Evaluasi Stimulasi Hydraulic Fracturing pada

Sumur “X”

TUGAS AKHIR

Oleh

APFIA GRACE Y.M.L

071.11.04 5

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKUTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

UNIVERSITAS TRISAKTI

JAKARTA

2014

PROPOSAL TUGAS AKHIR TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI

UNVERSITAS TRISAKTI

I. JUDUL

Evaluasi Stimulasi Hydraulic Fracturing pada Sumur “X”

II. LATAR BELAKANG

Permeabilitas batuan sangat mempengaruhi besar kecilnya produktivitas suatu

sumur. Permeabilitas batuan yang kecil akan menyebabkan kecilnya harga indeks

produktivitas (PI) sumur sebagai indikasi rendahnya produktivitas sumur. Kecilnya harga

permeabilitas dapat terjadi karena permeabilitas alamiah reservoir yang dari asalnya kecil

dan juga dapat disebabkan oleh penurunan permeabilitas reservoir dikarenakan kerusakan

formasi (formation damage). Penurunan permeabilitas ini akibat adanya material lain

yang masuk kedalam porositas batuan dan naiknya produksi air dan gas. Kerusakan

formasi ini dapat terjadi pada waktu pemboran, well completion dan operasi produksi.

Perekahan hidrolik (hydraulic fracturing) merupakan metode yang dapat

dilakukan untuk meningkatkan permeabilitas batuan formasi sehingga diharapkan

produktivitas sumur juga akan meningkat. Metode ini dilakukan dengan memompakan

fluida perekah pada laju dengan tekanan injeksi yang tinggi melebihi tekanan formasi,

yang bertujuan membuat rekahan, kemudian diganjal dengan menggunakan propant agar

rekahan tidak menutup lagi. Keberhasilan perekahan hidrolik dapat ditinjau berdasarkan

perbandingan indeks produksivitas (PI) dari sumur yang telah direkahkan dengan indeks

produktivitas sumur sebelum direkahkan.

III. PERUMUSAN MASALAH

Sejauh mana tingkat keberhasilan dari operasi stimulasi perekahan hidrolik

(hydraulic fracturing) yang telah dilakukan jika ditinjau berdasarkan kenaikan indeks

produktivitas yang terjadi setelah perekah

IV. MAKSUD DAN TUJUAN

4.1. Maksud

Mengevaluasi tingkat keberhasilan pelaksanaan suatu operasi perekahan hidrolik

(hydraulic fracturing) yang telah dilakukan dalam usaha untuk meningkatkan

produktivitas suatu sumur.

4.2. Tujuan

Melakukan evaluasi operasi stimulasi perekahan hidrolik (hydraulic fracturing)

dengan melakukan analisa terhadap indeks produktivitas (PI).

V. TEORI DASAR

5.1. Pengertian Perekahan Hidrolik

Perekahan hidrolik ialah usaha membuat rekahan untuk jalan mengalirnya fluida

reservoir ke lubang sumur dengan cara menginjeksikan fluida perekah pada tekanan

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 diganjal dengan pengganjal berupa pasir

(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 yang tinggi.

5.2. Mekanika Batuan

Untuk dapat merekahkan batuan reservoir, maka pada batuan tersebut harus

diberikan tekanan sampai melebihi tekanan dari gaya-gaya yang mempertahankan

keutuhan batuan tersebut. Sehingga jika tensile stress terlewati, maka batuan akan

merekah pada bidang yang tegak lurus terhadap stress utama terkecil. Dengan kata lain,

jika arah stress utama terkecil horisontal, maka rekahan yang terjadi adalah vertikal.

Sebaliknya jika stress utama terkecil vertikal, maka rekahan yang terjadi adalah

horisontal. Hal ini dapat dilihat seperti Gambar 5.1 :

Gambar 5.1

Besar Ketiga StressUtama dan Arah Rekahan

Dari Gambar 5.1 tersebut akan kita dapatkan hubungan ketiga stress sebagai berikut::

Stress vertikal (overburden stress) dapat dinyatakan dengan persamaan:

(5.1)

Jika overburden memiliki harga absolute, maka berlaku persamaan efektif stressnya :

(5.2)

Stress efektif horizontal dapat dinyatakan dengan persamaan :

(5.3)

Stress horizontalnya dapat dinyatakan dalam persamaan :

(5.4)

Stress minimum absolutnya adalah :..

(5.5)

Stress absolute minimumnya adalah :

(5.6)

Dengan melihat adanya stress-stress tersebut, maka dimungkinkan arah rekahan

dapat terjadi secara vertikal, horisontal, maupun menyudut. Untuk menentukan arah

rekahan tersebut dapat dilakukan sebagai berikut :

1. Jika gradien rekah (Gf) < 0,95 psi/ft, maka arah rekahan terjadi secara vertikal.

2. Jika gradien rekah (Gf) > 1,1 psi/ft, maka arah rekahan terjadi secara

horisontal.

3. Jika gradien rekah (Gf), harganya diantara 0,95 – 1,1 psi/ft, maka arah

rekahan yang terjadi menyudut.

Parameter-parameter lain yang termasuk daiam mekanika batuan antara lain :

1. Young modulus (E), merupakan kemiringan di daerah linier pada grafik stress

vs strain.

2. Plane strain Modulus (E' ) dinyatakan dengan persamaan :

E' =

E (5.7)

1 – v

3. Shear stress (G) dinyatakan dengan persamaan :

E

G = 2(1 + v) (5.8)

5.3. Mekanika Fluida

Fluida perekah digunakan agar rekahan yang terjadi cukup besar sehingga

proppant dapat masuk ke dalam tanpa mengalami mampat (Bridging) atau pengendapan

(settling). Untuk itu, fluida perekah harus berviskositas besar dan kehilangan fluida juga

harus diperkecil, dengan jalan menambahkan polimer, yang akan membentuk sifat wall

building.

5.3.1. Rheology

Pengetahuan tentang theology fluida perekah diperlukan untuk mendapatkan

harga viskositas yang cukup berdasarkan besarnya harga shear rate dan shear stressnya.

Di dalam rheology, dikenal tiga jenis fluida perekah, yaitu newtontan, bingham plastik

dan power law.

Untuk fluida newtonian berlaku hubungan :

τ = µγ (5.9)

Sedangkan untuk fluida bingham plastic berlaku :

τ = µγ + τy .......................................................(5.10)

Dan untuk power law berlaku hubungan :

τ = Kγn ...................................................................(5.11)

Perbedaan ketiga jenis fluida tersebut dapat diperlihatkan pada Gambar (5.2).

Gambar (5.3) memperlihatkan hubungan antara shear rate dan shear stress untuk

fluida power law pada skala linear dan log-log. Untuk fluida perekah yang berlaku

adalah power law.

Gambar 5.2

Harga-harga Shear Rate vs Shear Stres

Gambar 5.3

Plot Fluida Power Law Pada Skala Linear dan Log-log

5.3.2. Fluid Loss (Leak-Off)

Kehilangan fluida adalah terjadinya aliran fluida perekah masuk ke dalam batuan. Secara

umum leak-off yang berlebihan dapat disebabkan oleh ketidakseragaman (heterogenity)

reservoirnya, seperti adanya rekahan alamiah (natural fissures).

Cooper eet al. Memperkenalkan harga koefisien leak-off total (Ct) yang terdiri dari tiga

mekanisme yang terpisah, yaitu :

Viskosity controlled (Cµ), adalah suatu kehilangan fluida yang dipengaruhi oleh

viskositas. Penentuan besarnya harga Cµ dapat dilakukan dengan persamaan :

Cµ = 0,0469 K φ ∆P (5.13)

Compressibility Controlled (Cc) adalah suatu kehilangan fluida yang

dipengaruhi oleh kompressibilitas. Penentuan besarnya harga Cc dapat

dilakukan dengan persamaan :

Dalam banyak hal harga Cµ dan CC sering dikombinasikan menjadi :

5.3.3. Fluida Perekah dan Additive

Fluida yang dipakai dalam operasi perekahan hidrolik dibedakan menjadi

tiga jenis yaitu :

1. Water base fluid (Fluida Perekah dengan bahan dasar air)

2. Oil base fluid (Fluida perekah dengan bahan dasar minyak)

3. Emulsion base Fluid (Fluida perekah dengan bahan dasar asam)

Adapun fungsi dari Fungsi fluida perekah adalah :

1. Menyalurkan tenaga pompa ke formasi batuan.

2. Memulai perekahan dan memperluas rekahan.

3. Membawa dan menempatkan materi pengganjal.

Proses pemompaan pada operasi perekahan hidrolik dapat dijabarkan 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. Viscositas yang rendah dapat masuk ke

matrix lebih mudah dan mendinginkan formasi untuk mencegah degradasi gel..

2. Pad, yaitu fluida dengan viskositas lebih tinggi, juga tanpa proppant dipompakan

untuk membuka rekahan dan membuat persiapan agar lubang dapat dimasuki slurry

dengan proppant. Viskositas yang lebih tinggi mengurangi leak-off (kebocoran fluida

meresap masuk ke formasi). Pad diperlukan dalam jumlah cukup agar tidak terjadi terjadi

100 % leak-off sebelum rekahan terjadi dan proppant ditempatkan.

3. Slurry dengan proppant, yaitu proppant dicampur dengan fluida kental, proppant

ditambahkan sedikit demi sedikit selama pemompaan, dan penambahan proppant ini

dilakukan sampai harga tertentu pada alirannya (tergantung pada karakteristik formasi,

sistem fluida, dan gelling agent).

4. Flushing, yaitu fluida untuk mendesak slurry sampai dekat dengan perforasi,

viskositasnya tidak terlalu tinggi dengan friksi yang rendah.

Operasi perekahan hidrolik suatu fluida perekah harus menghasilkan friction

yang kecil tetapi mempunyai viskositas yang tinggi untuk dapat menahan proppant, dan

dapat diturunkan kembali setelah operasi dengan mudah. Dalam hal ini additive atau zat

tambahan diperlukan untuk mengkondisikan fluida perekah sesuai dengan kebutuhan.

Adapun additive yang perlu ditambahkan dalam fluida dasar adalah sebagai berikut :

1. Thickener , berupa polimer yang ditambahkan sebagai pengental fluida dasar.

Contohnya adalah guar, HPG (Hydroxypropyl Guar Gum), CMHPG (Carboxymethyl

Hydroxypropyl Guar), HEC (Hydroxyethylcellulose) dan Xantan gum.

2. Crosslinker , (pengikat molekul agar rantai menjadi panjang) diperlukan untuk

meningkatkan viskositas dengan jalan mengikat satu molekul atau lebih sehingga

proppant yang dibawa tidak mengalami settling (pengendapan) serta memperkecil leak-

off fluida ke formasi. Biasanya organometalic atau transition metal compounds yang

biasanya borate, titan dan zircon.

3. Buffer , (pengontrol pH) dimana pada pencampuran setempat, polimer dalam

bentuk powder ditambahkan dalam fluida dasar. Untuk dapat terpisah dengan

baik, pH harus berkisar 9, yang didapat dari pencampuran dengan basa seperti NaOH,

NH4OH, asam asetat dan asam sulfamic (HSO3NH3).

4. Bactericides/biocides , (anti bakteri) dimana bakteri penyerang polimer merusak

ikatan polimer dan mengurangi viskositasnya, sehingga perlu ditambahkan anti bakteri

seperti glutaraldehyde, chlorophenate squaternaryamines dan isothiazoline. Zat ini perlu

ditambah ditanki sebelum air ditambahkan, karena enzim yang terlanjur dihasilkan bisa

memecah polimer. Bactericides tidak dipergunakan apabila fluida dasarnya minyak.

5. Gelling agent , (pencampur gel) untuk menghindari mengumpulnya gel,

seringkali gel dicampur terlebih dahulu dengan 5% methanol atau isopropanol.

Penggunaan zat ini bisa diperbesar kadarnya untuk formasi yang sensitive.

6. Fluid Loss additive , fluid loss harus diperkecil. Untuk formasi homogen,

biasanya sudah cukup dengan filter cake yang terbentuk di dinding

formasi.Material yang umum dipakai antara lain : pasir 100-mesh, silica fluor (325-

mesh), baik untuk rekahan kecil alamiah (silica flour 200 mesh untuk rekahan kecil < 50

micron dan 100 mesh untuk yang lebih besar >50 micron), Oil Soluble Resins, Adomite

Regain (Con Starch), Diesel 2-5 % (diemulsikan), Unrefined Guar dan Karaya gums.

7. Breakers , untuk memecahkan rantai polimer sehingga menjadi encer

(viskositasnya kecil) setelah penempatan proppant agar produksi aliran minyak kembali

mudah dilakukan. Breakers harus bekerja cepat, konsentrasinya harus cukup untuk

mengencerkan polimer yang ada.

Untuk pemilihan fluida perekah yang sesuai, harus dipenuhi kriteria sebagaiberikut :

1. Memiliki harga viskositas cukup besar, yaitu 100 – 1000 cp pada

temperature normal.

2. Filtrasi yang terjadi jangan sampai menutup pori-pori batuan.

3. Stabil pada tekanan tinggi.

4. Tidak bereaksi dengan fluida reservoir, karena dapat menimbulkan endapan

yang menyebabkan terjadinya kerusakan formasi.

5. Tidak membentuk emulsi di dalam lapisan reservoir.

6. Viskositas cairan dapat berubah menjadi kecil setelah terjadinya perekahan,

sehingga mudah disirkulasikan keluar dari sumur.

7. Dari segi ekonomi harus memiliki harga yang relative murah.

5.4. Material Pengganjal (Proppant)

Proppant merupakan material untuk mengganjal agar rekahan yang terbentuk

tidak menutup kembali akibat closure pressure ketika pemompaan dihentikan dan

diharapkan mampu berfungsi sebagai media alir yang lebih baik bagi fluida yang

diproduksikan pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir yang bersangkutan.

1. Pasir Alami

Berdasarkan sifat-sifat fisik yang terukur, pasir dapat dibagi ke dalam kondisi

baik sekali, baik, dan dibawah standat. Golongan yang paling baik menurut standart API

adalah premium sands yang berasal dari Illinois, Minnesota, dan Wisconsin. Biasanya

disebut „Northern Sand”, “White Sand”, “Ottawa Sand”, atau jenis lainnya misalnya

“Jordan Sand”.Golongan yang baik berasal dari

Hickory Sandstone di daerah Brady, Texas, yang memiliki warna lebih gelap dari

pada pasir Ottawa. Umumnya disebut “Brown Sand”, “Braddy Sand”, atau “Hickory

Sand”. Berat jenisnya mendekati 2,65. Salah satu kelebihan pasir golongan ini dibanding

pasir Ottawa adalah harganya yang lebih murah.

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 lebh merata di setiap bagiannya.

Ketika butiran proppant ini hancurkarena 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 (fine migration) penyebab penyumbatan pori batuan bias

tereliminasi. Proppant ini sendiri terbagi menjadi dua jenis, yaitu :

a. Pre-cured Resins

Berat jenisnya sebesar 2,55 dan jenis ini dibuat dengan cara pembakaran alam

proses pengkapsulan.

b. Curable Resins

Penggunaan jenis ini lebih diutamakan untuk menyempurnakan kestabilam efek

pengganjalan. Maksudnya adalah, proppant ini dinjeksikan dibagian belakang

(membuntuti slurry proppant) untuk mencegah proppant mengalir balik ke sumur

(proppant flow back). Setelah membeku,

5.4.1. Jenis Proppant

Beberapa jenis proppant yang umum digunakan sampai saat ini adalah pasir

alami, pasir berlapis resin (Resin Coated Sand), dan proppant keramik (Ceramic

Proppant).

proppant ini akan membentuk massa yang terkonsolidasi dengan daya tahan

yang lebih besar.

3. Proppant Keramik (Ceramic Proppant)

Proppant jenis ini dikelompokkan menjadi empat golongan sebai berikut :

a. Keramik berdensitas rendah (Low Density Ceramic)

Jenis ini memiliki berat jenis hampir sama dengan pasir (SG = 2,7), memiliki

kemampuan untuk menahan tekanan penutupan (Clossure pressure) sampai 6000 psi,

serta banyak digunakan di Alaska.

b. Keramik berdensitas sedang (Inter mediate Ceramic)

Jenis ini lebih ringan dan lebih murah dibandingkan Sintered Bauxite, memiliki

specific gravity 3,65. Karena harganya yang mahal maka proppant ini hanya digunakan

untuk mengatasi tekanan yang benar-benar

tinggi. Proppant jenis ini mampu menahan tekanan sebesar 12000 psi, biasa

digunakan untuk temperature tinggi dan sumur yang sour (mengandung H2S).

c. Resin Coated Ceramic

Suatu jenis baru yang merupakan kombinasi perlapisan resin dan butiran

keramik. Jenis ini terbukti memberikan kinerja yang lebih baik. Khusus untuk resin

coated proppant, variasi yang dimunculkan semakin banyak. Resin Coated Ceramic

memiliki ketahanan terhadap closure pressure sebesar 15000 psi dan temperature hingga

450 oF.

5.4.2. Konduktivitas Rekahan

Sifat fisik proppant yang mempengaruhi besarnya konduktivitas rekahanantara

lain :

1. Kekuatan proppant, apabila rekahan telah terbentuk, maka tekanan

formasi akan cenderung untuk menutup kembali rekahan tersebut yang dinotasikan

sebagai closure stress (stress yang diteruskan formasi kepada proppant pada waktu

rekahan menutup). 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.

5.5. Model Geometri Rekahan

Untuk menghitung pengembangan rekahan, diperlukan prinsip hukum konversi

momentum, massa dan energi, serta kriteria berkembangnya rekahan, yang berdasarkan

interaksi batuan, fluida dan distribusi enersi. Volume rekahan dibatasi oleh besarnya

kehilangan tekanan dalam peralatan dalam sumur.

Luas rekahan tergantung kepada besarnya laju injeksi serta terutama pada sifat fluida

perekah (koefisien fluida perekahan,Dalam penjelasan di sini akan dibicarakan model

perekahan 2D.

Di bawah ini adalah dua model dimensi perekahan, yakni :

1. PKN atau Perkins, Kern (ARCO) & Nordgren

2. KGD atau Kristianovich, Zheltov (Russian Model ) lalu diperbaharui oleh

Geertsma dan de Klerk (Shell).

1. PKN Model

Model PKN mempunyai irisan berbentuk elips di muka sumur dengan lebar

maksimumnya terletak di tengah-tengah elips tersebut. Gambar (5.6) berikut

mengilustrasikan bentuk dari model PKN. Model tersebut berdasarkan anggapan bahwa :

1. Panjang rekahan / Penetrasi rekahan jauh lebih besar daripada tinggi rekahannya

(Xf >>Hf).

2. Tinggi rekahannya sama dengan tebal reservoir.

3. Tekanan dianggap konstan pada arah irisan vertikal, stiffness batuan bereaksi

vertikal.

Gambar 5.4

Model Skematis PKN

Berdasarkan anggapan diatas, metoda ini cocok diterapkan pada formasi dengan

permeabilitas kecil. Model ini memiliki bentuk eliptikal pada lubang bor, lebar

maksimum pada pusat elip, dengan lebar nol pada bagian puncak dan dasar.

Untuk fluida Newtonian, lebar maksimum ketika panjang rekahan setengahnya adalah

sama dengan Xf:

dimana G adalah shear modulus elastik dan dihubungkan dengan modulus young, E,

dengan :

: faktor adalah kira-kira sama dengan 0.75, sehingga bentuk /4 = 0.59. Dalam

suatu lapangan, dimana w dihitung dalam satuan inch, qi dalam bbl/min, dalam

cp, Xf dalam satuan feet dan G dalam psi, maka :

untuk fluida perekah non-newtonian, perhitungan dipengaruhi oleh rheology (power law)

dari fluida. Dengan asumsi efek fluid loss diabaikan maka Economides memberikan

persamaan untuk lebar rekahan maksimum dengan non-newtonian fluid (dalam satuan

lapangan) adalah :

2. KGD Model

Model KGD – seperti yang terlihat pada Gambar (5.5) merupakan hasil rotasi

sebesar 90o dari model PKN, dan pada umumnya lebih cocok dengan sebagian besar

geometri rekahan yang terbentuk. Model KGD mempunyai lebar yang sama (seperti segi

empat) di sepanjang rekahannya dan berbentuk setengah elips di ujungnya. Model KGD

rekahannya relatif lebih pendek, lebih lebar dengan konduktivitas yang lebih besar dari

model PKN.

Asumsi-asumsi yang digunakan pada model KGD yaitu :

1. Tinggi rekahan lebih panjang daripada panjang rekahan (hf >> xf)

2. Tinggi rekahan sama dengan tebal reservoir.

3. Stiffness batuan bekerja pada arah horizontal.

Gambar 5.5

Model Skematis KGD

Dimana w adalah lebar rata-rata rekahan (inch), qi adalah laju injeksi (bbl/min), μ adalah

viskositas (cp), Xf adalah panjang rekahan (feet), hf adalah tinggi rekahan (feet) dan G

adalah shear modulus elastik (psi).

5.6. Perencanaan Perekahan Hidrolik

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 : formation breakdown, data perekahan yang pernah

dilakukan pada formasi tersebut, step rate test (test laju bertingkat), shut-in decline test

(test penutupan), back flow test (test aliran balik), minifrac (rekahan mini), leak-off test

(test kebocoran fluida).

5.7. Operasi Perekahan Hidrolik

Dalam operasi perekahan hidrolik, analisa 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 alamiahnya, terbukanya

perforasi yang tadinya yang tadinya ada sebagian yang menutup atau bercabangnya

rekahan dan seterusnya.

Tekanan akan 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. Kenaikan

tekanan sesaat pada waktu rekahan mulai pecah tidak terlihat karena waktunya sangat

sigkat. 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.

5.8. Evaluasi Hasil Perekahan Hidrolik

Evaluasi dilakukan untuk mengetahui apakah pelaksanaan perekahan hidrolik

berhasil atau tidak. Secara umum ukuran keberhasilan suatu proyek stimulasi adalah

berhubungan dengan indeks produktivitas sumur. Keberhasilan suatu perekahan hidrolik

dapat dilakukan dengan melakukan evaluasi kenaikan productivity index, yaitu secara

teoritis maupun secara operasional.

5.8.1. Evaluasi Keberhasilan Perekahan Hidrolik berdasarkan Productivity Index secara

Teoritis

Perekahan Hidrolik bisa dikatakan berhasil bila terdapat kenaikan

productivity index yang cukup berarti. Biasanya dengan membandingkan antaraharga

productivity index open hole dengan productivity index setelah rekahan. Untuk

menganalisa suatu perekahan hidrolik dapat dipergunakan beberapa metode. Metode yang

umum digunakan adalah Prats, Tinsley et al, dan McGuire & Sikora untuk sumur pada

steady state dan pseudo steady state. Menurut Gilbert, productivity index suatu sumur

minyak dapat dituliskan sebagai berikut :

Jika ada skin faktor maka Persamaan (5.26) menjadi :

Metode yang akan dibahas pada proposal ini ada dua, yaitu Metode Prats dan Metode

McGuire Sikora.

1. Metode Prats

Anggapan dalam persamaan Prats adalah steady state, didaerah silinder,

inkompressible, konduktivitas rekahan tak terhingga dan tinggi rekahan sama dengan

tinggi formasi. Prats menunjukkan bahwa bila radius lubang sumur kecil dan

kapasitas rekahan besar maka radius sumur efektif bisa dianggap ¼ dari total panjang

rekahan. Persamaan Prats adalah sebagai berikut :

Prats menganalogikan perekahan dengan penambahan harga radius sumur. Aliran

fluida dari formasi ke area perekahan, dianggap seperti aliran radial dari formasi ke

lubang sumur, tanpa perekahan dengan radius efektif sumur sebagai fungsi dari

konduktifitas rekahan tanpa dimensi. Persamaannya adalah :

Asumsi-asumsi yang digunakan dalam persamaan Prats adalah :

Fluida incompressible dan steady state

Konduktifitas rekahan tidak terbatas

Tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi

Kelemahan metode ini adalah bahwa semua keadaan dianggap ideal.

2. Metode McGuire-Sikora

McGuire dan Sikora mempelajari tentang efek rekahan vertikal pada produktifitas

pada reservoir dengan tenaga pendorong solution gas. Asumsi yang digunakan

adalah:

aliran adalah pseudo steady state

laju aliran konstan tanpa ada aliran dari luar batas re

fluida inkompressible

daerah pengurasan berbentuk segiempat sama sisi

lebar rekahan sama dengan lebar formasi

Prosedur metode ini dengan menggunakan grafik McGuire dan Sikora (Gambar

5.8), yaitu :

1) Menghitung perbandingan panjang rekahan (xf) dengan jari-jari pengurasan

sumur (re).

2) Menghitung harga konduktifitas relatif (absis pada grafik McGuire dan Sikora).

3) Dari perpotongan kurva xf/re pada grafik McGuire dan Sikora, maka akan

didapatkan harga pada sumbu y.

4) Menghitung rasio PI sesudah rekahan dengan PI sebelum rekahan (open hole).

Metode McGuire dan Sikora ini adalah yang paling banyak digunakan

saat ini. Dari grafik McGuire dan Sikora kita bisa mengambil beberapa kesimpulan:

1. Pada permeabilitas yang rendah (dengan perekahan yang

konduktifitasnya tinggi), maka hasil kenaikkan produktifitas akan makin

besar terutama karena panjang rekahan dan bukan dari konduktifitas relatif rekahan.

2. Untuk suatu panjang rekahan Lf akan ada konduktifitas rekahan

optimal.Menaikkan konduktifitas rekahan tidak akan menguntungkan. Misalnya

untuk harga Lf / Lc = 0,5 kenaikkan selanjutnya tak ada artinya untuk harga

konduktifitas relatif diatas 105.

3. Maksimum kenaikan perbandingan produktifitas indeks teoritis untuk sumur

yang tidak rusak adalah 13,6.

Gambar 5.6

Grafik McGuire Sikora

5.8.2. Evaluasi Keberhasilan Perekahan Hidrolik berdasarkan Productivity Index secara

Operasional

Evaluasi keberhasilan perekahan hidrolik berdasarkan productivity index secara

operasional, maksudnya adalah membandingkan harga productivity index sebelum

rekahan dengan harga productivity index setelah rekahan sesuai dengan data-data aktual

di lapangan (operasional). Data operasional tersebut meliputi data sumur, data reservoir,

dan data test produksi.

VI. METODA YANG DIGUNAKAN

Evaluasi stimulasi perekahan hidrolik (hydraulic fracturing) yang dilakukan

meliputi evaluasi terhadap program stimulasi serta evaluasi terhadap keberhasilannya.

Evaluasi terhadap program stimulasi dimaksudkan dengan evaluasi terhadap pemilihan

fluida perekah, pemilihan material pengganjal (proppant) dan pemodelan geometri

perekahan. Evaluasi terhadap tingkat keberhasilan perekahan hidrolik dilakukan

berdasarkan parameter productivity index (PI). Analisa terhadap PI ini dilakukan dengan

membandingkan antara nilai PI setelah dilakukan perekahan hidrolik dengan PI

sebelumnya dengan menggunakan metode perhitungan secara teoritis yang dianggap

sesuai dengan kondisi di lapangan.

Jika dari evaluasi yang telah dilakukan didapatkan bahwa perekahan hidrolik

meningkatkan harga PI, maka operasi stimulasi perekahan hidrolik dinyatakan berhasil.

Sebaliknya jika dari evaluasi yang dilakukan didapatkan bahwa perekahan hidrolik tidak

menaikkan harga PI, maka operasi stimulasi perekahan hidrolik dinyatakan tidak berhasil

dan perlu untuk dievaluasi kembali

VII. RENCANA PELAKSANAAN

Adapun perkiraan lamanya pelaksanaan tugas akhir ini adalah selama 2 bulan ( 8

minggu ) dimulai dari 29 Januari-29 Maret . Tahap pelaksanaan adalah sebagai berikut

:

MINGGU PERTAMA

1.Penenuan Lokasi evaluaso

2.Pengenalan lapangan

3.Pengambilan dan pengolahan data dari lapangan

MINGGU KEDUA

1.Pengambilan dan pengolahan data dari lapangan

2.Diskusi

3.Evaluasi

MINGGU KETIGA

1.Mempelajari mekanika Batuan

2.Mempelajari mekanika fluida

3.Diskusi

MINGGU KEEMPAT

1.Lab Analysis

2.Pemilihan material pengganjal

3.Diskusi

MINGGU KELIMA

1.Pemodelan Geometri rekahan

2.Reservoir Study

MINGGU KEENAM

1.Prosedur Perencanaan Perekahan

2.Diskusi

3.evaluasi

MINGGU KETUJUH

1.Pelaksanaan Operasi Stimulasi Hydraulic Fracturing

2.Diskusi

MINGGU KEDELAPAN

1.Evaluasi Keberhasilan Stimulasi Hydraulic Fracturing

2.Evaluasi Perbandingan Indeks Produktivitas

3.Diskusi

4.Evaluasi

VIII. RENCANA DAFTAR ISI

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I. PENDAHULUAN

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “X”

2.1. Sejarah Lapangan “X”

2.2. Struktur Geologi dan Stratigrafi Lapangan “X”

2.3. Karakteristik Reservoir Lapangan ”X”

BAB III. DASAR TEORI STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING

3.1. Mekanika Batuan

3.2. Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing

3.2.1. Rheology

3.2.2. Leak-off Fluida (Kebocoran Fluida)

3.2.3. Fluida Perekah dan Additive

3.3. Material Pengganjal (Proppant)

3.3.1. Jenis Proppant

3.3.2. Spesifikasi Ukuran Proppant

3.3.3. Konduktivitas Proppant

3.3.4. Transportasi Proppant

3.4. Model Geometri Perekahan

3.4.1. PAN American Model

3.4.2. PKN Model

3.4.3. KGD Model

3.5. Prosedur Perencanaan Perekahan

3.5.1. Formation Breakdown

3.5.2. Data Perekahan pada Lapangan yang lalu 3.5.3..Step

Rate Test

3.5.4. Shut-in Decline Test

3.5.5. Back Flow Test

3.5.6. Minifrac

3.5.7. Leak-off Test

3.6Operasi Stimulasi Hydraulic Fracturing

3.6.1. Tekanan Injeksi

3.6.2. Analisis Penurunan Tekanan

BAB IV. EVALUASI STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING

4.1. Alasan Dilakukan Stimulasi Hydraulic Fracturing

4.2. Preparasi Data Awal

4.3. Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant

4.4. Pelaksanaan Operasi Stimulasi Hydraulic Fracturing

4.4.1. Fill Up

4.4.2. Step Rate Test

4.4.3. Minifrac

4.4.4. Evaluasi Minifrac (Minifrac Matching)

4.4.5. Main Fracturing

4.5. Evaluasi Keberhasilan Stimulasi Hydraulic Fracturing

4.5.1. Evaluasi Desain

4.5.2. Perhitungan Geometri Rekahan

4.5.3. Evaluasi Perbandingan Indeks Produktivitas

4.5.3.1. Metode Prats

4.5.3.2. Metode McGuire-Sikora

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN