| Keterangan |
: Abstrak
Reservoir tight gas pada sumur X memiliki permeabilitas sebesar 0.09 md dan porositas 0.17 Pada daerah di sekitar sumur terdapat skin sebesar 5.31. Oleh karena nilai permeabilitas yang relatif kecil, maka akan dilakukan perekahan hidraulik untuk meningkatkan produktivitas gas dari sumur tersebut. Perekahan hidraulik dilakukan pada sumur horizontal dan bentuk rekahan yang dihasilkan berbentuk transversal. Untuk mendapatkan tingkat produktivitas yang optimum diperlukan desain perekahan hidraulik yang optimum.
Pada studi ini, penulis menampilkan hasil dan analisa dari sensitivitas-sensitivitas terhadap laju alir pompa, konsentrasi proppant, jenis fluida dan ukuran mesh proppant. Sensitivitas tersebut dilakukan dengan menggunakan FracCade 7.0 dan dengan P3D sebagai model geometri rekahan. Dari hasil sensitivitas tersebut nantinya akan digunakan sebagai masukan untuk mendesain geometri rekah yang optimum.
Berdasarkan sensitivitas yang telah dilakukan, laju alir pompa yang optimum adalah 14 bpm, konsentrasi proppant yang optimum adalah 6 PPA, jenis fluida yang optimum adalah PrimeFrac 30 dan ukuran mesh proppant yang optimum adalah CarboProp 20/40. Panjang rekahan yang didapatkan dari model yang telah optimum adalah sebesar 121.40 ft, lebar rekahan berdasar model yang optimum adalah sebesar 0.68 inch, lalu FOI (Fold of Increases) sebesar 7.32 dan Qoperating sebesar 4.78 MMSCFD. Terjadi peningkatan produktivitas dari sumur X sebesar 3.66 MMSCFD setelah melakukan perekahan hidraulik secara optimum pada sumur X.
Abstract
Tight gas reservoir at well X has a permeability of 0.09 md and porosity of 0.17. The skin around the well is about 5.31. Due to the relatively small permeability value, hydraulic fracturing will be implemented to increase the gas productivity of the well. Hydraulic fracturing is applied on the horizontal well and the resulting fractures will form transverse fractures. In order to obtain the optimum level of productivity an optimum hydraulic fracture design is required.
In this study, the authors presented results and analysis of each sensitivity; such as pump flow rate, proppant concentration, fluid type and proppant mesh size. The sensitivities were performed using FracCade 7.0 and P3D as the fracture geometry model. Each of the results will be used as input for designing the optimum fracture geometry.
Based on the sensitivities that have been conducted, the optimum flow rate is 14 bpm, the optimum proppant concentration is 6 PPA, the optimum fluid type is PrimeFrac 30 and the optimum mesh proppant size is CarboProp 20/40. The Fracture length, which is obtained from the model, is 121.40 ft. The fracture width from the optimum model is 0.68 inches and finally the FOI is 7.32 and Qoperating is 4.78 MMSCFD. There is an increase of productivity from well X at 3.66 MMSCFD after conducting optimum hydraulic fracture at well X. |
