optimasi desain rekahan hidraulik pada · pdf filetujuan dari paper ini adalah melakukan...
TRANSCRIPT
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 1
OPTIMASI DESAIN REKAHAN HIDRAULIK PADA FORMASI BATUAN PASIR TERHADAP GEOMETRI
REKAH DENGAN MENGUNAKAN SIMULASI NUMERIK
Renaldy Nurdwinanto*
Sudjati Rachmat**
Sari
Dalam proses hydraulic fracturing perencanaan rekahan merupakan hal yang sangat penting. Dengan desain
rekahan yang baik akan di hasilkan hasil yang optimum. Penentuan properti dan geometri rekah akan mempengaruhi
performa dari suatu rekahan. Contoh parameter-parameter dari properti adalah nilai permeabilitas dan konduktivitas
rekahan sedangkan untuk geometri adalah panjang rekah, tinggi rekah dan lebar rekah. Selain itu aspek dari reservoir
itu sendiri juga akan mempengaruhi , contoh nya keberadaan zona air dan zona shale.
Reservoir yang ditinjau dalam studi ini adalah reservoir batupasir mengandung minyak. Reservoir ini terdiri dari
lima zona. Zona satu sampai empat mengandung minyak dan zona lima mengandung air. Studi ini kemudian dilakukan
dengan menggunakan simulator untuk memodelkan reservoir. Model reservoir tanpa rekahan buatan dijadikan kasus
dasar sehingga dapat dibandingkan dengan model reservoir setelah ada rekahan.
Dalam studi ini dibahas mengenai pengaruh dari pertambahan panjang dan tinggi rekahan terhadap produksi
kumulatif minyak. Efek penambahan zona perforasi juga akan dikaji. Air yang berada pada zona terbawah dari reservoir
ini juga akan dibahas berkaitan dengan pertambahan panjang dan tinggi rekahan serta hubungannya jika ditambah zona
perforasinya . Analisa nilai keekonomian kemudian digunakan untuk mengoptimasi desain rekah. Hasil akhir dari studi
ini adalah suatu analisa hasil perekahan hidraulik dengan desain panjang dan tinggi rekahan yang bervariasi dan desain
rekahan yang optimum berdasarkan parameter-parameter yang diutarakan sebelumnya..
Kata kunci : desain perekahan, perekahan buatan, panjang rekah, tinggi rekah, produksi kumulatif minyak, zona
perforasi
Abstract
In Hydraulic Fracturing process, the design of the fracture took an important part in the process. The good design of
fracture will produce the optimum result. Determining the property and geometry result in performance of the reservoir.
The example parameter of geometry is fracture conductivity and permeability, and for property is fracture length,
fracture height and fracture width. Other than that the aspect of the reservoir itself will also affect, the examples were
the water zone or shale zone in the reservoir.
The reservoir which is studied in this paper is an oil reservoir with sandstone. The reservoir consists of five zones.
The first until the fourth zones are oil reservoir. And the last zone is the water bank .This study than using a simulator to
continue to model the reservoir. The model of reservoir without fracture will become the base case and the reservoir
with the fracture will become the comparison.
In this study is explained about the effect of adding the length and the height of the fracture compare to oil
cumulative production. The effect of the Perforation zone is explained. Water in the bottom of this reservoir will be
explained in its connection with fracture length, fracture height and perforation zone. Economic analysis than used to
optimize the design. The final result of this study is an analysis in hydraulic fracturing compared with various fracture
length and height and the optimum fracture design according to the parameters that mention before. .
Keywords : Fracture design, hydraulic fracture, fracture length, fracture height, oil production cumulative, perforation
zone
*) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung **) Dosen Pembimbing Program Studi Teknik Perminyakan – Institut Teknologi Bandung
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 2
I. PENDAHULUAN
Selama peradaban manusia masih terus
berkembang kebutuhan akan energi fosil akan terus
meningkat. Energi fosil khususnya minyak dan gas saat
ini menjadi sumber utama dalam bahan bakar. Oleh
karena itu metode-metode yang digunakan untuk
meningkatkan perolehan minyak dan gas terus
berkembang. Salah satu caranya adalah dengan
hydraulic fracturing.
Hydraulic Fracture adalah suatu proses untuk
merekahkan suatu lapisan formasi dengan tujuan untuk
membuat atau menambah jalur alir pada formasi
dengan lubang sumur. Dengan dilakukan hydraulic
fracturing menyebabkan bertambahnya jari-jari
pengurasan dan memperkecil nilai skin yang juga akan
berpengaruh pada kenaikan produksi kumulatif.
Hydraulic fracturing telah membuat konstribusi
yang signifikan dalam dunia perminyakan untuk
metode peningkatan perolehan sejak pertama kali
dilakukan pada tahun 1947 pada lapangan gas Hugoton
di Kansas dan diperkenalkan dalam dunia industry
pada tahun 1949
Untuk memulai suatu proses Hydraulic Fracturing
di butuhkan desain rekahan. Desain rekahan dibuat
dengan cara berikut, yaitu pertama-tama dengan
menentukan produksi minyak atau gas yang diinginkan
berdasarkan berbagai macam panjang rekahan dan
konduktivitas rekahan. Kemudian dari panjang dan
konduktivitas rekahan yang ditentukan didesain
perlakuan agar dapat memenuhi ukuran panjang dan
konduktivitas rekahan yang diinginkan. Dan yang
terakhir ditentukan pula nilai keekonomisannya.
Pemilihan kandidat reservoir untuk hydraulic
fracturing akan mempengaruhi hasil dari hydraulic
fracturing. Hydraulic fracturing biasanya dilakukan
pada reservoir dengan permeabilitas rendah sampe
menengah, namun tidak menutup kemungkinan untuk
melakukannya pada reservoir dengan permeabilitas
tinggi. Air yang terdapat pada reservoir juga
mempengaruhi dari performa rekahan yang terbentuk.
Karena air dikhawatirkan akan menghambat produksi
dari minyak. Geometri atau bentuk dari suatu rekahan
akan mempengaruhi kualitas dari rekahan.
Pertambahan panjang dan tinggi sedikit banyak
tentunya akan mempengaruhi produksi. Dengan
mengacu pada hal-hal tersebut penulis merasa di
perlukan suatu analisis dalam pendisaian geometri
rekah.
II. TUJUAN
Tujuan dari paper ini adalah Melakukan analisis
desain perekahan hidraulik pada sumur dengan
beberapa lapisan produktif dari variasi nilai desain
hydraulic fracture pada panjang dan tinggi rekahan
yang berbeda. Hasilnya berupa perbandingan antara
jumlah produksi minyak kumulatif dari reservoir
dengan hydraulic fracture dengan reservoir tanpa
hydraulic fracture, sensitivitas yang dihasilkan dengan
penambahan panjang dan tinggi rekahan, hubungan
penambahan kedalaman perforasi terhadap produksi
minyak kumulatif yang di hasilkan. Faktor produksi
kumulatif air juga merupakan hal yang dibahas pada
studi ini. Yang terakhir adalah analisa ekonomi untuk
menentukan desain rekahan yang paling optimum.
Hasil studi ini kemudian dianalisa dan dipaparkan pada
penulisan ini.
III. TEORI DASAR
Hydraulic fracture adalah 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 formasi.
Rekahan dibuat pada batuan dengan cara memompakan
fluida perekah bertekanan tinggi ke dalam sumur
sehingga dapat merekahkan batuan formasi.
Selanjutnya diinjeksikan propan yang berfungsi untuk
menahan rekahan yang terbentuk 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.
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. fluida perekah antara lain
fluida yang berbahan dasar minyak, fluida berbahan
dasar air, fluida emulsi (emulsion fluid), dan fluida
foam1. Berdasarkan pengalaman, fluida berbahan dasar
minyak dan berbahan dasar air telah digunakan dan
menunjukkan kesuksesan pada sumur minyak maupun
sumur gas.
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 3
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 volume
hidrokarbon dalam formasi yang akan direkahkan
tersebut masih cukup besar (ekonomis) dan sumur yang
akan dilakukan pekerjaan hydraulic fracturing masih
memiliki tekanan reservoir yang cukup.
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 antara lain Kedalaman lapisan, Ketebalan
lapisan, Tipe batuan, Permeabilitas batuan, Koefisien
leakoff, Modulus Young, Poisson Rasio, Gradien rekah
(fracture gradient).
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. 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. Model PKN dan KGD
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 ).
..................................................................(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 baik4.
IV. METODOLOGI
4.1 Pemodelan Reservoir
Pada studi ini pemodelan reservoir menggunakan
dua model. Model pertama adalah model reservoir
tanpa rekahan yang dijadikan kasus dasar (base case)
sedangkan model kedua adalah model reservoir dengan
rekahan yang tinggi dan panjang rekahannya di
variasikan.
Pembuatan model reservoir kasus dasar dimulai
dengan membuat grid kartesian berbentuk kubus pada
simulator dengan arah sumbu x dan y sebesar 1850 ft
dan sumbu z sebesar 250 ft. Model reservoir ini
kemudian dibagi 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. Batas atas reservoir terdapat pada
kedalaman 6000 ft dan terdapat batas minyak dan air
(water oil contact, WOC) pada kedalaman 6200 ft.
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. Properti batuan terlampir pada
Tabel 1. Batuan pada model reservoir ini merupakan
batuan pasir dan bersifat water-wet Fluida yang
terkandung dalam reservoir adalah minyak dan air.
Sumur Produksi ditempatkan di tengah pada
model reservoir ini, yaitu pada koordinat (19,20) dalam
arah x dan y. Sumur ini di produksikan selama 15
tahun dalam simulator. Perforasi dilakukan dengan
membaginya dalam 4 kasus. Kasus pertama meliputi
perforasi pada zona 1. Kasus kedua meliputi perforasi
pada zona 1 dan 2. Kasus 3 pada zona 1, 2 dan3. Kasus
4 pada zona 1,2,3 dan 4. Pada akhirnya didapat 4 kasus
dasar dengan penambahan jumlah zona perforasi. Hal
ini dilakukan untuk melihat kondisi produksi ketika
perforasi sudah dekat dengan zona air.
Pembuatan model reservoir rekahan dibuat
dengan memberikan rekahan pada model reservoir
kasus dasar. Pemodelan rekahan pada reservoir
dibentuk dengan membuat grid kecil sebesar 0.02 ft
pada ordinat j=20. Grid kecil inilah yang memodelkan
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 4
rekahan pada reservoir ini. Kemudian grid ini dijadikan
sector yang berbeda dengan sector model reservoir
keseluruhan pada simulator. Nilai Permeabilitas pada
grid kecil ini diubah besarnya menjadi 10 darcy =
10000 md pada arah horizontal dan 1 darcy = 1000 md
pada arah vertical. Nilai ini diambil dari nilai
permeabilitas propan yang berkisar 10 – 1000 darcy.
Pemodelan Kasus reservoir rekahan dilakukan
dengan memodelkan nilai panjang rekah dan tinggi
rekahan yang berbeda-beda, namun lebar rekah di buat
tetap 0.02 ft. Panjang rekahan (2Xf) dibuat dalam
selang 100ft antara 150-1050 ft sedangkan tinggi
rekahan dibuat dalam selang 50 ft antara 50 ft-200 ft.
Pemberian rekahan ini kemudian diterapkan pada 4
kasus dasar awal sehingga didapat 4 variasi kasus
dengan zona perforasi yang berbeda-beda dengan
panjang dan tinggi rekahan juga berbeda-beda. Hal ini
dilakukan untuk mengetahui desain yang optimal untuk
model reservoir ini.
4.2 Analisa Produksi Kumulatif Minyak
Setelah dilakukan pemproduksian sumur selama
15 tahun didapat hasil berupa nilai produksi kumulatif
minyak dari berbagai kasus. Kemudian nilai ini di
konversikan menjadi nilai Recovery Factor dengan
rumus:
Nilai RF ini kemudian digunakan untuk
menganalisa produksi kumulatif. Dengan RF analisa
lebih mudah dilakukan karena nilai RF dalam bentuk
persen. Setelah itu hasil ini perkasus dibandingkan
dengan kasus dasarnya masing-masing. Sehingga
didapatkan selisih kenaikan recocery factor dari
reservoir tanpa rekahan dan reservoir dengan rekahan
4.3 Perhitungan NPV
Desain rekahan yang baik haruslah mampu
menghasilkan keuntungan. Parameter keekonomian
yang umumnya menjadi tinjauan antara lain biaya
perekahan, pendapatan yang didapat dari produksi
pasca perekahan, dan net present value (NPV).
Biaya perekahan terdiri dari biaya bergerak dan
biaya tetap. Yang termasuk dalam biaya bergerak
adalah material pembuat rekah. Sedangkan yang
termasuk biaya tetap adalah seperti pengadaan rig.
Teknik penghitungan biaya perekahan dapat dilakukan
sebagai berikut:
1. Biaya bergerak (variable cost)
a. Biaya fluida.
b. Biaya proppant.
c. Biaya pemompaan
2. Biaya tetap (fixed cost)
a. Biaya perencanaan (engineering)
b. Mobilisasi
c. Persiapan pelaksanaan seperti workover
rig.
Asumsi yang digunakan untuk analisa Ekonomi :
1. Volume Propan dan fluida perekahan yang
dibutuhkan sama dengan volume rekahan
yang di bentuk.
2. Biaya pemompaan bernilai 2/3 dari biaya
fluida perekah
3. Nilai dari fixed cost adalah $200.000
4. Nilai fixed cost bertambah $5000 dengan
penambahan zona perforasi.
5. Harga minyak per bbl = $40
6. Harga propan $0.15/lb dan harga fluida
perekah $6/gal
Dengan asumsi dan model untuk mencari biaya
perekahan dapat ditentukan analisa ekonomi dengan
selisihkan minyak kumulatif yang di peroleh dengan
biaya untuk membuat rekahan.
V. HASIL DAN PEMBAHASAN
Rekahan membuat daerah reservoir yang terkuras
menjadi semakin luas. Dengan demikian nilai saturasi
minyak pada reservoir dengan rekahan yang tersisa
menjadi lebih kecil dibanding dengan saturasi pada
reservoir tanpa rekahan. Tentunya hal ini sesuai dengan
tujuan hydraulic fracturing untuk meningkatkan
perolehan minyak
5.1 Analisa Kasus dasar
Hasil dari running case menghasilkan jumlah
minyak awal sebesar 13x106STB . Dalam kasus dasar
pertama dimana perforasi dilakukan pada zona 1
didapatkan hasil minyak kumulatif sebesar 1.03x106
STB. Jumlah ini meningkat jika dibandingkan dengan
Kasus dasar 2 yang menghasilkan 1.2 x106 STB.
Penambahan zona perforasi pada zona ke tiga juga
masih menambah produksi kumulatif minyak menjadi
1.25 x106 STB. Peningkatan ini tidak terlalu tinggi
dibandingkan dengan kenaikan dari kasus dasar 1 ke
kasus dasar 2. Untuk kasus dasar 4 hasil produksi
menurun dari kasus dasar 3. Hal ini dikarenakan zona
perforasi sudah sangat dekat dengan zona air.
Dalam perbandingan kasus dasar reservoir tanpa
rekah ini kasus dasar 3 dengan zona perforasi pada
layer 1,2,3 memiliki nilai terbesar dari kasus yang lain.
5.2 Sensitivitas Panjang dan Tinggi
Kasus 1
Pada kasus ini pertambahan nilai RF terjadi
sepanjang pertambahan panjang rekahan. Nilai RF
terbesar per kasus tinggi terjadi pada panjang rekahan
950ft pada tinggi 50ft, panjang rekahan 1050 ft pada
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 5
tinggi 100ft , panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 150
ft dan panjang rekahan 1050ft pada tinggi 200ft. Nilai
Recovery maksimum dari kasus 1 adalah pada panjang
rekahan 1050 ft dan tinggi 100ft. Jika dibandingkan
dengan kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar
antara 0.01% sampai dengan 0.11 %. Data terlampir
dalam Tabel 4
Kasus 2
Pada kasus ini pertambahan nilai RF juga
sebanding dengan pertambahan panjang. Perbedaannya
terletak pada tingkat kenaikan RF dari reservoir kasus
dasar ke reservoir dengan rekahan. Perubahannya lebih
besar dari kasus sebelumnya. Nilainya berkisar antara
0.17% sampai dengan 0.59 % Nilai RF terbesar
perkasus tinggi terjadi pada panjang rekahan 1050ft
pada tinggi 50ft, panjang rekahan 1050 ft pada tinggi
100ft , panjang rekahan 1050 ft pada tinggi 150 ft dan
panjang rekahan 1050ft pada tinggi 200ft. Nilai
Maksimum RF terjadi pada panjang 1050 ft dan tinggi
100 ft. Data terlampir pada Tabel 5
Kasus 3
Pada kasus ini nilai recovery factor terlihat paling
besar dari kasus-kasus lainnya. Nilai maksimum
perolehan terjadi pada panjang 1050 ft dan tinggi 100
ft. pada Pertambahan panjang pada kasus ini juga akan
meningkatkan nilai RF. Jika dibandingkan dengan
kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar antara
0.45% sampai dengan 1.35 %. Data terlampir pada
Tabel 6
Kasus 4
Nilai RF terbesar perkasus tinggi terjadi pada
panjang rekahan 1050ft pada tinggi 50ft, panjang
rekahan 1050 ft pada tinggi 100ft , panjang rekahan
1050 ft pada tinggi 150 ft dan panjang rekahan 1050ft
pada tinggi 200ft. Nilai Maksimum RF terjadi pada
panjang 1050 ft dan tinggi 100 ft.. Jika dibandingkan
dengan kasus dasar pertambahan nilai RF berkisar
antara 0.01% sampai dengan 1.36 %. Data terlampir
pada Tabel 7
Dari seluruh kasus pemvariasian nilai panjang
rekahan didapat hasil bahwa dengan pertambahan
panjang didapatkan kenaikan produksi kumulatif. Nilai
ini akan terus bertambah sampai panjang rekahan
tertentu. Pertambahan nilai ini awalnya cukup besar
namun akhirnya akan semakin kecil sehingga membuat
pertambahan panjangnya tidak lagi menguntungkan
dibanding dengan produksi kumulatifnya. Grafik
terlampir pada Gambar 8 sampai dengan Gambar 11
Berbeda dengan panjang rekahan pengaruh tinggi
rekahan menyebabkan penurunan kumulatif produksi
jika tinggi rekahan terlalu besar. Trend menunjukkan
kenaikan terjadi pada tinggi rekahan 50 ft ke 100ft dan
penurunan terjadi pada ketinggian100 ft ke 150 ft dan
150ft ke 200ft. Dari kesuluruhan kasus penambahan
ketinggian fracture seluruhnya menaikan produksi
kumulatif jika dibandingkan dengan kasus dasar tanpa
menggunakan fracture. Grafik terlampir pada Gambar
12 sampai dengan Gambar 15
5.3 Analisa Produksi Air
Pada model tanpa rekah produksi kumulatif selalu
meningkat dengan pertambahan zona perforasi. Hal ini
disebabkan karena dengan semakin dalam zona yang
diperforasi maka semakin dekat pula dengan zona air.
Jadi walaupun jumlah produksi minyak meningkat, air
yang terproduksikan juga semakin banyak.
Tinggi rekahan menjadi factor yang penting
dalam sedikit banyaknya produksinya air. Dari
keempat kasus yang dianalisis menunjukkan dengan
tinggi rekahan sesuai dapat menurunkan produksi air.
Contohnya pada seluruh kasus dengan tinggi rekahan
50ft. Pada kasus ini trend menunjukkan produksi air
menurun terhadap pertambahan panjang sedangkan
pada kasus tinggi 100ft dan150ft pada kasus 1,2 dan 3
produksi air menunjukkan kenaikan. Pada kasus 4
dengan tinggi rekahan 100ft dan 150ft keberadaan
rekahan membuat produksi air menurun. Hal ini
disebabkan karena pada kasus 4 perforasi sudah dekat
dengan zona air, dengan adanya fracture yang tidak
terlalu dalam (100ft-150) membuat jalur minyak
sehingga produksi airnya berkurang. Data Produksi
kumulatif air terlampir pada tabel 12 dan 13.
5.4 Hasil Perhitungan Keekonomian
Hasil yang didapat dari perhitungan nilai
keekonomisan adalah keuntungan maksimal didapat
pada kasus 3 dengan panjang rekahan 850 ft (Xf=425)
dengan ketinggian fracture 100ft. Hasil perhitungan
terlampir pada tabel 8-11
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
6.1 Kesimpulan
1. Penambahan panjang rekahan akan
menyebabkan pertambahan pada produksi
kumulatif minyak. Pertambahan ini awalnya
dalam jumlah cukup besar, namun setelah
panjang rekahan tertentu perubahannya tidak
terlalu besar
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 6
2. Tinggi rekahan merupakan factor penting
dalam desain geometri rekahan. Dengan
Tinggi rekahan yang tepat selain akan
meningkatkan perolehan juga akan
meminimalisir produksi air
3. Pemilihan zona yang akan di perforasi akan
menentukan kesuksesan dalam hydraulic
fracturing
4. Desain rekahan yang dianjurkan pada studi ini
adalah dengan panjang Xf 425 ft dan
ketinggian 100ft
6.2 Saran
1. Perlu dilakukan studi yang lebih mendalam
dalam optimasi desain rekahan dengan
mempertimbangkan parameter desain rekahan
lainnya dan properti reservoir.
2. Masih perlu analisis nilai keekonomian yang
lebih akurat dan lebih memperhitungkan lebih
banyak aspek untuk mengoptimasi panjang
dan lebar fracture serta zona yang diperforasi
VII. DAFTAR SIMBOL
FCD = dimensionless fracture conductivity
k = permeabilitas reservoir, mD
kf = permeabilitas rekahan, mD
w = lebar rekahan, ft
Xf = setengah panjang rekahan, ft
RF = recovery factor, %
IOIP = initial oil in place, STB
NP = Oil Cumulative Production, STB
VIII. DAFTAR PUSTAKA
1. Suwanda, Teknik Limited Entry dalam Simulasi
Hydraulik Multi Lapisan. Thesis
2. Guo, Boyun., Lyons, W.C., Ghalambor, Ali. (2007):
Petroleum Production Engineering: A Computer-
Assisted Approach, Elsevier Science & Technology
Books.
3. Schlumberger : Introduction to Stimulation,
Kellyvile Training Centre
4. C.T. Montgomery, R.E. Steanson : Proppant
Selection: The Key to Successful Fracture
Simulation.
5. Valko,P.P : Short Course Hydraulic Fracturing,
Texas A&M University, 2005
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 7
LAMPIRAN
Gambar 1. Model Reservoir Kasus Dasar
Tabel 1. Properti Batuan
Porositas Permeabilitas Permeabilitas
Vertikal
Tekanan Awal Temperatur P Bubble
20 % 4 md 0.4 md 4000 psi 220 °F 1000 psi
Tabel 2. Properti Fluida
Tabel 3. Kondisi awal Reservoir
Parameter Nilai
Jumlah minyak awal 13.00 MMSTB
Jumlah air awal 15.86 MMSTB
Volume pori berisi hidrokarbon 14155 MRBBL
Parameter Nilai
°API 50
SG Gas 0.65
Kompresibilitas air, psi-1 3.5E-06
Kasus 1
Kasus 2
Kasus 3
Kasus 4
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 8
Gambar 2. Tampak Samping, Sebelum dan sesudah di Fracture
Gambar 3. Model Reservoir dengan Rekahan Tampak atas
Gambar 4. Model 2 dimensi PKN Gambar 5. Model 2 dimensi KGD
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 9
Gambar 6. Pengurasan Reservoir tanpa rekahan
Gambar 7. Salah satu contoh Pengurasan Reservoir dengan rekahan
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 10
Gambar 8. Oil Production Cumulative vs Panjang Rekahan (2 Xf) pada Kasus 1
Gambar 9. Oil Production Cumulative vs Panjang Rekahan (2 Xf) pada Kasus 2
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 11
Gambar 10. Oil Production Cumulative vs Panjang Rekahan (2 Xf) pada Kasus 3
Gambar 11. Oil Production Cumulative vs Panjang Rekahan (2 Xf) pada Kasus 4
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 12
Gambar 12. Oil Production Cumulative vs Tinggi Rekahan pada Kasus 1
Gambar 13. Oil Production Cumulative vs Tinggi Rekahan pada Kasus 2
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 13
Gambar 14. Oil Production Cumulative vs Tinggi Rekahan pada Kasus 1
Gambar 15. Oil Production Cumulative vs Tinggi Rekahan pada Kasus 4
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 14
Tabel 4. Nilai Recovery Factor dan Peningkatannya Terhadap Kasus Dasar
Kasus 1
Recovery Factor
Pertambahan RF Terhadap Basecase
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
Basecase 7.99 7.99 7.99 7.99 Basecase 0.00 0.00 0.00 0.00
150 8.05 8.09 8.03 8.00 150 0.07 0.10 0.04 0.01
250 8.05 8.09 8.03 8.00 250 0.07 0.11 0.04 0.02
350 8.06 8.10 8.03 8.00 350 0.07 0.11 0.04 0.02
450 8.06 8.10 8.03 8.00 450 0.07 0.11 0.04 0.02
550 8.06 8.10 8.03 8.00 550 0.08 0.12 0.05 0.02
650 8.07 8.10 8.03 8.00 650 0.08 0.12 0.05 0.02
750 8.07 8.11 8.04 8.01 750 0.08 0.12 0.05 0.02
850 8.07 8.11 8.04 8.01 850 0.08 0.12 0.05 0.02
950 8.07 8.11 8.04 8.01 950 0.09 0.12 0.05 0.02
1050 8.07 8.11 8.04 8.01 1050 0.09 0.12 0.06 0.03
Tabel 5. Nilai Recovery Factor dan Peningkatannya Terhadap Kasus Dasar
Kasus 2
Recovery Factor
Pertambahan RF Terhadap Basecase
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
Basecase 9.24 9.24 9.24 9.24 Basecase 0.00 0.00 0.00 0.00
150 9.59 9.77 9.43 9.40 150 0.35 0.53 0.20 0.17
250 9.60 9.79 9.51 9.46 250 0.36 0.55 0.27 0.23
350 9.61 9.80 9.51 9.46 350 0.37 0.56 0.27 0.22
450 9.61 9.81 9.51 9.45 450 0.38 0.57 0.28 0.22
550 9.62 9.81 9.52 9.45 550 0.39 0.58 0.28 0.22
650 9.63 9.81 9.52 9.46 650 0.39 0.58 0.29 0.22
750 9.63 9.82 9.53 9.46 750 0.40 0.58 0.29 0.23
850 9.63 9.82 9.53 9.47 850 0.40 0.58 0.30 0.23
950 9.64 9.82 9.54 9.47 950 0.40 0.58 0.30 0.23
1050 9.64 9.82 9.54 9.47 1050 0.40 0.59 0.30 0.24
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 15
Tabel 6. Nilai Recovery Factor dan Peningkatannya Terhadap Kasus Dasar
Kasus 3
Recovery Factor
Pertambahan RF Terhadap Basecase
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
Basecase 9.63 9.63 9.63 9.63 Basecase 0.00 0.00 0.00 0.00
150 10.64 10.88 10.31 10.08 150 1.01 1.25 0.68 0.45
250 10.71 10.92 10.32 10.15 250 1.08 1.29 0.70 0.52
350 10.74 10.93 10.34 10.15 350 1.11 1.30 0.71 0.53
450 10.75 10.94 10.35 10.16 450 1.13 1.32 0.72 0.53
550 10.76 10.95 10.36 10.16 550 1.13 1.33 0.73 0.53
650 10.77 10.96 10.37 10.17 650 1.14 1.33 0.74 0.54
750 10.77 10.97 10.38 10.18 750 1.14 1.34 0.75 0.55
850 10.77 10.97 10.38 10.18 850 1.15 1.34 0.76 0.55
950 10.78 10.97 10.39 10.19 950 1.15 1.35 0.76 0.56
1050 10.78 10.98 10.39 10.19 1050 1.15 1.35 0.76 0.56
Tabel 7. Nilai Recovery Factor dan Peningkatannya Terhadap Kasus Dasar
Kasus 4
Recovery Factor
Pertambahan RF Terhadap Basecase
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
Basecase 8.54 8.54 8.54 8.54 Basecase 0.00 0.00 0.00 0.00
150.00 9.52 9.76 9.52 8.55 150 0.98 1.22 0.98 0.00
250.00 9.58 9.82 9.57 8.55 250 1.03 1.28 1.02 0.01
350.00 9.60 9.85 9.59 8.56 350 1.05 1.31 1.05 0.02
450.00 9.61 9.87 9.61 8.58 450 1.07 1.32 1.06 0.03
550.00 9.62 9.88 9.62 8.59 550 1.07 1.33 1.07 0.04
650.00 9.62 9.88 9.63 8.60 650 1.08 1.34 1.08 0.05
750.00 9.63 9.89 9.64 8.61 750 1.08 1.35 1.09 0.06
850.00 9.63 9.89 9.64 8.62 850 1.08 1.35 1.10 0.07
950.00 9.63 9.90 9.65 8.62 950 1.09 1.35 1.10 0.08
1050.00 9.63 9.90 9.65 8.62 1050 1.09 1.36 1.11 0.08
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 16
Tabel 8. Hasil Perhitungan Keekonomian
Kasus 1 Height Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 $41,330,600 $41,330,600 $41,330,600 $41,330,600
150 $41,665,530 $41,823,260 $41,505,390 $41,350,720
250 $41,659,750 $41,832,900 $41,484,050 $41,328,000
350 $41,667,570 $41,839,340 $41,449,910 $41,300,080
450 $41,679,390 $41,841,380 $41,430,570 $41,254,560
550 $41,689,610 $41,838,220 $41,419,230 $41,223,040
650 $41,695,430 $41,830,660 $41,408,290 $41,197,920
750 $41,697,650 $41,820,700 $41,394,950 $41,173,600
850 $41,695,870 $41,806,740 $41,378,010 $41,147,680
950 $41,696,090 $41,791,980 $41,357,870 $41,119,360
1050 $41,686,310 $41,776,020 $41,335,730 $41,088,640 Tabel 9. Hasil Perhitungan Keekonomian
Kasus 2 Height Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 $47,830,400 $47,830,400 $47,830,400 $47,830,400
150 $49,650,930 $50,557,860 $48,814,390 $48,643,320
250 $49,689,150 $50,657,500 $49,168,650 $48,923,800
350 $49,724,170 $50,701,140 $49,148,510 $48,847,880
450 $49,756,390 $50,716,380 $49,142,370 $48,799,960
550 $49,784,610 $50,724,420 $49,145,430 $48,770,840
650 $49,807,230 $50,725,260 $49,151,690 $48,753,720
750 $49,821,850 $50,721,300 $49,153,950 $48,739,800
850 $49,830,870 $50,713,340 $49,150,610 $48,723,880
950 $49,833,890 $50,702,580 $49,141,270 $48,704,760
1050 $49,833,310 $50,689,020 $49,126,730 $48,681,640 Tabel 10. Hasil Perhitungan Keekonomian
Kasus 3 Height Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 $ 49,865,400 $ 49,865,400 $ 49,865,400 $ 49,865,400
150 $ 55,104,330 $ 56,345,660 $ 53,371,790 $ 52,147,520
250 $ 55,462,550 $ 56,518,100 $ 53,417,250 $ 52,490,400
350 $ 55,604,770 $ 56,587,740 $ 53,465,910 $ 52,470,880
450 $ 55,678,990 $ 56,632,180 $ 53,502,970 $ 52,454,160
550 $ 55,712,810 $ 56,659,820 $ 53,522,830 $ 52,446,640
650 $ 55,732,230 $ 56,678,660 $ 53,543,490 $ 52,440,720
750 $ 55,743,250 $ 56,690,300 $ 53,557,350 $ 52,442,400
850 $ 55,748,670 $ 56,695,140 $ 53,566,410 $ 52,437,280
950 $ 55,750,090 $ 56,693,580 $ 53,565,470 $ 52,425,760
1050 $ 55,748,310 $ 56,687,220 $ 53,557,330 $ 52,407,840
Renaldy Nurdwinanto, 12206017, Semester 1 2010/2011 Page 17
Tabel 11. Hasil Perhitungan Keekonomian
Kasus 4 Height Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 $ 44,225,200 $ 44,225,200 $ 44,225,200 $ 44,225,200 150 $ 49,294,930 $ 50,541,860 $ 49,275,590 $ 44,181,320 250 $ 49,574,350 $ 50,837,100 $ 49,480,250 $ 44,183,400 350 $ 49,679,370 $ 50,958,340 $ 49,572,110 $ 44,200,280 450 $ 49,732,790 $ 51,020,780 $ 49,620,370 $ 44,229,960 550 $ 49,759,410 $ 51,056,020 $ 49,655,030 $ 44,254,440 650 $ 49,775,230 $ 51,078,060 $ 49,680,090 $ 44,275,320 750 $ 49,783,450 $ 51,090,100 $ 49,696,350 $ 44,286,600 850 $ 49,786,870 $ 51,093,740 $ 49,703,410 $ 44,288,280 950 $ 49,785,490 $ 51,091,380 $ 49,701,670 $ 44,279,560
1050 $ 49,782,510 $ 51,085,020 $ 49,692,330 $ 44,262,040
Tabel 12 dan Tabel 13. Produksi Kumulatif Air
Produksi Kumulatif Air (Kasus 1) Produksi Kumulatif Air (Kasus 2)
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 43872.9 43872.9 43872.9 43872.9 113153 113153 113153 113153
150 44424.6 48695.4 51028.1 52564.6 96840.1 122886 133133 137069
250 43731.6 48617.6 51886.8 54231.1 95223.8 121710 133603 139158
350 43116.1 48198.6 52070.2 55029.6 94203 120606 133431 140163
450 42623.7 47681.1 51875.3 55273.3 93441.3 119583 132911 140458
550 42248.7 47198.5 51488.2 55156.3 92841.7 118648 132156 140287
650 41990.4 46828.5 51090.7 54889 92388.8 117860 131328 139821
750 41792.8 46554 50754.7 54601.8 92043.1 117268 130596 139275
850 41685.5 46371.8 50504.3 54354.2 91805.7 116823 130008 138766
950 41606.8 50144.1 50327.7 54164.6 91639.6 116519 129565 138346
1050 41556.2 46159.2 50208.2 54029.9 91533.1 116306 129257 138031
Produksi Kumulatif Air (Kasus 3) Produksi Kumulatif Air (Kasus 4)
Height
Height
Length 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft 50 ft 100 ft 150 ft 200 ft
0 262284 262284 262284 262284 500464 500464 500464 500464
150 216490 227943 303025 323288 405494 373977 405304 534324
250 213477 224255 301207 323821 398277 366146 399513 531371
350 211967 222062 299317 323414 395433 362673 396536 530046
450 210962 220495 297724 322931 393872 360662 394656 528414
550 210219 219357 296548 322223 392976 359335 393123 526903
650 209663 218435 295360 321471 392361 358326 391824 525478
750 209231 217698 294338 320526 391929 357579 390736 524301
850 208933 217135 293438 319764 391616 357039 389892 523362
950 208730 216721 292793 319153 391427 356648 389262 522677
1050 208580 216434 292321 318705 391278 356362 388816 522222