STUDI OPTIMASI DEASIN PEREKAHAN HIDRAULIK...

STUDI OPTIMASI DEASIN PEREKAHAN HIDRAULIK PADA RESERVOIR

BATUAN PASIR DENGAN TENAGA DORONG AIR DARI BAWAH

TUGAS AKHIR

Oleh:

PRISILA ADISTY ALAMANDA

NIM : 12206023

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2010

STUDI OPTIMASI DESAIN PEREKAHAN HIDRAULIK PADA RESERVOIR

BATUAN PASIR DENGAN TENAGA DORONG AIR DARI BAWAH

Tugas Akhir

Oleh:

PRISILA ADISTY ALAMANDA

NIM 12206023

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk

mendapatkan gelar

SARJANA TEKNIK

pada Program Studi Teknik Perminyakan

Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan

Institut Teknologi Bandung

Disetujui oleh:

Dosen Pembimbing Tugas Akhir,

Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana

NIP 132045673

Prisila Adisty Alamanda, 12206023, Sem II 2009/2010 1

STUDI OPTIMASI DESAIN PEREKAHAN HIDRAULIK PADA RESERVOIR BATUAN PASIR DENGAN

TENAGA DORONG AIR DARI BAWAH

Prisila Adisty Alamanda*

Dr.Ir.Taufan Marhaendrajana**

Sari

Banyak metode yang telah diterapkan untuk dapat memperoleh minyak dengan jumlah maksimal dari suatu resevoir,

salah satunya adalah perekahan buatan hidraulik. Tujuan dari perekahan buatan hidraulik adalah meningkatkan

produktivitas sumur atau formasi. Sebelum melakukan perekahan buatan hidraulik, ada beberapa parameter yang harus

didesain terlebih dahulu. Parameter yang harus diperhatikan dalam mendesain, yaitu arah rekahan, panjang rekahan,

lebar rekahan, tinggi rekahan, dan lainnya. Parameter – parameter teknis dalam desain perekahan buatan tersebut

bergantung pada properti reservoir. Misalnya, arah rekahan dari rekahan buatan tegak lurus dengan nilai stress terkecil

suatu reservoir, tinggi rekahan harus memperhatikan tinggi reservoir apakah dibatasi zona shale atau adanya zona air.

Reservoir yang ditinjau dalam studi ini adalah reservoir minyak dengan batuan pasir dengan gaya dorong air dari bagian

bawah reservoir. Studi ini kemudian dilakukan dengan menggunakan simulator unutk memodelkan reservoir. Model

reservoir tanpa rekahan buatan dijadikan kasus dasar sehingga dapat dibandingkan dengan model reservoir setelah ada

rekahan buatan.

Studi ini bertujuan untuk meninjau pengaruh dari zona air yang terdapat di bawah reservoir terhadap desain perekahan

buatan hidraulik. Nilai perbandingan indeks produktivitas dan jumlah produksi minyak kumulatif suatu kasus rekahan

dengan kasus dasar dianalisa sehingga dapat diketahui desain perekahan buatan yang paling baik diterapkan dari model

reservoir yang digunakan. Hasil akhir dari studi ini adalah suatu analisa hasil perekahan buatan hidraulik dengan desain

panjang dan tinggi rekahan yang bervariasi pada reservoir bertenaga dorong air dari bawah reservoir.

Kata kunci : perekahan buatan, reservoir bertenaga dorong air, desain perekahan, indeks produktivitas

Abstract

Many methods can be applied to obtain the maximum amount of oil from resevoir, one of which is hydraulic fracturing.

The purpose of hydraulic fracturing is to increase the productivity of the well / formation. Prior to hydraulic fracturing,

there are several parameters that must be designed first. Parameters to be considered in the design are the direction of

fracture, fracture length, fracture width, height of fracture, and others. Technical parameters in a hydraulic fracturing

design is dependent on reservoir properties. For example, the direction of fracture have to perpendicular to the least

principal stress of a reservoir, the fracture height must consider whether there is shale zone or the water zone.

Reservoirs are reviewed in this study is the oil reservoir with a sandstone with bottom water drive. Reservoir model

without fracture made the basic case that can be compared with the existing reservoir model after the hydraulic fracture.

This study was conducted using simulators to be able to model and know the results that will be analyzed further.

This study aimed to evaluate the influence of the water zone located beneath the reservoir of the hydraulic fracturing

design. Comparative value of productivity index and cumulative oil production with a base case of fracture cases

analyzed so that can know the hydraulic fracturing design best applied from a reservoir model is used. The final results

of this study is an analysis of hydraulic fracturing design is influenced by bottom water drive.

Keywords : hydraulic fracture, bottom water drive reservoir, fracture design, productivity index

* Mahasiwa Program Studi Teknik Perminyakan ITB

** Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan ITB

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Seiring dengan berjalannya waktu, permintaan akan

energi fosil, yaitu minyak dan gas, terus bertambah

karena perkembangan teknologi di dunia yang

memerlukan energi. Karena hal tersebut, metode –

metode yang digunakan untuk memperoleh minyak

dengan optimal terus berkembang, salah satunya adalah

perekahan buatan hidraulik yang dikenal dengan

sebutan hydraulic fracture. Hydraulic fracture bukan

suatu hal baru dalam dunia perminyakan. Operasi

hydraulic fracture pertama kali dilakukan pada tahun

1947 pada lapangan gas Hugoton di Kansas karena


reservoir tersebut memiliki kemampuan mengalirkan

fluida yang rendah.

Hydraulic fracture adalah suatu proses perekahan

batuan pada suatu lapisan formasi dengan cara

memompakan fluida perekah dengan tekanan tinggi

sehingga dapat merekahkan batuan formasi. Rekahan

yang terbentuk selanjutnya ditahan oleh propan agar

tidak menutup kembali. Rekahan yang dihasilkan dari

hydraulic fracture menambahkan jalur alir dari

reservoir menuju sumur atau biasa disebut menambah

jari – jari sumur efektif. Karena hal tersebut, hydraulic

fracture sering dilakukan pada reservoir dengan

permeabilitas yang tergolong rendah sampai menengah

( low – moderate permeability ).

Pemilihan kandidat reservoir untuk hydraulic fracture

harus diperhatikan karena akan mempengaruhi desain

rekahan. Seperti yang telah disebutkan, hydraulic

fracture biasa dilakukan pada reservoir dengan

permeabilitas rendah sampai menengah. Namun tidak

menutup kemungkinan hydraulic fracture dilakukan

pada reservoir dengan permeabilitas yang tinggi. Hal

ini telah cukup banyak dilakukan saat ini dan

menghasilkan hasil yang baik. Beberapa jenis reservoir

jarang dijadikan kandidat hydraulic fracture, salah

satunya adalah reservoir yang dibatasi oleh zona air1

karena menghindari adanya penembusan rekahan ke

dalam zona air sehingga meningkatkan produksi air

dibandingkan produksi minyak. Hal inilah yang

melatarbelakangi studi ini. Perlu dilakukan studi untuk

melihat apakah operasi hydraulic fracture pada

reservoir dengan dibatasi zona air dan bertenaga

dorong air tersebut selalu menambahkan produksi air

dibandingkan produksi minyak.

Metode perbandingan produktivitas sesudah dilakukan

hydraulic fracture dengan sebelum hydraulic fracture

atau disebut productivity index ratio banyak digunakan

untuk mengevaluasi hasil dari hydraulic fracture yang

telah dilakukan pada suatu reservoir. Jika nilai

perbandingannya 1, maka hydraulic fracture tidak

menghasilkan dampak yang baik pada produktivitas

formasi. Selain itu, metode perbandingan jumlah

produksi minyak kumulatif yang didapat juga dapat

dianalisa.

1.2 Tujuan

Tujuan studi ini adalah menganalisa hasil hydraulic

fracture pada reservoir bottom water drive dari variasi

nilai desain hydraulic fracture pada panjang dan tinggi

rekahan. Hasil studi ini adalah analisa productivity

index ratio dan perbandingan jumlah produksi minyak

kumulatif dari reservoir dengan hydraulic fracture

berbagai macam panjang dan tinggi rekahan dengan

reservoir tanpa hydraulic fracture dan analisa jumlah

produksi minyak kumulatif yang dihasilkan setelah

reservoir dilakukan hydraulic fracture. Hasil studi ini

kemudian dianalisa dan dipaparkan pada penulisan ini.

II. TEORI DASAR

Hydraulic fracture adalah salah satu teknik stimulasi

sumur yang bertujuan utama untuk meningkatkan jari –

jari sumur efektif dengan cara membuat rekahan pada

formasi dengan panjang tertentu dimana konduktivitas

nya lebih besar dibandingkan konduktivitas formasi2.

Rekahan pada batuan dibuat dengan cara memompakan

fluida perekah dengan tekanan tinggi melalui sumur

menuju formasi sehingga dapat merekahkan batuan

formasi. Rekahan yang terbentuk selanjutnya ditahan

oleh propan agar tidak menutup kembali. Arah rekahan

dari hydraulic fracture umumnya tegak lurus dengan

arah stress terkecil dari suatu formasi. Karena itu, arah

rekahan hydraulic fracture bergantung pada mekanika

batuan, kedalaman, dan tekanan overbuden formasi.

Rekahan vertikal akan terbentuk jika arah stress

terkecil horizontal. Model rekahan ini umum terjadi

karena stress pada arah vertikal pada suatu formasi

umumnya besar akibat overburden pressure3.

Sebaliknya, rekahan horizontal terbentuk jika stress

terkecil berarah vertikal. Biasanya rekahan horizontal

terjadi pada kedalaman dangkal, yaitu kurang dari 3000

ft3.

Sebelum melakukan hydraulic fracture, perlu

dilakukan desain terlebih dahulu. Beberapa hal yang

harus dilakukan adalah pemilihan fluida perekah,

propan, penentuan tekanan injeksi, penentuan model

rekahan, dan penentuan geometri rekahan. Setelah

seluruh parameter telah di disain, kemudian dilakukan

analisa peramalan produksi dan juga keekonomian.

Parameter – parameter disain yang disebutkan di atas

selain bergantung pada mekanika batuan, kedalaman,

dan tekanan overburden formasi, bergantung pula pada

ketebalan formasi, tekanan reservoir, properti reservoir,

dan properti fluida.

Terdapat dua tipe model 2 dimensi dari lebar rekahan

yang dihasilkan hydraulic fracture, yaitu PKN (

Perkins Kern Nordgren ) dan KGD ( Krhistianovic

Gerrtsma de Kerk ). Pada model PKN, lebar rekahan

dimodelkan berbentuk elips setinggi rekahan,

sedangkan pada model KGD, lebar rekahan

dimodelkan konstan sepanjang tinggi rekahan. Gambar

dari kedua model tersebut dicantumkan pada gambar 4

dan gambar 5. Banyak teori yang berkembang

mengenai pemilihan kedua model tersebut. Menurut

referensi2, solusi pada model PKN valid jika setengah

panjang rekahan tiga kali lebih besar dari tinggi

rekahan. Untuk model KGD, tinggi rekahan lebih baik

bernilai lebih dibandingkan dengan setengah panjang

rekahan.

Terdapat dua mekanisme yang terjadi pada rekahan

yang telah dihasilkan hydraulic fracture, yaitu

menerima fluida dari formasi dan mentransport fluida

tersebut ke lubang sumur. Efisiensi dari mekanisme

pertama bergantung pada panjang dan tinggi rekahan,

sedangkan mekanime kedua bergantung pada

permebilitas rekahan. Kedua efisiensi tersebut dapat


dianalisa dengan variabel yang dikenal dengan

konduksivitas rekahan tak berdimensi2 ( dimensionless

fracture conductivity, FCD ).

𝐹𝐶𝐷 =𝑘𝑓 .𝑤

𝑘 .𝑋𝑓..................................................................(1)

Nilai FCD ini dapat pula dianalisa untuk memperkirakan

geometri rekahan dan permeabilitas rekahan. Jika

permeabilitas reservoir besar, yang secara alami

mengarah pada konduktivitas rendah, nilai

permeabilitas rekahan dan lebar rekahan harus

diperhatikan agar menghasilkan FCD yang baik. Pada

reservoir dengan permeabilitas rendah, nilai yang harus

diperhatikan adalah panjang rekahan. Pada grafik yang

dihasilkan Cinco-Ley dan Samaniego2, pada gambar 6,

nilai FCD > 100 tidak menghasilkan perubahan yang

signifikan lagi pada nilai Sf+ln(Xf/rw) sehingga perlu

diketahui apakah desain telah menghasilkan nilai FCD

yang optimal.

Indeks produktivitas (PI) adalah suatu nilai yang

menunjukkan kemampuan reservoir mengalirkan fulida

ke lubang sumur untuk diproduksikan ke permukaan.

Nilai PI dilihat saat aliran telah mencapai periode

pseudo-steady state. Hal ini dikarenakan pada periode

ini, aliran fluida dalam reservoir sudah stabil dan dapat

menunjukkan kemampuan reservoir. Nilai PI akan

berubah jika pada suatu reservoir dilakukan hydraulic

fracture. Hal ini dikarenakan rekahan yang dihasilkan

hydraulic fracture membuat jalur alir baru pada

formasi untuk jalannya fluida menuju lubang sumur.

Untuk mengetahui efek hydraulic fracture terhadap

produksivitas suatu formasi, nilai PI setelah hydraulic

fracture dapat dibandingkan dengan PI sebelum

hydraulic fracture, dikenal dengan sebutan productivity

index ratio. Persamaan – persamaan untuk mengetahui

productivity index ratio telah dikemukakan oleh Cinco-

Ley4, Prats

4, dan juga Mcguire-Sikora

4 dengan

berbagai asumsi dan model aliran. Selain dengan

persamaan – persamaan tersebut, rasio indeks

produktivitas dapat dihasilkan dari cara yang lebih

sederhana yaitu dengan langsung membandingkan nilai

PI sesudah hydraulic fracture dengan sebelum

perekahan, dengan rumus PI di bawah ini.

𝑃𝐼 = 𝑞

𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓..............................................................(2)

𝑃𝐼 𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜 = 𝑃𝐼 𝑎𝑓𝑡𝑒𝑟

𝑃𝐼 𝑏𝑒𝑓𝑜𝑟𝑒 .............................(3)

Menurut teori, reservoir dengan tenaga dorong air

memiliki faktor perolehan minyak 20 – 35%. Jika air

masuk ke dalam reservoir, water influx, air akan

memberikan efek mempertahankan tekanan reservoir

dan akibatnya akan mempertahankan laju produksi.

Setelah lama reservoir tersebut diproduksi, air dapat

mencapai sumur dan mencapai lubang perforasi yang

disebut fenomena water coning. Dalam hal ini,

perbandingan air yang terproduksi dengan minyak

terproduksi akan meningkat. Keberadaan aquifer dapat

pada sekeliling reservoir ( edge water ) atau di bawah

reservoir ( bottom water ).

III. METODOLOGI

Tahapan pertama yang dilakukan dalam studi ini

adalah pembuatan model reservoir dengan

menggunakan simulator numerikal. Model reservoir

dalam studi ada dua, yaitu model reservoir tanpa ada

rekahan yang digunakan sebegai kasus dasar (base

case), dan model reservoir yang terdapat rekahan. Data

– data yang digunakan dalam pemodelan ini

merupakan data sintetik. Setelah bentuk dan data

reservoir dimasukkan ke dalam simulator, kemudian

model tersebut dijalankan selama waktu produksi

tertentu untuk melihat apakah terjadi eror atau tidak

selama selang waktu produksi tersebut. Jika tidak

terjadi eror, maka model tersebut dapat digunakan

lebih lanjut.

Setelah model reservoir terbentuk, tahapan selanjutnya

adalah mencari productivity index dari masing –

masing kasus. Kemudian productivity index dari kasus

reservoir yang direkahkan dengan berbagai macam

panjang dan tinggi dibandingkan dengan productivity

index kasus dasar. Selain productivty index, jumlah

kumulatif produksi minyak juga dicari. Keseluruhan

hasil perhitungan kemudian dianalisa.

3.1 Pemodelan Reservoir

Terdapat dua model reservoir dalam studi ini, yaitu

model reservoir tanpa rekahan yang dijadikan kasus

dasar (base case) dan model reservoir dengan rekahan

dengan berbgai macam panjang dan tinggi rekahan.

Pertama akan dibahas mengenai model reservoir kasus

dasar, kemudian model reservoir dengan rekahan.

Model reservoir kasus dasar yang digunakan dalam

studi ini menggunakan grid kartesian dengan arah

sumbu x dan y sebesar 1850 ft dan sumbu z sebesar

250 ft. Batas atas reservoir terdapat pada kedalaman

6000 ft dan terdapat batas minyak dan air (water oil

contact, WOC) pada kedalaman 6200 ft. Model

reservoir ini kemudian terbagi menjadi 37 blok dalam

arah x dengan ukuran masing – masing grid 50 ft, 39

blok dalam arah y dengan masing – masing grid

bernilai 47.4358 ft, serta 5 blok dalam arah z dengan

masing – masing grid bernilai 50 ft. Sumur pada model

reservoir kasus dasar ditempatkan di tengah reservoir,

yaitu pada koordinat (19,20) dalam arah x dan y.

Perforasi dilakukan pada keempat lapisan di atas

WOC. Hal ini dilakukan untuk melihat kondisi

terburuk air masuk ke dalam lubang sumur.

Pemodelan aquifer pada model reservoir kasus dasar

dilakukan dengan cara yang sangat sederhana. Lapisan

dibawah kontak minyak dan air diperbesar volumenya

seratus kali volume lapisan lainnya. Model zona air


dalam model reservoir ini terdapat di bawah reservoir

(bottom water).

Setelah membuat konstruksi model reservoir kasus

dasar, nilai – nilai properti reservoir dan fluida

dimasukkan ke dalam simulator. Properti batuan,

kecuali permeabilitas vertikal, dan properti fluida pada

model reservoir ini dianggap homogen. Nilai

permeabilitas vertikal yang dimasukkan ke dalam

simulator bernilai sepersepuluh dari nilai permebilitas

horizontal karena pada arah vertikal terdapat efek

tekanan overburden. Batuan pada model reservoir ini

merupakan batuan pasir dan bersifat water-wet. Fluida

yang terkandung dalam reservoir adalah minyak dan

air, tidak ada gas. Karakteristik reservoir serta

karakteristik fluida ditampilkan dalam tabel 1 dan tabel

2.

Model reservoir yang terdapat rekahan hampir

memiliki data yang sama dengan reservoir kasus dasar.

Pemodelan rekahan pada reservoir dibentuk secara

eksplisit dengan membuat grid kecil pada ordinat j.

Pembagian blok pada ordinat j tidak lagi bernilai sama

keseluruhannya. Pada j=19 dan j=21, ukuran grid

sebesar 25 ft. Sedangkan pada j=20, ukuran grid

sebesar 0.02ft. Grid kecil inilah yang memodelkan

lebar rekahan pada reservoir ini. Grid ini kemudian

dijadikan sektor yang berbeda dengan sektor reservoir

secara menyeluruh karena akan memiliki nilai

permeabilitas yang berbeda. Nilai permeabilitas

rekahan dalam ordinat horizontal sebesar 100 darcy,

sedangkan dalam ordinat vertikal sebesar 10 darcy.

Nilai ini diambil dari nilai tengah permeabilitas propan

yang berkisar 10 – 1000 darcy1.

Geometri dari rekahan yang dimodelkan memiliki nilai

panjang dan tinggi rekahan yang berbeda – beda,

namun lebar rekahan dibuat tetap, yaitu 0.02 ft.

Panjang rekahan yang dibuat pada model ini antara 150

– 1850 ft dengan selang 100 ft. Sedangkan tinggi

rekahan yang dibuat pada model ini sebesar 50 – 200 ft

dengan selang 50 ft. Berbagai nilai panjang dan tinggi

rekahan tersebut bertujuan untuk mengetahui desain

yang optimal untuk model reservoir ini.

3.2 Analisa Productivity index ratio dan Produksi

Kumulatif Minyak

Setelah seluruh model reservoir dijalankan dalam

selang waktu produksi 12 tahun, kemudian ditentukan

nilai productivity index masing – masing model. Nilai

PI diambil pada saat kondisi aliran telah mencapai

pseudo-steady state. Kondisi pseudo-steady state dapat

dilihat dari grafik dPwf/dT yang konstan terhadap

waktu. PI dipilih pada kondisi awal grafik dPwf/dT

mulai stabil. PI yang telah didapat kemudian

dibandingkan dengan PI kasus dasar yang

menghasilkan productivity index ratio.

Selain productivity index ratio, jumlah produksi

kumulatif minyak dianalisa pula dari berbagai macam

kasus. Analisa ini dilakukan dengan melihat jumlah

produksi kumulatif minyak terhadap waktu. Metode ini

merupakan cara untuk melihat kenaikan produksi dari

berbagai desain rekahan yang diterapkan.

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

Nilai perbandingan indeks produktivitas dalam studi ini

menghasilkan nilai yang lebih dari satu. Artinya,

adanya rekahan, yang merepresentasikan hydraulic

fracture dalam reservoir tersebut membahkan indeks

produksitvitas reservoir. Jika melihat grafik PI rasio

pada gambar, nilai PI rasio tidak selalu naik seiring

dengan bertambahnya besar geometri rekahan, yaitu

pada panjang dan tinggi rekahan. Terdapat desain

rekahan yang menghasilkan PI optimal dari

keseluruhan desain yang diterapkan. Nilai PI rasio

yang terbesar adalah 1.842118, yaitu pada panjang

rekahan 450 ft dan tinggi rekahan 150 ft.

Serupa dengan analisa PI rasio, jumlah produksi

kumulatif yang dihasilkan dari variasi pertambahan

nilai tinggi tidak naik terus. Pada suatu saat, jumlah

produksi minyak kumulatif akan turun bahkan lebih

kecil dibandingkan kasus dasar. Untuk pertambahan

panjang, jumlah produksi minyak kumulatif terus

bertambah, namun pertambahannya tidak signifikan

lagi setelah panjang 750 ft. Jumlah produksi minyak

kumulatif terbesar pada akhir periode produksi senilai

3.51 x 106 bbl pada desain rekahan dengan panjang

1850 ft dengan tinggi 100 ft. Kenaikan ini sekitar 3 x

105 bbl dari kasus dasar.

4.1 Perbandingan Productivty Index Ratio

Dilihat dari hasil grafik, seiring dengan bertambahnya

panjang rekahan, yaitu dari 150 ft – 1850 ft, nilai PI

rasio akan naik sampai pada panjang rekahan 450 ft

kemudian turun cukup drastis pada penambahan

panjang menjadi 550 ft. Setelah turun, nilai PI rasio

akan mendekati tetap perubahannya dengan

bertambahnya panjang rekahan. Hasil ini ditunjukkan

untuk setiap pertambahan panjang pada setiap tinggi

rekahan. Untuk lebih jelasnya dapat melihat pada

gambar 8.

Pada variasi ketinggian rekahan, yaitu dari 50 ft – 200

ft, nilai PI rasio naik terus sampai pada ketinggian 150

ft. Setelah itu, nilai PI rasio akan turun jika dilakukan

perekahan dengan ketinggian rekahan 200 ft.

Jika dilihat dari rumus PI, parameter yang

mempengaruhi nilai PI pada persamaan (2) adalah laju

dan tekanan alir lubang sumur (bottom hole pressure,

Pwf), karena pada Pr digunakan nilai tekanan

reservoir awal dan tetep. Setelah dianalisa, laju minyak

dari variasi panjang rekahan naik namun tidak terlalu

besar. Selain itu, nilai Pwf juga naik lalu turun pada

rekahan yang lebih panjang dari 450 ft. Untuk lebih


mudahnya, dapat ditinjau pada variasi panjang dengan

ketinggian tetap yaitu pada tinggi 50 ft. Pada kasus ini,

nilai PI rasio naik sampai pada puncak untuk panjang

rekahan 450 ft. Setelah itu, nilai PI rasio akan turun

dan tetap. Hal ini serupa dengan kenaikan nilai pada

Pwf nya. Nilai Pwf akan naik sampai pada ketinggian

rekah 450 ft, lalu turun panjang 550 ft dan tetap samapi

panjang rekahan 1850 ft. Karena Pwf berkelakuan

seperti itu maka nilai PI rasio akan turun untuk rekahan

lebih panjang dari 450 ft karena menghasilkan delta P

yang lebih besar.

4.2 Jumlah Produksi Minyak Kumulatif

Jumlah produksi minyak kumulatif yang dihasilkan

pada model reservoir tanpa rekahan adalah 3.21 x 106

bbl. Nilai ini bertambah pada model reservoir yang

dibuatkan rekahan, namun ada suatu kondisi yang

menyebabkan nilai ini turun. Dari variasi ketinggian

rekahan, jumlah produksi minyak kumulatif yang lebih

kecil dibandingkan dengan kasus dasarnya terjadi pada

rekahan yang didisain dengan ketinggian 200 ft. Hal ini

dapat dilihat dari gambar 11 sampai 13 yang

merupakan contoh dari beberapa panjang. Penulis

mengambil hanya beberapa contoh saja karena semua

grafik memiliki tren yang sama. Kuat alasan penyebab

hal ini terjadi adalah ketinggian rekahan mencapai

kontak air dan minyak sehingga batas atas zona air

terkena rekahan yang menyebabkan air banyak

terproduksi. Pada disain tinggi rekahan 50 – 100 ft,

jumlah produksi minyak kumulatif terus bertambah.

Pada tinggi rekahan 150 ft, jumlah ini berkurang

namun tidak lebih kecil dari kasus dasar. Pertambahan

jumlah produksi minyak kumulatif pada variasi

ketinggian dapat dilihat pada tabel. Hasil ini

menunjukkan bahwa disain tinggi rekahan

mempengaruhi jumlah minyak yang dapat diperoleh.

Dari variasi panjang rekahan, jumlah produksi minyak

kumulatif bertambah ±10000 – 20000 bbl pada variasi

panjang rekahan 150 – 750 ft. Pertambahan ini bukan

merupakan pertambahan dari kasus dasar, namun

pertambahan pada variasi panjang rekahan. Setelah

panjang rekahan melebihi 750 ft, pertambahan panjang

rekahan tidak menambahkan jumlah produksi minyak

secara signifikan. Hasil jumlah produksi minyak

kumulatif dengan variasi panjang rekahan tidak

menaikkan jumlah produksi sebesar jumlah produksi

yang dihasilkan pada disain dengan variasi tinggi

rekahan. Namun panjang rekahan tetap berpengaruh

pada jumlah produksi minyak yang diperoleh.

Perbandingan jumlah produksi minyak kumulatif yang

diperoleh dari hasil adanya rekahan dapat dilihat pula

dari nilai rasio Np, yaitu perbandingan jumlah produksi

minyak kumulatif setelah rekahan dengan sebelum

rekahan. Rasio Np akan naik dengan pertambahan

panjang namun tidak signifikan. Untuk hasil variasi

nilai ketinggian, perbedaan nilai rasio Np dapat terlihat

sangat signifikan. Rasio Np tertinggi didapat pada

ketinggian rekahan 100 ft. Hasil analisa ini dapat lebih

mudah dilihat dengan memperhatikan gambar 10.

V. KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

1.Hydraulic fracture dapat meningkatkan productivity

index dan jumlah produksi minyak kumulatif dari

suatu reservoir yang bertenaga dorong air dari bwah

dengan syarat harus memperhatikan desain rekahan,

seperti panjang dan tinggi rekahan.

2.Tinggi rekahan dalam disain hydraulic fracture pada

reservoir bottom water drive merupakan paramter

yang sangat menentukan keberhasilan hydraulic

fracture.

5.2 Saran

1.Perlu dilakukan studi yang lebih mendalam dalam

optimasi desain hydraulic fracture dengan

mempertimbangkan parameter desain hydraulic

fracture lainnya dan properti reservoir.

V. Daftar Simbol

PI = proctivity index

Q = laju alir minyak, STB

Pr = tekanan reservoir, psi

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psi

PIafter = productivity index setelah perekahan

PIbefore = productivity index sebelum perekahan

FCD = dimensionless fracture conductivity

k = permeabilitas reservoir, mD

kf = permeabilitas rekahan, mD

w = lebar rekahan, ft

Xf = setengah panjang rekahan, ft

VI. DAFTAR PUSTAKA

1.Salem, Adel : Course Material Petroleum Production

Engineering 2, Suez Canal University, 2009/2010.


2.Guo, Boyun., Lyons, William C. dan Ghalambor, Ali

: Petroleum Production Engineering – A Computer

Assisted Approach, Elsevier Science & Technology

Books, 2007.

3.Schlumberger : Introduction to Stimulation, Kellyvile

Training Centre.

4.Valko,P.P : Short Course Hydraulic Fracturing,

Texas A&M University, 2005.


Tabel 1. Properti Reservoir

Parameter Nilai

Porositas, % 25

Permeabilitas, mD 50

Permeabilitas vertikal, mD 5

Tekanan Awal, psi 4000

Temperatur, °F 220

Tekanan gelembung, psi 1000

Tabel 2. Properti Fluida

Tabel 3. Hasil Perhitungan Simulasi Model

Parameter Nilai

Jumlah minyak awal, MMSTB 23.97

Jumlah air awal, MMSTB 7431.7

Jumlah gas awal, BSCF 3.2557

Volume pori berisi hidrokarbon, M RBBL 24674

Tabel 4. Hasil Perhitungan PI Rasio

Parameter Nilai

°API 50

SG Gas 0.65

Kompresibilitas air, psi-1

3.5E-06


Tabel 5. Hasil Jumlah Produksi Minyak Kumulatif Akhir Produksi dan Rasio


Gambar 1. Model Reservoir Kasus Dasar

Gambar 2. Contoh Model Reservoir dengan Rekahan Penampang Samping

Gambar 3. Contoh Model Reservoir dengan Rekahan Penampang Atas


Gambar 4. Model dua dimensi PKN

Gambar 5. Model dua dimensi KGD


Gambar 6. Grafik dimensionless fracture conductivity Cinco-Ley

Gambar 7. Optimasi Desain Perekahan Hidraulik


Gambar 8. PI Rasio versus Fracture Length

Gambar 9. PI Rasio versus Fracture Height

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

0 500 1000 1500 2000

PI R

atio

Length ( ft )

PI Ratio vs Length

H = 50

H = 100

H = 150

H = 200

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2

0 50 100 150 200 250

PI R

atio

heiight (ft))

PI Ratio vs Height

L = 150 ft

L = 250 ft

L = 350 ft

L = 450 ft

L = 550 ft

L = 650 ft

L = 750 ft

L = 850 ft

L = 950 ft

L = 1050 ft

L = 1150 ft

L = 1250 ft

L = 1350 ft


Gambar 10. Np Rasio versus Length

Gambar 11. Jumlah Produksi Minyak Kumulatif pada Panjang Rekahan 150 ft

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

0 500 1000 1500 2000

Np

aft

er /

Np

bef

ore

Length ( ft )

Np Ratio vs Length

H = 50 ft

H = 100 ft

H = 150 ft

H = 200 ft

STUDI OPTIMASI DEASIN PEREKAHAN HIDRAULIK...

Documents

Transcript of STUDI OPTIMASI DEASIN PEREKAHAN HIDRAULIK...