kajian penerapan stimulasi hydraulic fracturing pada sumur t-xx field tanjung - pertamina ep asset 5
Post on 28-Jan-2016
155 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA
SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PERTAMINA EP ASSET 5
SKRIPSI
Disusun Oleh :
MIFTACHUL REZA
113110002
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2015
i
KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA
SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PERTAMINA EP ASSET 5
SKRIPSI
Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Pada
Kurikulum Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
Disusun Oleh :
MIFTACHUL REZA
113110002
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2015
ii
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
Saya yang bertanda tangan dibawah ini,
Nama : MIFTACHUL REZA
NIM : 113110002
Menyatakan bahwa judul dan keseluruhan isi dari skripsi ini adalah asli
karya ilmiah saya. Selama penyusunan karya ilmiah ini, saya selalu berkonsultasi
dengan dosen pembimbing hingga menyelesaikan karya ilmiah ini, tidak
melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap karya orang atau pihak lain baik karya
lisan ataupun tulisan, baik secara sengaja atau tidak disengaja.
Apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi saya mengandung unsur
penjiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain, maka sepenuhnya menjadi
tanggung jawab saya. Oleh karena itu saya bersedia bertanggungjawab secara
hukum dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh
Otoritas/Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta dan
diumumkan kepada khalayak ramai.
Yogyakarta, Maret 2015
Miftachul Reza
Nomor Telepon/HP : 085725115223
Alamat e-mail : miftachul.reza@ymail.com
iii
KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA
SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PERTAMINA EP ASSET 5
SKRIPSI
Disetujui Untuk
Program Studi Teknik Perminyakan
Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
Oleh Dosen Pembimbing :
Pembimbing I Pembimbing II
( Dr. Ir. H. KRT. Nur Suhascaryo, MT ) (Ir. Suwardi, MT)
iv
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan kekuatan kepada
Penyusun dan karena rahmat, taufik serta hidayah-Nya pula sehingga Penyusun dapat
menyelesaikan Skrisi ini dengan judul “KAJIAN PENERAPAN STIMULASI
HYDRAULIC FRACTURING PADA SUMUR T-XX FIELD TANJUNG” di
PERTAMINA EP ASSET 5 Lapangan Tanjung, Kalimantan Selatan, Skripsi ini ditulis
berdasarkan data lapangan, teori di perkuliahan dan literatur yang berkaitan dengan
judul Skripsi.
Skripsi ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat guna mendapatkan gelar
Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral
Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta
Dalam kesempatan ini Penyusun mengucapkan terima kasih kepada :
1. Prof. Dr. Ir. Sari Bahagiarti, M.Sc. Selaku Rektor Universitas Pembangunan
Nasional ”Veteran” Yogyakarta.
2. Dr. Ir. Hj. Dyah Rini R, MT., selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral UPN
”Veteran” Yogyakarta.
3. Dr. Ir. H. KRT. Nur Suhascaryo, MT., selaku Ketua Program Studi Teknik
Perminyakan UPN ”Veteran” Yogyakarta, Dosen Wali dan Pembimbing I.
4. Ir. Suwardi. MT., selaku Pembimbing II.
5. Bapak Lukman Akhmadi selaku pembimbing lapangan di PT. PERTAMINA EP
Asset 5.
6. Semua pihak yang telah membantu penyusunan Skripsi ini yang tidak bisa saya
sebutkan satu per satu.
Akhir kata semoga Skripsi ini dapat bermanfaat bagi Penyusun dan semua pihak.
Aamiin
Yogyakarta, Maret 2015
(Miftachul Reza)
v
HALAMAN PERSEMBAHAN
Skripsi ini saya persembahkan sebagai ucapan terima kasih dan rasa syukur
kepada :
Allah SWT yang telah memberi saya kesempatan untuk mendalami dunia ilmu
pengetahuan, dan atas kesehatan yang diberikan-Nya saya mampu
menyelesaikan Tugas Akhir ini.
Nabi Muhammad SAW, suri tauladan bagi kita semua.
Kedua Orang Tuaku yang selalu mendoakan dan menyayangi serta
memberikan dukungan, Kakak yang selalu memberikan nasehat dan buat
Adikku yang akan selalu ku lindungi sampai kapanpun, kalian adalah
nyawaku...
Mas Irdham dan Mbak Sovi yang telah memberikan tempat serta bantuan
selama melaksanakan Skripsi ini, Terima Kasih.
Saudaraku ikhwan dan akhwat MPE atas segala kerja keras dan konsistensinya
dalam memajukan dakwah ini. Tetap semangat dan pantang menyerah, Allahu
Akbar !!!
Terimakasih untuk Kawan-kawan Diamond Bit 2011, serta Kakak-kakak
senior yang telah memberikan masukan dan saran dalam menyelesaikan
Skripsi ini.
Untuk semua pihak yang belum bisa tersebut dalam tulisan ini terimakasih atas
segala dukungan dan do’anya
Terima kasih semuanya, do’a dan dukungan kalian sangat berharga, sukses
terus buat kita semua, Insya Allah.
vi
RINGKASAN
Sumur T-XX zone Y Lapangan Tanjung merupakan sumur pengembangan
yang dibor dengan target reservoar batupasir, mempunyai permeabilitas kecil 8,4
mD dengan produksi total fluida 220 BFPD, produksi minyak 48 BOPD dan WC
78 % dengan tekanan reservoir 915 psi, sehingga menjadi alasan untuk dilakukan
stimulasi perekahan hidraulik. Kajian stimulasi perekahan hidraulik sumur T-XX
ini meliputi evaluasi project yaitu membandingkan antara desain awal dengan
aktual menggunakan software FracCADE P3D, evaluasi perhitungan manual
geometri rekahan PKN (Perkins, Kern (ARCO) & Nordgren) 2D secara trial dan
error karena mempertimbangkan nilai permeabilitas yang kecil yaitu 8,4 mD,
sehingga diharapkan dapat mencapai half length yang panjang dan evaluasi
produksi yaitu evaluasi data laju produksi minyak (Qo) sebelum dan sesudah
perekahan, evaluasi peningkatan permeabilitas batuan rata-rata, evaluasi
peningkatan productivity index (PI). Kriteria keberhasilan stimulasi perekahan
hidraulik ini ditunjukkan dengan adanya peningkatan dari parameter-parameter
tersebut setelah perekahan.
Hasil geometri rekahan dengan perhitungan manual yang
memperhitungkan pengaruh fluida non-newtonian dan fluid loss. Hasil
perhitungan dengan metode PKN 2D secara trial dan error didapatkan panjang
rekahan (Xf) = 33,85 m = 111,07 ft, lebar maksimum di muka perforasi (w(0)) =
0,04 m = 1,85 inch, lebar rekahan rata-rata (_
w ) = 0,02 m = 1,16 inch dan tinggi
rekahan (hf) = 25 m = 82,02 ft. Peningkatan permeabilitas, dari 8,4 mD menjadi
369,87 mD, sehingga akan didapatkan permeabilitas rata–rata dari formasi
sebesar 36,63 mD, peningkatan PI dengan berbagai metode, serta peningkatan laju
produksi fluida total (Qf) dan laju produksi minyak (Qo) pada pwf yang sama
sebesar 233,59 psi sebelum perekahan hidraulik menghasilkan laju produksi fluida
total (Qf) 220 BFPD dan laju produksi minyak (Qo) 48 BOPD, setelah perekahan
hidraulik menghasilkan Qf 459,4 BFPD dan menghasilkan Qo sebesar 183,4
BOPD, pada Pwf yang sama juga 233,59 psi.
vii
DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN JUDUL ........................................................................................ i
PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH .......................................... ii
HALAMAN PENGESAHAN .......................................................................... iii
KATA PENGANTAR ...................................................................................... iv
HALAMAN PERSEMBAHAN ...................................................................... v
RINGKASAN ................................................................................................... vi
DAFTAR ISI ..................................................................................................... vii
DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ x
DAFTAR TABEL ............................................................................................ xii
BAB I. PENDAHULUAN ............................................................................. 1
1.1. Latar Belakang ............................................................................. 1
1.2. Tujuan .......................................................................................... 2
1.3. Ruang Lingkup Skripsi ................................................................ 2
1.4. Tempat Pelaksanaan dan Waktu Skripsi ..................................... 2
1.5. Metodologi Pelaksanaan Skripsi ................................................. 3
1.6. Sistematika Penulisan .................................................................. 3
BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN TANJUNG ............................. 4 2.1. Keadaan Geologi Lapangan Tanjung .......................................... 5
2.1.1. Stratigrafi Lapangan Tanjung ............................................ 5
2.1.2. Struktur Geologi Lapangan Tanjung ................................. 6
2.2. Kondisi Reservoir ........................................................................ 9
2.3. Sejarah Produksi dan Pengembangan Lapangan Tanjung ........... 12
2.4. Sejarah Sumur Kajian .................................................................. 14
BAB III. DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK ...... 16
3.1. Mekanika Batuan ....................................................................... 17
3.2. Fluida Perekah ............................................................................. 22
3.2.1. Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing. ............................ 23
3.2.1.1. Rheologi Fluida Perekah ...................................... 23
3.2.1.2. Leak-Off ............................................................... 26
3.2.1.3. Hidrolika Fluida Perekah ..................................... 27
3.2.2. Fluida Dasar dan Additive ................................................. 30
3.3. Material Pengganjal (Proppant) ................................................... 39
3.3.1. Jenis Proppant ................................................................... 39
3.3.2. Spesifikasi Ukuran Proppant ............................................. 41
viii
DAFTAR ISI
(lanjutan)
Halaman
3.3.3. Konduktivitas Proppant ..................................................... 41
3.3.4. Transportasi Proppant ....................................................... 42
3.4. Model Geometri Perekahan ......................................................... 43
3.5. Perencanaan Stimulasi Hydraulic Fracturing .............................. 50
3.5.1. Mini Fall Off Test ............................................................. 50
3.5.2. Step Rate Test .................................................................... 50
3.5.3. Calibration Injection………………………………………50
3.5.4. MainFRAC ........................................................................ 51
3.6. Analisa Tekanan Perekahan Hidraulik ........................................ 51
3.6.1. Tekanan Injeksi ................................................................. 51
3.7. Evaluasi Hasil Hydraulic Fracturing ........................................... 52
3.7.1. Permeabilitas Formasi Rata-Rata ...................................... 53
3.7.2. Indeks Produktivitas .......................................................... 54
3.7.2.1. Metode Prats ......................................................... 54
3.7.2.2. Metode McGuire dan Sikora ................................ 55
3.7.2.3. Metode Cinco-Ley, Samainego dan Dominique .. 57
3.7.2.4. Metode Tinsley dan Soliman ............................... 59
3.7.2.5. Metode Darcy ....................................................... 60
3.7.3. Analisa Kelakuan Aliran dengan Kurva IPR dengan
Metode Pudjo Sukarno 3 Fasa ........................................... 61
3.8. Pengenalan Program FracCADE ................................................. 64
3.8.1. Design ................................................................................. 64
3.8.1.1. General Input (Pemasukan Data) ......................... 64
3.8.1.2. Pump Schedule (PSG) .......................................... 65
3.8.1.3. PropFrac Placement .............................................. 65
3.8.1.4. Alogaritma ............................................................ 66
BAB IV. EVALUASI PEREKAHAN HIDRAULIK SUMUR T-XX
LAPANGAN TANJUNG ................................................................. 69
4.1. Alasan Dilakukan Perekahan Hidraulik ...................................... 69
4.2. Preparasi Data Awal .................................................................... 69
4.3. Perencanaan Pekerjaan Perekahan Hidraulik .............................. 74
4.3.1. Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant ............................ 74
4.3.2. Hasil Desain dan Simulasi Pengerjaan ............................... 75
4.4. Pelaksanaan Perekahan Hidraulik ............................................... 77
4.4.1. Mini Fall Off Test .............................................................. 78
4.4.2. Step Rate Test ..................................................................... 79
4.4.3. Calibration Injection (MiniFRAC) ..................................... 83
4.4.4. Analisa G-Function Plot ..................................................... 84
4.4.5. DataFRAC Pressure Matching ........................................... 85
4.4.6. Desain Ulang Simulasi ....................................................... 86
ix
DAFTAR ISI
(lanjutan)
Halaman
4.4.7. MainFRAC ......................................................................... 88
4.5. Evaluasi Keberhasilan Hydraulic Fracturing ............................... 91
4.5.1. Evaluasi Project .................................................................. 91
4.5.2. Perhitungan Geometri Rekahan ......................................... 93
4.5.3. Peningkatan Permeabilitas……………………………… 97
4.5.4. Evaluasi Produksi ............................................................... 98
4.5.4.1. Perkiraan Peningkatan Indeks Produktivitas (PI) . 99
4.5.4.2. Kurva IPR (Inflow Performance Relationship) .... 104
4.5.4.3. Analisa Keekonomian Sederhana Sumur T-XX ... 112
BAB V. PEMBAHASAN ................................................................................ 114
BAB VI. KESIMPULAN ................................................................................. 119
DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................... 121
DAFTAR SIMBOL........................................................................................... 122
LAMPIRAN A (PROFIL SUMUR). .............................................................. 124
LAMPIRAN B (PERHITUNGAN MANUAL GEOMETRI)....................... 126
x
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5 ............... 4
Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Cekungan Barito ............................................ 5
Gambar 2.3. Peta Penyebaran Struktur Lapangan Tanjung Raya .................... 7
Gambar 2.4. Peta Cekungan Wilayah Kalimantan........................................... 8
Gambar 2.5. Data Produksi Sumur T-XX ........................................................ 15
Gambar 3.1. Skematik Proses Stimulasi Hydraulic Fracturing ....................... 16
Gambar 3.2. Skematik Normal Stress dan Shear Stress .................................. 17
Gambar 3.3. Elemen Tegangan dan Bidang Rekahan...................................... 18
Gambar 3.4. Penggambaran Mengenai Efek Poisson ...................................... 19
Gambar 3.5. Grafik Hubungan Stress vs Strain ............................................... 20
Gambar 3.6. Jenis-jenis Arah Rekahan ............................................................ 22
Gambar 3.7. Harga Shear Rate vs Shear Stress pada Fluida Newtonian
dan Fluida Non-Newtonian ........................................................... 24
Gambar 3.8. Petunjuk Pemilihan Fluida Perekah untuk Sumur Minyak ......... 33
Gambar 3.9. Skematik Model Carter ............................................................... 44
Gambar 3.10. Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan Menurut
Metode PKN 2D ............................................................................ 45
Gambar 3.11. Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan Menurut
Metode KGD 2D ........................................................................... 46
Gambar 3.12. Grafik Pola Tekanan pada Hydraulic Fracturing ........................ 51
Gambar 3.13. Discontinous Radial Permeability ............................................... 54
Gambar 3.14. Grafik McGuire-Sikora untuk Menunjukkan Produktivitas
dari Perekahan ............................................................................... 56
Gambar 3.15. Grafik Hubungan Antara rw’ dan Fcd.......................................... 58
Gambar 3.16. Kurva Kenaikan Produktivitas untuk (hf/h)=0,9 ......................... 60
Gambar 3.17. Flowchart Software FracCADE .................................................. 68
xi
DAFTAR GAMBAR
(lanjutan)
Halaman
Gambar 4.1. Hasil Geoemtri Perekahan Simulasi FracCADE Sumur T-XX .. 77
Gambar 4.2. Grafik Mini Fall Off Test T-XX ................................................. 78
Gambar 4.3. Step Rate Test Analysis T-XX .................................................... 80
Gambar 4.4. Step Up Rate Test Analysis T-XX .............................................. 81
Gambar 4.5. Step Down Rate Test Analysis T-XX ......................................... 82
Gambar 4.6. Calibration Injection T-XX ......................................................... 83
Gambar 4.7. G-Function Plot Analysis ............................................................ 84
Gambar 4.8. DataFRAC Pressure Matching ...................................................... 85
Gambar 4.9 Hasil desain Ulang dari Simulasi Software FracCADE ................ 87
Gambar 4.10. Grafik MainFRAC Actual Treatment ......................................... 89
Gambar 4.11. Grafik MainFRAC Pressure Matching ........................................ 90
Gambar 4.12. Kurva IPR Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing ............ 107
Gambar 4.13. Kurva IPR Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing........... ... 110
Gambar 4.14. Kurva IPR Gross Sumur T-XX Sebelum dan Setelah
Hydraulic Fracturing ..................................................................... 111
Gambar 4.15. Kurva IPR Net Oil Sumur T-XX Sebelum dan Setelah
Hydraulic Fracturing ..................................................................... 111
Gambar A.1. Profil Sumur T-XX ....................................................................... 124
Gambar A.2. Data Log Sumur T-XX ................................................................. 125
xii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel II-1. Karakteristik Reservoir Lapangan Tanjung .................................. . 9
Tabel III-1. Persamaan-persamaan untuk Mencari Panjang Rekahan L,
Lebar Rekahan Maksimum w, dan Tekanan Injeksi p, dan
dianggap Laju Injeksi Konstan....................................................... 47
Tabel III-2. Harga C1 sampai C6 Pada Tabel III-1. .......................................... 47
Tabel III-3. Harga Fungsi untuk Persamaan Mark-Langenheim untuk
Term Fluid Loss ............................................................................. 49
Tabel III-4. Tabel Konstanta Cn untuk Masing-masing An .............................. 62
Tabel IV-1. Data Reservoir Sumur T-XX Lapangan Tanjung .......................... 70
Tabel IV-2. Data Komplesi Sumur T-XX Lapangan Tanjung ....................... . 70
Tabel IV-3. Data Test Produksi sebelum Perekahan Sumur T-XX ................... 71
Tabel IV-4. Data Perforasi Sumur T-XX............................................................ 71
Tabel IV-5. Data Mekanik Formasi Batuan Sumur T-XX ................................. 72
Tabel IV-6. Data Formation Transmissibility Properties Sumur T-XX ............. 73
Tabel IV-7. Data Komposisi Fluida Perekah dan Proppant pada Sumur T-XX . 75
Tabel IV-8. Treatment Schedule untuk Desain .................................................. 76
Tabel IV-9. Desain Geometri Rekahan Awal Sumur T-XX .............................. 77
Tabel IV-10. Treatment Schedule untuk Desain Ulang ..................................... 86
Tabel IV-11. Geometri Rekahan Setelah Desain Ulang .................................... . 87
Tabel IV-12. Geometri Rekahan MainFRAC .................................................... . 91
Tabel IV-13. Geometri Rekahan Berdasarkan Software FracCADE
dan Actual Design .......................................................................... 92
Tabel IV-14. % Besar Perbedaan Perhitungan Software dan Actual Design ... . 92
Tabel IV-15. Data Sumur T-XX untuk Perhitungan Geometri Perekahan
Metode PKN 2D ......................................................................... ... 93
Tabel IV-16. Hasil Perhitungan Manual PKN 2D ........................................... ... 96
Tabel IV-17. Perbandingan Hasil Aktual MainFRAC dengan Perhitungan
Geometri Rekahan Metode PKN 2D…………………………….. 97
xiii
DAFTAR TABEL
(lanjutan)
Halaman
Tabel IV-18. Hasil Desain Aktual Geometri Rekahan T-XX .......................... .. 97
Tabel IV-19. Data Produksi Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing ..... .. 104
Tabel IV-20. Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Sebelum
Hydraulic Fracturing .................................................................. .. 106
Tabel IV-21. Data Produksi Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing ........ .. 107
Tabel IV-22. Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Setelah
Hydraulic Fracturing...................................................................... 110
Tabel IV-23. Biaya Pekerjaan Hydraulic Fracturing Sumur T-XX ................ .. 113
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Saat ini industri perminyakan dapat dikatakan sebagai salah satu industri
yang sangat vital terhadap berbagai bidang dalam kehidupan masyarakat luas.
Perubahan harga minyak dunia sangat berpengaruh terhadap ekonomi global.
Dapat dikatakan hampir semua industri bergantung pada industri perminyakan.
Industri perminyakan merupakan industri strategis yang terus mengalami
perkembangan pesat. Walaupun harga minyak mentah dunia terus melambung,
ternyata bahan bakar fosil ini tetap menjadi pilihan utama untuk memenuhi
kebutuhan energi manusia. Hal ini tentu menjadi pendorong semakin majunya
bisnis industri perminyakan. Bahkan ditunjang dengan inovasi teknologi
perminyakan yang semakin canggih, baik di bidang eksplorasi maupun
eksploitasi, bisnis ini menjanjikan margin profit yang semakin menggiurkan.
Berbagai teknologi dan skenario telah ditemukan dan dikembangkan
dalam kegiatan eksplorasi dan mengeksploitasi minyak semaksimal mungkin.
Salah satunya adalah rencana pengembangan lapangan (Plan of Development).
POD bertujuan untuk memaksimalkan perolehan margin profit dari perusahaan
minyak melalui peningkatan produksi. Perekahan hidraulik (hydraulic fracturing)
adalah bagian dari rencana pengembangan lapangan yang dilakukan untuk
merangsang produksi (stimulation).
Perekahan Hidraulik merupakan proses pembuatan sistem rekahan sebagai
media mengalirnya fluida hidrokarbon pada formasi produktif yang
berpermeabilitas rendah, dalam rangka meningkatkan efek konduktivitas antara
formasi dengan sumur. Perekahan hidraulik pertama kali digunakan dalam
industri pada awal 1903-an di Amerika Serikat dan baru dikembangkan pada
1948. Kemudian diaplikasikan secara komersial pada 1949 dan segera diadaptasi
2
oleh banyak perusahaan migas karena terbukti mampu meningkatkan jumlah
produksi.
Tujuan utama yang ingin dicapai dengan melakukan hydraulic fracturing
yaitu memperbaiki kapasitas alir fluida di sekitar lubang sumur dan membuka
jalan bagi hidrokarbon untuk dapat mengalir lebih mudah ke dalam lubang sumur
melalui permeabilitas rekahan yang telah terbentuk (Kf).
1.2. Tujuan
Pelaksanaan Skripsi bertujuan:
1. Memenuhi mata kuliah Skripsi yang merupakan persyaratan wajib bagi
mahasiswa dalam memperoleh gelar Sarjana (S-1).
2. Mengaplikasikan ilmu-ilmu yang selama ini telah diperoleh di kampus
untuk diterapkan di dunia kerja yang sebenarnya.
3. Mengevaluasi dan merencanakan suatu pekerjaan perekahan hidraulik
berdasarkan perhitungan secara manual dan berdasarkan hasil perhitungan
software.
4. Memahami budaya kerja di lingkungan industri migas.
1.3. Ruang Lingkup Skripsi
Pertamina EP Asset 5 memiliki tiga lapangan yang terletak di Kalimantan
Timur. Dalam Skripsi ini akan dipelajari mengenai proses produksi, kerja ulang,
dan evaluasi dari sumur yang terletak pada salah satu lapangan tersebut (Lapangan
Tanjung, Kalsel). Sumur yang menjadi fokus disini adalah sumur T-XX yang
merupakan bagian dari skenario sumur pengembangan dimana berdasarkan data
dari sumur-sumur sebelumnya, didapati problem permeabilitas yang kecil
sehingga perlu dijalankan program stimulasi berupa perekahan hidraulik sebelum
diproduksikan untuk menanggulangi masalah tersebut.
1.4. Tempat Pelaksanaan dan Waktu Skripsi
Penulis mendapatkan kesempatan untuk melaksanakan Skripsi di Kantor
Pertamina EP Asset 5, Menara Standard Chartered Lt.23-25, Jl. Prof. Dr. Satrio
3
No.164, Jakarta Selatan selama satu setengah bulan mulai dari tanggal 10
November – 31 Desember 2014.
1.5. Metodologi Pelaksanaan Skripsi
Selama melaksanakan Skripsi, metode yang dipergunakan yaitu
mengumpulkan data-data yang diperlukan meliputi data reservoir, data produksi,
well history, proposal dan post job report, dan lain-lain. Disamping itu, penulis
juga memperoleh informasi dari diskusi yang dilakukan dengan pembimbing serta
engineer dari divisi-divisi yang menangani sumur-sumur tersebut sehingga
didapatkan pengetahuan yang aplikatif tentang materi yang didapatkan di bangku
kuliah. Studi literatur di perpustakaan juga dilakukan untuk mendapatkan dasar
teori yang dibutuhkan. Kemudian dari data-data dan informasi tersebut dilakukan
analisis dan pemberian rekomendasi terhadap pelaksanaan perekahan hidraulik
berikutnya.
1.6 Sistematika Penulisan
Laporan Skripsi ini diawali dengan Bab I yang berisi tentang latar
belakang, tujuan pelaksanaan,, ruang lingkup, pelaksanaan dan tempat Skripsi
serta metodologi penelitian, dan sistematika penulisan. Pada Bab II akan dibahas
mengenai tinjauan lapangan yang menjadi obyek lokasi penelitian Skripsi.
Pada Bab III akan dibahas teori-teori mengenai perekahan hidraulik.
Permasalahan produksi, evaluasi perekahan hidraulik di Sumur T-XX yang
menjadi obyek acuan, serta evaluasi dan pembahasan perekahan hidraulik yang
akan dipaparkan pada Bab IV dan Bab V, sedangkan beberapa penarikan
kesimpulan dari keseluruhan materi Skripsi akan disajikan pada Bab VI.
4
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN TANJUNG
Lapangan Tanjung adalah salah satu lapangan milik Daerah Operasi PT
Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung). Secara geografis Daerah
Operasi PT Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung) terletak di
Kabupaten Tabalong, Provinsi Kalimantan Selatan, tepatnya sekitar 240 km
Timur Laut kota Banjarmasin atau berjarak kurang lebih 240 km dari kota
Balikpapan-Kalimantan Timur. Peta Lokasi Lapangan Tanjung Unit Bisnis
Pertamina EP (Tanjung) ditampilkan pada Gambar 2.1.
Gambar 2.1.
Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5(6)
Tanjung
Balikpapan
5
2.1. Keadaan Geologi Lapangan Tanjung
2.1.1. Stratigrafi Lapangan Tanjung
Urut-urutan pengendapan batuan stratigrafi Lapangan Tanjung sesuai
dengan stratigrafi Cekungan Barito dari yang berumur tua hingga yang berumur
muda adalah sebagai berikut :
Gambar 2.2.
Kolom Stratigrafi Cekungan Barito(6)
6
1. Formasi Tanjung
Diendapkan tidak selaras diatas komplek batuan beku dan batuan metamorf
(pra-tersier), yang dibagi menjadi dua anggota yaitu A-Bottom dan A-Top
yang berumur Eosin dengan batuan sedimen klastik kasar pada anggota A-
Bottom dan sedimen klastik lebih halus pada anggota A-Top, dan batuannya
terdiri dari red beds, konglomerat, batupasir, batulempung dan sisipan
batubara.
2. Formasi Berai
Terletak diatas formasi A secara selaras dan dibagi menjadi tiga anggota yaitu
B-Bottom, B-Middle dan B-Top yang berumur Oligosen – Miosen Bawah.
Batuannya terdiri dari napal, lanau, batulempung dan batu gamping.
3. Formasi Warukin
Diendapkan selaras diatas formasi B yang dibagi menjadi dua anggota yaitu
C-Bottom dan C-Top. Batuannya terdiri dari batulempung, napal, batupasir
dan batubara.
4. Formasi Dahor
Terletak tidak selaras diatas formasi B yang berumur Miosen Atas– Pliosen.
Batuannya terdiri dari batupasir, batulempung, batubara dan konglomerat.
5. Formasi Alluvial
Diendapkan tidak selaras diatas formasi D yang terdiri dari endapan pasir dan
lempung yang berumur Kwarter.
2.1.2. Struktur Geologi Lapangan Tanjung
Lapangan Tanjung terletak pada cekungan Barito bagian Timur Laut, serta
dibatasi oleh Sunda Shelf, dibagian bawah Meratus High, dibagian Timur dan
Utara dibatasi oleh Kuching High. Struktur Lapangan Tanjung berbentuk suatu
asymmetric NE–SW oriented faulted anticline, yang dibatasi di barat dan utara
7
oleh patahan. Gambar 2.3. Memperlihatkan peta penyebaran struktur lapangan
Tanjung.
Gambar 2.3.
Peta Penyebaran Struktur Lapangan Tanjung Raya(6)
Struktur Tanjung merupakan antiklin asimetris berarah timur laut – barat
daya, berukuran luas ±27 km2, dan secara stratigrafi terbagi menjadi beberapa
lapisan produktif, yaitu ; A, B, C, D, E, F, dan P, dengan kedalaman variatif
antara 645 sampai dengan 2161 meter. Kecuali lapisan P yang vulkanik,
kesemuanya merupakan batuan pasir bertenaga dorong kombinasi antara solution
gas dan water drive yang diendapkan pada lingkungan delta.
8
Aliran minyak pada Lapangan Tanjung berasal dari struktur yang
merupakan bagian North East dari Barito Basin. Lapangan ini merupakan
lapangan terbesar dengan beberapa jebakan faulted anticlines, dengan lapisan
sedimen berupa pasir Eocene sebagai zona produksi utama yang diproduksikan
oleh Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung).
Periode utama aktivitas tektonik pada cekungan Barito adalah pergerakan
ekstensional awal pada masa antara Kretaseus akhir - Paleosen awal, yang
menimbulkan terjadinya perekahan pada dasar cekungan. Diikuti dengan aktivitas
terkompresi bidang utama pada masa Plio – Pleistosen, menjadikan struktur
Tanjung mematah dan melipat, untuk selanjutnya membentuk struktur – struktur
di sekitarnya.
Gambar 2.4.
Peta Cekungan Wilayah Kalimantan(6)
9
2.2. Kondisi Reservoir
Karakteristik reservoir pada Lapangan Tanjung terdiri dari karakteristik
batuan dan fluida berdasarkan hasil intepretasi log dan pengukuran-pengukuran
lainnya yang ada dengan rata-rata kedalaman produksi sekitar 1100 meter.
Tabel II-1.
Karakteristik Reservoir Lapangan Tanjung(6)
Struktur Antiklin Asimetrik, 9 km x 3 km
Lapisan Produktif - Zona A,B,C Batupasir dan Konglomerat
Fluvial-Alluvial Fan
- Zona D,E,F Batu pasir Lacustrine Delta
- Zona P Batu Vulkanik, Natural Fracture
Daya Dorong Kombinasi Solution Gas dan Water Drive
Temperatur Reservoir 140-160oF
Spesific Gravity Gas Sekitar 0,862
Jenis Minyak Parafinik 40 oAPI, SG: 0,822
Wax Content : 30 % WT
Pour Point : 98 oF
Porositas Rata-rata 8-27 %
Permeabilitas batuan
Saturasi air
8-200 mD
15-35 %
Pada dasarnya, lapangan Tanjung memproduksi hidrokarbon dari enam unit
reservoir terisolasi pada formasi Tanjung bagian bawah, ditambah dengan
reservoir vulkanik yang berada di bawahnya. Penjelasan singkat mengenai
deskripsi dan kualitas perlapisan adalah sebagai berikut :
1. Reservoir P
Lapisan P adalah zona reservoir yang paling dalam, dan merupakan
reservoir yang memiliki karakteristik yang sangat berbeda jika dibandingkan
dengan lapisan penghasil hidrokarbon lainnya di lapangan Tanjung, disebabkan
karena komposisinya yang terdiri dari batuan vulkanik dan batuan dasar
metasedimen yang terbentuk pada masa Kretaseus akhir. Ketebalan rata – rata
reservoir ini adalah 28,7 meter, dengan harga porositas rata – rata sebesar 8 %.
Permeabilitas reservoir rata-rata yaitu 52 mD, sementara harga saturasi air
10
awal berada pada kisaran angka 41 %. Lapisan P terdiri dari komposisi mineral
andesit basalt, berwarna hijau gelap, sangat keras, serta mengandung campuran
kristal mineral pyrite dan kalsit yang berwarna putih, yang diduga sebagai
mineral ikutan rekahan.
2. Reservoir A
Reservoir A adalah zona produktif yang berkedudukan paling dasar pada
formasi Tanjung dan merupakan batuan pasir konglomerat berkomposisi
vulkaniklastik yang terbentuk pada lingkungan pengendapan alluvial berenergi
tinggi yang lembab. Ketebalan maksimum batuan pasir A berada tepat di
bagian tengahnya, dengan nilai kurang lebih 60 meter dan diinterpretasikan
sebagai pasir lakustrin dan channel yang terlihat cenderung menipis pada
bagian utara lapangan. Harga porositas bervariasi antara 20 sampai 30 %,
sementara permeabilitas berada pada kisaran 10 sampai dengan 50 mD.
3. Reservoir B
Sebagian besar sumur di lapangan Tanjung memproduksikan fluida dari
reservoir B secara kombinasi dengan lapisan A. Hal ini disebabkan karena
pertimbangan kondisi teknis kedua reservoir yang tidak jauh berbeda, karena
terpisah dari lapisan lempung sejauh 15 meter. Secara litologi, karakteristik
lapisan pasir B hampir menyerupai lapisan A di bawahnya, hanya saja
ketebalannya yang lebih kecil, dan permeabilitas yang berada pada kisaran 1
sampai dengan 40 mD, harga porositas bervariasi antara 13 sampai 30 %.
Lapisan B di dominasi oleh batuan pasir berwarna putih ke abu – abuan,
terpilah cukup baik, sedikit bundar dan bersudut, serta mengandung butiran
mineral quartz dengan porositas buruk hingga sedang. Zona frac Sumur T-XX
terletak di reservoir ini.
4. Reservoir C
Lapisan ini merupakan reservoir produktif utama di lapangan Tanjung,
dengan ketebalan maksimum sebesar 20 meter. Reservoir ini terdiri dari
beberapa distributor channel yang memiliki lingkungan pengendapan yang
lebih baik dari pada perlapisan di bawahnya. Beberapa channel bagian atas
memiliki sifat yang menginterupsi channel di bawahnya, sehingga membuat
11
interpretasi log dalam pemilahan perlapisan menjadi semakin sulit. Secara
umum, lapisan pasir C tidak terlalu dipengaruhi oleh impuritis seperti shale
dan mineral lainnya, reservoir C menunjukkan bahwa lapisan ini didominasi
oleh batuan pasir berwarna putih kecoklatan, berukuran butir kecil hingga
sedang, sedikit bundar dan bersudut, serta terpilah dari buruk hingga cukup
baik. Harga porositas berkisar antara 20 sampai dengan 25 %, sementara
variasi permeabilitas rata-rata yaitu 200 mD.
Seiring dengan menurunnya tekanan reservoir, maka semakin banyak
pula gas yang terbebas dari larutannya. Hal ini menyebabkan terbentuknya
tudung gas sekunder di puncak perlapisan. Diduga, pengaruh tenaga dorong
air memiliki fungsi yang lebih berarti jika dibandingkan dengan perlapisan
lainnya, disebabkan karena sifat batuan zona C yang bersih dan ketebalannya
yang hampir merata di seluruh bagian reservoir. Kompleksitas lapisan C tidak
hanya terbatas pada siklus pengendapannya saja, tetapi juga oleh patahan
patahan yang mempengaruhi keadaan di dalamnya.
5. Reservoir D
Keberadaan lapisan D pada lapangan Tanjung tidak menyebar secara luas
jika dibandingkan dengan reservoir A, B dan C, dan secara litologi memiliki
karakteristik yang tidak jauh berbeda dengan lapisan di bawahnya. reservoir
ini memiliki hubungan antar butir yang ketat, terpilah cukup buruk, dan
mengandung lebih banyak mineral calcareous. Ketebalan rata – rata lapisan ini
adalah 8,3 meter, dengan porositas 19 %, serta permeabilitas yang bervariasi
antara 29 sampai dengan 150 mD.
Lapisan D memiliki sejarah pengendapan yang hampir sama dengan
lapisan di bawahnya, kecuali lapisan ini hanya memiliki empat buah
distributor channel terpisah yang tipis. Pada beberapa bagian reservoir,
channel bagian atas juga menginvasi channel di bawahnya. Sejarah produksi
cukup baik di zona ini, dan pada beberapa sumur, sistem penyelesaian yang
digunakan digabungkan dengan zona E di atasnya. Di antara lapisan D dan E,
terdapat garis batas batubara yang sangat jelas dan memiliki arti penting
sebagai representasi kedalaman ukur korelasi log dan seismik.
12
6. Reservoir E
Zona reservoir E merepresentasikan proses pengendapan lingkungan laut
secara trangresif. Pada sebagian wilayah, interupsi mineral dolerite
berkembang sangat pesat dengan ketebalan lebih dari 30 meter. Ketebalan
lapisan pasir produktif rata – rata adalah 8,4 meter, dengan harga porositas
rata – rata sebesar 19 %. Kondisi awal saturasi air rata – rata adalah 41 %,
dengan variasi permeabilitas antara 11 sampai dengan 121 mD.
7. Reservoir F
Reservoir F terdiri dari sebagian kecil batuan pasir yang terputus – putus,
yang diendapkan secara transgresif pada lingkungan laut. Ketebalan lapisan
pasir produktif F sangatlah bervariasi dari 1 meter hingga ketebalan
maksimum 8,5 m. Bahkan, di sebagian kecil wilayah tengah hingga utara,
lapisan pasir produktif F tidak dapat ditemukan, walaupun sedikit ke barat dari
area ini berkembang dengan cukup baik. Secara umum, lapisan F memiliki
harga porositas antara 15 sampai dengan 20 %, sementara harga permeabilitas
rata – rata adalah 200 mD.
2.3. Sejarah Produksi dan Pengembangan Lapangan Tanjung
Lapangan Tanjung adalah salah satu lapangan milik Daerah Operasi PT
Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung). Sejarah penemuan
lapangan ini diawali oleh penemuan minyak pada tahun 1898 oleh Mijn Bouw
Maatschappij Martapoera dan dilakukan pemboran empat sumur.
Pada tahun 1912 lapangan ini diambil alih oleh perusahaan Belanda
lainnya Dotsche Petroleum Maatschappij (DPM). Kemudian pada tahun 1930
DPM bergabung dengan sesama perusahaan Belanda yang bernama N.V.
Bataache Petroleum Maatscheppij atau yang lebih dikenal dengan BPM.
Sejalan dengan perkembangan teknologi serta usaha BPM yang lebih giat
melakukan eksplorasi maka pada akhirnya ditemukan berturut-turut struktur A
(1934), B (1937), serta struktur C (1939). Pada pemboran sumur A-1 tahun 1938
telah ditemukan minyak dengan kedalaman akhir 1920 meter. Sampai pada
pertengahan tahun 1940 telah selesai dibor tujuh buah sumur pada struktur A
13
tetapi tidak dieksploitasikan karena adanya Perang Dunia II. Sekitar tahun 1942
sampai tahun 1945 sumur minyak di lapangan ini dikuasai oleh pemerintah
pendudukan Jepang.
Pada tahun 1957 BPM kembali memulai usaha perminyakan di lapangan
ini. Dimana kemudian pada tahun 1961 terjadi pengambil-alihan pengelolaan
lapangan dari perusahaan BPM kepada perusahaan PT Shell Indonesia, yang mana
sejak saat itu kegiatan lebih digalakkan lagi karena kesulitan transportasi telah
dapat teratasi dengan selesainya pembangunan pipa penyalur 20 inch ke
Balikpapan.
Lalu pada tahun 1965 lapangan tersebut diambil alih oleh Permina yang
kemudian berubah nama menjadi Pertamina. Selama dikelola oleh Pertamina
kembali dilakukan usaha-usaha pencarian lapangan minyak yang baru dan
berhasil menemukan struktur D pada tahun 1967 dan mulai diproduksikan pada
tahun 1977 setelah melakukan pemboran di lima buah sumur.
Lapangan Tanjung hingga saat ini mempunyai 145 sumur, termasuk
didalamnya 1 sumur baru pada bulan juni 2009, dengan perkiraan Initial Oil in
Place (IOIP) sebesar 4,3 MMSTB berdasarkan perhitungan dari data geologi dan
geofisika (metode volumetrik). Porositas lapangan ini bervariasi antara 8 sampai
27 %, permeabilitas rata-rata 40 mD, sementara kondisi saturasi air awal berkisar
antara 28 sampai dengan 50 %. Minyak yang terkandung pada formasi Tanjung
termasuk ke dalam golongan paraffin dengan berat jenis 40,3º API (titik tuang
98º F).
Lapangan Tanjung juga mengandalkan sistem pengangkatan buatan berupa
(sucker rod) dan (electric submercible pump) pada semua sumur produksinya,
dengan laju produksi minyak rata- rata sebesar 5.200 bopd pada laju injeksi
sebesar 48.500 bwpd, sementara total kumulatif produksi minyak adalah 227
MMBBL (Maret 2014). Di sisi lainnya, rekaman produksi gas pada periode awal
produksi, masih menjadi bahan pertanyaan, mengingat minimnya kuantitas dan
keberadaannya yang langsung dimanfaatkan sebagai bahan bakar mesin
pembangkit tenaga listrik untuk menunjang proses produksi. Walaupun demikian,
kumulatif produksi gas sampai dengan saat ini diyakini sebesar 140 MMSCF.
14
Berdasarkan pertimbangan dari beberapa faktor seperti ; cadangan minyak
awal volumetrik sebesar 628 MMBbl, interpretasi geologi, kajian tekanan dan
radius pengurasan masing - masing sumur di setiap reservoir, keberhasilan seperti
perekahan hidrolik, WSR (wax and scale removal), acid wash, dan sebagainya,
diharapkan lapangan Tanjung dapat memproduksi minyak rata – rata sebesar 7500
bopd di sepanjang tahun 2014.
2.4. Sejarah Sumur Kajian
Dalam penulisan skripsi ini dipergunakan 1 sumur yaitu T-XX. Sumur T-
XX adalah sumur baru yang dilakukan pemboran pada bulan Desember 2009 kira-
kira 200 m Selatan Tanjung dengan vertikal sumur TD@ 1294.0 mKB. Sumur ini
diprediksikan mampu memproduksi minyak berkisar antara 100-500 BOPD.
Sumur ini dilakukan stimulasi hydraulic fracturing bulan Juni 2010, karena hanya
mampu memproduksi minyak 48 BOPD. Data produksi sebelum perekahan dan
setelah perekahan dapat dilihat pada Gambar 2.5.
15
Gambar 2.5.
Data Produksi Sumur T-XX(6)
16
BAB III
DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK
Hydraulic fracturing adalah suatu teknik stimulasi yang digunakan untuk
memperbaiki atau meningkatkan produktivitas sumur. Tujuan adalah membentuk
saluran konduktif dan kontinyu yang menembus zona skin (yang mengalami
kerusakan), jauh ke dalam reservoar. Untuk mencapai tujuan itu, maka dibuat
rekahan untuk jalan mengalirnya fluida reservoir ke lubang sumur dengan cara
menginjeksikan fluida perekah dengan laju dan tekanan tertentu diatas tekanan
rekah formasi. Setelah formasi mengalami perekahan, fluida terus diinjeksikan
untuk memperlebar rekahan yang terjadi. Untuk menjaga agar rekahan tidak
menutup kembali, maka rekahan yang terjadi diberi pengganjal (proppant).
Proppant yang digunakan harus mampu mengalirkan fluida dan dapat menahan
agar rekahan tidak menutup kembali, oleh karena itu proppant tersebut harus
memiliki permeabilitas yang besar dan kekuatan yang cukup baik agar tidak
mudah hancur terkena tekanan dan temperatur tinggi. Gambar 3.1.
memperlihatkan skematik proses stimulasi hydraulic fracturing.
Gambar 3.1.
Skematik Proses Stimulasi Hydraulic Fracturing(5)
17
3.1. Mekanika Batuan
Batuan dalam bumi akan mengalami tegangan-tegangan yang diakibatkan
oleh gaya-gaya yang bekerja atau dikenakan kepadanya. Gambar 3.2.
memperlihatkan skematik normal stress dan shear stress pada batuan
In-situ Stress : gaya per unit area
0Δ limσ
A
ΔA
ΔF ………………………………………...……….....(3-1)
Gambar 3.2.
Skematik Normal Stress dan Shear Stress(5)
Overburden Stress : gaya akibat beban formasi diatasnya
dz(z)ρgσH
0
ov …………………………………..………………...(3-2)
dimana rata-rata gradient (g) berkisar 0,95 – 1,1 psi/ft ; densitas formasi (ρ)
berdasarkan hasil penelitian diketahui bahwa densitas batuan berkisar antara 125
hingga 200 lb/ft3.
Strain : deformasi/alterasi posisi relatif titik-titik pada benda yang dikenakan
stress. Strain dikomposisikan sebagai perubahan panjang dan perubahan
angular.
1
11limε
*
01
………………………………………..…………….....(3-3)
18
Gambar 3.3.
Elemen Tegangan dan Bidang Rekahan(5)
Gambar 3.3. memperlihatkan Elemen Tegangan dan Bidang Rekahan.
Penjabaran akan hal ini adalah perbandingan poisson (poisson ratio) dimana
apabila suatu benda ditekan ke satu arah tertentu, maka benda itu bukan saja
mengalami perubahan panjang (memendek) sepanjang arah pembebanan,
melainkan juga akan melebar kearah lateral (gaya yang kecil). Atau didefinisikan
sebagai rasio dari ekspansi lateral terhadap kontraksi longitudinal.
v = 1
2
ε
ε ……………………………………………………….... (3-4)
dimana ε1 dan ε2 masing-masing adalah strain arah tegak lurus satu sama lainnya.
Harga v berkisar antara 0,15 – 0,30 dan untuk batupasir = 0,25, sedangkan untuk
shale = 0,27.
19
Gambar 3.4.
Penggambaran Mengenai Efek Poisson(5)
Atau dengan persamaan sebagai berikut :
E = 2 G(1 + v) ……………………………………………………..... (3-5)
keterangan : E = (slope) Modulus Elastisitas Young, psi
Gambar 3.4. memperlihatkan penggambaran mengenai efek poisson
Modulus Elastisitas Young merupakan ukuran kekenyalan (stiffness) dimana
untuk batuan harganya berkisar antara 1 x 106 (soft rock) sampai dengan 10 x 106
(hard rock). Dalam hydraulic fracturing dikenal istilah plane-strain modulus (E`)
yang ditulis sebagai berikut :
E` = E / (1 – v2) …………………………………………………..... (3-6)
dimana untuk sandstone :
E` = 1,07 E dan v = 0,25
Hubungan antara stress dan strain dapat digambarkan dengan grafik stress vs
strain pada Gambar 3.5., sebagai berikut :
20
Gambar. 3.5.
Grafik Hubungan Stress vs Strain(5)
Ketika suatu sumur dibor, maka tegangan yang bekerja pada batuan akan
mengalami perubahan. Suatu pendekatan perhitungan perubahan atau kelainan ini
dibuat dengan asumsi batuan elastis, lubang sumur lurus dan silindris serta sumbu
sumur vertikal. Sedangkan gaya-gaya tangensial yang bekerja disekitar lubang
sumur adalah dua kali tegangan horizontalnya, sehingga tekanan yang diperlukan
untuk merekahkan batuan secara vertikal adalah jumlah dari tekanan yang
diperlukan untuk mengurangi compressive stress pada dinding lubang sampai nol
ditambah tensile strength dari batuannya, atau :
ttf Sσzv1
v2Sσh2P
…………………..……..……..….. (3-7)
keterangan :
Pf = Internal pressure, psi
St = Tensile strength batuan, psi
21
Menurut Hubert dan Willis, tekanan injeksi dasar sumur minimum yang
diperlukan untuk menjaga rekahan tetap terbuka adalah sedikit lebih besar dari
tegangan yang bekerja pada bidang rekahan tersebut, dan masuknya fluida ke
dalam formasi akan mengurangi besarnya tekanan yang diperlukan untuk tekanan
vertikal.
Dalam hal rekahan horizontal, tekanan yang diperlukan untuk menahan
atau mengembangkan rekahan sama dengan efektif overburdennya pada
kedalaman rekahan. Dengan demikian rekah horizontal akan terjadi bila :
Pf = δz ..………………………..…….……………....………….... (3-8)
Pendekatan ke dalam maksimum dimana rekah horizontal terjadi, kecuali dalam
daerah di bawah kompresif aktif dapat ditentukan dari persamaan-persamaan
diatas dengan anggapan :
σzSσzv1
v2t
…………………..………………..……..……….. (3-9)
Bila diketahui gradien tekanan vertikal (overbuden) adalah 1 psi/ft, poisson ratio
0,25 dan tensile strength 1000 psi, maka kedalaman maksimum rekah horizontal
adalah 3000 ft. Untuk rekahan yang terjadi pada sudut tertentu () dari horizontal,
Crittendon menyajikan suatu rumus tekanan rekah sebagai berikut :
θcos
v1
v21
v1
v21
2
PP ov
f .……………....……..……..... (3-10)
keterangan :
Pov = tekanan overbuden, psi
= sudut yang diukur dari horizontal
Jenis-jenis rekahan dapat dilihat pada Gambar 3.6.. Untuk mengetahui
hubungan antara efek perekahan terhadap produktivitas sumur dapat ditinjau
dengan mengetahui sifat-sifat atau karakteristik fluida injeksi, karakteristik fluida
reservoar, dan karakteristik batuan reservoarnya disekitar daerah perekahan.
R.D.Carter mendiskripsikan persamaan untuk menghitung luas daerah perekahan
baik dengan perekahan secara vertikal maupun horizontal.
22
Gambar 3.6.
Jenis-jenis Arah Rekahan(2)
Asumsi yang digunakan untuk menghitung luas daerah perekahan adalah :
1. Luas rekahan uniform.
2. Aliran fluida perekah ke dalam formasi linear dan arah aliran tegak lurus
permukaan rekahan.
3. Kecepatan aliran di dalam formasi pada setiap titik dipermukaan rekahan
adalah fungsi waktu titik alirnya.
4. Fungsi kecepatan V = F(t) sama untuk setiap titik di dalam formasi.
5. Tekanan di dalam rekahan sama dengan tekanan injeksi didepan formasi
serta harga konstannya.
3.2. Fluida Perekah
Fluida perekah adalah fluida yang digunakan pada pekerjaan perekahan
hidraulik untuk menghantarkan daya pompa ke batuan formasi sehingga
memungkinkan terjadinya perekahan batuan dan sebagai pembawa material
23
pengganjal ke dalam rekahan. Fluida perekah tersebut akan dipompakan pada
beberapa tingkat (stages) yang masing-masing mempunyai fungsi tersendiri.
Secara garis besar, selain digunakan untuk memulai perekahan dan memperluas
rekahan, fluida perekah juga harus dapat memperlebar rekahan, mentransport dan
menempatkan proppant, mempunyai sifat low fluid loss (kehilangan fluidanya
sedikit) waktu crosslink-nya terkontrol, dan tidak mahal. Juga tidak menyebabkan
friksi yang besar di tubing, mudah dibersihkan dengan clean-up (dimulainya
produksi kembali), kompatibel dengan formasi dan fluidanya, mudah dicampur,
aman untuk personalia, dan relatif murah. Pembahasan mengenai fluida perekah
meliputi pembahasan mengenai mekanika fluida yaitu: rheologi, leak off,
hidrolika perekahan dan pemilihan fluida dasar serta additifnya.
3.2.1. Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing
Mekanika fluida untuk pekerjaan perekahan hidraulik meliputi rheology,
fluid loss (leak off) dan hidrolika fluida perekah yang terdiri dari pembahasan
mengenai kehilangan tekanan aliran dan horse power pompa yang diperlukan.
3.2.1.1. Rheologi Fluida Perekah
Pada pekerjaan hydraulic fracturing, rheology merupakan sifat aliran
fluida yang digunakan untuk mendapatkan harga viskositas yang cukup.
Viskositas fluida perekah perlu direncanakan dengan baik karena viskositas
merupakan salah satu parameter yang penting dalam keberhasilan pekerjaan
hydraulic fracturing. Viskositas fluida perekah tersebut, dipengaruhi oleh banyak
faktor seperti regim aliran, temperatur dan konsentrasi proppant.
Berdasarkan hubungan shear stress () dan shear rate (), fluida di alam
dapat dikelompokan menjadi tiga macam, yaitu Newtonian, Bingham Plastic, dan
Power Law. Fluida newtonian adalah fluida yang mempunyai hubungan linier
antara shear stress dan shear rate (viskositasnya konstan) atau dengan kata lain
viskositasnya hanya dipengaruhi oleh perubahan temperatur. Sedangkan untuk
fluida non-Newtonian (power law dan bingham plastic), viskositasnya selain
24
dipengaruhi oleh temperatur juga dipengaruhi oleh perubahan shear stress dan
shear rate. Gambar 3.7. memperlihatkan plot vs untuk tiga macam fluida.
Gambar 3.7.
Harga Shear Rate vs Shear Stress pada Fluida Newtonian dan Non-
Newtonian(3)
Untuk fluida Newtonian berlaku Persamaan :
)/( dydu ................................................................ ......... (3-11)
Keterangan :
= Viskositas, cp
= Shear stress, lbf/ft2
= Shear rate, sec-1
Sedangkan untuk fluida bingham plastic berlaku :
τ = μ γ + τy ………………………………………...……………(3-12)
Keterangan :
τy = yield point (fluida Newtonian = 1)
Untuk fluida perekah, yang berlaku adalah fluida power law, karena sifat
dari fluida power law yang viskositasnya selain dipengaruhi oleh temperatur juga
dipengaruhi oleh shear stress dan shear rate, di mana viskositas fluida akan turun
dengan berkembangnya shear rate. Pada fluida power law berlaku hubungan :
nK ' .......................................................................... ................ (3-13)
25
Keterangan :
K = consistency index, lbf-secn /ft2
n = power law index. (untuk n = 1, maka fluidanya Newtonian)
Untuk menentukan apparent viscosity fluida perekah, maka perlu diketahui
terlabih dahulu harga K, γ dan n. Harga K ditentukan dengan uji laboratorium.
Dalam pengukuran dengan alat di laboratorium, kalau aliran terjadi di sekitar
silinder (misalnya di annulus) maka dibuat faktor K’ yang berhubungan dengan
flow behavior index, n’ = n. Bila B = rcup/rbob, rcup adalah radius dalam (misalnya
tubing O.D.) dan rbob = radius cup yang luar (misalnya casing I.D.) maka berlaku
hubungan :
'
'/2
2'/2
)1('
)1(' n
n
n
BBn
BBKK
................................................ ................ (3-14)
Untuk aliran fluida perekah pada pipa berlaku :
'
'4
1'3'
n
pipan
nKK
...................................................... ..................... (3-15)
Sedangkan untuk slot (antara dua pipa, annulus atau pada rekahan) berlaku :
'
'3
1'2'
n
slotn
nKK
......................................................... ................... (3-16)
Pada saat fluida perekah mengalir, besarnya shear rate akan berubah
tergantung regim aliran yang terjadi, dimana hal ini dipengaruhi oleh daerah yang
dilewati oleh aliran fluida perekah sehingga harus dihitung pula besarnya harga
shear rate tersebut. Besarnya shear rate dapat dihitung dengan persamaan berikut :
Untuk aliran fluida perekah pada pipa, harga shear rate dapat didekati
dengan persamaan :
d
u
n
n 8
'4
1'3'
.......................................................... ..................... (3-17)
Keterangan :
d = diameter pipa, ft
u = superficial velocity = q/A, ft/sec
26
Sedangkan besarnya shear rate untuk slot yang menyerupai geometri
rekahan dapat dihitung dengan persamaan :
w
u
n
n 6
'3
1'2'
......................................................... ..................... (3-18)
Keterangan :
w = lebar slot atau rekahan, inch
u = superficial velocity, ft/s
= hw
q
5615.0
q = laju injeksi dalam bbl/menit (bpm)
h = tinggi rekahan, ft
w = lebar rekahan, in
Dengan demikian, perhitungan untuk menentukan apparent viscosity dapat
dinyatakan sebagai berikut :
'1'
'880.47napp
K
cp .............................................. ....................... (3-19)
Fluida perekah merupakan fluida yang bersifat power law yang sangat
sensitif terhadap temperatur tinggi, sehingga selain dipengaruhi oleh regim aliran,
viskositasnya juga akan mudah berubah oleh karena pengaruh temperatur. Pada
temperatur tinggi, Polymer dapat mengalami degradasi dengan cepat sehingga
viskositas fluida perekah akan turun. Karena itu perlu dilihat berapakah harga
temperatur kerja polymer yang bersangkutan yang dapat dilihat dari setiap buku
service companies (kontraktor). Selain dipengaruhi oleh regim aliran dan
temperatur, viskositas fluida perekah juga dipengaruhi oleh konsentrasi material
pengganjal (proppant) yang terdapat didalamnya, semakin tinggi kadar proppant
maka viskositas relatif fluida perekah akan semakin naik.
3.2.1.2. Leak-off
leak-off atau kebocoran adalah kehilangan fluida karena fluida perekah
masuk meresap ke dalam formasi batuan. Leak off dapat mengakibatkan volume
rekahan yang terjadi akan berkurang sehingga dapat menyebabkan proppant akan
27
mengalami bridging atau settling (mampat atau mengendap). Jadi laju leak-off ini
merupakan faktor penting dalam menentukan geometri rekahan. Terdapat dua
macam penilaian terhadap leak-off, yakni :
1. Fluid efficiency (pengukuran total / global)
dipompakanyangvolume
rekahanvolume ........................... ................. .............(3-20)
Umumnya harga %5030
2. Koefisien leak-off (pengukuran setempat).
spurtt
CV tot
L .............................................................. ..................(3-21)
tACQ ftotL ......................................................... ..................... (3-22)
Spurt adalah fluida yang masuk pertama kali dalam jumlah relatif besar
karena bertemu media berpori sebelum terbentuk filter cake yang didapat dari
perpotongan dengan sumbu tegak, gal/ft2. Sedangkan spurt time adalah waktu
yang diperlukan untuk mencapai bagian plot yang lurus, menit .
Koefisien leak off karena pengaruh wall building dihitung dengan :
A
mCw
)0164,0( ....................................................................... ... (3-23)
Keterangan :
m = kemiringan / slope garis
A = luas core yang dipakai
3.2.1.3. Hidrolika Fluida Perekah
Dalam pekerjaan hydraulic fracturing perhitungan hidrolika perekahan
akan sangat berpengaruh dalam perhitungan perencanaan pelaksanaannya. Berikut
akan dibahas mengenai hidrolika fluida perekah yang meliputi kehilangan tekanan
aliran dan horse pawer pompa yang dibutuhkan.
28
1. Kehilangan Tekanan Aliran Fluida Perekah
Selama transportasi dari permukaan (pompa) menuju ke dalam formasi
batuan, fluida perekah akan mengalami kehilangan tekanan aliran baik di dalam
pipa maupun pada saat aliran melalui lubang perforasi.
A. Kehilangan Tekanan Aliran Dalam Pipa
Perhitungan kehilangan tekanan dalam pipa perlu dilakukan untuk
mengetahui berapa besar kehilangan tekanan selama aliran fluida perekah dalam
pipa, sehingga dapat diperkirakan tekanan pompa yang diperlukan dan berapa net
pressure di formasinya. Rheology yang telah dibahas di atas, dapat digunakan
untuk menghitung kehilangan tekanan dalam pipa selama fluida perekah
dipompakan. Untuk menghitung kehilangan tekanan fluida power law, maka perlu
dihitung terlabih dahulu Reynold numbernya, yang dapat dihitung dengan
persamaan :
'1'
''2
'4/)1'3('96
249,0nn
nn
rennK
DuN
………………………………..………( 3-24)
Apabila q dalam BBL/menit (BPM) maka :
u = 17,17 qi/D2
Sebelum menghitung kehilangan tekanan, maka perlu dihitung terlebih
dahulu fanning friction factor (ff).
Untuk aliran laminer (Nre < 2100) maka fanning friction factornya :
ff = 16 / Nre
Untuk aliran turbulent (Nre > 2100) maka fanning friction factornya :
ff = c / Nreb
Keterangan :
b = (1,4 – log n’) / 7
c = (log n’ + 2,5) / 50
Kehilangan tekanan aliran fluida perekah dalam pipa dihitung dengan
persamaan : D
LufxP
f
F
23102,5
…………………………………..…(3-25)
Keterangan :
Pf = Kehilangan tekanan aliran dalam tubing, Psi
29
ρ = Densitas fluida perekah, lb/ft3
u = Kecepatan aliran, ft/det
D = Diameter dalam pipa, inch
ff = Fanning friction factor
K’ = Konsistensi index, lbf secn’/ft2
L = Panjang pipa (tubing), ft
n’ = Flow behaviour index
B. Kehilangan Tekanan Aliran Dalam Lubang Perforasi
Selain kehilangan tekanan aliran dalam tubing, kehilangan tekanan aliran
fluida perekah juga akan terjadi pada saat melalui lubang perforasi. Kehilangan
tekanan aliran dalam lubang perforasi dipengaruhi oleh densitas fluida, rate
aliran, ukuran dan ketebalan perforasi. Jika ukuran perforasi besar maka rate
aliran yang masuk ke lubang perforasi menjadi lebih rendah. Rendahnya rate
aliran mengakibatkan kehilangan tekanan di dalam lubang menjadi kecil sehingga
harga kehilangan tekanan dapat diabaikan. Batasan untuk mengabaikan
kehilangan tekanan karena perforasi adalah rate aliran kurang dari 0,5 bbl/menit
per perforasi. Bila rate aliran lebih besar dari 0,5 bbl/menit per perforasi maka
friksi perforasi perlu diperhitungkan. Harga friksi dalam perforasi dapat dihitung
dengan persamaan :
42
2
323 DN
qP
fp
……………………………………………..(3-26)
Keterangan :
Ppf = Kehilangan tekanan aliran dalam lubang perforasi, Psi
q = Laju injeksi, bpm
= Specific gravity fluida perekah
N = Jumlah lubang perforasi
D = Diameter lubang perforasi, inch
2. Horse Power Pompa
Horse power pompa adalah daya yang diperlukan pompa untuk dapat
memompa fluida perekah sehingga dapat dihasilkan performance sesuai dengan
yang diinginkan. Harga horse pompa dapat dihitung dengan Persamaan :
30
HHP = qiPtr / 40,8………………………………………….……...... (3-27)
Keterangan :
HP = Horse power / daya pompa, HHP
qi = laju pemompaan fluida perekah, BPM
Ptr = Tekanan treatment dipermukaan, Psi
= (minimum stress formasi + net pressure+ Pf)-Ph
3.2.2. Fluida Dasar dan Additive
Hydraulic fracturing dapat dikatakan sebagai aplikasi pemindahan tenaga
melalui suatu media cairan dimana cairan ini selain digunakan untuk merekahkan
batuan juga harus dapat membawa material pengganjal rekahan. Oleh karena itu
fluida perekah yang digunakan dalam pekerjaan perekahan hidraulik yang terdiri
dari fluida dasar harus ditambahkan additive yang berguna untuk mendapatkan
komposisi yang tepat sehingga diharapkan menghasilkan performance sesuai
dengan yang diharapkan.
Fluida Dasar
Secara umum, fluida dasar dapat berupa air, minyak, emulsi, foam dan
kombinasi dari bahan-bahan tersebut. Fluida dasar ini harus diperkental dengan
polymer sebagai thickener (pengental).
1. Water Base Fluid
Merupakan jenis fluida perekah dengan bahan dasar air, water base fluid ini
dapat digunakan pada reservoir minyak maupun gas.
Fluida perekah ini mempunyai beberapa keuntungan antara lain :
1. Tidak ada resiko kebakaran.
2. Tersedia dalam jumlah yang banyak dan harganya murah.
3. Dapat mengurangi terjadinya friction loss.
4. Viscositasnya yang rendah, hal ini akan lebih mudah dalam pemompaan.
5. Specific gravity air yang tinggi akan memberikan kekuatan penopang yang
lebih besar pada propping agent.
31
6. Mempunyai tekanan hidrostatik yang tinggi sehingga mengurangi tekanan
pompa yang diperlukan untuk perekahan.
2. Oil Base Fluid
Oil base fluid digunakan sebagai fluida perekah mempunyai keuntungan
sebagai berikut :
1. Mempunyai viscositas yang tinggi sebagai sifat alamiahnya.
2. Rate injeksi yang rendah untuk peretakan dangkal atau dalam.
3. Dapat dijual kembali setelah pemakaian.
Ada beberapa jenis cairan bahan dasar minyak untuk perekahan, yaitu :
a. Napalm Gels, bahan dasar yang digunakan adalah kerosin atau minyak
diesel atau crude oil yang dipadatkan dengan penambahan napalm
(aluminium fatty acid salt). Jel ini mempunyai viskositas tinggi dan
mampu membawa material pengganjal (proppant) serta fluid lossnya
rendah.
b. Viscous Refined Oil, lebih menguntungkan daripada napalm gel karena
mudah diperoleh dari refinery, dapat dimanfaatkan kembali sebagai hasil
produksi, dan viskositasnya akan berkurang bila bercampur dengan fluida
formasi, sehingga mudah dikeluarkan kembali setelah pekerjaan perekahan
selesai.
c. Lease Crude Oils, pada beberapa area lease crude oils dapat digunakan
untuk perekahan, namun setelah ditambahkan fluid loss control agent.
d. Gelled Lease Oils, merupakan campuran minyak-air dengan sedikit fatty
acid soap dan caustic, sehingga membentuk gel. Jenis ini menjadi popular
karena mudah didapat,relative murah dan gesekan dengan dinding pipa
relative kecil. Gelled Lease Oils ini tidak dapat digunakan pada temperatur
tinggi.
Oil base fluid jarang digunakan pada perekahan pada reservoir gas karena
sifatnya yang mudah terbakar.
3. Foam Base Fluid
Fluida ini merupakan percampuran antara liquid dan gas. Foam ini
mengandung gas bertekanan (biasanya nitrogen atau karbondioksida) dengan
32
surfactant. Fluida perekah ini baik sekali digunakan pada reservoir bertekanan
rendah sehingga dapat membantu produksi kembali dan karena foam ini
mengandung hampir 95% fasa gas maka liquidnya minimal sehingga baik
untuk pembersihan ruang rekahan (clean up).
4. Emulsion base fluid
Fluida dasar ini berasal dari dispersi dua macam fluida yang immiscible,
seperti minyak dalam air atau air dalam minyak. Fasa yang immiscible
tersebut distabilkan dengan surfactant. Fluida perekah berbahan dasar emulsi
ini memberi efek yang baik untuk pembersihan ruang rekahan, akan tetapi
kelemahannya adalah viscositasnya yang tidak stabil karena sangar rentan
terhadap perubahan temperatur.
Untuk menentukan pilihan dalam penggunaan fluida perekah ini harus
diperhatikan beberapa kriteria, yaitu :
Tidak menimbulkan kerusakan formasi.
Memiliki friction loss yang kecil sehingga kehilangan energi selama
perekahan dapat minimal.
Kompatibel terhadap fluida reservoir.
Tidak menimbulkan residu yang dapat menyumbat formasi.
Aman bagi personalia, mudah dan murah diperoleh.
Pada pekerjaan hydraulic fracturing, proses pemompaannya adalah
sebagai berikut :
1. Prepad, yaitu fluida dengan viskositas rendah dan tanpa proppant, biasanya
minyak, air, dan atau foam dengan gel berkadar rendah atau friction reducer
agent, fluid loss additive dan surfactant atau KCl untuk mencegah damage,
dan ini dipompakan didepan untuk membantu memulai membuat rekahan.
Viskositas yang rendah dapat masuk ke matrik lebih mudah dan mendinginkan
formasi untuk mencegah degradasi gel.
2. Pad, yaitu fluida dengan viskositas lebih tinggi, juga tanpa proppant
dipompakan untuk membuka rekahan, melebarkan, dan mempertinggi rekahan
sekaligus mempersiapkan jalan bagi slurry yang membawa proppant.
Viskositas yang lebih tinggi mengurangi leak-off (kebocoran fluida meresap
33
masuk ke formasi). Pad diperlukan dalam jumlah cukup agar tidak terjadi
terjadi 100 % leak-off sebelum rekahan terjadi dan proppant ditempatkan.
3. Slurry dengan proppant, yaitu proppant dicampur dengan fluida kental,
proppant ditambahkan sedikit demi sedikit selama pemompaan, dan
penambahan proppant ini dilakukan sampai harga tertentu pada alirannya
(tergantung pada karakteristik formasi, sistem fluida, dan gelling agent).
Berfungsi untuk mengembangkan rekahan menjauhi sumur serta membawa
proppant untuk mengisi rekahan agar tidak menutup kembali setelah tekanan
pemompaan dikurangi.
4. Flush, yaitu fluida berupa cairan dasar yang dipompakan dibelakang slurry
dengan proppant, untuk mendesak slurry sampai dekat dengan perforasi,
viskositasnya tidak terlalu tinggi dengan friction yang rendah.
Economides memberikan arahan mengenai pemilihan fluida perekah
berdasarkan temperatur formasi, sensitifitas terhadap air, permeabilitas, tekanan
reservoir, dan tinggi rekahan. Gambar 3.8. memberikan arahan pemilihan fluida
perekah untuk sumur minyak.
Gambar 3.8.
Petunjuk Penggunaan Fluida Perekah Untuk Sumur Minyak(2)
Yes No
Yes
Yes
Yes Yes
No
No
No
No
No Yes
Yes
No
34
Additive
Additive merupakan bahan-bahan yang ditambahkan ke dalam fluida dasar
dengan komposisi tertentu sehingga menghasilkan performance suatu fluida
perekah yang diinginkan. Suatu fluida perekah harus menghasilkan friksi tekanan
yang kecil dan tetap berviskositas besar agar dapat menahan proppant serta bisa
turun kembali viskositasnya setelah selesai pelaksanaan perekahan dan
penempatan proppant agar dapat memproduksi dari formasi dengan mudah. Oleh
sebab itu diperlukanlah additive. Jenis-jenis additive yang dipakai adalah
Thickener, Crosslinker (penyatu atau pengikat molekul sehingga rantai menjadi
panjang dan viskositas akan meningkat), Breaker (pemecah), Viscosity stabilizer
(penstabil viskositas), Fluid loss additive (zat tambahan untuk mencegah
kehilangan fluida), Surfactant (surface active agent), Buffers (pengontrol pH),
Radioactive tracers, Biocides (anti bakteri), Pencampur gel, Friction reducer
(pengecil friksi), Clay stabilizers (penstabil clay), Crosslinker control agents
(mengontrol zat untuk pengikat molekul), Iron control agents (pencegah
pengendapan besi di formasi), Paraffin control, Scale inhibitors (pencegah scale),
Extenders, clean up, dan energizing agents (mempermudah produksi kembali).
Lebih lanjut tentang additive tersebut akan dijelaskan dalam sub-sub bab berikut.
1. Thickener
Thickener berupa polimer yang ditambahkan sebagai pengental fluida
dasar, contoh dari polimer yang sering digunakan dalam hydraulic fracturing
tersebut adalah guar, HPG (hydropropyl Guar Gum), CMHPG (Carboxymetyl
hydropropyl guar gum), HEC (Hydroxyethylcellulose) dan Xhantan gum.
2. Crosslinker
Crosslinker diperlukan untuk meningkatkan viskositas fluida perekah.
Crosslinker meningkatkan viscositas dengan cara mengikat molekul-molekul,
sehingga rantainya menjadi panjang. Fluida linier akan mengalami penurunan
viskositas karena temperatur atau kalau shear bertambah (misalnya untuk
rekahan yang menyempit). Kalau viskositas berkurang dari 100 cp dan 170 det-1,
maka proppant dapat mengendap (turun ke bawah). Dalam beberapa hal
viskositas bisa turun sampai hanya 20 cp saja pada 1750F karena itu harus
35
digunakan crosslink agent yakni organometalic atau transition metal compunds
yang biasanya berupa borate, titan, aluminium dan zircon untuk meningkatkan
viskositas.
3. Breaker
Polymer breakers adalah additive untuk memecahkan rantai polymer
sehingga kembali menjadi encer (kecil viskositasnya) setelah selesai
penempatan proppant agar produksi aliran minyak kembali mudah untuk
dilakukan. Di sini breaker harus bekerja cepat. Konsentrasinya pada polymer
harus cukup untuk mengencerkan polymer yang ada. Polymer biasanya pecah
sendiri pada temperatur kerja di atas 2250F. Untuk temperatur rendah digunakan
zat kimia. Ada juga breaker yang dimasukan ke dalam kapsul. Breaker ini
bekerja karena aksi secara fisika atau kimia dan yang umum dipakai antara lain
Oxidizer seperti Peroxydisulfate (S2O8-).
Breaker yang digunakan pada fluida perekah dapat sangat mempengaruhi
sifat fluida walaupun pada konsentrasi yang sangat rendah. Untuk minyak
sebagai fluida dasar maka breaker-nya akan berbeda, asam dan basa bisa
memecahkan gel aluminium phospate ester. Jadi biasanya asam atau basa yang
terlarut dengan lambat ditambahkan ke gel-nya. Gel bisa pecah karenanya dan
biasanya tidak akan bekerja dengan temperatur di bawah 1000F.
4. Fluid Loss Additive
Fluid loss sangat penting untuk dikurangi. Untuk formasi yang homogen
biasanya filter cake saja sudah cukup. Fluid loss bisa menembus matriks, ke
microfracture, bahkan sampai ke macrofracture. Di sini material yang dipakai
antara lain :
Pasir 100-Mesh.
Silika Fluor (325-Mesh) baik untuk rekahan kecil alamiah (Silika Fluor
200-Mesh untuk rekahan kecil akan kurang dari 50 micron dan 100-Mesh
untuk yang lebih besar dari 50 micron).
Adomite regain (corn starch).
Diesel 2 – 5 % (diemulsikan).
Unrefined guar dan Karaya gums.
36
5. Surfactant
Surfactant akan bekerja pada konsentrasi yang rendah dan akan menyerap
dua permukaan antara dua fluida yang yang tidak bercampur. Surfactant
mempunyai dua sisi di mana satu sisi menghadap ke fluida pertama dan sisi
yang lain menghadap ke fluida kedua sehingga antara kedua fluida tersebut
dapat bercampur. Penggunaannya antara lain pada pembentukan foam. Selain itu
fluorocarbon surfactant akan mengurangi tegangan permukaan (surface tension)
dan mempermudah menghilangkan air dari permukaan formasi dan
mempermudah terjadinya rekahan (SPE Monograph hal. 141). Selain itu
fluorosurfactant tersebut adalah bersifat non-ionic yang bisa mencegah
terjadinya emulsi.
6. Buffers
Pada pencampuran di tempat, polymer dalam bentuk powder ditambahkan
pada fluid dasar. Untuk bisa terpisah dengan baik, pH harus sekitar 9 yang
didapat dari pencampuran dengan basa, seperti NaOH, NH4OH, Na-acetat atau
Asam Asetat, Natrium Carbonat atau Asam Fumaric (C4H4O4) dan Asam
Sulfamic (HSO3NH2).
7. Radioactive Tracers
Zat radioaktif (Antimon, Iridium, dan Scandium) akan ditambahkan sekitar
0,5 sampai 1,0 millicuries / 1000 lb proppant) dengan maksud agar dapat
ditentukan zona rekahan yang dilakukan dengan gamma-ray log.
8. Biocides/ Bactericides
Bakteri yang menyerang organic polymer akan merusak ikatannya dan
mengurangi viskositasnya sehingga perlu ditambahkan antibakteri seperti
glutaraldehyde, chloropenates, quaternary amines, dan isothiazoline. Zat
tersebut perlu ditambahkan di tanki sebelum air ditambahkan, karena enzim
yang terlanjur dihasilkan (walaupun bakterinya sudah mati) bisa memecahkan
polymer. Bila minyak sebagai fluida dasar (oil base), maka bactericides tidak
perlu dipakai lagi.
37
9. Pencampur Gel
Untuk menghindarkan terjadinya fish-eye (menggumpalnya gel) maka
sering gel tersebut dicampur dahulu dengan 5 % methanol atau isopropanol.
Penggunaan zat ini bisa diperbesar kadarnya untuk formasi yang sensitif,
bahkan pernah dengan 100 % methanol.
10. Friction Reducer
Semua polymer akan berlaku sebagai zat yang menghalangi terjadinya
turbulensi. Turbulensi akan menyebabkan kehilangan tekanan yang besar.
Dengan adanya polymer maka kehilangan tekanan juga relatif akan mengecil.
Material yang digunakan untuk mengurangi kehilangan tekanan seperti misalnya
anionic dan cationic polyacrylamide untuk fluida dasar air, air tawar, atau asam
(1/4 – 1 gal/1000 gal). Terdapat pula dalam bentuk serbuk powder anionic atau
cationic untuk asam, air, dan air garam (1/4 – 2 lb/1000 gal). Selain itu ada juga
khusus friction reducer untuk fluida dasar hidrokarbon dengan
polysodecylmethacryalate (7 – 10 gal/1000 gal) di mana akan diperlukan
activator atau aluminium phospate ester gel (2 gal/1000 gal). Friction reducer
hanya dipakai kalau aliran mungkin akan turbulen sehingga untuk aliran laminer
tidak akan diperlukan.
11. Clay Stabilizers
Clay pada formasi batupasir seperti kaolinite, illite, dan chlorite atau
smectite, dapat menjadi masalah. Aliran dari fluida perekah dengan perubahan
tekanan atau temperatur atau lingkungan ion dapat menyebabkan clay terlepas
dan bermigrasi sehingga akan merusak formasi. Di sini, KCl mencegah
menyebarnya clay dengan memberikan sifat cationic untuk mencegah
perpindahan ion, namun KCl tidak dapat mencegah terjadinya migrasi bila hal
tersebut sudah terjadi. KCl juga dapat digunakan untuk mencegah
pembengkakan clay. NH4Cl berfungsi sama seperti KCl tetapi tidak digunakan
dalam perekahan hidraulik melainkan pada pengasaman. CaCl2 akan mengendap
pada kondisi air formasi dengan sulfat atau alkalin yang dominan. CaCl2 dapat
digunakan untuk larutan air air atau methanol di mana kelarutan KCl dan NH4Cl
terbatas.
38
Garam Zicronimum Chloride juga digunakan untuk mengikat clay di
tempatnya tetapi umumnya digunakan pada tahap preflush. Semacam
Polyamines, Quarternary Amines juga digunakan untuk mencegah clay yang
membengkak. Yang lain seperti Polymeric Hydrohyxaluminium juga dapat
digunakan namun jarang sekali dipakai.
12. Crosslinker Control Agents
Additive ini bertujuan untuk mengontrol waktu crosslink misalnya untuk
menghambat terjadinya crosslink, Acetinate yang dilarutkan, terutama pada Ti-
crosslink. Untuk temperatur rendah, waktu crosslink malah akan dipercepat.
Atau campuran keduanya untuk mengontrol waktu crosslink.
13. Iron Control Agents
Sama seperti pada pengasaman, ion Fe3+ harus dicegah karena dapat
menimbulkan pengendapan. Material yang digunakan dari additives ini antara
lain Citric Acid dan EDTA, atau Acetic dengan Citric, Crythrobic, dan lain-lain.
14. Paraffin Control
Dapat digunakan parafin dispersant atau dipanaskan untuk mencegah
terjadinya pengendapan parafin di tubing. Bisa juga digunakan kombinasi
paraffin inhibitor dan dispersant.
15. Scale Inhibitors
Scale inhibitor digunakan untuk meminimalkan terjadinya endapan scale
sebagai akibat terjadinya reaksi antara fluida perekah dengan fluida formasi.
Terjadinya endapan scale akan merusak / menurunkan permeabilitas batuan
reservoir. Scale inhibitor yang biasanya digunakan adalah Phosponate atau
Acrylate.
17. Extenders, Clean up, dan Energizing Agents
Biasanya berupa nitrogen, karbon dioksida, alkohol, atau EGMBE (mutual
solvent). Zat-zat tersebut digunakan untuk mempermudah produksi kembali
setelah fase perekahan selesai dilaksanakan, terutama bila tekanan dasar sumur
kecil. Energi yang ada akan lebih cepat dalam mengeluarkan kembali sisa
material untuk perekahan tersebut sehingga tidak menyebabkan terjadinya
39
formation damage. Selain itu, gas tersebut akan mengurangi terjadinya fluid
loss. Mutual solvent dapat mempermudah aliran fase minyak dari formasi.
3.3. Material Pengganjal (Proppant)
Proppant merupakan material untuk mengganjal agar rekahan yang
terbentuk tidak menutup kembali akibat closure pressure ketika pemompaan
dihentikan dan diharapkan mampu berfungsi sebagai media alir yang lebih baik
bagi fluida yang diproduksikan pada kondisi tekanan dan temperatur reservoar
yang bersangkutan. Pemilihan proppant akan menentukan konduktivitas rekahan
(wkf), dimana :
Konduktivitas rekahan = Lebar rekahan x Permeabilitas
Semakin kontras permeabilitas di rekahan, akan semakin besar pula produktivitas
tanpa mengesampingkan segi ekonomis dalam pemilihan proppant atau ukuran
rekahan. Semakin keras formasinya, maka diperlukan proppant yang makin keras.
Hal-hal yang harus diperhatikan dalam pemilihan proppant antara lain :
Ukuran butir (granularitas)
Distribusi (uniform)
Kualitas (kandungan impurities)
Derajat kebundaran dan kehalusan permukaan butirannya (roundness dan
sphericity)
3.3.1. Jenis Proppant
Beberapa jenis proppant yang umum digunakan sampai saat ini adalah
pasir alami, pasir berlapis resin (Resin Coated Sand), dan proppant keramik
(Ceramic Proppant).
1. Pasir Alami
Berdasarkan sifat-sifat fisik yang terukur, pasir dapat dibagi ke dalam kondisi
baik sekali, baik, dan dibawah standart. Golongan yang paling baik menurut
standart API adalah premium sands yang berasal dari Illinois, Minnesota, dan
40
Wisconsin. Biasanya disebut ‘Northern Sand”, “White Sand”, “Ottawa Sand”,
atau jenis lainnya misalnya “Jordan Sand”, dimana jenis-jenis ini memiliki ciri
well rounded, kadar quartz tinggi, sanggup menahan berat, SG = 2.65.
Golongan yang baik juga berasal dari Hickory Sandstone di daerah Brady,
Texas, yang memiliki warna lebih gelap daripada pasir Ottawa. Umumnya
disebut “Brown Sand”, “Braddy Sand”, atau “Hickory Sand”, dimana jenis-
jenis ini memiliki ciri angular, kadar quartz tinggi, sanggup menahan berat,
SG = 2.65 serta memiliki kelebihan harganya yang lebih murah dibanding
pasir Ottawa.
2. Pasir Berlapis Resin (Resin Coated Sand)
Lapisan resin akan membuat pasir memiliki permukaan yang lebih rata (tidak
tajam), sehingga beban yang diterima akan terdistribusi lebih merata di setiap
bagiannya. Ketika butiran proppant ini hancur karena tidak mampu menahan
beban yang diterimanya, maka butiran yang hancur tersebut akan tetap
melekat dan tidak tersapu oleh aliran fluida karena adanya lapisan resin. Hal
ini tentu saja merupakan kondisi yang diharapkan, dimana migrasi pecahan
butiran (fines migration) penyebab penyumbatan pori batuan bisa tereliminasi.
Proppant ini sendiri terbagi menjadi dua jenis, yaitu :
a. Pre-cured Resins
Berat jenisnya sebesar 2.55 dan jenis ini dibuat dengan cara pembakaran
dalam proses pengkapsulan.
b. Curable Resins
Penggunaan jenis ini lebih diutamakan untuk menyempurnakan kestabilan
efek pengganjalan. Maksudnya adalah proppant ini dinjeksikan dibagian
belakang (membuntuti slurry proppant) untuk mencegah proppant
mengalir balik ke sumur (proppant flow back). Setelah membeku,
proppant ini akan membentuk massa yang terkonsolidasi dengan daya
tahan yang lebih besar.
3. Proppant Keramik (Ceramic Proppant)
Proppant jenis ini dikelompokkan menjadi empat golongan sebagai berikut :
a. Keramik berdensitas rendah (Low Density Ceramic)
41
Jenis ini memiliki berat jenis hampir sama dengan pasir (SG = 2.7),
memiliki kemampuan untuk menahan tekanan penutupan (Clossure
pressure) sampai 6000 psi, serta banyak digunakan di Alaska.
b. Keramik berdensitas sedang (Inter mediate Ceramic)
Jenis ini lebih ringan dan lebih murah dibandingkan Sintered Bauxite,
memiliki specific gravity 3.65. Karena harganya yang mahal maka
proppant ini hanya digunakan untuk mengatasi tekanan yang benar-benar
tinggi. Proppant jenis ini mampu menahan tekanan sebesar 12000 psi,
biasa digunakan untuk temperatur tinggi dan sumur yang sour
(mengandung H2S).
c. Resin Coated Ceramic
Suatu jenis baru yang merupakan kombinasi perlapisan resin dan butiran
keramik. Jenis ini terbukti memberikan kinerja yang lebih baik. Khusus
untuk resin coated proppant, variasi yang dimunculkan semakin banyak.
Resin Coated Ceramic memiliki ketahanan terhadap closure pressure
sebesar 15000 psi dan temperature hingga 450 oF.
3.3.2. Spesifikasi Ukuran Proppant
Alasan pentingnya ukuran dan distribusi proppant dalam operasional
hydraulic fracturing, adalah :
Bridging, agar bisa mulus maka dipakai patokan ukuran lebar rekahan
harus sekitar empat kali ukuran proppant
Cocok dengan ukuran perforasinya
Konduktivitas merupakan fungsi dari ukuran proppant
3.3.3. Konduktivitas Proppant
Sifat fisik proppant yang mempengaruhi besarnya konduktivitas rekahan
antara lain :
1. Kekuatan proppant, apabila rekahan telah terbentuk maka tekanan formasi
akan cenderung untuk menutup kembali rekahan tersebut yang dinotasikan
sebagai closure stress (stress yang diteruskan formasi kepada proppant
42
pada waktu rekahan menutup, yang besarnya = {(Gf x D)-Pwf}). Sehingga
proppant harus dapat menahan closure stress tersebut.
2. Ukuran proppant, dimana semakin besar ukuran proppant, biasanya
memberikan permeabilitas yang semakin baik.
3. Kualitas proppant , dimana prosentase kandungan impurities yang besar
dapat memberikan pengaruh pada proppant pack.
4. Bentuk butiran proppant, semakin bulat dan halus permukaannya, semakin
tahan tekanan.
5. Konsentrasi (densitas) proppant, yang akan berpengaruh dalam
transportasi proppant dan penempatannya dalam rekahan, dimana
proppant dengan densitas yang tinggi akan membutuhkan fluida
berviskositas tinggi untuk mentransport ke dalam rekahan.
3.3.4. Transportasi Proppant
Penempatan proppant dalam rekahan dipengaruhi oleh faktor-faktor
seperti kecepatan pengendapan proppant (settling), waktu penempatan pad dan
proppant, serta tinggi maksimum ruang rekahan yang dapat ditempati proppant.
Secara matematis perhitungan untuk faktor-faktor di atas adalah sebagai berikut :
1. Kecepatan pengendapan proppant (vset) :
n'
1
fpp
pset12n'72.K'.
.n'.d3d.
n' 108
1n'2v
.....................................................(3-28)
2. Waktu pengendapan proppant (tset) :
Adalah waktu mengendapnya proppant didalam rekahan.
set
fset
60.v
ht .......................................................................................(3-29)
3. Tinggi maksimum pengendapan proppant (hfp)
2
t.vhh
propset
ffp ............................................................................(3-30)
43
3.4. Model Geometri Perekahan
Untuk menghitung pengembangan rekahan, diperlukan prinsip hukum
konversi momentum, massa dan energi, serta kriteria berkembangnya rekahan,
yang berdasarkan interaksi batuan, fluida dan distribusi energi.
Secara umum model geometri perekahan adalah:
1. Model perekahan dua dimensi (2-D)
Tinggi tetap, aliran fluida satu dimensi (1-D)
2. Model Perekahan pseudo tiga dimensi (P-3-D)
Perkembangan dengan ketinggian bertambah, aliran 1 atau 2D
3. Model 3 dimensi (3-D)
Perluasan rekahan planar 3D, aliran fluida 2D
Dalam penjelasan di sini hanya akan dibicarakan model perekahan 2D,
secara manual dengan bantuan matematika atau grafis. 3D memerlukan komputer
canggih atau PC yang canggih dan membutuhkan waktu agak lama (butuh data
yang lengkap mengenai stiffness matrix, variasi stress, dan lain-lain) sedangkan
model software P3D bisa untuk PC dan dijual oleh beberapa perusahaan antara
lain oleh SSI, Meyer & Assoc. Intercomp, Holditch & Assoc., NSI Technologies
Inc dan beberapa yang lain adalah yang paling umum dipakai saat ini.
Di bawah ini akan dibicarakan tiga model dimensi perekahan, yakni :
1. Howard & Fast (Pan American) serta diolah secara metematika oleh Carter
2. PKN atau Perkins, Kern (ARCO) & Nordgren
3. KGD atau Kristianovich, Zheltov (Russian Model) lalu diperbaharui oleh
Geertsma dan de Klerk (Shell).
Hal-hal yang mempengaruhi geometri perekahan adalah :
1. Sifat fisik batuan dan fluida formasi
2. Sifat mekanis batuan (insitu stress, mechanical strengty, gradient rekah,
fracture toughness, young modulus, poisson ratio)
3. Laju injeksi dan Fluid loss
4. Sifat fisik dan volume fluida injeksi
44
1. PAN American Model
Howard dan Fast memperkenalkan metode ini yang kemudian dipecahkan
secara matematis oleh Carter. Untuk lebih jelasnya terlihat pada Gambar 3.9.
Untuk menurunkan pesamaannya maka dibuat beberapa asumsi :
a. Rekahannya tetap lebarnya.
b. Aliran ke rekahan linier dan arahnya tegak lurus pada muka rekahan.
c. Kecepatan aliran leak-off ke formasi pada titik rekahan tergantung dari
panjang waktu pada mana titik permukaan tersebut mulai mendapat aliran.
d. Fungsi kecepatan v = f(t) sama untuk setiap titik di formasi, tetapi nol pada
waktu pertama kali cairan mulai mencapai titik tersebut.
e. Tekanan di rekahan adalah sama dengan tekanan di titik injeksi di formasi,
dan dianggap konstan.
Gambar 3.9.
Skematis Model Carter(3)
Dengan asumsi tersebut Carter menurunkan persamaan untuk luas bidang
rekah satu sayap :
1
W
t4C
W
tπ2cerfce
4ππ
WqA(t)
2Wπt2c
2
i …………....……..(3-31)
atau :
1
π
2xxerfce
4ππ
WqA(t)
2x
2
i ………………………..………(3-32)
keterangan :
wtCx 2 ,
w qf
ql
ql
qi
45
A(t) = luas, ft2 untuk satu sisi pada waktu t
q = adalah laju injeksi, cuft/men,
W = lebar rekahan, ft,
t = waktu injeksi, menit dan
C = total leak off coeffisient
2. PKN dan KGD
PKN adalah model pertama dari 2D yang banyak dipakai dalam analisa
setelah tahun 1960-1970. Metode ini digunakan bila panjang (atau dalam) rekahan
jauh lebih besar dari tinggi rekahan (xfhf). Apabila sebaliknya, dimana tinggi
rekahan jauh lebih besar dari kedalamannya (xfhf) maka metode KGD-lah yang
harus dipilih. Sebenarnya ada bentuk lain yang disebut radial atau “berbentuk
mata uang logam”(penny shape) kalau xf = hf, tetapi jarang dipakai. Gambar
3.10. menunjukkan skematik dari geometri model PKN 2D.
Gambar 3.10.
Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan
Menurut Metode PKN 2D(3)
Dalam Persamaan harga E sering diganti dengan G, yaitu Modulus Shear
Elastis yang hubungannya dengan Modulus Young adalah :
v12
EG
…………......................................................................(3-33)
46
Gambar 3.11. menunjukkan skematik dari geometri model KGD 2D.
Tabel III-1. menunjukkan persamaan-persamaan yang dibuat berdasarkan metode
PKN dan KGD serta Tabel III-2. menunjukkan harga dari koefisien-koefisien
pada persamaan tersebut apabila dilakukan perhitungan dengan metode matrik,
misalnya panjang h, L, w dalam meter, sedangkan bila dalam satuan ft, maka
harus dibagi dengan 3,28.
Gambar 3.11.
Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan
Menurut Metode KGD 2D(3)
47
Tabel III-1.
Persamaan-persamaan untuk Mencari Panjang Rekahan L,
Lebar Rekahan Maksimum w, dan Tekanan Injeksi p dan
dianggap Laju Injeksi Konstan(3)
Model
Geometri
L(t)
W(0,t) (0,t) - H
Model PKN
5/4
5/1
4f
3o
1 th)v1(
qGC
5/4
5/1
f
2o
2 tGh
q)v1(C
4/1
3
3o
f
3
)v1(
LGq
H
C
Model KGD
3/2
4/1
3f
3o
4 th)v1(
qGC
3/1
4/1
3f
3o
5 tGh
q)v1(C
4/1
23
3fo
f
4
L)v1(
hGq
H2
C
Tabel III-2.
Harga C1 sampai C6 pada Tabel III-1.(3)
Model Geometri
C Satu
Sayap Dua
Sayap
PK
(Perkin&Kern)
C1 0,60 0,395
C2 2,64 2,00
C3 3,00 2,52
PKN
C1 0,68 0,45
C2 2,50 1,89
C3 2,75 2,31
KGD
C4 0,68 0,48
C5 1,87 1,32
C6 2,27 1,19
Kedua metode geometri perekahan tersebut menganggap bahwa tinggi
rekahan sama panjang dengan tebal reservoir. Peter Valko dan Economides
memberikan solusi untuk bentuk PKN dan KGD dengan mempertimbangkan
pengaruh kombinasi fluida non-newtonian dan adanya fluid-loss (laminar).
48
Penurunannya menggunakan harga viskositas apparent pada fluida non-
newtonian. Adapun hasilnya adalah sebagai berikut :
12
)()2exp(24
2
erfc
LCfh
iqpSw
fx ..................................(3-34)
keterangan :
pSw
tLC
2
2
...........................................................................................(3-35)
xf = panjang satu sayap rekahan, m
Sp = spurt loss, m
CL = koefisien fluid loss, m/det1/2
t = waktu, detik
qi = laju injeksi, m3/det
hf = tinggi rekahan di sumur, m
w(0) = lebar rekahan di sumur, m
n’ = flow behaviour index
E’ = plain strain modulus, Pa
w = lebar rekahan rata-rata, m
K’ = consistency index, Pa detik ½
Untuk PKN :
2)n'2(
1
'
fx.n'1fh.n'
iq2)(2n'
1
K'2)(2n'
n'
n'
n'14.212)(2n'
n'
98.32)n'2(
1
15.9)0(
Ew
................(3-36)
Dengan asumsi bahwa shape faktor :
w = /5 w(0) ......................................(3-37)
Dan Pnet = Pf = )
f(2h
(0)wE'
........................................................................(3-38)
49
Untuk KGD :
2)n'2(
1
'.n'fh
2fx.n'
iq22n'1
'K2n'2
n'
n'
n'2122n'
n'
24.32n'2
1
1.11)0(
Ew
..........(3-39)
Dengan asumsi shape faktor :
w = /4 w(0) .................................................(3-40)
Dan Pnet = Pf =
f4x
(0)wE' .........................................................................(3-41)
Tabel III-3.
Harga Fungsi untuk Persamaan Mark-Langenheim untuk Term Fluid Loss(3)
50
Persamaan-persamaan baik untuk PKN maupun KGD harus diselesaikan secara
coba-coba (trial error) karena harga
w dan Xf harus dihitung bersamaan.
3.5. Perencanaan Stimulasi Hydraulic Fracturing
Perencanaan perekahan (dataFRAC) dilakukan untuk memperoleh
parameter-parameter perekahan setempat secara tepat. Data yang diukur antara
lain tekanan menutup rekahan (clossure pressure), pengukuran leak-off, dan
efisiensi fluida.
Prosedur pada dataFRAC ini meliputi antara lain : Mini Fall Off Test, step
rate test (test laju bertingkat), Calibration Injection, dan dilanjutkan dengan
mainiFRAC.
3.5.1. Mini Fall Off Test
Mini Fall Off dimaksudkan untuk menentukan tekanan reservoir dan
transmissibility reservoir.
3.5.2. Step Rate Test
Step rate test (test laju bertingat) dilaksanakan sebagai prosedur awal
dalam operasi hydraulic fracturing. Pada step rate test ini dilakukan beberapa kali
injeksi dengan laju injeksi yang berlainan. Laju injeksi dinaikkan sedikit demi
sedikit dan dimantapkan lajunya pada setiap penambahan laju injeksi selama
waktu tertentu agar didapatkan tekanan injeksi yang mantap. Dalam test ini dicari
sampai didapatkan tekanan rekah (breakdown pressure) serta tekanan penutupan
rekahan (clossure pressure) sehingga bisa diperkirakan tekanan dan laju yang
diperlukan untuk mempertahankan rekahan tetap terbuka.
3.5.3. Calibration Injection
Dibuat setelah step rate test atau sebagai test kalibrasi. Ini dimaksudkan
untuk melaksanakan simulasi mainFRAC tetapi dalam skala kecil.
51
3.5.4. mainFRAC
Setelah melakukan re-desain dengan mengacu pada hasil simulasi
tersebut, maka dilaksanakan pekerjaan stimulasi hydraulic fracturing pada kondisi
aktualnya.
3.6. Analisa Tekanan Perekahan Hidraulik
3.6.1. Tekanan Injeksi
Dalam pekerjaan hydraulic fracturing, analisis tekanan perekahan yang
dihasilkan dari pump schedule memegang peranan amat penting. Analisis tekanan
lebih mudah di interpretasikan bila alirannya konstan, tanpa ada pengembangan
rekahan yang dipercepat, formasi homogen, tanpa ada proppant bridging, atau ada
rekahan alamiah, terbukanya perforasi yang tadinya ada sebagian yang tertutup
atau bercabangnya rekahan dan seterusnya. Gambar 3.12. memperlihatkan pola
umum dari plot tekanan vs waktu pada suatu proses hydraulic fracturing.
Gambar 3.12.
Grafik Pola Tekanan pada Hydraulic Fracturing(5)
52
Pada Gambar 3.12. tersebut, tekanan bertambah sejalan dengan injeksi
dan dilanjutkan dengan penghentian pemompaan (ISIP = Instantenous Shut In
Pressure) dimana dimulai fase penurunan sampai rekahan mulai menutup
bersamaan dengan fluid loss sampai rekahan sudah tertutup. Pada fase ini fluid
loss masih berlanjut dengan pola yang berbeda sejalan dengan penurunan laju
fluid loss dan menuju ke tekanan reservoirnya. Baik kenaikan tekanan pada waktu
injeksi maupun grafik penurunan selama penutupan rekahan dan penurunan
tekanan akan dapat dianalisa secara kuantitatif maupun kualitatif.
Dalam grafik tersebut kenaikan tekanan sesaat pada waktu rekahan mulai
pecah tidak terlihat karena waktunya sangat singkat. Harga closure pressure
adalah sedikit dibawah titik defleksi (fracture close on proppant) karena proppant
masih mengalami pemampatan sampai berhenti dan harga ini sedikit lebih besar
dari tekanan tersebut. Harga tekanan ini disebut Pc = σc = σmin
Tekanan injeksi dasar sumur (BHTP = Pf = Bottom Hole Treating
Pressure) adalah satu-satunya data tekanan yang dapat digunakan untuk
menginterpretasikan proses perekahan dan diukur sementara perekahan sedang
dilakukan. Semua parameter yang mempengaruhi perekahan diinterpretasikan dari
tekanan ini. Tekanan di dalam rekahan adalah fungsi dari besaran formasi dan
sistim fluidanya dalam perekahan tersebut. Jika data tersebut dapat diketahui,
kinerja tekanan injeksi selama perekahan berlangsung dapat memberikan sifat-
sifat geometris dan pengembangan rekahannya.
3.7. Evaluasi Hasil Hydraulic Fracturing
Pada bagian ini, akan dibahas teori mengenai evaluasi perekahan hidraulik
dari segi produksi, yaitu untuk mengetahui apakah pelaksanaan hydraulic
fracturing tersebut berhasil untuk menaikkan produktivitas formasi atau tidak.
Naik atau tidaknya produktivitas formasi dapat dilihat dari parameter indeks
produktivitas (PI) sebagai indikatornya. Baik untuk sumur gas ataupun sumur
minyak, pengaruh perekahan dapat dinyatakan sebagai harga perbandingan antara
indeks produktivitas sesudah dan sebelum perekahan. Terdapat banyak metode
53
untuk mengevaluasi atau memperkirakan kenaikan produktivitas formasi setelah
perekahan hidraulik.
3.7.1. Permeabilitas Formasi Rata-Rata
Metode lain untuk memperkirakan kenaikkan produksi suatu sumur adalah
dengan melihat besarnya harga distribusi permeabilitas yang dihasilkan setelah
perekahan. Asumsi yang digunakan menganggap bahwa stimulasi perekahan
hidraulik yang dilakukan menyebabkan harga permeabilitas di sekitar lubang
sumur berbeda dengan besarnya harga permeabilitas pada zona yang berada jauh
dari lubang sumur (discontinous radial permeability) seperti yang tertera pada
Gambar 3.13.. Besarnya harga permeabilitas setelah rekahan (Kf) dan harga
distribusi permeabilitas rata – rata (Kavg) dengan metode Howard dan Fast dapat
dihitung dengan persamaan sebagai berikut:
Kf = h
fWKxhiK )(………………….…………...............….(3-42)
Kavg =
fL
er
iKwr
fL
fK
rw
re
log1
log1
log
……………......................(3-43)
Keterangan :
Kavg = permeabilitas formasi rata – rata setelah perekahan, md
re = radius pengurasan, ft
rw = radius sumur, ft
Kf = permeabilitas efektif formasi yang terkena efek perekahan, md
Lf = panjang rekahan 1 sayap, ft
K = permeabilitas formasi, md
KfWf = konduktivitas rekahan, md-ft
h = tinggi / tebal formasi di sumur, ft
54
Gambar 3.13.
Discontinous Radial Permeability(5)
3.7.2. Indeks Produktivitas
Berikut akan diuraikan perhitungan perkiraan kenaikan produktivitas
formasi setelah perekahan hidraulik dengan metode Prats, metode McGuire-
Sikora, metode Cinco-Ley Samaniego dan Dominique, metode Tansley -Soliman
dan metode Darcy.
3.7.2.1. Metode Prats
Metode Prats adalah metode yang pertama kali digunakan dan sangat
sederhana. Kelemahan dari metode ini adalah bahwa semua keadaan dianggap
ideal. Metode Prats dijabarkan lewat persamaan :
f
w
e
o
L
re
r
r
J
J
5,0ln
ln
... ............................................................................. ..(3-44)
Keterangan :
Lf = Setengah panjang rekahan dua sayap (Xf), ft
Anggapan dalam persamaan Prats adalah :
keadaan steady state
55
di daerah silinder
fluida incompressible
konduktivitas rekahan tidak terbatas
tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi
3.7.2.2. Metode McGuire dan Sikora
Dengan menggunakan studi analog elektrik, maka McGuire dan Sikora
membuat analogi perekahan di lapangan. Grafik ini adalah yang paling umum
digunakan. Anggapannya adalah :
aliran pseudo-steady state
laju aliran konstan dengan tanpa aliran dari luar batas re
daerah pengurasan segiempat sama sisi
aliran incompressible
lebar rekahan sama dengan lebar formasi
Perbandingan produktivitas untuk aliran stabil, pwf konstan, adalah seperti
pada keadaan pseudo-steady state. Pada Gambar 3.14., absis dari grafik
McGuire-Sikora adalah konduktivitas relatif dan ordinatnya adalah skala tingkat
kenaikan produktivitas. Di sini faktor skala tingkat digunakan untuk merubah
daerah pengurasan selain dari 40-acre (16ha) dan harga Le/rw untuk lapangan yang
dianalisa. Berikut adalah langkah-langkah perhitungan perbandingan indeks
produktivitas metode McGuire-Sikora:
1. Menghitung absis (koordinat sumbu X pada grafik McGuire-Sikora) :
X = (WKf / K) x (40 / S) 0,5……………………………………. (3-45)
Keterangan :
WKf = Konduktivitas rekahan, mD-ft
= Lebar rekahan x permeabilitas rekahan (proppant)
= Wf x Kf
K = Permeabilitas formasi, mD
S = Spasi sumur, acre
56
2. Menghitung perbandingan panjang rekahan yang dapat memberikan
kontribusi pada peningkatan produktivitas formasi / panjang rekahan terisi
proppant (L) dengan jari-jari pengurasan sumur (re).
3. Membaca harga Y (ordinat pada grafik McGuire-Sikora) dengan cara
memotongkan harga X dengan kurva (L/re).
4. Peningkatan indeks produktivitas dihitung dengan :
j/jo = Y / (7,13 / (0,472 x ln (re/rw))).............................................(3-58)
Beberapa kesimpulan dapat diperoleh dari grafik McGuire-Sikora :
Pada permeabilitas rendah dengan perekahan yang konduktivitasnya
tinggi, maka hasil dari kenaikan produktivitas akan makin besar terutama
karena panjang rekahan dan bukan dari konduktivitas relatif rekahan.
Untuk suatu panjang rekahan (Lf), maka akan ada konduktivitas rekahan
optimal. Menaikkan konduktivitas rekahan lebih lanjut tidak akan
menguntungkan. Misalnya untuk harga Lf/Le = 0,5, kenaikan konduktivitas
selanjutnya tidak akan ada artinya untuk harga relative conductivity di atas
105.
Maksimum kenaikan perbandingan indeks produktivitas teoritis untuk
sumur yang tidak rusak (damage) adalah sebesar 13,6.
Gambar 3.14.
Grafik McGuire-Sikora untuk Menunjukkan Kenaikan Produktivitas
dari Perekahan(3)
57
3.7.2.3. Metode Cinco-Ley, Samaniego dan Dominiquez
Metode ini adalah metode umum yang dipakai dalam penentuan
konduktivitas rekahan (fracture conductivity) serta untuk evaluasi dengan cepat
mengenai berapa perkiraan kelipatan kenaikan produktivitas (K2P) pada
perekahan hidraulik. Metode ini mengasumsikan area pengurasan silindris,
komplesi sumur cased hole, memperhitungkan permeabilitas dan konduktivitas
serta panjang rekahan serta aliran fluida steady state.
Dengan terbentuknya rekahan di dalam formasi yang terisi oleh material
pengganjal (propant), maka akan terbentuk media aliran fluida baru di formasi.
Besar kecilnya kemampuan aliran fluida di dalam rekahan atau yang disebut
sebagai konduktivitas rekahan (fracture conductivity), tergantung dari harga
permeabilitas dan lebar rekahan yang terjadi. Jari-jari sumur efektif, rw’ akan
digunakan dalam evaluasi disini. Semakin besar jari-jari sumur maka semakin
besar pula produktivitas sumur tersebut. Cinco-Ley cs membuat grafik seperti
ditunjukkan pada Gambar 3.15. Untuk itu didefinisikan konduktivitas rekahan
tanpa dimensi (dimensionless fracture conductivity), Fcd adalah sebagai berikut :
kXf
KfwFcd ......................................................................................(3-46)
Keterangan :
w = lebar rekahan setelah menutup (pada propant), ft
kf = permeabilitas propant, md
k = permeabilitas formasi, md
xf = panjang rekahan satu sayap, ft
Persamaan (3-46) menunjukkan bahwa harga Fcd berbanding lurus dengan
harga konduktivitas rekahan, sehingga harga konduktivitas rekahan sangat
menentukan keberhasilan dari pelaksanaan perekahan. Umumnya dalam
perekahan harga wkf diberikan bersama-sama yang harganya biasanya sekitar
1000 md-ft sampai beberapa ribu md-ft tergantung dari lebar rekahan,
konduktivitas propant setelah formasi menutup dan kerusakan pada konduktivitas
sendiri karena gel resdu, embedment, dll, sehingga biasanya kita mengambil harga
dari Perusahaan dikalikan 0.3 (akibat kerusakan-kerusakan diatas). Untuk harga
58
Fcd > 30, rw’ = 0.5 xf dan rekahan akan berlaku seakan-akan tak berhingga, serta
dengan ini tak perlu menaikkan konduktivitas propantnya dengan misalnya
propant yang lebih kuat. Tetapi bila Fcd < 0.5, rw’ = 0.28 wkf/k dan panjang
rekahan lalu tidak menjadi masalah (kecuali kalau ada formation damage maka
rekahan harus lebih panjang yang bisa melewati zone damage tersebut).
Pada umumnya harga optimum Fcd = 2. Ini hanya dari segi aliran fluida
pseudo radial di formasi, bukan secara ekonomi perekahan, dan bukan untuk
aliran keseluruhan di reservoar serta berlaku untuk terutama perekahan yang lebar
pendek. Untuk rekahan panjang dan sempit, mungkin Fcd = 1.
Gambar 3.15.
Grafik Hubungan Antara rw’ dan Fcd(7)
Grafik pada Gambar 3.15. digunakan untuk mengevaluasi tingkat
keberhasilan perekahan berdasarkan harga skin semu (pseudo skin), yang
ditunjukkan dalam persamaan sebagai berikut :
rw
rwS
'ln .................................................................................. (3-47)
srwerwrw ' .................................................................................... (3-48)
keterangan :
S = Faktor skin
rw = jari-jari sumur, ft
rw’ = jari-jari sumur efektif, ft
59
Sedangkan kenaikan kelipatan produktivitas (K2P) dapat dinyatakan
dalam persamaan sebagai berikut :
'ln
ln
2
rw
re
rw
re
PK ..................................................................................(3-49)
3.7.2.4. Metode Tinsley dan Soliman
Tinsley dan Soliman memperkenalkan perhitungan perbandingan Indeks
produktivitas sebelum dan sesudah perekahan hidraulik dengan menggunakan
grafik seperti yang ditunjukan oleh Gambar 3.16.
Adapun asumsi-asumsi yang dipergunakan dalam perhitungan dengan
grafik ini adalah :
Komplesi sumur cased hole
Aliran fluida pseudo-steady state
laju aliran konstan dengan tanpa aliran dari luar batas re
Berikut adalah langkah-langkah perhitungan perbandingan indeks
produktivitas sebelum dan sesudah perekahan hidraulik metode Tinsley dan
Soliman :
1. Menghitung Harga absis (koordinat sumbu X pada grafik) yaitu :
X= (Cr / 2) x (hf / h) x ln (re/rw)………………………………….(3-50)
Keterangan :
Cr = Kapasitas relatif rekahan
= WKf / (π x K x L)
WKf = Konduktivitas rekahan, mD-ft
K = Permeabilitas formasi, mD
L = Panjang rekahan terisi proppant, ft
hf = Tinggi rekahan terisi proppant, ft
h = tinggi rekahan, ft
60
re = Jari-jari pengurasan sumur, ft
rw = Jari-jari sumur, inch
2. Menghitung perbandingan panjang rekahan rekahan terisi proppant dengan
jari-jari pengurasan sumur (Xf / re).
3. Membaca harga Y (ordinat pada grafik) dengan cara memotongkan harga
X dengan kurva (Xf / re).
4. Harga peningkatan indeks produktivitas (j/jo) dihitung dengan :
j/jo = (Y x ln (re/rw)) / 6,215..................................................(3-51)
Gambar 3.16.
Kurva Kenaikan Produktivitas untuk (hf/h) = 0,9(3)
3.7.2.5. Metode Darcy
Indeks Produktivitas merupakan suatu bilangan yang menunjukkan
kemampuan suatu formasi produktif untuk dapat berproduksi pada suatu beda
tekanan tertentu, yaitu kemampuan suatu formasi produktif untuk dapat
mensuplay fluida ke dalam lubang sumur. Atau perbandingan antara laju produksi
yang dihasilkan formasi produktif pada drawdown yang merupakan beda tekanan
61
dasar sumur saat kondisi statis (Ps) dan saat terjadi aliran (Pwf). PI dituliskan
dalam bentuk persamaan :
PwfPs
qJPI
STB/D/Psi............................................................(3-52)
Keterangan :
Q = Gros liquid Rate, STB/hari
Ps = Tekanan Statik Reservoar, psi
Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, psi
Ps-Pwf = Draw-down Pressure, psi
Apabila tekanan reservoir dibawah tekanan bubble point minyak, dimana
gas semula larut akan terbebaskan, mengakibatkan terbentuknya fluida dua fasa
dimana bentuk IPR pada kondisi tersebut melengkung, sehingga PI menjadi suatu
perbandingan antara perubahan laju produksi dq dengan perubahan tekanan alir
dasar sumur, dpwf.
dPwf
dqPI ………………………………………………………….(3-53)
3.7.3. Analisa Kelakuan Aliran dengan Kurva Inflow Performance
Relationship (IPR) dengan Metode Pudjo Sukarno 3 Fasa
Inflow performance relationship (IPR) merupakan penggambaran kualitas
dari kemampuan suatu formasi produktif untuk berproduksi, yaitu penggambaran
hubungan antara laju produksi dengan tekanan alir dasar sumur. Berdasarkan data
produksi, maka dapat dibuat kurva IPR sebelum dan setelah pekerjaan hydraulic
fracturing yang merupakan aliran tiga fasa yang mempunyai watercut cukup
tinggi, sehingga perhitungan menggunakan metode Pudjo Sukarno. Perhitungan
kurva IPR dengan menggunakan metode Pudjo Sukarno, dikarenakan perhitungan
water cut nya lebih akurat.
Pengembangan persamaan ini dilakukan dengan anggapan:
1. Faktor skin tidak ada atau sama dengan nol.
2. Gas, minyak, dan air berada dalam satu lapisan dan mengalir bersama-
sama, secara radial dari reservoir menuju lubang sumur.
62
3. Persentase / kadar air dalam laju produksi total (Water cut “WC”)
diketahui
Untuk menyatakan kadar air dalam laju produksi total digunakan
parameter water cut, yaitu perbandingan laju produksi air dengan laju produksi
cairan total. Harga water cut berubah sesuai dengan perubahan tekanan alir dasar
sumur, yaitu makin rendah tekanan alir dasar sumur, makin tinggi harga water cut.
Hasil analisa regresi didapat persamaan:
…………………………………………………………......................(3-54)
keterangan :
An : konstanta persamaan (n = 0, 1 dan 2) dimana harganya berbeda
untuk water cut yang berbeda. Hubungan antara konstanta
tersebut dengan water cut ditentukan pula dengan analisis regresi:
…………………………………………………………......................(3-55)
Cn : konstanta untuk masing-masing harga An (Tabel III-4.)
Tabel III-4.
Tabel Konstanta Cn untuk Masing-masing An (1)
Hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap water cut dapat
dinyatakan sebagai Pwf/Pr terhadap WC/(WC @ Pwf = Pr), dimana (WC @ Pwf
= Pr) telah ditentukan dengan analisis regresi dan menghasilkan persamaan
berikut :
2
21
max, PrPr
PwfA
PwfAA
q
qo
t
o
2210 WCCWCCCAn
63
…………………………………………………………......................(3-56)
Dimana harga P1 dan P2 tergantung dari harga water cut dan dapat
ditentukan dengan persamaan berikut :
…………………………………………………………......................(3-57)
…………………………………………………………......................(3-58)
Dimana water cut dinyatakan dalam persen (%) dan merupakan data uji produksi.
Prosedur pembuatannya kinerja aliran tiga fasa dari metode Pudjo Sukarno
adalah sebagai berikut :
1. Mempersiapkan data-data penunjang meliputi :
Tekanan Reservoir/Tekanan Statis Sumur
Tekanan Alir Dasar Sumur
Laju Produksi Minyak dan Air
Harga Water cut (WC) berdasarkan data Uji Produksi
2. Penentuan WC@ Pwf ≈ Ps
Menghitung terlebih dahulu harga P1 dan P2 kemudian hitung
harga WC@ Pwf ≈ Ps
3. Penentuan konstanta A0, A1 dan A2
Berdasarkan harga WC@Pwf≈Ps kemudian menghitung harga
konstanta tersebut
4. Menghitung Qt maksimum dengan konstanta A0, A1 dan A2 dari
langkah 3.
5. Penentuan Laju Produksi cairan (Ql) Berdasarkan Qt maksimum
langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi cairan ql untuk
berbagai harga Pwf.
6. Penentuan Laju Produksi Air (Qw) dari harga Water cut (WC) pada
tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :
……………………........................................................(3-59)
rwf
rwf
PPPExpPPPWC
WC/
@21
)(130447.0606207.11 WCLnP
)(110604.0517792.02 WCLnP
lQ
WC
WCQw
100
64
7. Membuat tabulasi harga-harga Qw, Qo dan Qt untuk berbagai harga
Pwf pada Ps aktual .
8. Membuat grafik hubugan antara Pwf terhadap Qt , diamana Pwf
mewakili sumbu Y dan Qt mewakili sumbu X.
3.8. PENGENALAN PROGRAM FracCADE
FracCADE merupakan software berbasis windows yang dikeluarkan oleh
Schlumberger, software ini digunakan untuk mendesain dan mengevaluasi suatu
proses perekahan hidraulik. FracCADE adalah singkatan dari Fracturing
Computer Aided Design and Evaluation.
Secara garis besar FracCADE dibagi menjadi tiga bagian utama, yaitu :
1. Design
Terdiri dari : Tools, General Input, Optimization, Pump Schedule
Generator (PSG), PropFRAC placement, AcidFRAC placement,
MultiFRAC placement (MLF).
2. Evaluation
Terdiri dari : BHP, DataFRAC, Auto Pressure Match (APM) dan Job Data.
3. Utilities
Terdiri dari : Pricing, Sensitivity Analysis, Tubing Movement, Additives
and Foam Calculation dan Log Analysis.
Catatan : tidak semua bagian dari FracCADE harus dijalankan.
3.8.1. Design
3.8.1.1. General Input (Pemasukan Data)
Data yang diperlukan untuk menjalankan simulasi FracCADE ini, dapat
dibagi menjadi :
1. Administration : Nama perusahaan, Lapangan, Sumur, Lokasi,Formasi
2. Well : Data sumur, Tubing, Casing, Perforasi dan Hole surve
3. Zone : Summary, Detailed, All Zone.
4. Reservoir Fluid : General, PVT.
65
5. Fluids : Database, Properties, Additive.
6. Proppant : Database, Properties dan Pack Data.
Keenam data tersebut harus diisi secara benar dan tepat. FracCADE akan
memberikan indikator warna untuk setiap input atau angka yang dimasukan ke
dalam program simulasi. Indikasi warna biru menandakan bahwa angka yang
tertera merupakan hasil perhitungan internal simulasi dan tidak bisa diubah.
Indikasi warna merah menandakan bahwa data yang dimasukan melebihi range
atau batas. Warna magenta menunjukan bahwa data tidak konsisten, misalnya
harga MD dikurangi TVD.
Apabila data yang kita masukan berwarna merah, maka kita harus
mengubahnya sampai berwarna biru, karena kalau masih berwarna merah kita
tidak bisa melanjutkan ke tahap berikutnya. General input merupakan data awal /
data minimum yang harus dimiliki untuk menjalankan design suatu pekerjaan
perekahan hidraulik. Setelah melengkapi General input maka langkah selanjutnya
adalah Pump schedule Generator (PSG).
3.8.1.2. Pump Schedule Generator (PSG)
Data Yang Perlu diisi pada PSG :
1. Fracture geometry model (PKN, KGD, P3D, 3D, Vertikal radial,
Horizontal radial)
2. Pump rate, BPM
3. Pump rate step size
4. Proppant step size
3.8.1.3 PropFrac Placement
PropFrac placement perlu dijalankan apabila desain dari general input dan
Pump schedule generator mengalami kemacetan (screen out) setelah dilakukan
execute. PropFrac diisi dengan mengganti schedule pemompaan proppant.
66
3.8.1.4. Alogaritma
Algoritma digunakan untuk memahami jalannya program yang digunakan.
berdasarkan diagram alir diatas dapat dibuat algoritma seperti dibawah ini :
1. Start
2. General input / pemasukan data umum
a. Administration
b. Well data
c. Zone
d. Res. Fluid
e. Fracturing fluid
f. Proppant
3. Pump Schedule Generador (PSG)
a. Model geometri rekahan
b. Panjang rekahan awal
c. Tinggi rekahan
d. Laju injeksi
e. Schedule pemompaan
4. Execute
a. Macet
Jika terjadi kemacetan (Screen out) maka kita harus masuk /
menjalankan PropFrac Placement Yaitu memperbaiki schedule
pemompaan proppant, kemudiaan setelah PropFrac Placement
diisi, selanjutnya kembali dilakukan Execute.
b. Tidak macet.
Jika execute tidak macet, maka selanjutnya dilakukan perhitungan :
Insitu stress = v (1x1xD-Pr)+(1-FxPr)
'1
'47880nFracfluid
K
Closure stress = (Pfg x D)x BHP
67
2)1(
'v
EE
)22/(1'1'
)22/(1)22/()22/(1
'983159)(
nn
f
n
oNNNN
E
XfhqkXOW
)(5
_
oWw
SPW
tCtot
2
2
1
2:)()(
4
2 2
2
1
erfcEXP
hC
qSPWXf
f
o
5. Xf iterasi-Xfasumsi=0,001 ?
a. Tidak , dilakukan iterasi panjang rekahan (Xf) kemudiaan kembali
ke perhitungan ( kembali ke 4b)
b. Ya , lanjut ke 6
6. Hasil :
a. Propped frac half length
b. Fracture Width
c. Effective conductivity
d. Rencana desain pemompaan
68
Gambar 3.17.
Flowchart Software fracCADE
Diagram Alir Desain Dengan FracCADE*
START FracCADE*
WELL DATA :
Kedalaman
Dia lb sumur
Temperatur
Tekanan
ZONE :
Lithologi Permeabilitas
Porositas
Net height Poisson ratio
Modulus Young
RESERVOIR FLUID :
API oil Pb
PVT
FRAC. FLUID :
Jenis Index konsistensi n’
Flow behavior index K
Spurt loss SP Koef leak off Cw
ADMINISTRATION :
Well
Field
Formation
Location
PROPPANT :
Jenis Size
Mean Diameter
Permeabilitas SG
GENERAL INPUT
PUMP SCHEDULE GENERATOR
Model geometri Panjang rekahan awal
Tinggi rekahan
Laju injeksi
HITUNG :
Insitu stress = v (1x1xD-Pr)+(1-FxPr)
'1
'47880nFracfluid
K
Closure stress = (Pfg x D)x BHP
2)1('
v
EE
PROPFRAC
PLACEMENT
EXECUTE
Screen out ?
A
YA TIDAK
69
BAB IV
EVALUASI PEREKAHAN HIDRAULIK SUMUR
T-XX LAPANGAN TANJUNG
Pelaksanaan pekerjaan perekahan hidraulik pada Sumur T-XX dilakukan
pada tanggal 12 juni 2010 dengan menggunakan Regular Sand 12/20 mesh dan
Resin Coated Sand polarprop 12/20 mesh dengan fluida perekah YF 120 ST
dengan water base fluid yang dipompakan pada interval 1031,5 -1033,0 m pada
sumur .
4.1. Alasan Dilakukan Perekahan Hidraulik
Keputusan untuk dilakukan pekerjaan perekahan hidraulik pada sumur T-
XX Lapangan Tanjung ini didasarkan pada alasan bahwa sumur T-XX merupakan
sumur vertikal dengan target menembus lapisan Y Sand yang terletak pada
kedalaman 1025 -1050 m (3362 – 3444 ft) dengan ketebalan 25 m (82,02 ft) dan
kedalaman pada target frac 1028 -1046 m (3372 – 3431 ft) dengan ketebalan 18 m
(59 ft), sumur tersebut memiliki laju produksi yang kecil 48 bopd, permeabilitas
batuan rata-rata 8,4 mD dan dengan sisa jumlah cadangan seluruh reservoir
mencapai 4,3 MMSTB. Dengan dilakukan stimulasi hydraulic fracturing,
diharapkan mampu membentuk saluran konduktif berupa rekahan yang nantinya
akan meningkatkan harga laju produksi minyak, sehingga dapat meningkatkan
produktivitas sumur.
4.2. Preparasi Data Awal
Di dalam suatu pekerjaan dan evaluasi stimulasi perekahan hidraulik
diperlukan data-data penunjang seperti ;data reservoir, data komplesi dan data
produksi.
70
Tabel IV-1.
Data Reservoir Sumur T-XX Lapangan Tanjung(6)
Parameter T-XX Unit
Area Reservoir 7,31 acre
Volume Reservoir 5475,17 Acre ft
Reservoir Drive Water Drive -
Tekanan reservoir 915 psi
Porositas 22,5 %
Sw 16,5 %
FVF, Oil 1,2 RB/STB
Permeabilitas 8,4 mD
GOR 55 SCF/STB
Viskositas Minyak 1,25 cp
Temperatur Reservoir 140 °F
Pour Point, Oil 95 °F
Oil Gravity 40,3 °API
OOIP 4,3 MMSTB
pwf 233,59 psi
SG Oil 0,853 -
Kandungan CL- 10,65 ppm
Tabel IV-2.
Data Komplesi Sumur T-XX Lapangan Tanjung(6)
Parameter Notasi T-156 Unit
Diameter luar casing OD 7 in
Diameter dalam casing ID 6,36 in
Diameter luar tubing OD 3,5 in
Diameter dalam tubing ID 2,99 in
Jari-jari sumur Rw 0,35 ft
Jari-jari pengurasan Re 328 ft
Top perforasi TOPperf 3384,4 ft
Bottom perforasi BOTTOMperf 3389,1 ft
71
Tabel IV-3.
Data Test Produksi Sebelum Perekahan Sumur T-XX(6)
Parameter T-XX Unit
Qtotal 220 BFPD
Qo 48 BOPD
WC 78 %
Tabel IV-4.
Data Perforasi Sumur T-XX(6)
Parameter T-156 Unit T-156 Unit
Top TVD 3384,2 ft 1031,5 m
Bottom TVD 3389,1 ft 1033 m
Top MD 3384,2 ft 1031,5 m
Bottom MD 3389,1 ft 1033 m
Shoot density 6 SPF 6 SPF
Number 30 - 30 -
Diameter 0,39 in 0,39 in
72
Tabel IV-5.
Data Mekanik Formasi Batuan Sumur T-XX(7)
Zone Name
Top TVD (m)
Top TVD (ft)
Zone Height
(ft)
Frac Grad.
(psi/ft)
Insitu Stress (psi/ft)
Young's Modulus
(psi)
Poisson's Ratio
Thoughness (psi.in0.5)
Coal 1015 3330 16,4 0,65 2170 450000 0,22 900
Shale 1020 3346,4 8,2 0,8 2680 991900 0,35 1200
Coal 1022,5 3354,6 3,3 0,65 2182 450000 0,35 900
Shale 1023,5 3357,9 1,6 0,78 2647 880000 0,35 1200
Coal 1024 3359,5 3,3 0,77 2605 450000 0,35 1200
Shale 1025 3362,8 9,8 0,66 2229 508300 0,35 900
Clean 1028 3372,7 11,3 0,67 2294 6067000 0,2 900
Clean 1031,4 3383,8 25,6 0,65 2208 3414000 0,2 900
Shaly Sand
1039,2 3409,4 2,5 0,71 2432 7434000 0,25 1000
Clean 1040 3412 6,6 0,65 2247 6177000 0,2 900
Shaly Sand
1042 3418,6 4 0,71 2439 8086000 0,25 1000
Clean 1043,2 3422,5 8,3 0,65 2234 4074000 0,2 900
Clean 1045,8 3431,1 5,7 0,68 2338 8950000 0,2 900
Sandy Shale
1047,5 3436,6 37,7 0,73 2547 4374000 0,3 1100
73
Tabel IV-6.
Data Formation Transmissibility Properties Sumur T-XX(7)
Zone Name
Top TVD (m)
Top TVD (ft)
Net Height
(ft)
Perm (md)
Porosity (%)
Reservoir Pressure
(psi)
Gas Sat. (%)
Oil Sat. (%)
Water Sat. (%)
Coal 1015 3330 16,4 0,57 59,6 400 0 51,5 48,5
Shale 1020 3346,4 0 0 12,1 400 0 19,7 80,3
Coal 1022,5 3354,6 3,3 1 54,7 400 0 29,6 70,4
Shale 1023,5 3357,9 0,1 0,01 38 400 0 19,6 80,4
Coal 1024 3359,5 3,3 1 46,7 400 0 26,8 73,2
Shale 1025 3362,8 0,8 0,001 17,1 400 0 16,3 83,8
Clean 1028 3372,7 9,2 5,33 8,7 400 0 78,8 21,3
Clean 1031,4 3383,8 25,5 26,45 21 400 0 83,5 16,5
Shaly
Sand 1039,2 3409,4 1,4 0,09 1,9 400 0 66,7 33,3
Clean 1040 3412 6,2 6,74 8,5 400 0 47,8 52,2
Shaly
Sand 1042 3418,6 2,3 0,01 1 400 0 11,1 88,9
Clean 1043,2 3422,5 8,2 25,03 16,5 400 0 67,9 32,1
Clean 1045,8 3431,1 4,6 1,01 3,7 400 0 41,5 58,5
Sandy
Shale 1047,5 3436,6 15,9 0,01 1,2 400 0 0 100
74
4.3. Perancanaan Pekerjaan Perekahan Hidraulik
4.3.1. Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant
Berdasarkan pedoman dari Gambar 3.8., maka dalam pemilihan fluida
perekah harus memperhatikan data reservoir sumur yang dievaluasi agar sesuai
dengan formasi yang direkahkan. Lapisan Y pada Sumur T-XX merupakan
formasi yang terdiri batupasir, sehingga pemilihan fluida perekah untuk tidak
sensitif terhadap air dan temperatur reservoir 140 oF digunakan jenis fluida
berbahan dasar air yaitu (YF 120 ST) dan diperkental Guar Gelling Agent J457.
Additives yang ditambahkan pada fluida perekah tersebut adalah 2% KCL Brine
sebagai clay stabilizer dan friction reducer, M275 Bactericide sebagai bactericide,
, J218 Oxidizer Breaker sebagai gell breaker, fluida frac ini bisa tahan pada
temperatur 100-200°F.
Fluida perekah tersebut perlu ditambahkan crosslinker untuk meningkatkan
viskositasnya sehingga mampu membawa proppant jauh kedalam rekahan dan
menghindari settling proppant pada saat pemompaan. Pada Sumur T-XX ini
digunakan crosslinker J532 Borate Crosslinker untuk meningkatkan viskositas.
Pemilihan proppant atau material pengganjal didasarkan pada kemampuan
untuk menahan rekahan agar tetap terbuka serta konduktivitas yang diinginkan.
Proppant tersebut harus mampu menahan tekanan tutup rekahan (tidak pecah).
Pada sumur T-XX dipakai jenis proppant Regular Braddy Sand ukuran 12/20
mesh yang mana mampu menahan stress hingga lebih dari 2000 psi, dan juga
digunakan Resin Coated Sand Dipilih jenis ini supaya mencegah proppant
mengalir balik sumur (sand flowback). Adapun fluida dan additif yang dipakai
dalam pekerjaan perekahan ini lebih lengkapnya dapat dilihat pada Tabel IV-7..
berikut ini :
75
Tabel IV-7.
Data Komposisi Fluida Perekah dan Proppant Pada Sumur T-XX(7)
4.3.2. Hasil Desain dan Simulasi Pengerjaan
Pelaksanaan stimulasi perekahan hidraulik membutuhkan perencanaan
yang tepat dan akurat terutama sebelum dilakukan MainFRAC. MainFRAC
mempunyai resiko kegagalan yang besar karena berlangsung dalam waktu
singkat, tekanan tinggi dan jumlah proppant yang besar, sehingga diperlukan
serangkaian studi stimulasi untuk memperoleh gambaran desain perekahan
hidraulik yang akan terjadi dengan pendekatan parameter reservoir dan
konfigurasi sumur yang ada. Pada sumur T-XX, desain pekerjaan perekahan
hidraulik dibuat secara komputerisasi dengan menggunakan software FracCADE
Simulation yang dimiliki oleh salah satu service company. Dengan memasukkan
data reservoir, data lithologi batuan, data komplesi sumur, data proppant dan data
76
fluida perekah serta data-data lain yang terkait, maka kita bisa mendesain suatu
pekerjaan perekahan hidraulik yang optimal pada suatu reservoir dengan
menggunakan simulator tersebut.
Tabel IV-8.
Treatment Schedule untuk Desain(7)
Tabel IV-8. di atas adalah data treatment schedule yang digunakan untuk
mendesain perekahan. Berikut adalah hasil desain FracCADE pada sumur T-XX
ditunjukkan pada Gambar 4.1.
Job Description
Stage Name
Pump Rate
(bbl/min) Fluid Name
Stage Fluid
Volume (gal)
Gel. Conc.
(lb/mgal)
Prop. Type and Mesh
Prop. Conc. (PPA)
PAD 16 YF120ST 8000 20,4 12/20 Brady 0
0,5 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 0,5
1,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 1
2,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 2
3,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 3
4,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 4
5,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 Brady 5
6,0 PPA
16 YF120ST 2000 20,4 12/20 RCS 6
7,0 PPA
16 YF120ST 1700 20,4 12/20 RCS 7
FLUSH 16 Brine 6% KCL 1241 0 0
77
Gambar 4.1.
Hasil Geometri Perekahan Simulasi FracCADE Sumur T-XX(7)
Berdasarkan studi simulasi dengan menggunakan software FracCADE,
maka didapatkan desain atau perkiraaan geometri rekahan yang akan terbentuk
sebagai berikut pada Tabel IV–9.
Tabel IV-9.
Desain Geometri Rekahan Awal Sumur T-XX(7)
Parameter Nilai
Tinggi rekahan 31,2 m 102,3 ft
Panjang rekahan terisi proppant 44,7 m 146,6 ft
Lebar rekahan rata-rata terisi proppant 0,35 in 0,35 in
Konduktivitas 33670 mD.ft 33670 mD.ft
Effective Fcd 8,7 8,7
4.4. Pelaksanaan Perekahan Hidraulik
Berdasarkan hasil desain pekerjaan yang optimum dari studi simulasi
dengan FracCADE, maka selanjutnya dilakukan eksekusi atau pelaksanaan di
78
lapangan. Pada pelaksanaan di lapangan terdapat beberapa rangkaian proses kerja
sebelum dilakukannya MainFRAC. Hal ini dilakukan untuk memperoleh data-data
yang dibutuhkan sehingga pelaksanaan MainFRAC nantinya akan berjalan sesuai
dengan yang diharapkan. Berikut akan dibahas pelaksanaan perekahan hidraulik
pada sumur T-XX.
Adapun tahapan pekerjaan stimulasi hydraulic fracturing meliputi langkah-
langkah sebagai berikut :
4.4.1. Mini Fall Off Test
Mini Fall Off dilakukan dengan memompakan 40 bbl KCL 4% di rate 8
bpm, tes ini dimaksudkan untuk menentukan tekanan reservoir dan
transmissibility reservoir. Grafik desain mini fall off test untuk sumur T-XX dapat
dilihat pada Gambar 4.2. Kemudian selanjutnya menganalisa hasil desain mini
fall off nya. Parameter yang dianalisa adalah harga closure pressure, estimasi
fracture gradient dan reservoir pressure.
Gambar 4.2.
Grafik Mini Fall Off Test T-XX(7)
MINI FALL OFF TEST SUMUR T-XX
1
2
4
3
79
Keterangan:
1. Isi tubing dengan rate 4 bpm, setelah penuh naikkan ke rate 8 bpm
2. Terjadi break down awal pada laju 8 bpm
3. Terjadi break down kedua
4. Pompa dimatikan dan tercatat ISIP di permukaan sebesar 430 psi
4.4.2. Step Rate Test
Step rate test atau test laju bertingkat dilakukan dengan cara memompakan
air dan diperkental dengan polimer pada laju yang ditingkatkan sedikit demi
sedikit dalam selang waktu tertentu. Fungsi kenaikan laju pemompaan yang
bertahap sedikit demi sedikit adalah untuk menentukan tekanan saat batuan mulai
pecah (fracture gradient), serta laju pemompaan untuk perpanjangan rekahan
(fracture extent). Sedangkan step down test untuk mengetahui kecenderungan
terjadinya friksi di dekat lubang sumur, apakah tortuosity dominated atau
perforation dominated. Pada Sumur T-XX, Step rate test dilakukan dengan fluida
dasar air (water base) sebanyak 66 bbl yang ditambah 4% KCL Brine dengan laju
injeksi : 1,2/1,5/1,8/2,1/3/4/6/8/10/12/16 bpm dengan waktu 1 menit untuk setiap
laju injeksi, sedangkan untuk step down test dengan laju injeksi 12/10/8/6/5/4 bpm
dengan waktu 1 menit untuk setiap laju injeksi dengan menggunakan fluida
injeksi yang sama ketika melakukan step rate test dengan total fluida 45 bbl..
Grafik hasil test laju bertingkat pada sumur T-XX dapat dilihat pada
Gambar 4.3.. Dari step up rate test (Gambar 4.4.) di dapatkan Frac extension
pressure 2138 psi, Clossure pressure estimation 2002 psi dan Frac extention rate
1,8 bpm sedangkan pada step down test (Gambar 4.5.) didapatkan friksi berupa
Perforation friction dominant karena grafik cenderung melengkung ke bawah, dan
Max near wellbore pressure 1226 psi at 16 bpm.
80
Gambar 4.3.
Step Rate Test Analysis T-XX(7)
Keterangan Grafik Step Rate Test:
1. Mulai pemompaan hingga tubing penuh brine water
2. Step rate test di rate 1,2/1,5/1,8/2,1/3/4/6/8/10/12/16 bpm
3. Step down test di rate 12/10/8/6/5/4 bpm
4. Pompa dimatikan dan tercatat ISIP di permukaan sebesar 478 psi
STEP RATE TEST T-XX
1
2
3
4
81
Gambar 4.4.
Step Up Rate Test Analysis T-XX(7)
Hasil Step Up Test :
Frac extension rate : 1,8 bpm
Frac extention pressure : 2138 psi
Clossure Pressure estimation : 2002 psi (0,58 psi/ft)
STEP UP RATE TEST
1,8 bpm
2138 psi
82
Gambar 4.5.
Step Down Rate Test Analysis T-XX(7)
Hasil Step down test :
Friction pressure dominant : Perforation friction dominant
Max Near wellbore press : 1226 psi at 16 bpm
STEP DOWN RATE TEST
83
4.4.3. Calibration Injection (MiniFrac)
Tahapan pekerjaan selanjutnya adalah calibration injection. Pada tahapan
ini melakukan injeksi menggunakan fluida frac YF120ST tanpa proppant dan
kemudian di flush dengan WF120. Penurunan tekanan setelah shut down pompa
dievaluasi untuk mengestimasi harga closure pressure, besar kehilangan fluida ke
dalam formasi (fluid leak-off), fluid efficiency. Sehingga digunakan fluida sesuai
dengan yang akan dipakai pada main fracturing (perekahan sesungguhnya) yaitu
YF 120 ST sebanyak 150 bbl tanpa proppant dengan laju injeksi 16 bpm untuk
sumur T-XX. Grafik desain calibration injection untuk sumur T-XX dapat dilihat
pada Gambar 4.6.
Gambar 4.6.
Calibration Injection T-XX(7)
Calibration Injection T-XX
1
4
3
2
84
Keterangan Grafik Calibration Injection:
1. Mulai pemompaan frac fluid YF 120 ST di rate 6 bpm
2. Rate dinaikkan ke 16 bpm, terjadi break down
3. Setelah memompakan 150 bbl YF 120 ST, mulai flushing dengan 29 bbl
WF120
4. Pompa dimatikan dan tercatat ISIP di permukaan sebesar 901 psi
4.4.4. Analisa G-Function Plot
Plot ini digunakan untuk menganalisa ketika terjdi penurunan tekanan
setelah shut in dan untuk menentukan closure pressure. Dari plot ini akan
didapatkan ketinggian rekahan, net pressure, fluid efficiency dan leak off
coefficient. Grafik G-Function Plot untuk sumur T-XX dapat dilihat pada
Gambar 4.7.
Gambar 4.7.
G-Function Plot Analysis(7)
G-FUNCTION PLOT ANALYSIS T-XX
1946 psi
2409 psi
85
Hasil G-Function Plot Analysis :
Clossure pressure (Pc) : 1946 psi
ISIP (BH) : 2409 psi
Net pressure : 463 psi
4.4.5. DataFRAC Pressure Matching
Penyamaan data antara software dan DataFRAC harus dilakukan agar
mendapatkan data yang real yang nantinya digunakan untuk MainFRAC. Grafik
DataFRAC pressure matching untuk sumur T-XX dapat dilihat pada Gambar 4.8.
Gambar 4.8.
DataFRAC Pressure Matching(7)
Hasil DataFRAC Pressure Matching :
Max frac half length : 37,5 m
Efficiency : 24 %
Height : 29,7 ft
Width at well : 0,19 in
Clossure pressure : 2216 psi
86
Fracture gradient : 0,62 psi/ft
Ct YF120ST : 5,0E-3 ft/min1/2
Maximum net pressure : 280 psi
4.4.6. Desain Ulang Simulasi
Perencanaan ulang (re-design) dilakukan dengan data perekahan setempat
(DataFRAC) yang didapatkan dari beberapa tahap yang tadi dilaksanakan. Untuk
schedule pemompaan setelah desain ulang dapat dilihat pada Tabel IV-10.
Tabel IV–10.
Treatment Schedule untuk Desain Ulang(7)
Job Execution
Stage Name
Stage Fluid
Volume (gal)
Cum. Fluid
Volume (gal)
Stage Slurry
Volume (bbl)
Cum. Slurry
Volume (bbl)
Stage Prop (lb)
Cum. Prop. (lb)
Avg. Surface
Pressure (psi)
Stage Time (min)
Cum. Time (min)
PAD 8000 8000 190,5 190,5 0 0 1828 11,9 11,9
0,5 PPA
2000 10000 48,7 239,2 1000 1000 1838 3,0 14,9
1,0 PPA
2000 12000 49,8 288,9 2000 3000 1816 3,2 18,1
2,0 PPA
2000 14000 51,9 340,9 4000 7000 1777 3,2 21,3
3,0 PPA
2000 16000 54,1 394,9 6000 13000 1763 3,4 24,7
4,0 PPA
2000 18000 56,2 451,2 8000 21000 1802 3,5 28,2
5,0 PPA
2000 20000 58,4 509,6 10000 31000 1850 3,6 31,8
6,0 PPA
2000 22000 60,8 570,4 12000 43000 1931 3,8 35,6
7,0 PPA
1700 23700 53,5 623,9 11900 54900 2028 3,3 39,0
FLUSH 1241 24941 29,5 653,4 0 54900 2232 1,8 40,8
87
Perkiraan geometri rekahan yang akan terbentuk pada sumur T-XX setelah
dilakukan re-desain dengan menggunakan software FracCADE adalah sebagai
berikut yang ditunjukkan pada Tabel IV-11. dan Gambar 4.9.
Tabel IV–11.
Geometri Rekahan Setelah Desain Ulang(7)
Parameter Nilai
Tinggi rekahan 38,3 m 125,6 ft
Panjang rekahan terisi proppant 49,8 m 163,3 ft
Lebar rekahan rata-rata terisi proppant 0,18 in 0,18 in
Konduktivitas (mD.ft) 16630 mD.ft 16630 mD.ft
Effective Fcd 5,1 5,1
Gambar 4.9.
Hasil Desain Ulang dari Simulasi Software FracCADE(7)
88
Tahap akhir dari perekahan hidraulik adalah MainFRAC, yang mana
merupakan proses utama dalam pelaksanaan operasi perekahan hidrolik. Pada
proses ini dipompakan fluida perekah YF120ST dan additive-nya bersama-sama
dengan proppant Regular Sand 12/20 dan RCS 12/20 untuk mempertahankan
rekahan yang terbentuk agar tidak menutup kembali. Proses inilah yang
menentukan keberhasilan suatu pekerjaan stimulasi perekahan hidrolik.
4.4.7. MainFRAC
Setelah melakukan re-desain dengan mengacu pada hasil simulasi
tersebut, maka dilaksanakan pekerjaan stimulasi hydraulic fracturing pada kondisi
aktualnya. MainFRAC untuk sumur T-XX berdasarkan calibaration data
dilakukan pada rate pemompaan rata–rata 16 bpm menggunakan fluida perekah
YF120ST sebanyak 8252 gal dengan Regular Braddy Sand 12/20 dan Resin
Coated Sand Polaprop 12/20 kemudian di flush dengan fluida flush WF120, di
treating pressure sekitar 1559 psi. Konsentrasi proppant mulai dari 0,5-7 PPA,
dengan konsentrasi Regular Brady Sand 12/20 di 0,5-5 PPA dan konsentrasi RCS
Polaprop 12/20 di 6-7 PPA. Pemompaan dilakukan sesuai schedule dan kemudian
di flus dengan fluida flush WF120 sebanyak 3 bbl. Treating pressure rata-rata dan
treating pressure maksimal selama MainFRAC adalah 1634 psi dan 1954 psi,
sedangkan jumlah proppant yang dipompakan sebanyak 56245 lb, dengan jumlah
Regular Brady Sand 12/20 31274 lb dan RCS 12/20 24971 lb. Grafik tekanan
selama pelaksanaan MainFRAC dengan software FracCADE dapat dilihat pada
Gambar 4.10.
89
Gambar 4.10.
Grafik MainFRAC Actual Treatment(7)
Keterangan Grafik MainFRAC Actual Treatment:
1. Mulai pemompaan di rate 16 bpm
2. Mulai terjadi break down
3. Mulai pemompaan proppant Regular sand 12/20 dan RCS 12/20 dengan
konsentrasi 0,5 PPA – 7 PPA
4. Mulai flushing menggunakan WF120
5. Hentikan pemompaan setelah kira-kira 56.245 lb proppant selesai
dipompakan, dan didapatkan ISIP di permukaan 1299 psi
4
3
2
1
5
90
Tahap selanjutnya adalah proses matching antara MainFRAC treatment
dengan hasil DataFRAC agar didapatkan hasil real yang terjadi di dalam sumur.
Adapun hasil MainFRAC pressure matching dapat di lihat pada gambar dapat
dilihat pada Gambar 4.11.
Gambar 4.11.
Grafik MainFRAC Pressure Mathcing(7)
Hasil MainFRAC Pressure Matching :
Propped frac half length : 23,6 m
Efficiency : 37 %
Height : 23,3 m
Width at well : 0,504 in
Fcd : 38,5
Fracture Closure : 1905 psi
Ct YF120ST : 1,6E-2 ft/min1/2
Maximum net pressure : 1193 psi
91
Table IV–12.
Geometri Rekahan MainFRAC(7)
Parameter Nilai
Tinggi rekahan 23,3 m 76,4 ft
Panjang rekahan terisi proppant 23,6 m 77,4 ft
Lebar rekahan rata-rata terisi proppant 0,50 in 0,50 in
Konduktivitas 29764 mD.ft 29764 mD.ft
Effective Fcd 38,5 38,5
4.5. Evaluasi Keberhasilan Hydraulic Fracturing
Evaluasi keberhasilan yang dilakukan terhadap stimulasi hydraulic
fracturing pada Sumur T-XX, meliputi evaluasi project yaitu membandingkan
antara desain dengan aktual dengan menggunakan software FracCADE P3D dan
evaluasi produksi yaitu evaluasi peningkatan laju minyak (Qo), peningkatan
permeabilitas batuan (kave), penentuan Productivity Index dengan Metode Prats,
McGuire & Sikora, Tinsley & Soliman dan Cinco-Ley Samaniego & Dominique,
menentukan kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur yang ditunjukkan
dengan Kurva Inflow Performance Relationship (IPR) menggunakan metode
Pudjo Sukarno tiga fasa.
4.5.1. Evaluasi Project
Setelah pekerjaan perekahan hidraulik selesai dilakukan, maka selanjutnya
dilakukan evaluasi project. Evaluasi project ditekankan kepada parameter-
parameter geometri rekahan dimana evaluasi project dilakukan dengan melihat
atau membandingkan geometri rekahan desain dengan geometri rekahan aktual di
lapangan. Setelah kita melakukan pengamatan terhadap hasil desain dan kondisi
aktual berdasarkan software FracCADE, maka didapat perbandingan antara desain
awal dengan mainfrac actual design dari hydraulic fracturing sumur T-XX seperti
pada Tabel IV-13.
92
Tabel IV-13.
Geometri Rekahan Berdasarkan Software FracCADE dan Actual Design(7)
Parameter Software Design Actual
Tinggi rekahan 102,3 ft 76,4 ft
Panjang rekahan terisi proppant 146,6 ft 77,4 ft
Lebar rekahan rata-rata terisi proppant 0,34 in 0,50 in
Konduktivitas 33670 mD.ft 29764 mD.ft
Effective Fcd 8,7 38,5
Tabel IV–14.
% Besar Perbedaan Perhitungan Software dan Actual Design
Parameter Software Design Vs Aktual Design
Tinggi rekahan (ft) -0,33
Panjang rekahan terisi proppant (ft) -0,89
Lebar rekahan rata-rata terisi proppant (in) 0,31
Konduktivitas (mD.ft) -0,13
Effective Fcd 0,77
Perhitungan perbandingan berapa persen perbedaan antara hasil software
design dengan actual design yang ditunjukkan pada Tabel IV-14..
% besar perbedaan =
Dari tabel diatas perbedaan parameter hasil desain dengan parameter
perekahan hidraulik desain aktual di lapangan disebabkan karena perekahan
desain aktual terjadi pada kondisi nyata sesuai dengan keadaan di lapangan,
sedangkan parameter hasil desain dihitung dengan menggunakan asumsi-asumsi
tetentu. Asumsi digunakan karena sifat-sifat batuan dari formasi yang akan
direkahkan tidak dapat diketahui dengan pasti. Interpretasi geometri rekahan dari
desain dapat dilakukan dengan lebih mudah karena adanya asumsi-asumsi ini,
seperti misalnya distribusi proppant dianggap merata di seluruh area rekahan
tanpa terjadi settling (pengendapan), aliran dianggap konstan dan lain-lain.
gnActualDesi
signSoftwareDegnActualDesi
93
Panjang rekahan aktual di lapangan terlihat lebih pendek daripada panjang
rekahan desain, tinggi rekahan aktual juga lebih pendek daripada tinggi rekahan
desain dan lebar rekahan aktual memperlihatkan lebih besar daripada lebar
rekahan hasil desain. Perbedaan-perbedaan tersebut diperkirakan karena adanya
beberapa perbedaan antara pelaksanaan dengan desain yang dibuat seperti laju
injeksi yang tidak selalu konstan selama proses perekahan, tekanan injeksi
permukaan yang juga tidak bisa dijamin konstan, harga insitu stress batuan yang
bervariasi sedangkan pada proses perhitungan perencanaan harga insitu stress
diambil harga rata-rata.
4.5.2. Perhitungan Geometri Rekahan
Disamping menggunakan software FracCADE P3D, dilakukan juga
perhitungan geometri rekahan dengan pendekatan Metode PKN 2D dan KGD 2D.
Perhitungan geometri rekahan tersebut dilakukan dengan cara coba-coba (trial
error) sebagai berikut :
Tabel IV-15.
Data Sumur T-XX untuk Perhitungan Geometri
Rekahan Metode PKN 2D(7)
Parameter Data Field Unit Konversi
Young Modulus (E) 3414000 -
Poisson Ratio (v) 0,2 -
n' base gel 0,4 -
K' base gel 0,35 -
Laju injeksi (qi) 16 bpm 0,04 m3/detik
Waktu treatment total (Tt) 40,8 menit 2448 detik
Spurt loss (Sp) 0 gal/100ft2 0 m3/m2
Koeff. Leak-off total (CL) 0,016 ft/min1/2 0,00062 m/detik1/2
94
Perhitungan Manual dengan Model PKN 2D pada Sumur T-XX :
Langkah-langkah dan perhitungan geometri rekahan pada sumur T-XX,
dengan metode PKN 2D adalah sebagai berikut :
1. Menghitung plain strain modulus seperti persamaan (3-33) :
21
'v
EE
22,01
3414000 = 3556250
2. Menentukan panjang rekahan awal iterasi (Xf(iterasi)) = 77,42 ft = 23,6 m,
Harga 77,42 ft dipakai sebagai start awal iterasi dengan alasan agar target
menembus zona produktif yang berjarak 77,42 ft dapat tercapai.
3. Menghitung lebar maksimal rekahan seperti persamaan (3-36) :
=
2(0,4)20,4
0,4
(0,4)14,2122(0,4)
0,4
98,32(0,4)2
1
15,9
2)(0,4)2(
1
355620
6,23)4,01(
250,40,04222(0,4)1
35,0
x
w(0) = 0,041 m = 1,62 in
4. Menghitung lebar rekahan rata – rata dari persamaan (3-37) :
)0(5 ww
041,0514,3w
w 0,025 m = 1,021 in
2)n'2(
1
'fx.n'1
fh.n'iq2)(2n'
1
K'2)(2n'
n'
n'
n'14,212)(2n'
n'
98,32)n'2(
1
15,9)0(
Ew
95
5. Harga ß dihitung dari persamaan (3-35) :
pSw
tC
2
2 1
)0(2025,0
)2448()14,3()00063,0(2
x = 4,25
Pada bab sebelumnya, untuk mendapatkan harga
1
2)()2exp(
erfc ,
dengan nilai < 4 menggunakan Tabel III-3., tetapi apabila harga > 4,
maka rumusnya berubah menjadi
1
21
, dari perhitungan
didapatkan harga = 4,25, maka hasilnya = 4,21
6. Menghitung X(iterasi+1) dengan persamaan (3-34) :
1
2)()exp(
4
)2(2
2
1
erfc
hC
qiSwx
f
p
f
1
14,3
)25,4(2)25,4()25,4exp(
2514,300063,04
042,0))0(2025,0(2
2erfc
xxxx f
fx 37,28 m = 122,32 ft
7. Menghitung error/kesalahan dengan persamaan sebagai berikut :
Error = Xf(iterasi+1) - Xf(iterasi)
= 37,285 – 23,6
= 13,685 m
Bila didapat harga error > 0,0001, maka perhitungan diulang kembali
dengan mempergunakan harga Xf(iterasi+1) sebagai harga Xf(iterasi). Demikian
seterusnya sampai didapat harga error 0,0001. Hasil dari perhitungan
metode PKN 2D sumur T-156 secara trial error pada lampiran C.
Sehingga didapatkan harga :
Xf = 33,85 m = 111,07 ft
w(0) = 0,047 m = 1,85 inch
96
_
w = 0,029 m = 1,16 inch = 0,096 ft
hf = 25 m = 82,02 ft (tebal formasi)
8. Selanjutnya menghitung Pnet berdasarkan persamaan (3-38) :
Pnet = Pf =
fh
wE
2
)0(' =
252
0,0473556250
= 3343,83 psi
9. Perhitungan konduktivitas rekahan :
Wkf = _
w x k proppant
= 0,096 ft x 400000 mD = 38.746 mD.ft
10. Fcd
Fcd = (k fracture x fracture width ) / (k reservoir x fracture half length)
= (400000 mD x 0,096 ft) / (8,4 mD x 111,07 ft)
= 41,52
Tabel IV–16.
Hasil Perhitungan Manual PKN 2D
Xf (iterasi) W (0)
1
2)()2exp(
erfc
Xf (iterasi+1) error
23,6 0,04 0,02 4,25 4,21 37,28 13,68
33,95,58 0,04 0,02 3,73 3,36 33,84 -0,10
32,05 0,04 0,02 3,81 3,44 33,99 1,93
32,05 0,04 0,02 3,81 3,44 33,99 1,93
32,87 0,04 0,02 3,77 3,40 33,92 1,05
32,01 0,04 0,02 3,83 3,44 33,99 1,97
33,12 0,04 0,02 3,76 3,39 33,91 0,78
33,12 0,04 0,02 3,76 3,39 33,91 0,78
33,19 0,04 0,02 3,76 3,39 33,90 0,70
33,85 0,04 0,02 3,73 3,36 33,85 1,39E-05
w
97
Tabel IV-17.
Perbandingan Hasil Aktual MainFRAC dengan Perhitungan Geometri
Rekahan Metode PKN 2D
4.5.3. Peningkatan Permeabilitas
Secara teoritis, dilakukannya perekahan hidraulik pada suatu formasi
batuan akan dapat meningkatkan harga permeabilitas batuan tersebut yang diikuti
dengan peningkatan laju alir fluida. Berikut adalah perhitungan harga
permeabilitas setelah rekahan (Kf) dan harga distribusi permeabilitas rata-rata
(Kavg) sebagai hasil dilakukannya perekahan hidraulik pada sumur T-XX dengan
menggunakan persamaan Howard dan Fast. Berikut hasil aktual geometri rekahan
yang ditunjukkan pada Tabel IV-18.
Table IV–18.
Hasil Desain Aktual Geometri Rekahan Sumur T-XX(7)
Parameter Sumur T-XX Satuan
Permeabilitas awal (k) 8,4 mD
Panjang rekahan (xf) 77,42 Ft
Lebar rekahan rata-rata 0,50 In
Konduktivitas 29764 md.ft
Tebal formasi 82,34 Ft
Jari-jari sumur 0,35 Ft
Jari-jari pengurasan 328 Ft
Parameter Unit
Sumur T-XX
Desain aktual dari FracCADE
Perhitungan manual PKN 2D
Panjang rekahan (Xf) Ft 77,42 111,07
Tinggi rekahan (hf) Ft 76,44 82,02
(tebal formasi)
Lebar rata-rata (Wf) In 0,50 1,16
P net Psi 1193 3343,83
98
Perhitungan :
1. Menghitung permeabilitas formasi dari lubang sumur hingga ujung
rekahan (permeabilitas rekahan) dengan persamaan:
h
WKKxhK
f
f
)(
34,82
29764)34,824,8(
xK f
87,369fK mD
2. Diasumsikan bahwa pembentukan rekahan menyebabkan permeabilitas di
area sekitar sumur berbeda dengan permeabilitas zona yang jauh dari
lubang sumur. Sehingga permeabilitas rekahan rata-rata (Kavg) selanjutnya
dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :
42,77
328log
4,8
1
35,0
42,77log
87,369
1
)35,0/328log(
xx
Kavg
63,36avgK mD
4.5.4. Evaluasi Produksi
Evaluasi Produksi dilakukan untuk mengetahui tingkat keberhasilan atau
kegagalan dari pekerjaan hydraulic fracturing untuk meningkatkan produktivitas
sumur. Seperti telah diketahui, bahwa berhasilnya pekerjaan hydraulic fracturing
yang dievaluasi dari segi project perekahan hidraulik belum tentu menghasilkan
keberhasilan dari segi peningkatan produksi. Parameter-parameter yang
digunakan untuk mengevaluasi pekerjaan perekahan hidraulik dari segi produksi
adalah perbandingan index produktivitas (PI), peningkatan laju produksi minyak
99
(Qo), berdasarkan kurva IPR menggunakan metode Pudjo Sukarno tiga fasa dan
keekonomian sederhana Sumur T-XX. Berikut akan dibahas mengenai evaluasi
produksi pekerjaan hydraulic fracturing yang dilakukan pada Sumur T-XX.
4.5.4.1. Perkiraan Peningkatan Indeks Produktivitas (PI)
Indeks produktivitas merupakan suatu bilangan yang menyatakan
kemampuan suatu formasi untuk berproduksi. Secara teoritis, harga indeks
produktivitas akan meningkat setelah hydraulic fracturing dilakukan. Berikut ini
akan diuraikan perhitungan perbandingan indeks produktivitas setelah hydraulic
fracturing dilakukan dengan menggunakan metode Prats, Cinco-Ley, Samaniego
Dan Dominique, Metode Tinsley dan Soliman dan Metode McGuire dan Sikora.
A. Metode Prats
Metode Prats adalah metode yang pertama kali digunakan dan sangat sederhana.
Kelemahan dari metode ini adalah bahwa semua keadaan dianggap ideal.
Anggapan dalam persamaan Prats adalah :
keadaan steady state
di daerah silinder
fluida incompressible
konduktivitas rekahan tidak terbatas
tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi
f
w
e
o
L
re
r
r
J
J
5,0ln
ln
42,775,0
328ln
35,0
328ln
x
J
J
o
= 3,19
100
Berdasarkan hasil perhitungan peningkatan PI / Kelipatan Kenaikan
Produktivitas (J/Jo) dengan metode Prats diperoleh peningkatan PI setelah
hydraulic fracturing untuk sumur T-XX sebesar 3,19 kali.
B. Metode Cinco-Ley, Samaniego dan Dominique
Metode ini adalah metode umum yang dipakai dalam penentuan
konduktivitas rekahan (fracture conductivity) serta untuk evaluasi dengan
cepat mengenai berapa perkiraan kelipatan kenaikan produktivitas (K2P) pada
perekahan hidraulik. Metode ini mengasumsikan area pengurasan silindris,
komplesi sumur cased hole, memperhitungkan permeabilitas dan
konduktivitas serta panjang rekahan serta aliran fluida steady state.
kXf
KfwFcd
42,774,8
29764
xFcd
76,45Fcd lihat Gambar 3.15. untuk harga Rw’/Xf
rw
rwS
'ln
35,0
71,38lnS 69,4S
'ln
ln
2
rw
re
rw
re
PK
71,38
328ln
35,0
328ln
2PK
PK2 3,19
Rw’/ Xf = 0,5 jadi rw’ = 0,5 x 77,42 = 38,71
101
Grafik diatas adalah grafik hubungan rw’ dengan Fcd yang mengacu pada
Gambar 3.15. Berdasarkan hasil perhitungan seperti persamamaan (3-49),
diperoleh peningkatan Kelipatan Kenaikan Produktivitas (K2P) dengan metode
Cinco-Ley, Samaniego dan Dominique setelah perekahan hidrolik untuk Sumur
T-XX sebesar 3,196 kali.
C. Metode Tinsley dan Soliman
Tinsley dan Soliman memperkenalkan perhitungan perbandingan Indeks
produktivitas sebelum dan sesudah perekahan hidraulik dengan asumsi-asumsi
yang dipergunakan dalam perhitungan dengan grafik ini adalah :
Komplesi sumur cased hole
Aliran fluida pseudo-steady state
laju aliran konstan dengan tanpa aliran dari luar batas re
X = (Cr / 2) x (hf / h) x ln (re/rw)
= (14,57 / 2) x (76,44 / 82,34) x ln (328/0,35)
= 46,21
(Xf / re) = (77,42/328) = 0,23
102
(hf/h) = (76,44/82,34) = 0,92
Membaca harga Y (ordinat pada grafik) dengan cara memotongkan harga X
dengan kurva (Xf / re).
5,2Y lihat Gambar 3.16. untuk (hf/h)=0,9
= 2,74
Kurva diatas adalah Kurva Kenaikan Produktivitas untuk (hf/h) = 0,9(7) yang
mengacu pada Gambar 3.16.
D. Metode McGuire dan Sikora
Dengan menggunakan studi analog elektrik, maka McGuire dan Sikora
membuat analogi perekahan di lapangan. Grafik ini adalah yang paling umum
digunakan. Anggapannya adalah :
aliran pseudo-steady state
laju aliran konstan dengan tanpa aliran dari luar batas re
daerah pengurasan segiempat sama sisi
aliran incompressible
lebar rekahan sama dengan lebar formasi
21,6
ln
w
e
o
r
rYx
J
J
21,6
35,0
328ln5,2
x
J
J
o
103
(L/re) = (77,42/328) = 0,23
= 8283,54
Membaca harga Y (ordinat pada grafik) dengan cara memotongkan harga
X dengan kurva (L/re).
2Y lihat Gambar 3.14.
= 1,70
Grafik dibawah adalah Grafik McGuire-Sikora untuk menunjukkan
kenaikan produktivitas dari perekahan yang mengacu pada Gambar 3.14.
Berdasarkan hasil perhitungan peningkatan PI dengan metode Mcguire-sikora,
setelah hydraulic fracturing sumus T-XX menunjukkan peningkatan PI sebesar
1,70 kali.
)40
()(S
xK
WKfX
)319,7
40()
4,8
29764( xX
)47,0/(ln13.7rw
rex
Y
J
J
o
)35,0
32847,0/(ln13,7
2
xJ
J
o
104
4.5.4.2. Kurva IPR (Inflow Performance Relationship)
Inflow performance relationship (IPR) merupakan penggambaran kualitas
dari kemampuan suatu formasi produktif untuk berproduksi, yaitu penggambaran
hubungan antara laju produksi dengan tekanan alir dasar sumur. Berdasarkan data
produksi, maka dapat dibuat kurva IPR sebelum dan setelah pekerjaan hydraulic
fracturing yang merupakan aliran tiga fasa yang mempunyai watercut cukup
tinggi, sehingga perhitungan menggunakan metode Pudjo Sukarno.
Sebelum Hydraulic Fracturing
Perhitungan kurva IPR dengan menggunakan metode Pudjo Sukarno,
dikarenakan perhitungan water cut nya lebih akurat.
Tabel IV-19.
Data Produksi Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing(6)
Parameter T-XX Unit
Laju alir fluida (Qf) 220 BFPD
Laju alir minyak (Qo) 48 BOPD
Laju alir gas (Qg) 54 MSCFD
Water cut (WC) 78 %
Laju alir air (Qw) 182 BWPD
Tekanan alir dasar sumur (Pwf) 233,59 Psia
Tekanan reservoir (Pr) 915 Psia
Langkah-langkah perhitungan Sumur T-XX :
a. Perhitungan konstanta P1 dan P2 :
P1 = 1,606207 – 0,1304470 ln (WC)
= 1,606207 – 0,1304470 ln (78)
= 1,03
P2 = - 0,517792 + 0,110604 ln (WC)
= - 0,517792 + 0,110604 ln (78)
= -0,03
105
b. Perhitungan WC @ Pwf = Ps :
= 75,84 %
c. Perhitungan WC dengan persamaan berikut :
= 78 %
d. Perhitungan konstanta A0, A1, A2 dengan persamaan berikut :
A0 = 0,980321 – 0,115661 x 10-1 (WC) + 0,179050 x 10-4(WC)2
= 0,980321 – 0,115661 x 10-1 (78) + 0,179050 x 10-4(78)2
= 0,18
A1 = - 0,414360 + 0,392799 x 10-2 (WC) + 0,237075 x 10-5 (WC)2
= - 0,414360 + 0,392799 x 10-2(78) + 0,237075 x 10-5(78)2
= - 0,09
A2 = - 0,564870 + 0,762080 x 10-2 (WC) – 0,202079 x 10-4 (WC)2
= - 0,564870 + 0,762080 x 10-2(78) – 0,202079 x 10-4(78)2
= - 0,09
e. Perhitungan Qt maximum :
Qt max =
=
Pr@21
PwfxPExpP
PPWC
WC
rwf
915
59,23303,003,1
78@
xExp
PsPwfWC
221
max,
rwfrwfo
t
o PPAPPAAQ
Q
221 rwfrwfo
o
PPAPPAA
Q
2
915
59,23309,0
915
59,23309,018,0
48
915
59,23303,003,184,75@ xExpxPsPwfWC
106
= 305,48 BPD
f. Menghitung Qo untuk berbagai asumsi Pwf, misal Pwf = 233,590 psi
Qo =
=
= 48 BOPD
g. Menghitung laju alir air (Qw) :
Qw =
= = 170,18 BWPD
h. Menghitung laju alir total fluida (Qf) :
Qf = Qo + Qw
= 48 + 170,18
= 218,18 BFPD
Tabel IV-20.
Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing
Pwf (psia) Qo, BOPD WC Qw, BWPD Qf, BFPD
0 57,15 78,71 211,41 268,56
100 53,69 78,41 194,99 248,68
200 49,54 78,10 176,71 226,26
233,59 48 78 170,18 218,18
252,44 47,09 77,94 166,42 213,52
300 44,71 77,79 156,68 201,40
400 39,20 77,49 134,99 174,20
500 33,01 77,18 111,72 144,74
600 26,14 76,88 86,97 113,12
700 18,59 76,58 60,81 79,41
800 10,35 76,28 33,32 43,68
915 0,04 75,94 0,14 0,19
2
21maxPs
PwfA
Ps
PwfAAxQt o
2
915
59,23309,0
915
59,23309,018,048,305 x
xQoWC
WC
100
48100
78x
WC
107
Gambar 4.12.
Kurva IPR Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing
Setelah Hydraulic Fracturing
Tabel IV-21.
Data Produksi Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing(6)
Parameter T-XX Unit
Laju alir fluida (Qf) 450 BFPD
Laju alir minyak (Qo) 180 BOPD
Laju alir gas (Qg) 80 MSCFD
Water cut (WC) 60 %
Laju alir air (Qw) 270 BWPD
Tekanan alir dasar sumur (Pwf) 252,44 Psia
Tekanan reservoir (Pr) 915 Psia
108
Langkah-langkah perhitungan Sumur T-XX :
a. Perhitungan konstanta P1 dan P2 :
P1 = 1,606207 – 0,1304470 ln (WC)
= 1,606207 – 0,1304470 ln (60)
= 1,07
P2 = - 0,517792 + 0,110604 ln (WC)
= - 0,517792 + 0,110604 ln (60)
= -0,06
b. Perhitungan WC @ Pwf = Ps :
= 56,97 %
c. Perhitungan WC dengan persamaan berikut :
= 60 %
d. Perhitungan konstanta A0, A1, A2 dengan persamaan berikut :
A0 = 0,980321 – 0,115661 x 10-1 (WC) + 0,179050 x 10-4(WC)2
= 0,980321 – 0,115661 x 10-1 (60) + 0,179050 x 10-4(60)2
= 0,35
A1 = - 0,414360 + 0,392799 x 10-2 (WC) + 0,237075 x 10-5 (WC)2
= - 0,414360 + 0,392799 x 10-2(60) + 0,237075 x 10-5(60)2
= - 0,17
A2 = - 0,564870 + 0,762080 x 10-2 (WC) – 0,202079 x 10-4 (WC)2
= - 0,564870 + 0,762080 x 10-2(60) – 0,202079 x 10-4(60)2
= - 0,18
Pr@21
PwfxPExpP
PPWC
WC
rwf
915
44,25206,007,1
60@
xExp
PsPwfWC
915
44,25206,007,197,56@ xExpxPsPwfWC
109
e. Perhitungan Qt maximum :
Qt max =
=
= 620,38 BPD
f. Menghitung Qo untuk berbagai asumsi Pwf, misal Pwf = 252,4456 psi
Qo =
=
= 180 BOPD
g. Menghitung laju alir air (Qw) :
Qw =
= = 270 BWPD
h. Menghitung laju alir total fluida (Qf) :
Qf = Qo + Qw
= 180 + 270
= 450 BFPD
221
max,
rwfrwfo
t
o PPAPPAAQ
Q
221 rwfrwfo
o
PPAPPAA
Q
2
915
44,25218,0
915
44,25217,035,0
180
2
21maxPs
PwfA
Ps
PwfAAxQt o
2
915
44,25218,0
915
44,25217,035,038,620 x
xQoWC
WC
100
18060100
60x
110
Tabel IV-22.
Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing
Gambar 4.13.
Kurva IPR Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing
Pwf (psia) Qo, BOPD WC Qw, BWPD Qf, BFPD
0 217,64 61,08 341,62 559,26
100 204,76 60,65 315,64 520,41
200 189,22 60,22 286,49 475,71
233,59 183,40 60,08 276,02 459,42
252,44 180 60 270 450
300 171 59,79 254,35 425,35
400 150,11 59,37 219,39 369,50
500 126,54 58,95 181,76 308,30
600 100,30 58,53 141,61 241,925
700 71,39 58,12 99,09 170,49
800 39,81 57,71 54,33 94,14
915 0,18 57,24 0,24 0,43
111
Gambar 4.14.
Kurva IPR Gross Sumur T-XX Sebelum dan Setelah Hydraulic Fracturing
Gambar 4.15.
Kurva IPR Net Oil Sumur T-XX Sebelum dan Setelah Hydraulic Fracturing
112
Gambar 4.14. Kurva IPR T-XX untuk Qf sebelum dan sesudah perekahan
hidraulik, terjadi peningkatan produksi. Sebelum perekahan, sumur diproduksikan
dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf) sebesar 233,59 psi menghasilkan laju
produksi fluida (Qf) 218,18 BFPD. Setelah perekahan hidraulik dilakukan, pada
(Pwf) yang sama yaitu 233,59 psi, menghasilkan Qf sebesar 459,42 BFPD. Pada
Pwf yang sama juga 233,59 psi pada Gambar 4.15. untuk Qo sebelum perekahan
hidraulik menghasilkan laju produksi minyak (Qo) 48 BOPD dan setelah
perekahan hidraulik dengan Pwf yang sama 233,59 psi menghasilkan Qo sebesar
183,4 BOPD. Secara umum dari hasil evaluasi produksi, dengan melihat
peningkatan indeks produktivitas dan terjadinya kenaikan Qf dan Qo serta dengan
melihat kurva IPR sebelum dan sesudah perekahan pada Sumur T-XX, maka
perekahan hidraulik yang dilakukan dapat dikatakan berhasil.
4.5.4.3. Analisa Keekonomian Sederhana Fracturing Job Sumur T-XX
Setelah sumur distimulasi dan telah berproduksi kegiatan berikutnya
adalah menghitung keekonomian dari sumur tersebut. Hal ini dilakukan untuk
mengukur pertambahan ekonomi setelah proses stimulasi dilakukan.
Biaya Fracturing Job : US$ 116.201,75
Biaya Sewa Rig : US$ 150.000
Biaya Lifting/bbl : US$ 10
Oil Price/bbl : US$ 80
Lifting Oil : 180 BOPD
Job Cost = Biaya Fracturing Job + Biaya Sewa Rig
Income = Lifting Oil x Oil Price
Lifting Cost = Lifting Oil x Biaya Lifting
POT = = = 21,12 hari = 21 hari
800.1400.14
75,210.266
113
Tabel IV-23.
Biaya Pekerjaan Hydraulic Fracturing Sumur T-XX
Reference Description Unit Price (USD) Discount Quantity Unit Subtotal (USD)
Contract Fracjob Lumpsum 24000 1 Job 24000
Contract DataFRAC 4000 1 Job 4000
Contract Filtration service 1736.84 5% 1 Job 1650
Contract Catridge 2 micron 47.37 5% 50 ea 2250.08
31900.07
Material Charge
Pertamina Diesel/Crude Oil - 96 GAL -
Pertamina Fresh Water - 34608 GAL -
Contract J457 Guar Gelling Agent 1.6 692 LB 1110.4
Amandement J532 Borate crosslinker 110.53 5.00% 121 GAL 12718.86
Contract J218 Oxidier Breaker 3.6 35 LB 126
Amandement J475 Encapsulated Breaker 78.59 5.00% 35 LB 2583.85
Contract D047 Antifoam 22 12 GAL 286
Contract F103 Ezeflo Surfactant 18 99 GAL 2502
Contract M275 Bactericide 21.6 14 LB 302.4
Contract M117 Pottasium Chloride 0.64 17174 LB 16254.08
Contract J495 Clean Flow Add 65 138 GAL 8998.08
Contract U066 Resin Activator 10.4 243 GAL 2527.2
Contract S014 12/20 Regular Sand 0.48 32940 LB 15811.2
Contract S109 12/20 RCS 0.96 21960 LB 21081.6
84301.67
116210.75
Job Charge and Service Charge
Material Charge
Total Estimated Charge
Job Charge and Service Charge
114
BAB V
PEMBAHASAN
Sumur yang akan direkahkan yaitu Sumur T-XX terletak di Lapangan
Tanjung pada formasi Y Sand. Adapun alasan yang melatarbelakangi
dilaksanakannya perekahan hidraulik adalah adanya permeabilitas batuan rata-rata
yang kecil dan produksi minyak yang kecil.
Perekahan hidraulik merupakan salah satu metoda stimulasi yang
digunakan untuk meningkatkan produktivitas sumur. Konsep dari perekahan
hidraulik untuk meningkatkan produktivitas sumur adalah dengan memperbesar
jari-jari efektif sumur (rw’) dan membuat permeabilitas batuan / formasi (k) baru.
Perekahan hidraulik dilakukan dengan cara membuat rekahan pada formasi
produktif yang kemudian rekahan tersebut diganjal dengan menggunakan material
pengganjal (proppant) agar rekahan tetap terbuka, dengan adanya rekahan
tersebut, maka dimungkinkan untuk terjadi aliran fluida dari reservoir menuju
lubang sumur lebih mudah, sehingga terjadi peningkatan suplai fluida dari formasi
produktif menuju ke lubang sumur.
Evaluasi hydraulic fracturing yang dilakukan untuk mengetahui seberapa
jauh keberhasilannya. Stimulasi hydraulic fracturing merupakan teknik perbaikan
sumur dimana diinjeksikan fluida yang bertekanan tinggi sehingga akan
merekahkan batuan yang ada dalam formasi sehingga produktivitas sumur akan
meningkat. Sumur T-XX dengan permeabilitas batuan rata-rata kecil yaitu 8,4 mD
dengan porositas 22,5%, dan tekanan reservoir yaitu 915 psi (Tabel IV-1), maka
keputusan untuk melakukan stimulasi hydraulic fracturing pada sumur ini sangat
tepat.
Pelaksanaan dari stimulasi hydraulic fracturing pada sumur T-XX
menggunakan jenis fluida YF 120 ST berbahan dasar air dan diperkental Guar
Gelling Agent J457. Additives yang ditambahkan pada fluida perekah tersebut
adalah 2% KCL Brine sebagai clay stabilizer dan friction reducer, crosslinker
J532 Borate Crosslinker untuk meningkatkan viskositas, M275 Bactericide
115
sebagai anti bakteri, J218 Oxidizer Breaker sebagai gell breaker (Tabel IV-7),
fluida frac ini bisa tahan pada temperatur 100-200°F, sedangkan untuk proppant
didasarkan pada kemampuan untuk menahan rekahan agar tetap terbuka serta
konduktivitas yang diinginkan. Proppant tersebut harus mampu menahan tekanan
tutup rekahan (tidak pecah). Pada sumur T-XX ini dipakai jenis proppant Brady
Sand (Regular Sand) ukuran 12/20 mesh sebanyak 32.940 lb, volume pad
sebanyak 8.252 gal, dan juga digunakan Resin Coated Sand 12/20 mesh sebanyak
21.960 (Tabel IV-7), dipilih jenis ini supaya untuk mencegah proppant mengalir
balik ke sumur (sand flowback).
Adapun tahap-tahap dari pekerjaan hydraulic fracturing ini meliputi: Mini
Fall Off Test, Step Rate Test, Calibration Injection, dan MainFRAC. Tahap awal
sebelum dilakukan pekerjaan stimulasi tersebut maka dilakukan desain perekahan
awal dengan Software FracCADE P3D. Asumsi yang digunakan menganggap
tidak ada settling proppant. Hasil dari simulasi software FracCADE P3D tersebut
mengindikasikan bahwa rekahan yang akan terbentuk, yaitu : akan menembus half
length sejauh 44,7 m = 146,65 ft, lebar pada muka perforasi sebesar 0,34 inch, dan
tinggi rekahan total 31,2 m = 102,36 ft, Konduktivitas rekahan (Wkf) sebesar
33.670 mD.ft (Tabel IV-9) dengan laju injeksi 16 bpm. Berdasarkan komposisi
desain tersebut maka selanjutnya dilakukan Step Rate Test (test laju bertingkat),
dilakukan dengan fluida dasar air (water base) ditambah dengan 4% KCL. Tujuan
dari test ini adalah untuk mengetahui laju injeksi pada saat batuan mulai
membentuk rekahan (pecah). Step Up Test di lakukan dengan fluida dasar air
(water base) sebanyak 66 bbl yang ditambah 4% KCL Brine dengan laju injeksi :
1,2/1,5/1,8/2,1/3/4/6/8/10/12/16 bpm dengan waktu 1 menit untuk setiap laju
injeksi, sedangkan untuk Step Down Test dengan laju injeksi 12/10/8/6/5/4 bpm
dengan waktu 1 menit untuk setiap laju injeksi dengan menggunakan fluida
injeksi yang sama ketika melakukan Step Up Test dengan total fluida 45 bbl.
Analisa Step Up Test didapatkan frac extension rate di 1,8 bpm dan frac extension
pressure di 2138 psi (Gambar 4.4), sedangkan dari analisa Step Down Test
didapatkan perforated friction dominant karena grafik cenderung melengkung ke
bawah (Gambar 4.5). Tahap selanjutnya adalah melakukan Calibration Injection
116
(MiniFRAC), tujuan dari test ini adalah untuk mengetahui besarnya leak-off
formasi, sehingga pada test ini digunakan fluida yang akan digunakan pada
pekerjaan perekahan yang sesungguhnya tetapi tanpa menggunakan proppant.
Setelah itu dilakukan penyamaan data antara Software dan DataFRAC agar
mendapatkan data yang real yang nantinya digunakan untuk MainFRAC.
Calibration injection dilakukan dengan menggunakan fluida yang sama dengan
fluida yang akan digunakan dalam MainFRAC (perekahan sebenarnya) yaitu YF
120 ST sebanyak 150 bbl dengan laju injeksi 16 bpm.
Hasil dari MainFRAC dengan menunjukkan dimensi rekahan yang terjadi
adalah sebagai berikut : menembus half length sejauh 23,6 m = 77,42 ft, lebar
pada muka perforasi sebesar 0,50 inch, dan tinggi rekahan total 23,3 m = 76,44 ft,
Fcd (Dimensionless Fracture Conductivity) sebesar 38,5 dengan laju injeksi 16
bpm, Konduktivitas Rekahan (Wkf) = 29.764 mD.ft (Tabel IV-12). Perbedaan
parameter hasil desain awal dengan parameter perekahan hidraulik aktual di
lapangan disebabkan karena perekahan aktual terjadi pada kondisi nyata sesuai
dengan keadaan di lapangan, sedangkan parameter hasil desain dihitung dengan
menggunakan asumsi-asumsi tetentu. Asumsi digunakan karena sifat-sifat batuan
dari formasi yang akan direkahkan tidak dapat diketahui dengan pasti. Interpretasi
geometri rekahan dari desain dapat dilakukan dengan lebih mudah karena adanya
asumsi-asumsi ini, seperti misalnya distribusi proppant dianggap merata di
seluruh area rekahan tanpa terjadi settling (pengendapan), aliran dianggap konstan
dan lain-lain. Panjang rekahan aktual di lapangan terlihat lebih pendek daripada
panjang rekahan desain, tinggi rekahan aktual lebih pendek daripada tinggi
rekahan desain dan lebar rekahan aktual memperlihatkan lebih besar daripada
lebar rekahan hasil desain. Perbedaan-perbedaan tersebut diperkirakan karena
adanya beberapa perbedaan antara pelaksanaan dengan desain yang dibuat seperti
laju injeksi yang tidak selalu konstan selama proses perekahan, tekanan injeksi
permukaan yang juga tidak bisa dijamin konstan, harga insitu stress batuan yang
bervariasi sedangkan pada proses perhitungan perencanaan harga insitu stress
diambil harga rata-rata.
117
Perhitungan desain geometri rekahan dilakukan pula secara manual
dengan pendekatan metode PKN 2D. Perhitungan manual ini dengan
memperhitungkan pengaruh fluida non-newtonian dan fluid loss. Hasil
perhitungan dengan metode PKN 2D secara trial dan error didapatkan panjang
rekahan (Xf) = 33,85 m = 111,07 ft, lebar maksimum di muka perforasi (w(0)) =
0,04 m = 1,85 inch, lebar rekahan rata-rata (_
w ) = 0,02 m = 1,16 inch (Tabel IV-
16), tinggi rekahan (hf) = 25 m = 82,02 ft, net pressure sebesar 3343,83 psi, Wkf
(konduktivitas rekahan) sebesar 38.746 mD.ft serta Fcd sebesar 41,52 (Tabel IV-
17). Perbedaan geometri rekahan antara hasil desain awal software FracCADE
P3D terhadap hasil perhitungan manual model PKN 2D disebabkan karena model
P3D memperhitungkan variasi sifat fisik batuan seperti modulus young, poisson
ratio, insitu stress, rock toughness dan lainnya, sedangkan pada perhitungan
manual model 2D tidak memperhitungkan variasi sifat fisik batuan diatas (harga-
harga sifat fisik batuan dianggap sama untuk setiap lapisan batuan). Selain itu
model P3D juga memperhitungkan perkembangan rekahan ke arah vertikal,
sedangkan pada model 2D hanya mengasumsikan tinggi rekahan konstan (tebal
formasi). Selain faktor tersebut, pada pelaksanaan di lapangan rate pemompaan
yang digunakan juga tidak selalu konstan, sedangkan pada perhitungan manual
rate pemompaan dianggap konstan selama proses perekahan berlangsung. Hasil
perhitungan manual PKN 2D ini memang tidak bisa disamakan dengan hasil yang
didapat dari software FraCADE P3D. Maksud dari perhitungan manual 2D ini
adalah sebagai analogi atau proses untuk mendapatkan data geometri rekahan
yang sebenarnya (jika menggunakan software) tentunya dengan beberapa korelasi.
Evaluasi produksi setelah perekahan hidraulik dilakukan dengan
mengevaluasi parameter-parameter seperti peningkatan laju produksi minyak
(Qo), peningkatan permeabilitas batuan (k), peningkatan indeks produktivitas (PI)
dengan metode Prats, Cinco-Ley Samaniego dan Dominique, Tinsley Soliman dan
McGuire Sikora serta kurva IPR dengan menggunakan metode Pudjo Sukarno tiga
fasa.
Evaluasi produksi terhadap peningkatan laju produksi minyak yang
dihitung berdasarkan data produksinya menunjukkan peningkatan laju produksi
118
minyak (Qo) sebesar 3,75 kali dari 48 BOPD sebelum perekahan menjadi sebesar
180 BOPD setelah perekahan. Pada sumur T-XX setelah dilakukannya stimulasi
perekahan hidraulik mengalami peningkatan yang cukup tinggi yaitu
permeabilitas awal sebesar 8,4 mD menjadi 369,87 mD sehingga didapatkan
rata–rata permeabilitas setelah perekahan sebesar 36,63 mD. Perhitungan PI
dilakukan dengan berbagai asumsi, yang dilakukan dengan metode Prats
peningkatan PI 3,19 kali, dengan metode Cinco-Ley, Samaniego & Dominiques
menunjukan peningkatan kenaikan produktivitas (K2P) sebesar 3,19 kali dengan
rw’ menjadi 38,71 ft, metode Prats dan Cinco-ley Samaniego dan Dominique
karena asumsi asumsi yang digunakan sesuai dengan kondisi nyata Sumur T-XX.
Dari kurva IPR Pudjo Sukarno tiga fasa, pada (Pwf) yang sama sebesar 233,59 psi
sebelum perekahan hidraulik menghasilkan laju produksi fluida total (Qf) 218,18
BFPD (Tabel IV-20), setelah perekahan hidraulik menghasilkan Qf 459,42 BFPD
(Tabel IV-22). Pada Pwf yang sama juga 233,59 psi sebelum perekahan hidraulik
menghasilkan laju produksi minyak (Qo) 48 BOPD (Tabel IV-20) dan setelah
perekahan hidraulik menghasilkan Qo sebesar 183,4 BOPD (Tabel IV-22), disini
juga terjadi penurunan Water Cut, yang awalnya 78% menjadi 60%, hal ini
dikarenakan rekahan tidak menembus zona atas dan bawahnya yang kemungkinan
ada zona aquifer, sehingga minyak yang sebelumnya tidak bisa mengalir, setelah
dilakukan fracturing menjadi mudah mengalir ke dalam sumur. Ada beberapa
masukan untuk pengerjaan stimulasi kali ini, yang pertama adalah jenis fluida frac
yang digunakan harus diganti dengan fluida yang mempunyai leak-off kecil
sehingga geometri rekahan akan sesuai dengan desain awal, dan tekanan
pompanya harus diatur lebih besar sehingga akan didapatkan panjang dari rekahan
sesuai dengan desain awalnya.
Dari segi keekonomiannya, biaya job fracturing sumur T-XX ini sekitar
116.210,75 USD (Tabel IV-23), dengan asumsi biaya lifting minyak per barrel 10
USD/bbl dan asumsi harga minyak 80 USD/bbl. Lifting minyak dalam sehari
mencapai sekitar 180 BOPD, dengan menganalisa keekonomian Pay Out Time
(POT), maka biaya investasi operasi fracturing akan kembali dalam 21 hari.
119
BAB VI
KESIMPULAN
Dari penulisan Skripsi ini mengenai evaluasi Hydraulic Fracturing yang
dilakukan pada sumur T-XX Lapangan Tanjung ini dapat ditarik beberapa
kesimpulan sebagai berikut :
1. Perbandingan geomteri rekahan :
a) Geometri rekahan aktual dilapangan :
Panjang rekahan = 23,6 m = 77,427 ft
Tinggi rekahan = 23,3 m = 76,443 ft
Lebar pada muka perforasi = 0,504 inch
Wkf = 29.764 mD.ft
Fcd = 38,5
b) Hasil perhitungan geometri manual PKN 2D :
Panjang rekahan = 33,854 m = 111,070 ft
Tinggi rekahan = 25 m = 82,020 ft
Lebar pada muka perforasi = 1,850 inch
Wkf = 38.746 mD.ft
Fcd = 41,528
2. Perbandingan hasil produksi :
a) Data produksi sebelum perekahan :
Laju alir fluida (Qf) = 220 BFPD
Laju alir minyak (Qo) = 48 BOPD
Laju alir gas (Qg) = 54 MSCFD
Water cut (WC) = 78 %
b) Data produksi setelah perekahan :
Laju alir fluida (Qf) = 450 BFPD
Laju alir minyak (Qo) = 180 BOPD
Laju alir gas (Qg) = 80 MSCFD
Water cut (WC) = 60 %
120
3. Setelah dilakukannya stimulasi perekahan hidraulik, dari segi permeabilitas
mengalami peningkatan sebesar 28,237 mD, yaitu permeabilitas awal sebesar
8,4 mD menjadi permeabilitas rata-rata sebesar 36,6371 mD.
4. Perhitungan peningkatan indeks produktivitas (PI) dengan metode Prats
menunjukan PI awal sebesar 0,907 kemudian setelah perekahan didapatkan
sebesar 3,196 kali peningkatan, dengan metode Cinco- ley, Samaniego dan
Dominique sebelum perekahan didapatkan PI awal sebesar 1,37 kemudian
setelah dilakukan perekahan didapatkan peningkatan kenaikan produktivitas
(K2P) sebesar = 3,196 kali peningkatan dengan rw’ menjadi 38,7135 ft.
5. Dari segi keekonomiannya, biaya job fracturing sumur T-XX ini sekitar
116.210,75 USD, dengan asumsi biaya lifting minyak per barrel 10 USD/bbl
dan asumsi harga minyak 80 USD/bbl. Lifting minyak dalam sehari mencapai
sekitar 180 BOPD, dengan menganalisa keekonomian Pay Out Time (POT),
maka biaya investasi operasi fracturing akan kembali dalam 21 hari.
121
DAFTAR PUSTAKA
1. Craft, B.C., Holden, W.R., ;”Well Design Drilling and Completion”, Prentice
Hall Inc., Englewood Chiffs, New Jersey, 1962.
2. Economides, J. Michael., Daniel Hill. ; “Petroleum Production System”, PTR
Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1994.
3. Howard G. C., Henry L. Doherty, Hydraulic Fracturing, Society of Petroleum
Engineers of AIME, Houston, Texas, 1970.
4. Schechter R. S. Oil Well Stimulation, Prentice Hall Englewood Cliffs, New
Jersey 07632, 1992.
5. Tjondrodipoetro, R.B., : “Stimulation (Acidizing and Hydraulic Fracturing)”,
5 Days Course, Yayasan IATMI, Yogyakarta, 24-28 Januari 2005.
6. ; “Well File Lapangan Tanjung Pertamina EP Unit bisnis 2010.
7. ; “Fracturing Proposal and Post Job Report”, Schlumberger,
Jakarta, 2010.
122
DAFTAR SIMBOL
A = Area Pengurasan, acre
Bo = Faktor Volume formasi minyak, bbl/STB
Cc = Compressibilitas controlled, ft/min1/2
Cf = Kompressibilitas total formasi, psi-1
CL = Total Leak-off coefficient, ft/menit
Cw = Wall Building Mechanism, ft/menit
C = Viskositas controlled, ft/menit
E = Modulus Elastisitas Young, psi
E’ = Plain Strain Modulus, psi
= Strain
Fcd = Konduktivitas rekahan
FE = Flow Efficiency
G = Shear Modulus, psi
g = Gradient Stress, psi/ft
h = Ketebalan formasi produktif, ft
hf = Tinggi rekahan di sumur, ft
K’ = Konsistency Indeks, lbf-secn’/ft2
K = Permeabilitas batuan, mD
Kf = Permeabilitas proppant, mD
n’ = Flow Behavior Indeks
Pf = Internal Pressure, psi
PI =J= Productivity Indeks, bbl/d/psi
Pov = Tekanan Overburden, psi
Ps = Tekanan Statik formasi, psi
Pnet = Net Pressure, psi
Pwf = Tekanan Alir Dasar Sumur, psia
Q = Laju Produksi, bbl/day
123
Qi = Laju injeksi, m3/detik
Qloss = Laju fluid loss, m3/detik
re = Jari-jari Pengurasan, ft
rw’ = Jari-jari sumur efektif, ft
s = Faktor Skin
S = Spasi Sumur, acre
Sp = Spurt Loss, m3/m2
St = Tensile Strength batuan, psi
T = Temperatur, oF
t = Waktu, sec
ti = Waktu injeksi, min
tset = Waktu pengendapan proppant
v = Poison ratio
vset = Kecepatan pengendapan proppant,ft/mnt
w = Lebar rekahan, m
w(o) = Lebar rekahan di sumur, m
w = Lebar rekahan rata-rata, m
xf = Panjang satu sayap reakahan, m
= Densitas formasi, lb/ft2
= Insitu stress, psi
ov = Overburden stress, psi
= Shear stress, psi-1
= Shear rate, sec-1
= Yield point
= Porositas batuan, fraksi
o = Viskositas minyak, cp
LAMPIRAN
124
LAMPIRAN A
PROFIL SUMUR
Sumur T-XX
Gambar A.1.
Profil Sumur T-XX
125
Gambar A.2.
Data Log Sumur T-XX
126
LAMPIRAN B
PERHITUNGAN TRIAL DAN ERROR PKN 2D
Tabel B-1.
Perhitungan Trial Dan Error PKN 2D Sumur T-XX
Xf (iterasi) W (0) b Xf (iterasi+1) error
23.6 0.041329301 0.0259548 4.253456764 4.217332429 37.28528744 13.68528744
33.955823 0.047063849 0.0295561 3.73518954 3.361910417 33.84660982 -0.109213184
32.055983 0.046105955 0.02895454 3.812791525 3.446700545 33.99399263 1.938009629
32.058532 0.046107265 0.02895536 3.812683252 3.44658217 33.99379046 1.935258458
32.873532 0.046522516 0.02921614 3.77865196 3.40938575 33.92977129 1.056239288
32.018978 0.046086939 0.0289426 3.814364716 3.448420535 33.99692906 1.977951455
33.123545 0.046648572 0.0292953 3.768441122 3.398229147 33.9103763 0.786831298
33.122359 0.046647975 0.02929493 3.76848931 3.398281795 33.91046803 0.788108984
33.199932 0.046686963 0.02931941 3.765342242 3.394843599 33.90447292 0.704541399
33.453572 0.046814037 0.02939922 3.755121463 3.383678522 33.88494524 0.431373243
33.585729 0.046880002 0.02944064 3.749837601 3.377907208 33.87481549 0.289086487
33.675356 0.046924644 0.02946868 3.746270191 3.374010974 33.86796302 0.192607016
33.765372 0.046969403 0.02949678 3.742700244 3.370112196 33.86109487 0.095722874
33.954173 0.047063032 0.02955558 3.73525436 3.361981197 33.84673503 -0.107438077
33.921938 0.04704707 0.02954556 3.736521672 3.363365047 33.84918246 -0.072755133
33.925898 0.047049031 0.02954679 3.736365884 3.363194932 33.84888167 -0.077016322
33.923556 0.047047871 0.02954606 3.736458006 3.363295527 33.84905954 -0.07449646
33.926445 0.047049302 0.02954696 3.736344368 3.363171438 33.84884013 -0.077604867
33.926515 0.047049337 0.02954698 3.736341627 3.363168445 33.84883484 -0.07767985
33.926516 0.047049337 0.02954698 3.73634159 3.363168404 33.84883477 -0.077680878
33.854309 0.04701355 0.02952451 3.739185755 3.366274206 33.85432285 1.39302E-05
Pnet = ΔPf 3343.838721
top related