Path: Top > S2-Theses > Petroleum Engineering-FTTM > 2017

ANALISA SENSITIVITAS PARAMETERS HYDRAULIC FRACTURING PADA RESERVOAR COAL BED METHANE MULTI LAPISAN

SENSITIVITY ANALYSIS PARAMETER HYDRAULIC FRACTURING FOR MULTI-LAYERED COAL BED METHANE

Master Theses from JBPTITBPP / 2017-09-27 15:07:47
Oleh : DESI KUSRINI (NIM : 22215012), S2 - Petroleum Engineering
Dibuat : 2017-09-05, dengan 1 file

Keyword : Perekahan hidraulik, MLFP3D, fluida perekah dan proppant

Coal Bed Methane (CBM) memiliki potensi besar sebagai sumber daya global karena didunia mengandung cadangan berlimpah gas, dan cadangan CBM di Indonesia adalah salah satu cadangan CBM terbesar di dunia. Saat ini, cadangan negara diperkirakan kurang lebih 453 (TCF).




Reservoar "X" memiliki permeabilitas yang relative kecil / ketat yaitu sekitar 10 md, yang menyebabkan produksi kumulatif gas kecil, dari Data sumur "X" diperoleh OGIP 4.30 BCF dan nilai produksi kumulatif gas sebesar 15 MMscf menunjukkan recovery factor yang sangat kecil yaitu 0.35 % dengan OGIP yang cukup besar, sehingga sumur "X" cukup potensial untuk dilakukan perekahan hidraulik. Parameter perekahan hidraulik untuk multi lapisan reservoir CBM ini menggunakan model MLFP3D dengan laju injeksi 15 bpm, konsentrasi proppant 20/40 sebesar 10 ppa, dengan menggunakan fluida Perekah Primefrac – 20 dan didapat panjang rekahan 561.9 ft.




Dari simulator, bila dilakukan simulasi untuk 30 tahun yang akan datang sumur ini memiliki kumulatif gas sebesar 15 MMscf, dan memiliki Faktor perolehan sebesar 0.35%, sementara bila sumur dilakukan perekahan hidraulik kumulatif gas selama 30 tahun mengalami peningkatan sebesar 50.68 MMscf, jadi hasil simulator menunjukkan bahwa kumulatif gas meningkat lebih dari tiga kali lipat ketika dilakukan nya perekahan hidraulik, dengan faktor perolehan 1.18 % .

Deskripsi Alternatif :

Coal Bed Methane (CBM) has great potential as a global resource because the world contains abundant reserves of gas, and CBM reserves in Indonesia is one of the largest CBM reserves in the world. Currently, state reserves are estimated to be approximately 453 (TCF).




Reservoir "X" has a relatively small / tight permeability of about 10 md, causing small cumulative gas production, from well data "X" obtained OGIP 4.30 BCF and cumulative gas production value of 15 MMscf indicates a very small recovery factor of 0.35% with large OGIP so well "X" is potential for Hydraulic fracturing. The hydraulic fracture parameter for this CBM reservoir multi layer uses MLFP3D model with 15 bpm injection rate, 20/40 proppant concentration of 10 ppa, using Primefrac-20 fracturing fluid and obtained a fracture length of 561.9 ft.



From the simulator, if the simulation for 30 years to come this well has a cumulative gas of 15 MMscf, and has recovery factor of 0.35%, while if the well hydraulic fracturing cumulative gas for 30 years has increased by 50.68 MMscf, so the simulator results show That the cumulative gas increased more than threefold when the hydraulic fracturing was done, with recovery factor of 1.18%.

Copyrights : Copyright (c) 2001 by Perpustakaan Digital ITB. Verbatim copying and distribution of this entire article is permitted by author in any medium, provided this notice is preserved.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiS
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing : Prof. Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA., Editor: Suharsiyah

File PDF...