DETAIL KOLEKSI

Desain Hydraulic Fracturing Pada Sumur Ha-03


Oleh : Hilman Lazuardi Novinda Putra

Info Katalog

Nomor Panggil : 905/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Sisworini

Pembimbing 2 : -

Subyek : Drilling well - Hydraulic fracturing

Kata Kunci : hydraulic fracturing, net pressure, young’s modulus, treatment design, fold of increase


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400074_Halaman-Judul.pdf 6297.44
2. 2018_TA_TM_071001400074_Bab-1.pdf 5970.72
3. 2018_TA_TM_071001400074_Bab-2.pdf 6718.99
4. 2018_TA_TM_071001400074_Bab-3.pdf 6054.44
5. 2018_TA_TM_071001400074_Bab-4.pdf 6458.02
6. 2018_TA_TM_071001400074_Bab-5.pdf 5946.18
7. 2018_TA_TM_071001400074_Daftar-Pustaka.pdf 5948.15
8. 2018_TA_TM_071001400074_Lampiran.pdf 6023.2

S Sumur HA-03 yang terletak di Lapangan Kaji Semoga Blok RimauSumatera Selatan memproduksikan minyak pada Formasi Baturaja, dengan umurbatuan Early Miocene pada interval perforasi 3.963 ft – 3.983 ft MD denganketebalan pasir 48 ft. Sumur tersebut mengalami penurunan laju produksi,dikarenakan nilai water cut yang tinggi yaitu sebesar 97%. Salah satu cara untukmenaikkan laju produksi adalah dengan melakukan stimulasi reservoir. Dengantingginya water cut Formasi Baturaja, maka perencanaan stimulasi reservoirdilakukan pada zona prospek hidrokarbon lainnya yaitu pada batuan sandstoneFormasi Telisa dengan kedalaman 3.769 ft - 3.833 ft MD. Formasi Telisa memilikipermeabilitas sebesar 5 mD dimana nilai permeabilitas tersebut termasukpermeabilitas kecil. Usaha yang dilakukan untuk memperbesar permeabilitastersebut, yaitu dengan dilakukannya hydraulic fracturing.Perencanaan hydraulic fracturing pada sumur HA-03 ini dimulai darikoreksi antara dataFRAC dengan analisis data log. Dari koreksi tersebut, didapatnilai net pressure sebesar 307,2 psi, closure pressure sebesar 1.275,4 psi, danfracture gradient sebesar 0,56 psi/ft. Dari data log juga didapat nilai elastisitasbatuan seperti Young’s Modulus sebesar 3 x 106 psi dan Possion Ratio sebesar0,185.Kemudian dilanjutkan dengan menentukan fracture geometry yang meliputiwidth yaitu sebesar 0,145 inch, half length yaitu sebesar 450 ft, dan fracturepermeability yaitu sebesar 3,7 x 106 mD. Selanjutnya menentukan treatmentdesign dari sumur HA-03 yang meliputi bottomhole pressure yaitu sebesar 1.583,09psi, fracture fluid viscosity dan flowrate injection secara beruntut sebesar 70 cp dan10 bpm, serta surface treating pressure yaitu sebesar 864,42 psi, dari pembacaangrafik closure stress versus kedalaman didapatkan tipe dan ukuran proppant yangakan digunakan adalah natural sand dengan ukuran 20/40, kemudian didapatkanproppant mass sebesar 88.754 lbs dan didapatkan hydraulic horsepower sebesar211,78 HP. Setelah itu, mendapatkan nilai Fold of Increase didapat sebesar 6,6 kali.Laju produksi setelah dilakukannya hydraulic fracturing dari 33,94 BPD naikmenjadi 231 BPD.

H HA-03 well located in Kaji Semoga Field Rimau Block South Sumateraproduces oil at Baturaja Formation, with Early Miocene rocks. Perforation intervalat 3.963 ft – 3.983 ft MD and net thickness 48 ft. HA-03 well descreased productionrate because of high water cut up to 97%. One way to raise production rate withreservoir stimulation. Because of high water cut at Baturaja formation, thenreservoir stimulation performed at another hydrocarbon prospect zone at TelisaFormation with depth 3.769 ft-3.833 ft MD. Permeability at Telisa Formation hadpoor permeability with 5 mD. To increase permeability, then do hydraulicfracturing.Hydraulic fracturing design at HA-03 well start with dataFRAC and loggingdata correction. From that, can determine net pressure value at 307,2 psi, closurepressure at 1.275,4 psi and fracture gradient at 0,56 psi/ft. From logging data candetermine elasticity of rocks as Young’s Modulus at 3 x 106psi and Possion Ratioat 0,185.Then determin fracture geometry as calculate width at 0,145 inch, calculatehalf length at 450 ft, and calculate fracture permeability at 3,7 x 106 mD. Thendetermine treatment design from HA-03 well start with determine bottomholepressure at 1.583,09 psi, determine fracture fluid viscosity and flowrate injection at70 cp and 10 bpm, determine surface treating pressure at 864,42 psi, from closurestress vs depth curve can determine proppant type is Natural Sand and proppantgrain at 20/40, determine proppant mass at 88.754 lbs and determine hydraulichorsepower at 211,78 HP. After that determine Fold of Increase at 6,6 times.Production rate after hydraulic fracturing from 33,94 BPD increase to 231 BPD.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?