| Keterangan |
: Abstrak
Perekahan hidrolik dilakukan untuk mendapatkan saluran yang memiliki konduktifitas yang tinggi sehingga fluida lebih mudah mengalir dari reservoir ke lubang sumur. Konduktifitas yang tinggi diperoleh dengan cara memompakan butiran – butiran yang keras dan memiliki ukuran relatif seragam di atas tekanan rekah reservoir sehingga butiran – butiran tersebut akan mengisi zona rekah dan menahannya untuk tidak menutup kembali.
Coalbed methane (CBM) adalah gas yang diekstraksi dari batubara. Karakteristik khas reservoir hidrokarbon di batubara adalah gas terdapat pada matrik sedangkan pada rekah-rekahannya terisi oleh air. Agar gas bisa dikeluarkan dari matrik ke dalam sumur dan diteruskan ke permukaan maka air harus diproduksikan terlebih dahulu sehingga gas yang tertahan di matrik bisa keluar melalui rekahan dan selanjutnya mengalir ke dalam sumur.
Permeabilitas batubara rata-rata rendah dan yang terukur adalah permeabilitas rekahan (face cleats & butt cleats). Stimulasi sumur dengan perekahan hidrolik sumur CBM adalah salah satu cara untuk meningkatkan laju alir dari reservoir ke dalam sumur.
Tesis ini meneliti biaya optimum yang bisa diperoleh dengan melakukan sensitivitas terhadap jumlah volume proppant dan fluida yang digunakan pada target panjang setengah rekah (half length, Xf) yang diinginkan.
Latar belakang dari penelitian dari tesis ini adalah dibutuhkannya biaya yang optimal pada operasi perkahan hidrolik karena produksi dari sumur CBM sangat marjinal. Biaya optimal bisa diperoleh dengan meminimalkan material yang digunakan dalam perekahan hidrolik seperti proppant dan fluida.
Komponen biaya perekahan hidrolik terdiri dari biaya tetap seperti sewa pompa, penyiapan lahan dan sumur. Biaya yang bervariasi tergantung volume pemanfaatannya adalah proppant dan fluida. Permasalahan yang dikaji dalam tesis ini adalah mendapatkan volume proppant dan fluida optimal untuk desain panjang setengah rekahan yang diinginkan yaitu 100, 200, 300, dan 400 ft. Pemilihan setengah panjang rekahan berdasarkan kemungkinan jarak spasi antar sumur pada pengembangan lapangan CBM yang memerlukan jumlah sumur yang sangat banyak.
Tahapan penelitian yang dilakukan adalah perumusan masalah yaitu mendapatkan volume proppant dan fluida yang optimal pada perekahan hidrolik sumur CBM-X menggunakan data sumur sebenarnya dan hasil mini fract. Dilakukan studi literatur tentang reservoir CBM serta mempelajari software simulator stimulasi sumur sebagai alat penghitung jumlah proppant dan fluida yang digunakan pada desain perekahan hidrolik. Data – data sumur seperti casing & tubing, kedalaman reservoir, data mekanika reservoir dimasukkan ke dalam simulator. Data jenis proppant dan fluida yang digunakan dipakai pada simulator kemudian dilakukan simulasi pemakaian proppant dan fluida pada panjang setengah rekahan yang diinginkan yaitu 100, 200, 300, dan 400 ft. Simulasi dilakukan pada konsentrasi proppant 4, 6, 8, 10, dan 12 PPA dan rate pompa 20 bpm.
Hasil dari simulasi dengan software stimulasi sumur terdiri dari volume penggunaan fluida (pad & slurry), proppant, dan biaya. Berdasarkan volume proppant dan fluida yang digunakan pada simulasi desain perekahan hidrolik dipilih konsentrasi proppant yang paling optimum untuk perekahan hidrolik (main fract) pada setengah panjang rekahan yang diinginkan yaitu 100, 200, 300, dan 400 ft.
Pada target panjang rekahan 100 ft diperoleh pemakaian optimum fluida dan proppant 12 PPA dengan penggunaan proppant 17.913 lb dan fluida 2.801 gal. Pada target panjang rekahan 200 ft diperoleh pemakaian optimum fluida dan proppant 10 PPA dengan penggunaan proppant 52.927 lb dan fluida 10.388 gal. Pada target panjang rekahan 300 ft diperoleh pemakaian optimum fluida dan proppant 10 PPA dengan penggunaan proppant 102. 976 lb dan fluida 23.154 gal. Pada target panjang rekahan 400 ft diperoleh pemakaian optimum fluida dan proppant 8 PPA dengan penggunaan proppant 146.733 lb dan fluida 41.588 gal.
Abstract
Hydraulic fracturing is used to construct a high conductivity tunnel to allow fluids flowing easily from reservoir to wellbore hole. High conductivity tunnel is achieved by pumped sum of proppant into reservoir and keep it open.
Coalbed methan (CBM) is a gas that extract from the body of coals. Gas is exist in the matrix and the water exist in coal body fractures. It need to lowering coal pressure by produce water and then gas will flow to the wellbore hole.
The coals permeability is low and it represented by permeability of coal body (face cleats & butt cleats). Well stimulation is a common method that apply at CBM well to increase well productivity.
This research focus on how to obtain optimum cost and volume of proppant and fluids by making sensitivity on proppant and fluids volume that use to reach half length (Xf) desired.
The background to obtain optimum cost due to gas production from coalbed methan is low. Optimum cost could be reach by minimize the material that injected to reservoir like proppant and fluid.
The cost component of hydraulic fracturing are fixed cost like pump & well site preparation and dynamic cost that rest on on the volume of proppant and fluids that used for hydraulic fracturing. Research focused on how much the volume of proppant and fluids to get optimum cost for half length desired 100, 200, 300, and 400 ft. The reference for half length desired are well spacing for CBM wells that need many wells to developed CBM fields for producing.
After determination of the objective study, the following step is gathering data. The data are CBM-X well include well schematic, zone objective depth, the injectivity test and mini fract results. The well stimulation software is used as a tool to calculate the sum of fluids (pad and slurry), proppant and cost for hydraulic fracturing at CBM-X well. The real proppant and fluids (crosslinxer and breaker) that used at CBM-X well are simulated at the well stimulation software and calculate the volume of proppant and fluids to get optimum cost for half length desired 100, 200, 300, and 400 ft. The concentration of proppant at simulation are 4, 6, 8, 10, and 12 PPA. The constraint for hydraulic pump is 20 bpm.
Well stimulation software outputs are the sum of fluids (pad and slurry), proppant and costfor hydraulic fracturing. Based on utilized of proppant and fluids volume, the software will choose the optimum cost of hydraulic fracturing to get halft length desired at 100, 200, 300, and 400 ft based on the lowest cost of simulation results.
The optimum volume of proppant and fluids for half length 100 ft desired is at proppant cosentration 12 PPA that utilized 17,913 lb proppant and 2,801 gal fluids. The optimum volume of proppant and fluids for half length 200 ft desired is at proppant cosentration 10 PPA that utilized 52,927 lb proppant and 10,388 gal fluids. The optimum volume of proppant and fluids for half length 300 ft desired is at proppant cosentration 10 PPA that utilized 102,976 lb proppant and 23,154 gal fluids. And final the optimum volume of proppant and fluids for half length 400 ft desired is at proppant cosentration 8 PPA that utilized 146,733 lb proppant and 41,588 gal fluids. |
