Kajian Penerapan Stimulasi Hydraulic Fracturing Pada Sumur T-XX Field Tanjung - Pertamina EP Asset 5

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

KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PERTAMINA PERTAMINA EP ASSET ASSET 5

SKRIPSI

Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Memperoleh Memperoleh Gelar Sarjana Pada Kurikulum Program Studi Teknik Perminyakan 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

i

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 085725115223

Alamat e-mail

: [email protected]

ii

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)

iii

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

HYDRAULIC FRACTURING PADA SUMUR T-XX

STIMULASI

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)

iv

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.

v

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.

vi

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

vii

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

viii

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

ix

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 Men urut 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 r w’ dan Fcd.......................................... 58 Gambar 3.16. Kurva Kenaikan Produktivitas untuk (hf/h)=0,9 ......................... 60 Gambar 3.17. Flowchart Software FracCADE .................................................. 68

x

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

xi

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

xii

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

xiii

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

1

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 (K f)  .

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.

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.

Balikpapan

Tanjung

Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5 (6)

4

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 ABottom 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 km 2, 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

Daya Dorong

-

Zona D,E,F Batu pasir Lacustrine Delta

-

Zona P Batu Vulkanik, Natural Fracture

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

8-200 mD

Saturasi air

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 l apangan 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 TXX adalah sumur baru yang dilakukan pemboran pada bulan Desember 2009 kirakira 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)

BAB III DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK

 Hydraulic fracturing  adalah   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

memperlihatkan skematik proses stimulasi hydraulic fracturing.

Gambar 3.1. Skematik Proses Stimulasi Hydraulic Fracturing(5)

16

3.1.

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 : Stress : gaya per unit area σΔ



 ΔF     A  0  ΔA  lim

………………………………………...……….....(3-1) ………………………………………...………. ....(3-1)

Gambar 3.2. Skematik Normal Stress dan Shear Stress (5)

Overburden Stress : gaya akibat beban formasi diatasnya H

σ ov

 g  ρ (z) dz

…………………………………..………………...(3-2) …………………………………..………………...(3 -2)

0

dimana rata-rata gradient (g) berkisar 0,95  –   1,1 psi/ft ; densitas formasi (ρ ( ρ)  berdasarkan hasil penelitian diketahui bahwa densitas batuan berkisar antara 125 hingga 200 lb/ft 3. Strain : deformasi/alterasi posisi relatif titik-titik pada benda yang dikenakan stress. Strain dikomposisikan sebagai perubahan panjang dan perubahan angular.

ε

 lim 10

1 1* 1

………………………………………..…………….....(3-3) ………………………………………..……………..... (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 =



ε2 ε1

……………………………………………………….... (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 10 6 (soft rock) sampai dengan 10 x 10 6 (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 :

Pf 

 2 σh  S t 

2v 1 v

σz  S t

…………………..……..……..….. (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 :

2v 1 v

σz  S t

 σz

…………………..………………..……..……….. (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 :

Pf 



 Pov   2 v     2  v         1 1 cos θ   2   1  v    1  v  

.……………....……..……..... (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 NonNewtonian(3)

Untuk fluida Newtonian berlaku Persamaan :      (du / dy )      ................................................................ ......... (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 :

    K   ' n .......................................................................... ................ (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 be rhubungan dengan  flow behavior index, n’ = n. Bila B = r cup/r  bob, r cup adalah radius dalam (misalnya tubing O.D.) dan r  bob = radius cup yang luar (misalnya casing I.D.) maka berlaku hubungan :

 B2 / n' ( B2  1)  n'  K    K '   2 / n'  n' ( B  1)  B 

................................................ ................ (3-14)

Untuk aliran fluida perekah pada pipa berlaku :

 3n'1  K ' pipa   K    4 n' 

n'

...................................................... ..................... (3-15)

Sedangkan untuk slot (antara dua pipa, annulus atau pada rekahan) berlaku :

 2n'1  K ' slot    K   3n' 

n'

......................................................... ................... (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 :

 ' 

 3n'1 8u  4 n'  d   

.......................................................... ..................... (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 :

 ' 

 2n'1 6u  3 n'  w  

......................................................... ..................... (3-18)

Keterangan : w

= lebar slot atau rekahan, inch

u

= superficial velocity, ft/s =

0.5615  q w h

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 :

 app



47.880  K '  ' 1n'

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)

  

volume rekahan volume  yang  dipompakan

 ........................... ................. .............(3-20)

Umumnya harga    30  50 % 2. Koefisien leak-off  (pengukuran setempat).

C tot 

V  L



Q L

   C tot   A f  

t 

 spurt  .............................................................. ..................(3-21) t   ......................................................... ..................... (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/ft 2. Sedangkan s purt time  adalah waktu yang diperlukan untuk mencapai bagian plot yang lurus,

menit  .

Koefisien leak off karena pengaruh wall building dihitung dengan :

C w



(0,0164 ) m ....................................................................... ... (3-23)  A

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 :

 N re



' n' 0,249  u 2  n D

96n '1 K ' (3n'1) / 4n'

n '

………………………………..………( 3-24)

Apabila q dalam BBL/menit (BPM) maka : u = 17,17 q i/D2 Sebelum menghitung kehilangan tekanan, maka perlu dihitung terlebih dahulu fanning friction factor (f f)  . 

Untuk aliran laminer (Nre < 2100) maka fanning friction factornya : f f   = 16 / N re



Untuk aliran turbulent (N re > 2100) maka fanning friction factornya : f f   = c / Nre b Keterangan :  b = (1,4 – log n’) / 7 c = (log n’ + 2,5) / 50 Kehilangan tekanan aliran fluida perekah dalam pipa dihitung dengan

 persamaan :

 P  F  

5,2 x103  f  f     Lu2  D

…………………………………..…(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

f f 

= 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 :

 P  p  f   

q 2 

323 N 2 D4

……………………………………………..(3-26)

Keterangan : P pf

= 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 alami ahnya. 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. Slu rr y dengan pr oppant  , 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.

 No

Yes

 No

Yes  No

Yes  No

Yes

 No

Yes  No

 No

Yes

Yes

Gambar 3.8. Petunjuk Penggunaan Fluida Perekah Untuk Sumur Minyak (2)

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 175 0F 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 225 0F. 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, NH 4OH, Na-acetat atau Asam Asetat, Natrium Carbonat atau Asam Fumaric (C 4H4O4) dan Asam Sulfamic (HSO3 NH2). 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 sepe rti 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. CaCl 2 akan mengendap  pada kondisi air formasi dengan sulfat atau alkalin yang dominan. CaCl 2 dapat digunakan untuk larutan air air atau methanol  di mana kelarutan KCl dan NH 4Cl 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 Ticrosslink . Untuk temperatur rendah, waktu crosslink   malah akan dipercepat. Atau campuran keduanya untuk mengontrol waktu crosslink. 13. Iron Control Agents

Sama seperti pada pengasaman, ion Fe 3+  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. damage. Selain itu, gas tersebut akan mengurangi terjadinya  fluid loss. loss. Mutual solvent dapat mempermudah aliran fase minyak dari formasi. 3.3. Material Material Pengganjal 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   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 diperlukan  proppant yang makin keras. Hal-hal yang harus diperhatikan dalam pemilihan proppant  pemilihan  proppant  antara  antara lain :  Ukuran butir ( granularitas)  granularitas)  Distribusi (uniform (uniform))  Kualitas (kandungan impurities)  Derajat kebundaran dan kehalusan permukaan butirannya ( roundness dan  sphericity)  sphericity)

3.3.1. Jenis Proppant 

Beberapa jenis  proppant   yang umum digunakan sampai saat ini adalah  pasir alami, pasir berlapis resin ( Resin  Resin Coated Sand ), ), dan  proppant   keramik (Ceramic Proppant  (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 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 Keti ka butiran  proppant  ini   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) migration ) penyebab penyumbatan pori batuan bisa tereliminasi.  Proppant  ini  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  (Ceramic Proppant )  Proppant  jenis  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)  pressure) sampai 6000 psi, serta banyak digunakan di Alaska.  b.  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   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 H 2S). 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 ukuran  proppant 

Cocok dengan ukuran perforasinya



Konduktivitas merupakan fungsi dari ukuran proppant  ukuran  proppant 

3.3.3. Konduktivitas Proppant

Sifat fisik  proppant   yang mempengaruhi besarnya konduktivitas rekahan antara lain : 1. Kekuatan proppant  Kekuatan proppant , apabila rekahan telah terbentuk maka tekanan formasi akan cenderung untuk menutup kembali rekahan tersebut yang dinotasikan sebagai closure stress  stress  (stress yang diteruskan formasi kepada  proppant 

42

 pada waktu rekahan menutup, yang besarnya = {(G f   x D)-P wf }). 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) : 1

2n'1   3n'.d p .   p   f     .....................................................(3-28)     .d p   108 n'    72.K'.2n'1   n'

v set

2. Waktu pengendapan proppant  (tset) : Adalah waktu mengendapnya proppant  didalam rekahan. t set



h f  60.vset

.......................................................................................(3-29)

3. Tinggi maksimum pengendapan proppant  (hfp) h fp

 h f   

v set .t prop 2

  ............................................................................(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 Amer ican M odel

 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. ql

qi

qf 

w

ql

Gambar 3.9. Skematis Model Carter (3)

Dengan asumsi tersebut Carter menurunkan persamaan untuk luas bidang rekah satu sayap :

atau :

A(t) 

 2c e 4ππ 2 

A(t) 

 x  2x   e erfc x 1    4ππ 2  π 

qi W

qiW

πt W

2

keterangan :

 x

 2C 

 t  w ,

2

 2c

erfc

 

   4C t  1 …………....……..(3-31)    W

π t 

W

………………………..………(3-32)

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 (at au dalam) rekahan  jauh lebih besar dari tinggi rekahan (xf hf ). Apabila sebaliknya, dimana tinggi rekahan jauh lebih besar dari kedalamannya (x f hf ) 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 :

G

E 21  v

…………......................................................................(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

L(t)

Geometri

W(0,t)

(0,t) - H

1/ 5

Model PKN

 G q o3   C1   (1  v)h f 4 

Model KGD

 G q o3   C4   (1  v)h f 3 

1/ 5

 (1  v) q o 2   C2    Gh f  

t 4/5

t

4/5

 Gq o 3L    H f   (1  v) 3    C3

1/ 4

1/ 4

t 2/3

1/ 4

 (1  v) q o 3  C5    Gh f 3 

t

 Gq oh f 3    2H f   (1  v) 3 L2    C4

1/ 3

1/ 4

Tabel III-2. Harga C1 sampai C6 pada Tabel III-1. (3) Model Geometri PK (Perkin&Kern)

PKN

KGD

C

Satu Sayap

Dua Sayap

C1

0,60

0,395

C2

2,64

2,00

C3

3,00

2,52

C1

0,68

0,45

C2

2,50

1,89

C3

2,75

2,31

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 nonnewtonian. Adapun hasilnya adalah sebagai berikut :

     w 2S  q  p  i      exp(  2 )erfc(  )  2   1    x     f   2       h C  4  f    L

..................................(3-34)

keterangan :

  

2C  L  t  ...........................................................................................(3-35)



w 2S  p xf = panjang satu sayap rekahan, m S p = 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 : w (0)

 9.15

1 (2n'2)

n' n' (2n' 2) 1 2.14n'  (2n' 2)  3.98  n' 

1 1   n' 1 n'    ( 2 n' 2)   q .h .x f    K' (2n' 2)  i f   E '  



................(3-36)





Dengan asumsi bahwa shape faktor : w  = /5 w(0)  ......................................(3-37)

E'   w Dan Pnet = Pf  =

 

 

(0) 

(2h ) f 

  ........................................................................(3-38)

49

Untuk KGD :

w

(0)

 11.1

1 2n'2

1 n' 1 n' n' 2       ( 2 n' 2) 2n' 2 q . x     1  2n'    2n'2    K '   f      i  3.24 2n'2    h n'. E '   n'   f  

 ..........(3-39)



Dengan asumsi shape faktor : w  = /4 w(0)  .................................................(3-40) Dan Pnet = Pf  =

E' w (0) 4xf 

  .........................................................................(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. M ini F all 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. Cali bration I nj ection 

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 P c = 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 sifatsifat 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 (K f)  dan harga

distribusi permeabilitas rata –   rata (K avg) dengan metode Howard dan Fast dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut: K f 

=

( K i xh)  WK  f   h

………………….…………...............….(3-42)

  re    rw 

log 

K avg

=

  1     L f   1     r e     log     log    K  f      r w  K i     L f           

……………......................(3-43)

Keterangan : K avg

= permeabilitas formasi rata –  rata setelah perekahan, md

r e

= radius pengurasan, ft

r w

= radius sumur, ft

K f 

= permeabilitas efektif formasi yang terkena efek perekahan, md

Lf 

= panjang rekahan 1 sayap, ft

K

= permeabilitas formasi, md

K fW   f = 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 McGuireSikora, 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 :

 J   J o

 r e    r    w   ................................................................................ ..(3-44)    re    ln   0,5 L f        ln 

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, p wf 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 L e/r w 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 (L f ), maka akan ada konduktivitas rekahan optimal. Menaikkan konduktivitas rekahan lebih lanjut tidak akan menguntungkan. Misalnya untuk harga L f /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, r w’ 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 be rikut :

 Fcd 

w Kf   kXf  

......................................................................................(3-46)

Keterangan : w = lebar rekahan setelah menutup (pada propant), ft k f  = 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 wk f 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, r w’ = 0.5 x f   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, r w’ = 0.28 wk f/  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'    rw 

S   ln 

.................................................................................. (3-47)

rw'  rw  rwe s .................................................................................... (3-48) keterangan : S = Faktor skin r w = jari-jari sumur, ft r w’ = jari-jari sumur efektif, ft

59

Sedangkan kenaikan kelipatan produktivitas (K2P) dapat dinyatakan dalam persamaan sebagai berikut :

 re   rw   K 2 P   re  ln    rw'  ln 

..................................................................................(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 :

 PI    J  

q  Ps   Pwf  

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.

 PI  

dq

………………………………………………………….(3-53) dPwf  

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 bersamasama, 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: 2

qo  Pwf     Pwf      Ao   A1       A2   …………………………………………………………......................(3-54) qt ,max Pr  Pr          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)  An  C 0  C 1 WC   C 2 WC  2

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 :

63

WC  …………………………………………………………......................(3-56)   P 1  Exp P 2 P wf   / P r  WC @ P wf     P r 





Dimana harga P1 dan P2 tergantung dari harga water cut   dan dapat ditentukan dengan persamaan berikut :

 1.606207  0.130447  Ln(WC )  P 1…………………………………………………………......................(3-57)  0.517792  0.110604  Ln(WC )  P 2…………………………………………………………......................(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 (Q l) Berdasarkan Qt maksimum langkah 4, kemudian menghitung harga laju produksi cairan q l  untuk  berbagai harga Pwf. 6. Penentuan Laju Produksi Air (Qw) dari harga Water cut   (WC) pada tekanan alir dasar sumur (Pwf) dengan persamaan :

  WC     Q Qw   ……………………........................................................(3-59)   100  WC   l 

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 4. Reservoir Fluid

: Summary, Detailed, All Zone. : 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)



  Fracfluid  



Closure stress = (Pfg x D)x BHP

47880 K '  1 n'

67

 E 



 E ' 



 qon'h f  1 n' Xf   1 /( 2 N  2 )  N  /( 2 N  2 ) 1 /( 2 N  2 ) W (O)  9  15  X 3  98 k      E ' 

(1  v) 2 1 /( 2 n  2)

 _ 

 



w  5 W (o)



   



 Xf   

2C tot   t  W   2SP 

W   2SP qo  2

4C 1  h f  

2  EXP (   )erfc (  ) :



  1   

2  

5. Xf iterasi-Xf asumsi=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 Diagram Alir Desain Dengan FracCADE*

START FracCADE*

GENERAL INPUT

ADMINISTRATION :  Well  Field  Formation  Location

RESERVOIR FLUID : API oil Pb PVT

WELL DATA :  Kedalaman  Dia lb sumur  Temperatur  Tekanan

FRAC. FLUID : Jenis Index konsistensi n’ Flow behavior index K Spurt loss SP Koef leak off Cw

ZONE : Lithologi Permeabilitas Porositas  Net height Poisson ratio Modulus Young

PROPPANT : Jenis Size Mean Diameter Permeabilitas SG

PUMP SCHEDULE GENERATOR Model geometri Panjang rekahan awal Tinggi rekahan Laju injeksi

EXECUTE Screen out ?

TIDAK

HITUNG : Insitu stress = v (1x1xD-Pr)+(1-FxPr)

  Fracfluid  

47880 K '  1 n'

Closure stress = (Pfg x D)x BHP

 E ' 

 E  (1  v) 2

A

Gambar 3.17. Flowchart Software fracCADE

YA

PROPFRAC PLACEMENT

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 TXX 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.

69

70

Tabel IV-1. Data Reservoir Sumur T-XX Lapangan Tanjung (6) Parameter

T-XX

Unit

7,31

acre

5475,17

Acre ft

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

95

°F

Oil Gravity

40,3

°API

OOIP

4,3

MMSTB

pwf

233,59

psi

SG Oil

0,853

-

Kandungan CL-

10,65

ppm

Area Reservoir Volume Reservoir Reservoir Drive

Pour Point, Oil

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

TOPperf  

3384,4

ft

BOTTOMperf 

3389,1

ft

Top perforasi Bottom perforasi

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

1039,2

3409,4

1,4

0,09

1,9

400

0

66,7

33,3

1040

3412

6,2

6,74

8,5

400

0

47,8

52,2

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

1047,5

3436,6

15,9

0,01

1,2

400

0

0

100

Shaly Sand

Clean Shaly Sand

Sandy Shale

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. Tr eatment Schedul e untuk Desain(7) Job Description Stage Gel. Fluid Fluid Name Conc. Volume (lb/mgal) (gal)

Stage Name

Pump Rate (bbl/min)

PAD

16

YF120ST

8000

16

YF120ST

16

0,5 PPA 1,0 PPA 2,0 PPA 3,0 PPA 4,0 PPA 5,0 PPA 6,0 PPA 7,0 PPA FLUSH

Prop. Type and Mesh

Prop. Conc. (PPA)

20,4

12/20 Brady

0

2000

20,4

12/20 Brady

0,5

YF120ST

2000

20,4

12/20 Brady

1

16

YF120ST

2000

20,4

12/20 Brady

2

16

YF120ST

2000

20,4

12/20 Brady

3

16

YF120ST

2000

20,4

12/20 Brady

4

16

YF120ST

2000

20,4

12/20 Brady

5

16

YF120ST

2000

20,4

12/20 RCS

6

16

YF120ST

1700

20,4

12/20 RCS

7

16

Brine 6% KCL

1241

0

0

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.

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 langkahlangkah sebagai berikut :

4.4.1. M ini F all 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.

MINI FALL OFF TEST SUMUR T-XX

3 2

1

4

Gambar 4.2. Grafik M ini F all Off Test   T-XX(7)

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

STEP RATE TEST T-XX

3

4

2

1

Gambar 4.3. Step Rate Test A nal ysis   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

81

STEP UP RATE TEST

2138 si

1,8 b m

Gambar 4.4. Step Up Rate Test A nal ysis   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)

82

STEP DOWN RATE TEST

Gambar 4.5.  T-XX(7) Step Down Rate Test Anal ysis 

Hasil Step down test  : 

Friction pressure dominant : Perforation friction dominant



Max Near wellbore press

: 1226 psi at 16 bpm

83

4.4.3. Cali bration I nj ection   (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.

Calibration Injection T-XX

3 1

2

4

Gambar 4.6. Cali bration I njection   T-XX(7)

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.

G-FUNCTION PLOT ANALYSIS T-XX

2409 si

1946 si

Gambar 4.7. G-Function Plot Analysis(7)

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.  untuk Desain Ulang(7) Tr eatment Schedule  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

2000

10000

48,7

239,2

1000

1000

1838

3,0

14,9

2000

12000

49,8

288,9

2000

3000

1816

3,2

18,1

2000

14000

51,9

340,9

4000

7000

1777

3,2

21,3

2000

16000

54,1

394,9

6000

13000

1763

3,4

24,7

2000

18000

56,2

451,2

8000

21000

1802

3,5

28,2

2000

20000

58,4

509,6

10000

31000

1850

3,6

31,8

2000

22000

60,8

570,4

12000

43000

1931

3,8

35,6

1700

23700

53,5

623,9

11900

54900

2028

3,3

39,0

1241

24941

29,5

653,4

0

54900

2232

1,8

40,8

0,5 PPA 1,0 PPA 2,0 PPA 3,0 PPA 4,0 PPA 5,0 PPA 6,0 PPA 7,0 PPA FLUSH

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

16630 mD.ft

16630 mD.ft

5,1

5,1

Konduktivitas (mD.ft) Effective Fcd

Gambar 4.9. (7) Hasil Desain Ulang dari Simulasi Software F r acCAD E 

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

4 2

5

1

3

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

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. (7) Geometri Rekahan MainFRAC  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 H ydraulic F racturing 

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 (k ave), 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 Fr acCADE  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 =

 ActualDesi gn  SoftwareDe sign    ActualDesi gn  

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.

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

3414000

-

Poisson Ratio (v)

0,2

-

n' base gel

0,4

-

K' base gel

0,35

-

16 bpm

0,04 m3/detik

Waktu treatment total (Tt)

40,8 menit

2448 detik

Spurt loss (Sp)

0 gal/100ft2

0 m3/m2

0,016 ft/min1/2

0,00062 m/detik1/2

Young Modulus (E)

Laju injeksi (qi)

Koeff. Leak-off total (CL)

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) :  E ' 



 E  2   1  v       3414000

  1 0,2 2   

 = 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) :

w  9,15 (0)

1 (2n'2)

n' 1 n'  n' 1n'.x (2n' 2) 1 2,14n' (2n'2) (2n' 2)  qi .hf  f   3,98  K'  n'    E '   

1 2(0,4)  2

= 9,15 

 0,35



0,4 0,4    1  2,14(0,4)   2(0,4)2    3,98 2(0,4) 2   0,4  





1 1 (1 0,4)  2(0,4) 2    (2(0,4)  2)   0,042 0,4 25   x 23,6    

  

355620

  

w(0) = 0,041 m = 1,62 in

4. Menghitung lebar rekahan rata –  rata dari persamaan (3-37)  :

w    5 w(0) w

1  (2n'2)   

 3,14 50,041

w   0,025 m = 1,021 in

95

5. Harga ß dihitung dari persamaan (3-35) :

  



  



2C 1  t  w  2S  p 2(0,00063)

(3,14) x(2448)

0,025  2(0)

  = 4,25

 2    1 , Pada bab sebelumnya, untuk mendapatkan harga exp(  2  )erfc (  )      dengan nilai  < 4 menggunakan Tabel III-3., tetapi apabila harga  > 4, maka rumusnya berubah menjadi

 1 2     1 ,         

dari perhitungan

didapatkan harga  = 4,25, maka hasilnya = 4,21 6. Menghitung X(iterasi+1) dengan persamaan (3-34) :

 x f  



 x f     x f  

(w  2S  p )qi  2   2  erfc exp(    ) (    )  4C 12 h f     

  1 

(0,025  2(0) )0,042  2(4,25)  2   exp( 4 , 25 ) erfc ( 4 , 25 )  1  2 4 x0,00063  x3,14 x25  3,14 





  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  =

 E ' w(0) 2h f  

 =

3556250 0,047  225

= 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



 2 2    exp(    )erfc(  )    1  

Xf (iterasi+1) 

error

0,02

4,25

4,21

37,28

13,68

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

Xf (iterasi)

W (0)

23,6

0,04

33,95,58



w

97

Tabel IV-17. Perbandingan Hasil Aktual MainFRAC dengan Perhitungan Geometri Rekahan Metode PKN 2D

Parameter

Unit

Panjang rekahan (Xf)

Ft

Tinggi rekahan (hf)

Ft

Lebar rata-rata (Wf) P net

In Psi

Sumur T-XX Desain aktual Perhitungan dari FracCADE  manual PKN 2D 77,42 111,07 82,02 76,44 (tebal formasi) 1,16 0,50 1193 3343,83

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 (K f)  dan harga distribusi permeabilitas rata-rata (K avg) 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

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

Permeabilitas awal (k)

98

Perhitungan :

1. Menghitung permeabilitas formasi dari lubang sumur hingga ujung rekahan (permeabilitas rekahan) dengan persamaan:

 K  f   

( Kxh)  WK f   h

(8,4 x82,34)  29764

 K  f  



 K  f  

 369,87  mD

82,34

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 (K avg) selanjutnya dapat dihitung dengan persamaan sebagai berikut :

 K avg  

log( 328 / 0,35)

 1 328     77,42   1   log log   x  x      369,87   8,4 0 , 35 77 , 42            

 K avg   36,63 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

 J 



 r e    r    w  

ln 

  re     0,5 L f         328   ln   0 , 35  J        J o   328 ln   0,5 x77,42    J o

ln 

     

= 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

konduktivitas serta panjang rekahan serta aliran fluida steady state.

 Fcd 

w Kf  

 Fcd  

29764 8,4 x77,42

kXf  

 Fcd  45,76  lihat Gambar 3.15. untuk harga Rw’/Xf  Rw’/ Xf = 0,5 jadi rw’ = 0,5 x 77,42  = 38,71

 rw'    rw 

S   ln 

 38,71  S    4,69 0 , 35  

S    ln 

 328   re  ln  0,35  rw     K 2 P   K 2 P    328   re  ln  ln  38,71  rw'    ln 

 K 2 P  3,19

dan

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).

Y   2,5  lihat Gambar 3.16. untuk (hf/h)=0,9

 J   J o

 J   J o

  r e    r    w  

Yx ln 



6,21

  328    0 , 35    

2,5 x ln 



= 2,74

6,21

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

103

(L/re) = (77,42/328) = 0,23  X   (

WKf   40 ) x( )  K  S 

 X   (

29764 40 ) x( ) 8,4 7,319

= 8283,54

Membaca harga Y (ordinat pada grafik) dengan cara memotongkan harga X dengan kurva (L/re).

Y   2  lihat Gambar 3.14.  J   J o

 J   J o



Y 

7.13 /(ln 0,47 x



re rw

)

2 7,13 /(ln 0,47 x

328 0,35

)

= 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.

104

4.5.4.2. Kurva IPR (I nf low Perf ormance 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 H ydraulic F racturing

Perhitungan kurva IPR dengan menggunakan metode Pudjo Sukarno, dikarenakan perhitungan water cut nya lebih akurat. Tabel IV-19. (6) Data Produksi Sumur T-XX Sebelum H ydraulic F racturing  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

233,59

Psia

915

Psia

Tekanan alir dasar sumur (Pwf) Tekanan reservoir (Pr)

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 : WC  WC @ P wf     P r 

 Pwf       P 1  Exp P 2 x    Pr       

78

WC @ Pwf     Ps 

 

 233,59   915    

1,03 Exp 0,03 x = 75,84 %

c. Perhitungan WC dengan persamaan berikut :

 

 233,59     915  

WC @ Pwf     Ps  75,84 x1,03  Exp 0,03x

= 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 :

Qo Qt ,max

  Ao   A1  P wf    P r     A2  P wf    P r  2

Qt max =

=



Qo

 Ao   A1  P wf    P r 

  A  P  2

wf  

 P r 



2

48 2

 233,59   0,09 233,59  0,18  0,09      915     915  

106

= 305,48 BPD f. Menghitung Qo untuk berbagai asumsi Pwf, misal Pwf = 233,590 psi

Qo

=

2   Pwf     Pwf          Qt max x Ao   A1     A2        Ps      Ps   

2   233,59   233,59     0,09   = 305,48x0,18  0,09    915     915   

= 48 BOPD g. Menghitung laju alir air (Qw) :

Qw

=

 WC   xQo 100  WC 

=

 78  x48 100  WC 

= 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 H ydrauli c Fr acturing 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

107

Gambar 4.12. Kurva IPR Sumur T-XX Sebelum H ydraulic Fracturing 

Setelah H ydraulic F racturing

Tabel IV-21. (6) Data Produksi Sumur T-XX Setelah H ydraulic Fracturing  Parameter Laju alir fluida (Qf)

T-XX 450

BFPD

Laju alir minyak (Qo)

180

BOPD

Laju alir gas (Qg)

80

MSCFD

Water cut (WC)

60

%

Laju alir air (Qw)

270 252,44

BWPD Psia

915

Psia

Tekanan alir dasar sumur (Pwf) Tekanan reservoir (Pr)

Unit

108

Langkah-langkah perhitungan Sumur T-XX : a. Perhitungan konstanta P1 dan P2 : P1

= 1,606207 –  0,1304470  0,1304470 ln (WC) = 1,606207 –  0,1304470  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 : WC  WC @ P wf     P r 

  Pwf      P 1  Exp P 2 x    Pr       60

WC @ Pwf     Ps 

 

252,44   252  915     915

1,07  Exp 0,06 x = 56,97 %

c. Perhitungan WC dengan persamaan berikut :

 

252,44   252  915     915

WC @ Pwf     Ps  56,97 x1,07  Exp 0,06x

= 60 % d. Perhitungan konstanta A0, A1, A2 dengan persamaan berikut : A0

= 0,980321 –  0,115661  0,115661 x 10-1 (WC) + 0,179050 x 10-4(WC)2 = 0,980321 –  0,115661  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  0,202079 x 10-4 (WC)2 = - 0,564870 + 0,762080 x 10-2(60) –  0,202079  0,202079 x 10-4(60)2 = - 0,18

109

e. Perhitungan Qt maximum :

Qo Qt ,max

  Ao   A1  P wf    P r     A2  P wf    P r  2

Qt max =

=



Qo

 Ao   A1  P wf    P r 

  A  P  2

wf  

 P r 



2

180 180 252,44  252,44   252  252 0,35  0,17   0,18  915     915     915

2

= 620,38 BPD f. Menghitung Qo untuk berbagai asumsi Pwf, misal Pwf = 252,4456 psi

Qo

=

2   Pwf     Pwf          Qt max x Ao   A1     A2        Ps      Ps   

2  252,44   252  252,44     0,18   = 620,38x0,35  0,17 915   915       915   915 

= 180 BOPD g. Menghitung laju alir air (Qw) :

Qw

=

 WC   xQo 100 100  WC 

=

 60  x180 100 100  60 

= 270 BWPD

h. Menghitung laju alir total fluida (Qf) : Qf

= Qo + Qw = 180 + 270 = 450 BFPD

110

Tabel IV-22. ydraulic F racturing racturing Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Setelah H ydraulic Pwf (psia) 0

Qo, BOPD 217,64

100

WC 61,08

Qw, BWPD 341,62

Qf, BFPD 559,26

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

Gambar 4.13. drauli c Fracturi Fracturi ng  Kurva IPR Sumur T-XX Setelah H ydrauli

111

Gambar 4.14. Kurva IPR Gross   Sumur T-XX Sebelum dan Setelah H ydraulic F racturing

Gambar 4.15. Kurva IPR Net Oil   Sumur T-XX Sebelum dan Setelah H ydrauli c Fracturi ng 

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 =

=

 266.210,75  14.400  1.800 

= 21,12 hari = 21 hari

113

Tabel IV-23. Biaya Pekerjaan H ydrauli c Fracturi ng   Sumur T-XX Reference

Description

Unit Price (USD) Discount Quantity Unit

Subtotal (USD)

Job Charge and Service Charge

Contract Contract Contract Contract

Fracjob Lumpsum 24000 DataFRAC 4000 Filtration service 1736.84 Catridge 2 micron 47.37 Job Charge and Service Charge

5% 5%

1 Job 1 Job 1 Job 50 ea

24000 4000 1650 2250.08 31900.07

Material Charge

Pertamina Pertamina Contract Amandement Contract Amandement Contract Contract Contract Contract Contract Contract Contract Contract

Diesel/Crude Oil Fresh Water J457 Guar Gelling Agent 1.6 J532 Borate crosslinker 110.53 J218 Oxidier Breaker 3.6 J475 Encapsulated Breaker 78.59 D047 Antifoam 22 F103 Ezeflo Surfactant 18 M275 Bactericide 21.6 M117 Pottasium Chloride 0.64 J495 Clean Flow Add 65 U066 Resin Activator 10.4 S014 12/20 Regular Sand 0.48 S109 12/20 RCS 0.96 Material Charge Total Estimated Charge

5.00% 5.00%

96 GAL 34608 GAL 692 LB 121 GAL 35 LB 35 LB 12 GAL 99 GAL 14 LB 17174 LB 138 GAL 243 GAL 32940 LB 21960 LB

1110.4 12718.86 126 2583.85 286 2502 302.4 16254.08 8998.08 2527.2 15811.2 21081.6 84301.67 116210.75

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 mem buat 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 fl uida 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

114

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 IV16), tinggi rekahan (h f ) = 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 IV17). 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 (hargaharga 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.

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 %

119

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.

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. 7.

; “Well File Lapangan Tanjung Pertamina EP Unit bisnis 2010. ; “ Fracturing Proposal and Post Job Report ”, Schlumberger, Jakarta, 2010.

121

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

K f

=

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

122

123

Qi

=

Laju injeksi, m3/detik

Qloss =

Laju fluid loss, m3/detik

re

=

Jari-jari Pengurasan, ft

r w’

=

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

LAMPIRAN A PROFIL SUMUR Sumur T-XX

Gambar A.1. Profil Sumur T-XX

124

Gambar A.2. Data Log Sumur T-XX

125