189432996 proposal evaluasi hf

31
EVALUASI STIMULASI HIDRAULYC FRACTURING PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y” PROPOSAL SKRIPSI OLEH : DHUHRI KHOIRUL ANAM 113.090.128/TM PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2013

Upload: dominggus-mangalik-rante-lembang

Post on 28-Dec-2015

113 views

Category:

Documents


7 download

DESCRIPTION

j

TRANSCRIPT

EVALUASI STIMULASI HIDRAULYC FRACTURING

PADA SUMUR “X” LAPANGAN “Y”

PROPOSAL SKRIPSI

OLEH :

DHUHRI KHOIRUL ANAM

113.090.128/TM

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2013

I. JUDUL

Evaluasi Stimulasi Hydraulic Fracturing pada Sumur “X” Lapangan “Y”.

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 perekahan.

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. LANDASAN TEORI

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).

Dari Gambar (5.1) tersebut akan kita dapatkan hubungan ketiga stress

tersebut adalah sebagai berikut :

Stress vertikal (overburden stress) dapat dinyatakan dengan persamaan :

𝜎𝑣 = 𝑔 ƿ 𝑧 𝑑𝑧𝐻

0 ……………………………………............ (5.1)

Gambar 5.1 Besar Ketiga Stress Utama dan Arah Rekahan

Jika overburden adalah harga absolut, yang dialami oleh batuan maupun

fluida di pori-pori batuan, maka efektif stressnya (σv ) adalah :

σv‟ = σv – αP ………………………………………………………... (5.2)

Stress efektif horizontal dapat dinyatakan dengan persamaan :

σH ' =

v σv

' = σH min

' ..................................................................... (5.3)

1 − v

sehingga stress horisontalnya dapat dinyatakan dengan persamaan :

σH = σH ' + αP...................................................................................... (5.4)

dan stress minimum absolutnya adalah :

σH min

= σH min' + αP .

......................................................................... (5.5)

sedang stress absolut minimumnya adalah :

σH max

= σH min

'

+ σtect ................................................................. (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 :

G =

E

(5.8)

2(1 + v)

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 Stress

Gambar 5.3 Plot Fluida Power Law Pada Skala Linear dan Log-log

Berdasarkan pendekatan jenis fluida power law, maka besarnya apparent

viskosity atau viskositas sebenarnya dapat ditentukan dengan persamaan :

µa = 47800K

'

(5.12)

γ1−n

dengan :

𝐾′ = 𝐾 3𝑛 ′ + 1

4𝑛 ′ 𝑛 ;

untuk pipa (lb-secn/ft

2)

𝐾′ = 𝐾 2𝑛 ′ + 1

3𝑛 ′ 𝑛 ;

untuk annulus (lb-secn/ft

2)

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)

µi

Compressibility Controlled (Cc) adalah suatu kehilangan fluida

yang dipengaruhi oleh kompressibilitas. Penentuan besarnya

harga Cc dapat dilakukan dengan persamaan :

CC = 0,0374∆P K φ C f

(5.14)

µ

Dalam banyak hal harga Cµ dan CC sering dikombinasikan

menjadi :

CµC = 2CµCC

(5.15)

Cµ + 4CC

Cµ + 2

Wall building mechanism (Cw). Terbentuk dari residu polimer di

dinding formasi yang menghalangi aliran masuk ke dalam batuan.

Besarnya harga Cw tidak dapat dihitung dan harus diukur di

laboratorium. Gambar (5.4) memperlihatkan hubungan antara

volume filtrat komulatif terhadap waktu hasil analisis

laboratorium. Di mana besarnya Cw merupakan kemiringan pada

daerah linear.

Gambar 5.4

Plot Hasil Laboratorium untuk Menentukan Harga Cw = Cm

Dari ketiga mekanisme tersebut, maka besarnya koefisien leak-off total

adalah :

𝐶𝑡 = 2𝐶𝜇 𝐶𝑐

𝐶𝜇 𝐶𝑤 + 𝐶𝜇2𝐶𝑤

2+ 4𝐶𝑐2(𝐶𝜇

2+ 𝐶𝑤2)

(5.16)

Jumlah kehilangan fluida yang masuk ke dalam batuan dapat ditentukan

dengan persamaan :

V = 𝑉𝑠 + 2𝐶𝑡 𝑡 (5.17)

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 sifat-sifat yang harus dimiliki oleh setiap fluida perekah adalah :

1. Stabil

2. Tidak menyebabkan kerusakan formasi

3. Mempunyai friction loss pemompaan yang rendah

4. Mampu membawa bahan pengganjal kedalam rekahan yang dibuat

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 sebagai

berikut :

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.

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).

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,

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 rekahan

antara lain :

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

akan cenderung untuk menutup kembali rekahan tersebut yang dinotasikan

sebagai closure stress (stress yang diteruskan formasi kepada proppant 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.

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,

karena masih bisa dipecahkan secara manual dengan bantuan matematika atau

grafis. 3D memerlukan komputer canggih atau PC yang canggih tetapi makan

waktu agak lama (dan butuh data yang lengkap mengenai stiffness matrix, variasi

stress, dan lain-lain) sedangkan model software P3DH 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).

1. PAN American Model

Howard dan Fast memperkenalkan metode ini yang kemudian dipecahkan

secara matematis oleh Carter dengan skema seperti yang terlihat pada Gambar

(5.5). Untuk menurunkan persamaannya maka dibuat beberapa asumsi :

a. Rekahannya tetap lebarnya

b. Aliran ke rekahan linier dan arahnya tegak lurus paa muka rekahan.

c. Kecepatan aliran leak-off ke formasi pada titik rekahan tergantung dari

panjang waktu pada mana titik permukaan tsb 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.

Dengan asumsi tersebut Carter menurunkan persamaan untuk luas bidang rekah

satu sayap :

1

W

t4C

W

tπ2cerfce

4ππ

WqA(t)

2Wπt2c

2

i …………....……..(5.18)

atau

1

π

2xxerfce

4ππ

WqA(t)

2x

2

i ………………………..…………(5.19)

dimana:

wtCx .2

A(t) = luas, ft2 untuk satu sisi pada waktu t

q = laju injeksi, cuft/menit

W = lebar rekahan, ft

t = waktu injeksi, menit

C = total leak off coeffisient, ft/menit1/2

Gambar 5.5 Skematis Model Carter

2. 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 5.6 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

4/1

max

131,2

G

Xfvqw i .............................................................(5.20)

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

E, dengan :

V

EG

12 .......................................................................................(5.21)

dimana :

qi = Laju injeksi, bbl/min

= Apparent viscosity, cp

v = Poison ratio

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 :

4

13,0

4/1

G

Xvqw

fi ........................................................(5.22)

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 :

2'2/1'

max60

61,5

144

9775,0

'

1'21'

3

12812

nn

n

nnw

2'2/1'1'

'

n

n

ff

n

i

E

hXKq .........................................................(5.23)

dimana wmax dalam satuan inch. Lebar rata-rata dapat ditentukan dengan

mengalikan wmax dengan /4, n‟ dan K‟ adalah sifat-sifat reologi fluida fracturing

power-law. Seluruh variabel dalam Persamaan (5.22) adalah untuk fluida

newtonian.

3. KGD Model

Model KGD – seperti yang terlihat pada Gambar (5.7) – 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 5.7 Model Skematis KGD

Lebar rata-rata rekahan untuk KGD model dalam suatu koheren dan fluida

newtonian adalah :

w =

4

127,2

4/12

f

fi

Gh

Xvq .................................................(5.24)

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).

5.5. Peralatan Perekahan Hidrolik (hydraulic fracturing)

Pada pekerjaan Perekahan Hidrolik, peralatan-peralatan yang digunakan

antara lain:

Tempat penampungan fluida

Untuk menampung fluida dasar dipakai tanki 50, 150, atau 500 barrel

yang diangkut dengan truk atau hanya berupa kolam /diletakkan di atas

platform.

Peralatan penampung material pengganjal (proppant)

Alat ini berupa bak-bak yang menggunakan sistim gravitasi/ hidrolik

untuk memindahkan proppant ke tempat pencampuran.

Peralatan pencampur

Peralatan pencampur dipakai untuk menyampur fluida dasar, proppant,

dan berbagai additivenya.

Peralatan pompa bertekanan tinggi

Pompa yang digunakan berprinsip pada triplex pump. Pompa ini dipasang

pada sebuah truk atau platform.

Peralatan pengontrol utama

Pengontrol ini berupa indikator-indikator pressure, densitas fluida,

kecepatan alir fluida, dan peralatan kontrol lainnya.

Peralatan pipa-pipa di permukaan dan manifold

Peralatan untuk operasi coiled-tubing fracturing (CTF) menggunakan

beberapa jenis straddle packer. Peralatan packer dibawah permukaan

(BHPA) didesain khusus untuk operasi CTF.

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.

Tekanan perekahan seringkali merupakan satu-satunya data yang dapat

diperoleh secara langsung pada saat treatment di lapangan. Suatu grafik plot log-

log dari tekanan dasar sumur versus waktu (Nolte and Smith) dapat digunakan

sebagai model untuk membuat interpretasi dari tekanan perekahan ini. Harga

stress horisontal maksimum (in-situ stress) dapat diperoleh dari analisa penurunan

tekanan yang dilakukan pada saat pemompaan dihentikan, yaitu setelah

serangkaian test injeksi selesai dilakukan. Rekahan akan tetap membuka jika

tekanan yang diberikan lebih besar dari harga closure pressure.

Gambar 5.8 Fracturing Pressure Performance

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 antara

harga 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 :

wfs PP

qJPI

...............................................................................(5.25)

atau,

w

e

oor

rB

hkJPI

ln.

..007082,0

....................................................................(5.26)

dimana :

PI = J = Productivity Index, stb/day/psi

q = laju produksi, bbl/day

Ps = tekanan statik formasi, psia

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

k = permeabilitas efektif, md

h = ketebalan formasi produktif, ft

o = viskositas minyak, cp

oB = faktor volume formasi minyak, stb/bbl

re = jari-jari pengurasan, ft

rw = jari-jari sumur, ft

Jika ada skin faktor maka Persamaan (5.26) menjadi :

J = wfs

o

PP

q

=

S0,75

r

rln

μoBo141,2

hk

w

e ……………………… (5.27)

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 :

𝐽𝑓

𝐽0=

ln (𝑟𝑒𝑟𝑤

)

ln (𝑟𝑒

0,25 𝑟𝑣) ...................................................................................(5.28)

dimana :

Jf = Productivity Index setelah perekahan, bbl/day/psi

Jo = Productivity Index sebelum perekahan, bbl/day/psi

re = jari-jari pengurasan, ft

rw = jari-jari sumur, ft

rv = vertical fracture penetration, ft

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

f

f

FDLK

WKC .............................................................................................(5.29)

dimana :

CFD = Dimensionless Fracture Conductivity

Kf = Permeabilitas rekahan, md

K = Permeabilitas formasi, md

W = Tebal rekahan, inchi

Lf = Setengah panjang rekahan, ft

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 5.9), yaitu :

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

pengurasan sumur (re).

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

Sikora).

Ak

kw f 40..12.......................................................................................(5.30)

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).

𝐽𝑓

𝐽0=

𝑌

7,13 ln (0,472 𝐿𝑒𝑟𝑤

) ................................................................(5.31)

dimana : Jf = Productivity Index setelah perekahan, bbl/day/psi

Jo = Productivity Index sebelum perekahan, bbl/day/psi

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 5.9 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. METODOLOGI

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.

FLOW CHART EVALUASI STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING

Operasi Stimulasi Perekahan

Hidrolik

START

Input Data Data Resevoir, Data Komplesi, Data

Produksi

Pemilihan Fluida Perekah,

Pemilihan Proppant dan Pemodelan

Geometri Perekahan

Analisa Kenaikan PI

Metode Prats/Metode McGuire-

Sikora/Metode Cinco-Ley& Samaniego

Peningkatan

Harga PI

STOP

Ya

Tidak

VII. RENCANA KERJA

NO

KEGIATAN

WAKTU (BULAN)

1 2 3 4 5

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

1 Pengajuan

Proposal

2

Studi

Lapangan dan

Pengambilan

Data

3 Penyusunan

Tugas Akhir

4 Bimbingan

Tugas Akhir

5 Sidang

VIII. RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

KATA PENGANTAR

HALAMAN PERSEMBAHAN

RINGKASAN

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

DAFTAR LAMPIRAN

BAB I. PENDAHULUAN

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN “Y”

2.1. Sejarah Lapangan “Y”

2.2. Struktur Geologi dan Stratigrafi Lapangan “Y”

2.3. Karakteristik Reservoir Lapangan ”Y”

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

3.6. Operasi Stimulasi Hydraulic Fracturing

3.6.1. Tekanan Injeksi

3.6.2. Analisis Penurunan Tekanan

3.7. Tip Screen Out (TSO)

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

4.5.3.3. Metode Cin-coley & Samaniego

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN