calculated BHTP pada bagian ini sebesar 29 psi (1.2%).
KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan
1. Tipikal bentuk calculated BHTP lebih fluktuatif daripada measured BHTP, terutama pada awal pemompaan. Korelasi Vibhas selalu menunjukkan harga calculated BHTP terkecil diantara ketiganya, korelasi Lord & McGowan selalu terbesar dan korelasi Service co. selalu berada diantara keduanya.
2. Rata-rata kesalahan calculated BHTP pada bagian pemompaan (pfriction 0) untuk
korelasi Vibhas adalah 889 psi (29%), sedangkan untuk korelasi Service co. dan Lord & McGowan adalah 233 psi (7 - 8%). 3. Rata-rata kesalahan calculated BHTP pada
bagian shut-in (pfriction = 0) adalah 29 psi
(1.2%).
4. Korelasi Service company atau Lord & McGowan dianjurkan untuk dipakai pada saat minifrac. Diharapkan dengan menggunakan data yang lebih akurat, tingkat keberhasilan perekahan hidrolik untuk meningkatkan produksi minyak dan gas bisa lebih ditingkatkan lagi.
Saran
Untuk mengetahui pengaruh besar kecilnya kesalahan yang ditimbulkan oleh masing-masing korelasi, perlu dilakukan studi lebih lanjut dengan menganalisa parameter-parameter perekahan yang dapat diperoleh dari minifrac, seperti closure pressure, fluid efficiency, fluid leakoff dan lain-lain.
DAFTAR SIMBOL
BHTP : Bottom hole treating pressure, psi STP : Surface treating pressure, psi phyd : Tekanan hidrostatik, psi
pf : Tekanan friksi, psi
N’Rem : Modified generalized Reynolds number (dimensionless)
: Densitas fluida (ppg)
v : Kecepatan fluida rata-data (ft/sec), q : Laju alir pemompaan (bpd)
d : internal diameter tubular (inch)
n’ : Power Law flow behavior index (dimensionless)
k’ : Consistency index (lb-secn/ft2)
K’p : Consistency index – pipe flow
(lb-secn/ft2)
G : Konsentrasi gel (lbm/Mgal) : drag ratio (dimensionless) P : Konsentrasi proppant (lbm/gal)
DAFTAR PUSTAKA
Pandey, V.J.: ”Friction Pressure Correlation for Guar-Based Hydraulic Fracturing Fluids,” SPE 71074 presented at the SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Cenference held in Keystone, CO, May 21-23, 2001.
Lord, D.L. and McGowan, J.M.,: "Real-Time Treating Pressure Analysis Aided by New Correlation," SPE 15367 presented at the 61st Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE held in New Orleans, LA, Oct. 5-8, 1986.
Keck, R.G., Nehmer, W.L. and Strumolo, G. S.: “A New Method for Predicting Friction Pressures and Rheology of Proppant-Laden Perekahan Fluids,” SPEPE (Feb. 1992) 21-28.
Keck, R.G., Reiter D.F., Lynch K.W., “Analysis of Measured Bottomhole Treating Pressures During Fracturing: Do Not Believe Those Calculated Bottomhole Pressures,” SPE 15367, 2000.
Utama, I., Buhari, A., Burnstad, R.: “Successfully Combating Tortuousity Effects in Deviated and Vertical Wells in The Tanjung Oilfield,” IPA03-E-137, 2003. Bungsu, S., “Aplikasi Analisa After-Closure
Untuk Menentukan Permeabilitas Dan Tekanan Formasi Di Lapangan Tanjung,” IATMI2006-TS-44 dipresentasikan pada Simposium & Kongres Nasional IATMI di Jakarta, 15-17 November 2006.
User Help - BJ Services JobMaster Program, version 3.10.
S er vi ce C o m p an y V ib h as L o rd & M cG o w an S er vi ce C o m p an y V ib h as L o rd & M cG o w an p si % 1 M P -O O B E 83 6 2. 99 2 99 .7 46 2. 1 19 1. 4 3. 43 % 15 .8 7% 6. 60 % 18 .4 0. 91 % 2 M P -O A F D 95 2 4 76 .1 15 7. 2 24 4. 8 2. 78 % 5. 77 % 8. 96 % 6. 5 0. 26 % 3 M P -O B D A 10 71 2. 99 2 22 9. 5 10 31 .3 33 0. 5 6. 40 % 28 .7 6% 9. 21 % 20 .1 0. 62 % 4 M P -O B G D 10 50 2. 99 2 23 6. 7 11 85 .7 32 9. 5 7. 27 % 36 .3 9% 10 .1 1% 59 .2 1. 97 % 5 M P -O D E A 11 51 2. 99 2 34 2. 8 12 89 .9 24 3. 8 12 .1 8% 45 .8 5% 8. 67 % 83 .8 3. 23 % 6 M P -O E O D 97 1 2. 99 2 16 6. 5 79 5. 6 44 4. 7 6. 00 % 27 .8 0% 15 .5 8% 15 .7 0. 62 % 7 M P -O E D F 88 3 2. 99 2 16 0. 8 69 4. 8 21 4. 3 4. 56 % 19 .6 5% 6. 08 % 31 .5 1. 13 % 8 M P -O F O D 10 50 2. 99 2 32 3. 4 11 83 .5 21 1. 8 12 .1 1% 44 .3 1% 7. 93 % 17 .3 0. 93 % 9 M P -O G D B 10 04 4 25 .7 22 8. 3 15 1. 2 0. 73 % 6. 07 % 4. 02 % 25 .7 1. 13 % 10 M P -O G IB 11 93 2. 99 2 21 4. 7 11 37 .2 36 1. 4 8. 02 % 42 .5 2% 13 .5 4% 49 .3 2. 35 % 11 M P -A A F A 10 10 2. 99 2 45 0. 7 13 27 .2 80 .8 16 .7 2% 49 .2 3% 3. 01 % 45 .1 2. 26 % 12 M P -A A IA 11 16 2. 99 2 37 5. 5 10 26 .3 65 .4 11 .7 5% 32 .1 0% 2. 05 % 33 .7 1. 51 % 13 M P -A B B A 11 34 .5 2. 99 2 59 .8 74 0. 5 42 9. 3 1. 37 % 16 .9 1% 9. 80 % 20 .4 0. 67 % 14 M P -A B B B 10 15 2. 99 2 17 0. 7 55 4. 9 14 1. 1 6. 02 % 19 .5 7% 4. 97 % 20 .6 0. 86 % 15 M P -A B C A 11 32 2. 99 2 41 1. 9 12 20 .5 19 8. 9 14 .2 6% 42 .1 3% 7. 04 % 7. 0 0. 28 % 16 M P -A B IA 10 90 2. 99 2 23 9. 1 85 2. 4 19 6. 4 4. 47 % 15 .5 3% 3. 64 % 13 .1 0. 57 % 17 M P -A C C D 10 57 2. 99 2 37 7. 6 12 23 .0 13 3. 5 13 .2 2% 42 .7 6% 4. 65 % 26 .5 1. 17 % 23 3. 0 88 8. 9 23 3. 5 7. 72 % 28 .9 0% 7. 40 % 29 .1 1. 20 % B ag ia n S h u t-in K es al ah an R at a-ra ta B ag ia n P em o m p aa n T u b u la r ID (i n ch ) N o R at a-ra ta A kh ir K es al ah an ra ta -r at a (p si ) K es al ah an ra ta -r at a (% ) T V D (m ) N am a S u m u r
GAMBAR 1. LOKASI LAPANGAN TANJUNG
Hydraulic Fracturing di Lapangan Tanjung
1 2 7 2 18 20 5 8 21 42 40 10 12 17 6 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 52 70 71 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 Tahun P er ek a h an p er ta h u n 0 50 100 150 200 250 K u m u la ti f p er ek ah a n
Perekahan per tahun Kumulatif perekahan
GAMBAR 2. APLIKASI PEREKAHAN HIDROLIK DI LAPANGAN TANJUNG
GAMBAR 3. TIPIKAL PLOT MINIFRAC
GAMBAR 4. TIPIKAL KONFIGURASI SUMUR 7” Production Casing 9-5/8” Surface Casing 3-1/2” EU Tubing Packer Memory Gauge
WELL: MP-OOBE 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Elapsed Time (minute)
P re ss u re (p si ) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 R at e (b p m ) STP Service Co Corr. Vibhas Corr. Lord & McGowan Corr. Measured BHTP Rate
GAMBAR 5. PLOT MINIFRAC SUMUR MP-OOBE
Well: MP-AAFA 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0 5 10 15 20 25
Elapsed Time (minute)
P re ss u re (p si ) 0 5 10 15 20 25 R at e (b p m ) STP Service Co Corr. Vibhas Corr. Lord & McGowan Corr. Measured BHTP Rate
Well: MP-OAFD 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 5 10 15 20 25 30 35
Elapsed Time (minute)
P re s su re (p si ) 0 5 10 15 20 25 R at e (b p m ) STP Service Co Corr. Vibhas Corr. Lord & McGowan Corr. Measured BHTP Rate
GAMBAR 7. PLOT MINIFRAC SUMUR MP-OAFD
M P -O O B E M P -O A F D M P -O B D A M P -O B G D M P -O D E A M P -O E O D M P -O E D F M P -O F O D M P -O G D B M P -O G IB M P -A A F A M P -A A IA M P -A B B A M P -A B B B M P -A B C A M P -A B IA M P -A C C D 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 P re ss u re ,p si
Kesalahan Korelasi Pada Saat Pemompaan (pfriction <> 0)
Service Co. Lord&McGowan Vibhas
Kesalahan Korelasi Pada Saat Shut-in (pf= 0) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 M P -O O B E M P -O A F D M P -O B D A M P -O B G D M P -O D E A M P -O E O D M P -O E D F M P -O F O D M P -O G D B M P -O G IB M P -A A F A M P -A A IA M P -A B B A M P -A B B B M P -A B C A M P -A B IA M P -A C C D P re s s u re (p s i) Calculated BHTP (seluruh korelasi)
