BAB IIITEORI DASAR

3.1. Stimulasi Sumur

Stimulasi adalah suatu pekerjaan yang dilakukan terhadap sumur dengan

tujuan meningkatkan laju produksi dengan jalan memperbaiki dan atau

meningkatkan harga permeabilitas batuan. Ada dua cara untuk memperbaiki

permeabilitas, yaitu

Acidizing

Fracturing

3.1.1. Acidizing

Acidizing adalah salah satu proses perbaikan terhadap sumur untuk

menanggulangi atau mengurangi kerusakan formasi dalam upaya peningkatan laju

produksi dengan melarutkan sebagian batuan, dengan demikian akan

memperbesar saluran yang tersedia atau barangkali lebih dari itu membuka

saluran baru sebagai akibat adanya pelarutan atau reaksi antara acid dengan

batuan. Stimulasi dengan acidizing  dapat dilakukan dengan menggunakan tiga

metode yaitu :

Acid Washing

Acid fracturing

Matrix acidizing

a. Matrix Acidizing

Asam diinjeksikan ke formasi pada tekanan di bawah tekanan rekah,

dengan tujuan agar reaksi menyebar ke formasi batuan secara radial. Asam

akan menaikkan permeabilitas matrix baik dengan cara membesarkan lubang

pori-pori ataupun melarutkan partikel-partikel yang membuntu saluran pori-

pori tersebut matrix acidizing digunakan baik untuk digunakan batuan

karbonat (limestone/dolomite) maupun sandstone, walau jenis acidnya

berlainan.

Matrix acidizing akan berhasil untuk sumur dengan damage sedalam 1 -

2 kaki. Bila sumur tidak mengalami damage, matrix acidizing tidak akan

banyak membantu pada peningkatan produksi. Untuk mendapatkan hasil yang

besar pada peningkatan produksi, maka jumlah acid yang harus digunakan

tidak akan ekonomis. Gambar 1 memperlihatkan suatu analisa di mana

sebagai contoh, untuk meningkatkan permeabilitas sebanyak 5 kali dan

produktivitas 2 kali, diperlukan penetrasi asam 45’. Dari Gambar 2 terlihat

bahwa untuk porositas 20 %, diperlukan 250 bbl/men, maka akan diperlukan

waktu pemompaan 62.5 jam. Gambar 3 memperlihatkan hasil dari analisa

pada 40 acre spacing sumur di mana sebagai contoh kalau terjadi damage

sehingga permeabilitas damage tinggal 10 % sejauh 5, maka produktivitas

tinggal 50 %.

b. Acid Fracturing

Digunakan hanya untuk karbonat (limestone/dolomite). Kenaikan

produksi diakibatkan oleh kenaikkan permeabilitas sampai jauh dari sumur

dan jauh melampaui zone damagenya. Pada acid fracturing ini dua permukaan

yang terbelah kiri kanan akan dilarutkan di sana sini (etching) sehingga waktu

rekahan menutup rapat kembali. Dalam hal ini pola aliran di sumur produksi

akan menjadi lebih linier dan kurang radial di sekitar sumurnya. Dalam acid

fracturing diperlukan jumlah acid yang relatif sangat banyak dibanding matrix

acidizing, tetapi hasilnyapun akan cukup memadai. Prinsip acid fracturing

hampir sama dengan hydraulic fracturing walaupun pada acid fracturing

jarang sekali digunakan proppant (pasir pengganjal).

c. Acid Washing

Untuk melarutkan material atau scale sekitar sumurnya yaitu di pipa

prpduksi atau juga di perforasinya. Dalam hal ini asam ditempatkan pada

posisi scale/kotoran di sumur dan diberi waktu untuk meresak atau

disirkulasikan di sekitar perforasi.

Dalam hal matrix acidizing ataupun acid frac perlu juga disirkulasikan

acid (pickling) agar kotoran/karat di pipa yang digunakan untuk memompa

asam tersebut bisa dibersihkan dan tidak ikut masuk ke formasi. Ion besi

(terutama ferro) bisa memberi endapan yang buruk effecknya di formasi.

Selain itu asam digunakan pula untuk menghilangkan emulsi atau water

blocks dan juga pemompaan di depan hydraulic fracturing agar breakdown

pressurenya (tekanan perekahan) tidak terlalu tinggi.

Pemilihan calon sumur untuk dilakukan pengasaman antara lain:

Perbandingan produksi dengan sumur disekitarnya

Grafik sejarah produksi

Pressure Transient Analisys

Skin 1-7 belum perlu pengasaman

Skin > 8 perlu pengasaman

Analisa completionnya

Analisa sistem produksi sumurnya

Tidak semua sumur dengan produksi rendah bisa ditingkatkan produksinya

dengan pengasaman. Perforasi di sumur mungkin tidak cukup baik, atau perforasi

phasenya 0 (zero phasing, pada satu sisi saja), ukuran tubing salah, jepitan terlalu

kecil, pipa di permukaan kecil (tekanan balik, back pressure) besar, dan lain-lain

dapat menyebabkan produksi kecil yang tak dapat ditingkatkan dengan

pengasaman. Juga banyak metode lain yang akan bisa meningkatkan produksi

selain pengasaman. Perlu diingat bahwa pengasaman tidak akan berhasil kalau di

sumur tersebut tidak terjadi formation damage.

3.1.2. Formation Damage

Kerusakan formasi didefinisikan sebagai proses kerusakan pada formasi

yang akan mengurangi produksitivitas suatu lapisan minyak atau gas. Terdapat

beberapa alasan untuk mencegah kerusakan formasi yaitu :

Menurunkan biaya komplesi dan produksi.

Memaksimumkan cadangan terambil dengan menurukan drawdown dan

menurunkan masalah water dan gas coning.

Menjaga batasan atau barier permeabilitas vertikal dari suatu formasi

dengan tidak perlu dilakukan fracturing sehingga menambah efisiensi

penyapuan vertikal dan areal untuk primary, secondary dan tertiary

recovery.

Memaksimumkan injektivity untuk operasi injeksi ke formasi.

Penyebab utama kerusakan formasi :

Kerusakan Mekanis

Kerusakan Kimiawi

Kerusakan Biologis

Kerusakan Thermal

3.1.3. Fracturing

Peretakan hidrolik didefinisikan sebagai suatu cara untuk meningkatkan

produktivitas lapisan penghasil hidrokarbon dengan jalan peretakan lapisan

tersebut secara hidrolis. Untuk melakukan peretakan digunakan cairan peretak,

yang dipompakan ke permukaan reservoir hingga melampaui batas kekuatan

batuan.

Setelah terjadi retakan, pemompaan cairan hidrolik masih dilanjutkan, agar

retakan yang terjadi bertambah lebar dan memanjang jauh ke dalam batuan. Untuk

menghindari tertutupnya kembali retakan, sebagai tahap akhir, pada cairan peretak

yang diinjeksikan ditambahkan material pengganjal ( proppinq agent ). Propping

agent ini akan terbawa masuk ke dalam retakan dan akan mengisi seluruh bagian

retakan. Bila pemompaan semua propping agent telah dipompakan ke dalam

sumur pemompaan dihentikan. Propping agent akan tetap berada didalam retakan,

dengan demikian didalam retakan batuan terisi propping agent yang

permeabilitasnyalebih baik daripada permeablitasbatuan formasi. Sebagai kriteria

pemilihan sumur untuk distimulasi adalah sumur-sumur yang mempunyai

“Damage Ratio” (DR) kecil.

Damage Ratio adalah perbandingan antara permeabilitas nyata terhadap

permeabilitas aslinya. Permeabilitas absolut asli diperoreh dari data re,

sedangkanpermeabilitas nyata diperoreh dari uji tekanan dalam bentuk

permeabilitas relatif.

Retakan yang dihasilkan dapat menembus zone yang rusak(damage zone)

dan mungkin pula dapat menghubungkan daerah yang porous permreable dengan

lubang sumur yang semula terhalang oleh suatu penghalang (barrier). Karena

permeabilitas retakan lebih besar dari pada permeabilitas formasi, maka aliran

fluida dari reservoir menuju ke lubang sumur menjadi lebih lancar. Perbaikan

permeabilitas ini juga akan memperbesar daerah penyerapan sumur (drainage

area). Hasil stimulasi dengan cara peretakan hidrolik tergantung dari karakteristik

batuan, cara penyelesaian sumur dan keberhasilan operasi peretakannya sendiri.

Keberhasilan operasi peretakan hidrolik sangat tergantung pada penentuan

parameter peretak, yaitu ; tekanan hidrorik yang diberikan pemilihan jenis fluida

peretak dan pemilihan, proping agent untuk menahan celah retakan agar tidak

menutup kembali.

3.2. Karakteristik Batuan Reservoir

Karakteristik formasi merupakan faktor yang tidak bisa diubah, sehingga

tidak dapat dikontrol. Batuan formasi mempunyai sifat-sifat atau karakteristik

yang secara umum dikelompokkan menjadi dua, yaitu sifat fisik batuan dan sifat

mekanik batuan. Sifat-sifat fisik batuan meliputi : porositas, saturasi,

permeabilitas serta kompressibilitas, sedangkan sifat-sifat mekanik batuan

meliputi : strength (kekuatan) batuan, hardness (kekerasan) batuan, abrasivitas,

elastisitas dan tekanan batuan.

3.2.1.Batuan Karbonat

Batuan karbonat adalah batuan yang etrjadi akibat pengendapan, adapun

cara dan proses terbentuknya batuan karbonat adalah merupakan proses

sedimentasi kimia dan bio kimia yang berupa karbonat, sulfat, silikat, fosfat, dan

lain-lain. Semua sedimen tersebut di endapkan di air dangkal melalui proses

penguapan dan kumpulan koloid-koloid organik dari larutan garam-garam dan

organisme yang berupa bakteri dan binatang-binatang. Endapan organisme ini

disebut sedimen organik atau sedimen biogenik seperti limeston, dolomit, koral,

algae dan batu bara.

Bbatuan karbonat merupakan merupakan batuan yang penting untuk

minyak dan gas bumi, dari 75% daratan yang dibawahi oleh batuan sedimen, kira-

kira 1/5 dari masa sedimen ini terdiri dari batuan karbonat (limestone dan

dolomit).

a.     Limestone, adalah kelompok batuan yang mengandung paling sedikit 80%

calcium carbonate atau magnesium. Fraksi penyusunnya terutama oleh

calcite.

b.     Dolomite, adalah jenis batuan yang merupakan variasi dari limestone yang

mengandung unsure karbonat lebih besar dari 50%. Komposisi kimia

dolomite hampir mirip dengan limestone, kecuali unsure MgO merupakan

unsur yang penting dan jumlahnya cukup besar.

Dolomite merupakan batuan reservoir yang sangat penting dari pada

batuan jenis karbonat lainnya. Bahwa kebanyakan dari batuan karbonat seperti

oolit ataupun terumbu sedikit banyak pula telah terdolomitasikan. Cara terjadinya

dolomit itu sendiri tidak begitu jelas, tetapi dolomit ini merupakan batuan yang

bersifat sekunder atau sedikit banyak terbentuk setelah proses sedimentasi. Salah

satu teori ynag menyebutkan porositas pada dolomit timbul karena dolomitasi

batuan gamping (limestone) sehingga molekul kalsit dianti dengan molekul

dolomit, karena molekul dolomit lebih kecil dari pada molekul kalsit maka

hasilnya akan terjadinya pengecilan volume sehingga tidak timbullah rongga-

rongga. Dolomit biasanya mempunyai porositas yang baik berbentuk ukrosit yaitu

berbentuk menyerupai gula pasir. Rupa-rupanya dolomit ini terbentuk karena

pembentukan kristal dolomit yang bersifat eudron dan tumbuh secara tidak teratur

diantara kalsit.

3.2.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir

Syarat yang harus dipenuhi oleh suatu batuan reservoir adalah harus

mempunyai kemampuan untuk menampung dan mengalirkan fluida yang

terkandung di dalamnya. Dan hal ini dinyatakan dalam bentuk permeabilitas

dan porositas. Sifat-sifat batuan yang lainnya adalah : wettabilitas, tekanan

kapiler, saturasi dan kompresibilitas batuan.

3.2.2.1. Porositas

Porositas merupakan ukuran ruang-ruang kosong dalam suatu batuan.

Secara definitif porositas merupakan perbandingan antara volume ruang yang

terdapat dalam batuan yang berupa pori-pori terhadap volume batuan secara

keseluruhan. Besar-kecilnya porositas suatu batuan akan menetukan kapasitas

penyimpanan fluida reservoir. Secara matematis porositas dapat

dinyatakan sebagai :

Ф = Vb−Vs

Vb =

VpVb

.....................................................................................(3-

1)

Dimana :

Vb = volume batuan total (bulk volume)

Vs = volume padatan batuan total (grain volume)

Vp = volume ruang pori-pori batuan

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas absolut, adalah persen volume pori-pori total

terhadap volume batuan total (bulk volume)

Ф = Volume pori total

x100%...........................................(3-2)

Volume total batuan

2. Porositas efektif, adalah persen volume pori-pori yang saling

berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume).

Ф = Volume pori brhubngn

x100%...................................(3-3)

Volume total batuan

Untuk selanjutnya porositas efektif digunakan dalam perhitungan karena

dianggap sebagai fraksi volume yang produktif.

Disamping itu menurut waktu dan cara terjadinya, maka porositas

dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, adalah porositas yang terbentuk pada waktu

batuan sedimen diendapkan.

2. Porositas sekunder, adalah porositas batuan yang terbentuk sesudah

batuan sedimen terendapkan.

Besar-kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu : ukuran

butir, susunan butir, pemilahan, komposisi mineral, kompaksi, dan sementasi.

3.2.2.2. Wettabilitas

Wettabilitas didefenisikan sebagai suatu kecendrungan dari adanya

fluida lain yang tidak saling mencampur. Apabila dua fluida bersinggungan

dengan benda padat, maka salah satu fluida akan bersifat membasahi

permukaan benda padat tersebut, hal ini disebabkan adanya gaya adhesi. Dalam

sistem minyak-air benda padat (Gambar 3.1), gaya adhesi (AT) yang

menimbulkan sifat air membasahi benda padat adalah :

AT = σso – σsw = σwo. Cos θwo.........................................................(3-4)

dimana :

σ so = tegangan permukaan minyak-benda padat, dyne/cm

σ sw = tegangan permukaan air-benda padat, dyne/cm

σ wo = tegangan permukaan minyak-air, dyne/cm

θ wo = sudut kontak minyak-air

Suatu cairan dikatakan membasahi zat padat jika tegangan adhesinya

positif (θ < 90o), yang berarti batuan bersifat water wet. Sedangkan bila air tidak

membasahi zat padat maka tegangan adhesinya negatif (θ > 90o), yang

berarti batuan bersifat oil wet.

Gambar 3.1. Kesetimbangan Gaya-gaya pada Batas Air-Minyak-Padatan

Wettabilitas ini penting peranannya dalam ulah laku kerja reservoir,

sebab akan menimbulkan tekanan kapiler yang akan memberikan dorongan

sehingga minyak atau gas dapat bergerak. Besaran wettabilitas ini sangat

dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu :

1. Jenis mineral yang terkandung dalam batuan reservoir

2. Ukuran butir batuan, semakin halus ukuran butir batuan maka semakin

besar gaya adhesi yang terjadi

3. Jenis kandungan hidrokarbon yang terdapat di dalam minyak mentah

(crude oil)

Wettabilitas terbagi menjadi dua kategori berdasarkan pada jenis

komponen yang mempengaruhi, yaitu :

1. Water wet

Water wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak fluida

(minyak dan air) terhadap batuan itu sendiri lebih kecil dari 90O (θ < 90O).

Kejadian ini terjadi sebagai akibat dari gaya adhesi yang lebih besar pada

sudut lancip yang dibentuk antara air dengan batuan dibandingkan gaya

adhesi pada sudut yang tumpul yang dibentuk antara minyak dengan

batuan, seperti Gambar 3.2.

2. Oil wet

Oil wet terjadi jika suatu batuan mempunyai sudut kontak antara

fluida (minyak dan air) terhadap batuan itu sendiri dengan sudut lebih besar

dari 90O (θ > 90O), seperti yang ditunjukkan dalam Gambar 3.3. Karakter

oil wet pada kondisi batuan reservoir tidak diharapkan terjadi sebab akan

menyebabkan jumlah minyak yang tertinggal pada batuan reservoar saat

diproduksi lebih besar daripada water wet.

Gambar 3.2. Sistem Water Wet dan Sistem Oil Wet

3.2.3. Tekanan Kapiler

Tekanan kapiler (Pc) didefinisikan sebagai perbedaan tekanan terjadi

antara permukaan dua fluida yang tidak tercampur (cairan-cairan atau cairan-gas)

sebagai akibat dari terjadinya pertemuan permukaan yang memisahkan

mereka. Perbedaan tekanan dua fluida ini adalah perbedaan tekanan antara

fluida “non- wetting fasa” (Pnw) dengan fluida “wetting fasa” (Pw) atau :

Pc = Pnw – Pw....................................................................................... (3-5)

Tekanan permukaan fluida yang lebih rendah terjadi pada sisi pertemuan

permukaan fluida immisible yang cembung. Di reservoir biasanya air sebagai

fasa yang membasahi (wetting fasa), sedangkan minyak dan gas sebagai non-

wetting fasa atau tidak membasahi.

Tekanan kapiler dalam batuan berpori tergantung pada ukuran pori-pori

dan macam fluidanya. Secara kuantitatif dapat dinyatakan dalam

hubungan sebagai berikut :

Pc = 2 σcosθ

r=Δρgh............................................................................(3-6)

Dimana :

Pc = tekanan kapiler

σ = tegangan permukaan antara dua fluida

cosθ = sudut kontak permukaan antara dua fluida

r = jari-jari lengkung pori-pori

Δρ = perbedaan densitas dua fluida

g = percepatan gravitasi

h = ketinggian kolom

Dari Persamaan 3.6 ditunjukkan bahwa h akan bertambah jika perbedaan

densitas fluida berkurang, sementara faktor lainnya tetap. Hal ini berarti

bahwa reservoir gas yang terdapat kontak gas-air, perbedaan densitas fluidanya

bertambah besar sehingga akan mempunyai zona transisi minimum.

Demikian juga untuk reservoir minyak yang mempunyai API gravity

rendah maka kontak minyak-air akan mempunyai zona transisi yang panjang.

Konsep ini ditunjukkan dalam Gambar 3.3. Ukuran pori-pori batuan reservoir

sering dihubungkan dengan besaran permeabilitas yang besar akan mempunyai

tekanan kapiler yang rendah dan ketebalan zona transisinya lebih tipis daripada

reservoir dengan permeabilitas yang rendah, seperti terlihat pada Gambar 3.3.

Tekanan kapiler mempunyai pengaruh yang penting dalam reservoir

minyak maupun gas :

Mengontrol disribusi saturasi di dalam reservoir.

Merupakan mekanisme pendorong minyak dan gas untuk bergerak

atau mengalir melalui pori-pori reservoir dalam arah vertikal.

Gambar 3.3. Kurva Tekanan Kapile

3.2.4. Saturasi Fluida

Saturasi didefinisikan sebagai perbandingan antara volume pori-pori

batuan yang ditempati oleh suatu fluida tertentu dengan volume pori-pori

total pada suatu batuan berpori.

- Saturasi minyak (So) adalah :

So = volume pori - pori yang diisi oleh oil ........................ (3-7)

volume pori - pori total

- Saturasi air (Sw) adalah

Sw = volume pori - pori yang diisi oleh air .............................(3-8)

volume pori - pori total

- Saturasi gas (Sg) adalah :

Sg = volume pori - pori yang diisi oleh gas ....................... (3-9)

volume pori - pori total

Jika pori-pori batuan diisi oleh gas-minyak-air maka berlaku hubungan :

Sg + So + Sw = 1 .........................................................(3-10)

Jika diisi oleh minyak dan air saja maka :

So + Sw = 1..................................................................... (3-11)

3.2.5. Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai suatu bilangan yang menunjukkan

kemampuan dari suatu batuan untuk mengalirkan fluida. Permeabilitas

merupakan fungsi tingkat hubungan ruang antar pori-pori batuan.

Henry Darcy (1856), membuat hubungan empiris dengan bentuk

diferensial sebagai berikut :

V = -Kµ

∂ P∂ L

............................................................................................. (3-

12)

dimana :

V = kecepatan aliran, cm/sec

µ = viskositas fluida yang mengalir, cp

dP/dL = gradien tekanan dalam arah aliran , atm/cm

k = permeabilitas media berpori, darcy

Tanda negatif dalam Persamaan 3.12 menunjukkan bahwa bila tekanan

bertambah dalam satu arah, maka arah alirannya bearlawanan dengan arah

pertambahan tekanan tersebut.

Dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga ialah :

Permeabilitas absolut, adalah permeabilitas dimana fluida yang

mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa, misal

hanya minyak atau gas saja.

Permeabilitas efektif, adalah permeabilitas batuan dimana

fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya minyak dan air,

air dan gas, gas dan minyak atau ketiga-tiganya.

Permeabilitas relatif adalah perbandingan antara permeabilitas

antara permeabilitas efektif dengan permeabilitas absolut.

Dasar penentuan permeabilitas batuan adalah hasil percobaan yang

dilakukan oleh Henry Darcy. Dalam percobaan ini, Henry Darcy menggunakan

batupasir tidak kompak yang dialiri air. Batupasir silindris yang porous ini 100 %

dijenuhi cairan dengan viskositas µ , dengan luas penampang A, dan

panjangnya L. kemudian dengan memberikan tekanan masuk P1 pada salah

satu ujungnya maka terjadi aliran dengan laju alir sebesar Q, sedangkan P2

adalah tekanan keluar (Gambar 3.4).

Dari percobaan dapat ditunjukkan bahwa Q.µ.L/A(P1-P2) adalah

konstan dan akan sama dengan harga permeabilitas batuan yang tidak

tergantung dari cairan, perbedaan tekanan dan dimensi batuan yang digunakan.

Dengan mengatur laju Q sedemikian rupa sehingga tidak terjadi aliran

turbulen, maka diperoleh harga permeabilitas absolut batuan. Satuan

permeabilitas dalam percobaan ini adalah :

K = Q( cucm

sec❑ )µ (cp ) L(cm)

A (sqcm ) ( P1−P2 )atm..................................................................................

(3-13)

Dari Persamaan 3.13 dapat dikembangkan untuk berbagai kondisi aliran

yaitu aliran linier dan radial, masing-masing untuk fluida yang compressible dan

incompressible.

Gambar 3.4. Diagram Percobaan Pengukuran(14)

Dari Gambar 3.5, dapat ditunjukkan bahwa Ko pada Sw = 0 dan So = 1

akan sama dengan harga K absolut, demikian juga untuk harga K absolutnya

(titik A dan B pada Gambar 3.5).

Gambar 3.5. Kurva Permeabilitas Efektif untuk Sistem Minyak dan Air(14)

3.2.2.6. Kompresibilitas

Kompresibilitas batuan adalah perubahan volume batuan akibat

perubahan tekanan yang mempengaruhinya, yaitu tekanan hidrostatik

dan tekanan overburden. Menurut Geerstma (1957) terdapat tiga konsep

kompresibilitas batuan yaitu :

Kompresibilitas matriks batuan, yaitu fraksi perubahan

volume material padatan (grains) terhadap satuan perubahan

tekanan.

Kompresibilitas bulk batuan, yaitu fraksi perubahan

volume bulk batuan terhadap satuan perubahan tekanan.

Kompresibilitas pori-pori batuan, yaitu fraksi perubahan

volume pori-pori batuan perubahan tekanan.

Diantara konsep diatas, kompresibilitas pori-pori batuan dianggap yang

paling penting dalam teknik reservoir khususnya.

Batuan yang berada pada kedalaman tertentu akan mengalami dua macam

tekanan, antara lain :

Tekanan dalam (internal stress) yang disebabkan oleh

tekanan hidrostatik fluida yang terkandung dalam pori-pori

batuan.

Tekanan luar (external stress) yang disebabkan oleh berat

batuan yang ada diatasnya (overburdan pressure).

Pengosongan fluida dari ruang pori-pori batuan reservoir akan meng-

akibatkan perubahan tekanan dalam dari batuan. Adanya perubahan tekanan

ini akan mengakibatkan perubahan pada butir-butir batuan, pori-pori dan

volume total (bulk) batuan reservoir. Perubahan bentuk volume bulk

batuan dapat dinyatakan sebagai kompresibilitas Cr atau :

Cr =

1Vr

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

Sedangkan perubahan bentuk volume pori-pori batuan dapat

dinyatakan sebagai kompresibilitas Cp atau :

Cp = 1

VpdVp

dP∗¿¿ ......................................................................................... (3-

15)

Dimana :

Vr = volume padatan batuan (grains)

Vp = volume pori-pori batuan

P = tekanan hidrostatik fluida di dalam batauan

P* = tekanan luar (tekanan overburden)

3.3. Sifat Mekanik Batuan

Didalam Mekanika batuan perlu diketahui bagaimana kriteria

penghancuran batuan akibat adanya tegangan (stress) dan regangan (strain) yang

ditunjukkan oleh Gambar 3.6. Tegangan dan regangan ini terjadi jika ada

suatu gaya yang dikenakan pada batuan tersebut. Adanya variasi beban yang

diberikan pada suatu batuan akan mengakibatkan penghancuran batuan, jika

beban (gaya) yang diberikan melebihi kekuatan batuan. Ada beberapa gaya

yang berlaku di batuan atau yang berhubungan dengan sifat batuan yang akan

direkahkan.

Manfaat dari memahami tentang ilmu mekanika batuan pada Perekahan

Hidraulik antara lain :

Untuk penentuan distribusi tegangan di tempat (in-situ stress) di sekitar

lubang bor.

Untuk memperkirakan tekanan awal rekahan dan orientasi rekahan.

Untuk menentukan geometri rekahan termasuk hubungan antara tekanan

dalam rekahan, in-situ stress, keadaan batuan, dan dimensi rekahan.

Untuk mengevaluasi ketahanan rekahan melalui studi tentang tegangan

pada lapisan-lapisan yang berbatasan, variasi batuan, dan kondisi

permukaan.

3.3.1. Stress dan Strain

Setiap material termasuk batuan bila dikenai suatu beban/tekanan maka

akan mengalami perubahan bentuk (deformasi). Gaya atau tekanan per satuan

luas ini disebut stress (ζ), sedangkan perubahan bentuk dalam hal ini perubahan

dalam panjang (δ), dibanding dengan panjang semula (L), disebut sebagai strain

(ε).

a. Stress

Stress didefinisikan sebagai perbandingan antara gaya yang bekerja

dengan bidang kontak gaya tersebut (gaya persatuan luas).

σ = FA

.............................................................................................. (3-16)

Keterangan :

σ = Stress, Psi.

F = Gaya yang bekerja, lb.

A = Luas bidang kontak, inch2.

b. Strain

Strain didefinisikan sebagai besarnya deformasi suatu material ketika

sebuah stress diterapkan pada material tersebut. Strain merupakan parameter yang

tidak berdimensi dan memilki arah vektor yang sama dengan gaya F dan tegak

lurus dengan bidang yang mengalami stress. Strain dapat didefinisikan :

ε = δxL

.................................................................................................(3-17)

Keterangan :

ε = Strain.

L = Tinggi awal material.

δx = Perubahan Tinggi Material.

Untuk tingkat tegangan yang lemah, plot antara stress vs strain akan

membentuk suatu garis lurus seperti yang terjadi pada material logam yang

merupakan jenis material linear elastis. Gambar 3.6. menunjukkan keadaan

tersebut.

Gambar 3.6. Hubungan Stress-Strain Untuk Material Elastis

3.4. Mekanika Fluida Perekah

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.

3.4.1. Rheology Fluida Perekah

Pada pekerjaan Acid 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 Acid

Fracturing.

Berdasarkan hubungan shear stress (τ) dan shear rate

(γ), fluida 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 dipengaruhi oleh

temperatur juga dipengaruhi oleh perubahan shear stress dan

shear rate.

Gambar 3.7. Harga Shear Rate vs Shear Stress Pada Fluida Newtonian dan Non Newtonian

Gambar 3.7 memperlihatkan plot (shear stress) vs (shear rate)

untuk tiga macam fluida

Untuk fluida Newtonian:

= (du/dy) = .................................................................. (3-18)

dimana :

= viskositas, cp

= shear rate,sec-1

untuk bingham plasic berlaku :

= y.............................................................................. (3-19)

dimana

y = 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, dimana viskositas fluida akan turun dengan

berkembangnya shear rate. Pada fluida power law berlaku

hubungan :

= K n........................................................................................................ (3-20)

dimana

K = consistency index, lbf-secn/ft2

n = power law index (untuk n = 1, maka fluidanya Newtonian)

Fluida perekah yang bersifat Power Law adalah sensitive

terhadap temperatur tinggi. Polymer dapat mengalami degradasi dengan

cepat dan viskositas turun karena kenaikan temperatur.

Pada Gambar 3.8. memperlihatkan plot (shear stress) vs (shear rate)

pada fluida power law dalam skala log-log. Untuk log-log plot berlaku hubungan:

log = log K + n log

.......................................

Gambar 3.8. Hubungan Shear Stress Dan Shear Rate Fluida Power LawPada Log-log Plot

3.4.2. Fluid Loss (Leak Off).

Fluid loss (leak-off / 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

mengalami bridging atau screen-out (terhenti atau mengendap).

Jadi laju leak-off ini merupakan faktor penting dalam menentukan

geometri rekahan. Terdapat dua macam penilaian terhadap leak-

off, yakni :

Fluid efficiency (pengukuran total / global)

η= volume rekahanvolume yang dipompakan …………………………................. (3-

21)

Umumnya harga η≈30−50 %

3.4.3. 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 :

HHP = qiPtr / 40,8…………………....…........................…………

(3-22)

Keterangan :

HP = Horse power / daya pompa, HHP

qi = laju pemompaan fluida perekah, BPM

Ptr = Tekanan treatment dipermukaan, Psi

40,8 = (minimum stress formasi + Pnet + Pf)-Ph

Ph = Tekanan Hidrostatik, psi

Pnet = Net Pressure, psi

3.4.4. Jenis-jenis Fluida Perekah

Fluida perekah yang mengisi suatu cycle pemompaan ada empat jenis.

Jenis-jenis fluida perekah tersebut adalah prepad (pertama dipompakan), pad,

slurry, dan terakhir adalah flush.

Prepad dipompakan pertama kali dalam suatu stage. Prepad yang

berviskositas rendah ini berguna sebagai pembersih jalan yang akan dilalui jenis

fluida perekah berikutnya sehingga fluida perekah berikutnya dapat difungsikan

secara maksimal. Selain itu prepad juga berfungsi sebagai pendingin formasi,

pencegah damage, dan membantu memulai membuat rekahan.

Pad adalah jenis fluida perekah yang tidak diberi proppant dan

dipompakan setelah prepad. Pad mempunyai viskositas yang lebih tinggi daripada

prepad. Gunanya adalah untuk memulai perekahan-perekahan sekaligus

memperluasnya. Sementara rekahan berkembang, terjadi fluid loss atau leak-off ke

dalam formasi, dan dianggap tegak lurus dengan dinding formasi, sambil

membentuk filter cake. Volume leak-off ini akan sebanding dengan akar dua dari

waktu cairan bersatu. Jadi, pad ini akan dikorbankan sehingga leak-off dari slurry

dengan proppant akan berkurang.

Setelah pad, slurry dengan proppant akan mulai ditambahkan pada fluida

perekah yang akan naik terus sampai pada harga maksimum yang telah

ditentukan. Harga ini tergantung dari kemampuan fluida dalam membawa

proppant dan/atau kapasitas reservoir dan rekahan yang terbentuk. Slurry ini

mempunyai viskositas yang lebih tinggi daripada pad. Secara umum, leak-off

yang berlebihan dapat disebabkan oleh ketidakseragaman (heterogeneities)

reservoirnya, seperti adanya rekahan alamiah (natural fissures). Hal lain yang bisa

terjadi adalah meluasnya rekahan karena rekahan bergerak ke luar dari zona

produktif yang diinginkan. Bisa saja terjadi bila di antara dua formasi produktif

terdapat lapisan shale yang tipis, maka rekahan akan bergerak melewati shale

tersebut walaupun di shale rekahan akan menipis dan ini mungkin tidak akan bisa

dilewati oleh proppant sehingga akan terjadi screen out (proppant berkumpul

tertahan karena cairannya hilang). Slurry tidak bisa mentransport proppant, dan

tekanan injeksi akan naik tinggi sehingga perekahan lebih lanjut ke dalam formasi

tidak bisa dilakukan. Secara umum, bila rekahan kurang dari tiga kali diameter

proppant, makan proppant akan tertahan.

Setelah slurry dipompakan, maka paling belakang akan diberi flush agar

slurry dengan proppant akan masuk ke dalam formasi dan tidak tertinggal di

dalam sumur. Dalam prakteknya, harus ada proppant slurry yang tertinggal di

sumur, karena kalau flush terlalu banyak maka akan menyebabkan rekahan di

sekitarnya akan menutup kembali sehingga peningkatan produktivitas tidak efektif

(disebut “choked” fracture).

3.4.5. Sifat Fluida Perekah

Untuk pemilihan fluida perekah yang sesuai, harus dipenuhi kriteria sebagai

berikut :

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

temperatur 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 perek an,

sehingga mudah disirkulasikan keluar dari sumur.

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

3.4.6. Pemilihan Fluida Dasar

Sebelum memilih fluida dasar, kita harus tahu zat yang akan dicampur

dalam fluida dasar tersebut sehingga fluida perekah mempunyai komposisi yang

tepat. Fluida Perekah mempunyai komposisi sebagai berikut :

1. Fluida dasar (base fluid), misalnya air atau minyak ditambah polymer.

2. Crosslinker (penyatu atau pengikat molekul sehingga rantai menjadi

panjang dan viskositas akan meningkat).

3. Breaker (pemecah).

4. Viscosity stabilizer (penstabil viskositas).

5. Fluid loss additive (zat tambahan untuk mencegah kehilangan fluida).

6. Surfactant (surface active agent).

7. Buffers (pengontrol pH).

8. Radioactive tracers.

9. Biocides (anti bakteri).

10. Friction reducer (pengecil friksi).

11. Clay stabilizers (penstabil clay).

12. Crosslinker control agents (mengontrol zat untuk pengikat molekul).

13. Iron control agents (pencegah pengendapan besi di formasi).

14. Paraffin control.

15. Scale inhibitors (pencegah scale).

16. Extenders, clean up, dan energizing agents (mempermudah produksi

kembali).

Fluida dasar terutama dipilih kerena sifat formasi, kandungan clay, jenis

reservoir (minyak atau gas), ada parafin (asphaltene), tekanan reservoir, dan

pengalaman masa lalu sukses atau tidak, serta harganya. Secara umum, fluida

dasar bisa berupa air, hidrokarbon, campuran air atau alkohol, emulsi, foam, dan

kombinasi dari bahan-bahan tersebut. Fluida dasar ini harus diperkental dengan

polymer sebagai thickener (pengental).

3.5. Acid Fracturing

Di Amerika Serikat, sekitar 70 % dari pekerjaan pengasaman dilakukan

bersamaan dengan perekahan asam atau acidfrac. Hal ini terutama karena

menginjeksikan asam di formasi limestone dengan permeabilitas kecil (< 5 md)

biasanya sulit sekali. Banyak formasi dengan permeabilitas 0.1 - 0.3 md harus

diasam di acid frac merupakan cara satu-satunya kalau tidak ada rekahan alamiah

di situ. Di Indonesia jarang digunakan karena permeabilitas yang umum di

limestone untuk produksi di atas 100 b/d adalah > 10 md dan ini biasanya bisa

dilakukan dengan asam biasa. Untuk damage agak dalam pada limestone maka

dilakukan perekahan hidraulik biasa atau acid frac ini.

Pelaksanaannya dengan menginjeksikan pad yang viscous (kental) untuk

menghasilkan rekahan. lalu diikuti dengan asam yang telah diberi fluid loss

control dan asam ini akan memakan permukaan rekahan secara tidak merata

(karena batuannya juga tidak merata sifat kekerasannya) dan setelan nantinya

rekahan menutup, diharapkan saluran akan terbentuk dari lubang-lubang yang

dimakan asam (atched) tadi yang pasti tidak akan tertutup seluruhnya dan

permukaan tidak merata inilah yang diharapkan untuk menjadi semacam

“proppant” atau pengganjalnya.

Ada dua hal yang mempengaruhi berhasilnya yaitu panjang rekahan dan

konduktivitasnya. Dalam hal acid frac ini ditentukan oleh jarak tempuh asam yang

masih “hidup” (live acid). Penetrasi asam ini sangat dipengaruhi oleh fluid loss

rate, lebar rekahan, laju injeki asam, temperatur formasi, jenis formasi, jenis asam

dan jenis additivenya.

Dalam praktek digunakan laju injeksi yang tinggi dengan tekanan yang

cukup untuk merekahkan dan mengalirkan asamnya. Hanya asam HCl yang

digunakan. Untuk permeabilitas medium (K > 10 md) hanya memerlukan asam

sedikit dan hanya dilakukan pengasaman di sekeliling sumurnya. Gambar 1

memperlihatkan suatu gambar mengenai penetrasi asam pada limestone dan

dolomite vs. lebar rekahan.

Dalam acidfrac ini, sebenarnya aliran yang dominan di sekitar sumur

adalah linier. Salah satu cara untuk menghitung acidfrac adalah dengan grafik

McGuire-Sikora seperti pada perekahan hidraulik. Gambar 3.9 memperlihatkan

grafik mereka.

Gambar 3.9. penetrasi asam pada limestone dan dolomite Vs lebar

rekahan.

3.5.1. Tahap Pelaksanaan Acidfracturing

Dalam pengerjaan Acidfracturing ini di perlukan beberapa tahapan seperti

di bawah ini:

Preflush, bertujuan untuk membuka rekahan awal dan menurunkan

temperatur disekitar rekahan.

Viscous acid Stage, bertujuan untuk membuat dan memperbesar

rekahan

Overflush, bertujuan untuk memindahkan asam dari lubang sumur dan

mendorong asam masuk ke dalam formasi, Dalam tahapan Overflush

dalam jumlah besar ini biasanya sangat efektif untuk menambah

panjang rekahan.

3.5.2. Analisa Hasil Perhitungan Parameter Desain Acidfracturing

Analisa hasil perhitungan parameter geometri rekahan dimaksudkan untuk

menentukan kapasitas produksi sumur. Untuk mengetahui kinerja suatu formasi

dalam berproduksi, kita dapat melihat dari beberapa cara yaitu :

Melalui harga permeabilitas formasi rata-rata

Melalui perbandingan indeks produktivitas formasi

Berdasarkan perubahan kurva IPR

Keekonomian Perekahan Hidraulik

3.5.3. Menentukan Permeabilitas Formasi Rata-Rata

Untuk memperkirakan kenaikan 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 pada zona yang berada jauh dari

lubang sumur (discontinous radial permeability). Besarnya harga permeabilitas

setelah rekahan (Kf) dan harga distribusi permeabilitas rata-rata (Kavg) dapat

dihitung dengan persamaan Howard & Fast berikut :

Kf = Kxh+WKf

h....................................................................................(3-

23)

Kavg = log

ℜrw

¿¿...............................................................(3-24)

Keterangan :

Kavg = permeabilitas formasi rata-rata, mD

re = radius pengurasan, ft

rw = radius sumur, ft

Kf = permeabilitas formasi yang terkena efek perekahan, mD

K = permeabilitas formasi, mD

Lf = panjang rekahan 1 sayap, ft

WKf = konduktifitas rekahan\\, mD.ft

h = ketebalan lapisan produktif, ft

3.5.4. Menentukan Perbandingan Indeks Produktivitas

Indeks produktivitas merupakan suatu bilangan yang menyatakan

kemampuan suatu formasi untuk berproduksi. Perekahan dinyatakan berhasil jika

angka perbandingan indeks produktivitas (J/Jo) lebih dari satu. Berikut akan

diuraikan perhitungan perbandingan indeks produktivitas (J/Jo) setelah perekahan

dengan metode Darcy, metode Prats, Metode McGuire & Sikora dan metode

Cinco-Ley.

3.5.4.1. Metode Darcy

Indeks Produktivitas adalah parameter yang menunjukan kemampuan

suatu formasi untuk berproduksi pada suatu kondisi tekanan tertentu. Dari sini

dapat dilihat perbandingan laju produksi yang dihasilkan formasi produktif pada

tekanan drawdown tertentu. Indeks produktivitas untuk aliran satu fasa

diperkenalkan oleh Darcy, yaitu sebagai berikut :

PI = q

Pr−Pwf.......................................................................................(3-

25)

Keterangan :

Q = Laju aliran fluida, BFPD

Pr = Tekanan reservoir, psi

Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi

Perbandingan indeks produktivitas pada metode darcy dilakukan dengan

cara membandingkan indeks produktivitas sebelum perekahan (Jo) dengan indeks

produktivitas setelah perekahan (J) yang dinyatakan dengan persamaan :

JJo

=

qPs−Pwf

qPs−Pwf

........................................................................................(3-

26)

3.5.4.2. Metode Prats

Metode Prats adalah metode yang pertama kali digunakan dan sangat

sederhana. Prats memperhitungkan secara matematika pengaruh dari rekahan

vertikal terisi pasir dengan pola aliran radial pada reservoar yang

memproduksikan fluida incompresible melalui lubang sumur. Hasilnya

mengindikasikan bahwa rekahan vertical sebanding dengan peningkatan

efektifitas radius sumur, parts menunjukkan bahwa jika jari-jari sumur kecil

dengan kapasitas rekahan yang tinggi maka efektifitas radius sumur di asumsikan

menjadi seperempat dari total panjang rekahan Metode Prats dijabarkan lewat

persamaan :

JJo

=ln ( ℜ

rw)

ln( ℜ0,5 Xf

).................................................................................(3-27)

Keterangan :

Xf = setengah panjang rekahan dua sayap, ft

Anggapan dalam persamaan Prats adalah :

Keadaan steady state

Di daerah silinder

Fluida incompressible

Konduktivitas rekahan tidak terbatas

Tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi

3.5.4.3. Metode McGuire & Sikora

McGuire dan Sikora membuat analogi perekahan di lapangan dengan

menggunakan studi analog elektrik. Grafik ini adalah yang paling umum

digunakan. Asumsi yang digunakan adalah :

Aliran pseudo-steady state

aliran konstan dengan tanpa aliran dari luar batas re

Daerah pengurasan segiempat sama sisi

Aliran incompressible

Lebar rekahan sama dengan lebar formasi

Berikut adalah langkah perhitungan perbandingan produktivitas indeks dengan

metode McGuire-Sikora :

1. Menghitung absis (koordinat sumbu X pada grafik McGuire-Sikora) :

X = (WKf

K¿ x ( 40

s)0,5.............................................................................(3-28)

Keterangan :

WKf = Konduktivitas rekahan, mD-in

X = Lebar rekahan x permeabilitas rekahan (proppant)

K = Permeabilitas formasi, mD

S = Spasi sumur, acre

1. Menghitung perbandingan panjang rekahan yang dapat memberikan kontribusi

pada peningkatan produktivitas formasi atau 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) pada Gambar 3.10.

4. Perbandingan indeks produktivitas dihitung dengan :

JJo

= y¿¿ ...........................................................................(3-29)

Gambar 3.10. Grafik McGuire-Sikora

Beberapa kesimpulan dapat diperoleh dari grafik McGuire-Sikora :

1. 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.

2. Untuk suatu panjang rekahan (Lf), maka akan ada konduktivitas rekahan

optimal. Menaikkan konduktivitas rekahan lebih lanjut tidak akan

menguntungkan. Misalnya untuk harga Lf/Le = 0.5, kenaikan konduktivitas

selanjutnya tidak akan ada artinya untuk harga relative conductivity di atas

105.

3. Maksimum kenaikan perbandingan produktivitas indeks teoritis untuk sumur

yang tidak rusak adalah sebesar 13.6.

3.5.4.4. 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 pada Acid Frac.

Asumsi yang digunakan adalah:

Area pengurasan silindris

Komplesi sumur cased hole

Memperhitungkan permeabilitas dan konduktivitas serta panjang rekahan

Aliran fluida steady state.

Besar kecilnya kemampuan aliran fluida di dalam rekahan atau yang

disebut sebagai konduktivitas rekahan (fracture conductivity), tergantung dari

harga permeabilitas dan lebar rekahan yang terjadi. Jari-jari sumur efektif, rw’

akan digunakan dalam evaluasi disini. Semakin besar jari-jari sumur maka

semakin besar pula produktivitas sumur tersebut. Cinco-Ley cs membuat grafik

seperti ditunjukkan pada Gambar 3.11.

Untuk itu didefinisikan konduktivitas rekahan tanpa dimensi (dimensionless

fracture conductivity), Fcd adalah sebagai berikut :

Fcd = WKf

Ki x Xf.......................................................................................(3-30)

Keterangan :

w = lebar rekahan setelah menutup (pada proppant), ft

Kf = permeabilitas proppant, md

Xf = panjang rekahan satu sayap, ft

Gambar 3.11. Grafik Hubungan Antara rw’ dan Fcd(23)

Persamaan 3.6 menunjukkan bahwa harga Fcd berbanding lurus dengan

harga konduktivitas rekahan, sehingga harga konduktivitas rekahan sangat

menentukan keberhasilan dari pelaksanaan perekahan. Umumnya harga WKf

diberikan bersama-sama yang harganya biasanya sekitar 1000 md-ft sampai

beberapa ribu md-ft tergantung dari lebar rekahan, konduktivitas proppant setelah

formasi menutup dan kerusakan pada konduktivitas sendiri karena gel residu,

embedment, dll, sehingga biasanya kita mengambil harga dari perusahaan

dikalikan 0.3 (akibat kerusakan-kerusakan diatas). Untuk harga Fcd > 30, rw’ =

0.5 Xf dan rekahan akan berlaku seakan-akan tak berhingga, serta dengan ini tak

perlu menaikkan konduktivitas proppantnya dengan misalnya proppant yang lebih

kuat. Tetapi bila Fcd < 0.5, rw’ = 0.28 WKf /K dan panjang rekahan lalu tidak

menjadi masalah (kecuali jika ada formation damage maka rekahan harus lebih

panjang yang bisa melewati zona 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 reservoir serta berlaku untuk terutama perekahan yang lebar

pendek. Untuk rekahan panjang dan sempit, mungkin Fcd = 1. Untuk

mengevaluasi tingkat keberhasilan perekahan berdasarkan harga skin semu

(pseudo skin), yang ditunjukkan dalam persamaan sebagai berikut :

S =−ln {rw 'rw }

................................................................................... (3-31)

rw = rwe−1.........................................................................................(3-32)

rw’ = Xf2

..............................................................................................(3-33)

Keterangan :

S = faktor skin

rw = jari-jari sumur, ft

rw’ = jari-jari sumur efektif, ft

Xf = panjang rekahan satu sayap, ft

Sedangkan perbandingan indeks produktivitas dapat dinyatakan dalam persamaan

sebagai berikut :

JJo

=ln [ ℜ

rw]

ln [ ℜr w ' ]

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

3.5.5. Fluida Acidfrac

Untuk fluidanya maka bisa digunakan gelled acid, oil external emulsion,

organic acid atau campuran dan asam yang terlambat reaksinya. Fluida yang

dipilih harus disesuaikan dengan jenis batuan dan temperatur formasi.

Tanpa fluid loss, effisiensi acidfrac akan sangat rendah dan penetrasinya

mungkin hanya beberapa kaki saja dari sumur. Adanya rekahan alamiah dan

lubang casing (wormholes) merupakan persoalan yang sulit karena andaikan

diberi fluid loss, asam toh akan bisa bereaksi lewat samping dan lolos ke dalam

lubang tersebut. Jadi hanya menahan reaksi sementara. Sifat fluid loss additive

(FLA) biasanya :

• Inert di asam

• Terbatas manfaatnya

• Mudah dibersihkan (clean up) waktu produksi

Jenis fluida yang umumnya digunakan antara lain :

• 100 mesh sand dan silica flour

• Oil soluber resins (OSR)

• Rock salt (garam)

• Wax Particulates (butiran lilin)

Gambar 3.12. injeksi tanpa menggunakan FLA (hal 2) dan

menggunakan FLA (hal 1).

3.5.6. Jenis Acidfrac

Viscous Fingering (VF)

Closed Fracture Acidization (CFA)

Equilibrium Acidfrac (EAF)

Whisper frac (WF)

Pada teknik viscous fingering dilakukan pemompaan dengan pad yang

viscous, lalu asam yang kurang viscous, dan ulangi lagi, baru dioverflush dengan

brine. Teknik ini tergantung dari pad untuk membuat rekahan, lalu asam yang

kurang viscous dipompakan untuk membuat fingering (saluran kecil bercabang-

cabang) melalui padnya. Dengan ini akan terbentuk etching (pelarutan tak

beraturan) di dinding rekahan sehingga rekahan tak akan tertutup rapat lagi.

CFA adalah metode lain untuk mendapatkan etching tak beraturan.

Pemompaan dilakukan bergantian asam dengan pad. Lalu rekahan dibiarkan

tertutup. Asam lalu dipompakan di bawah closure pressure sehingga akan

menyebabkan asam akan membuat etching baru pada rekahan yang terbentuk tadi.

Karena rekahan sudah tertutup maka konduktivitas yang terjadi tidak akan hilang

pada saat rekahan tertutup (SPE paper 14654).

EAF dipompa seperti pada CFA tetapi pada saat rekahan tetap terbuka.

Tingkat terakhir dipompakan di atas closure pressure tetapi di bawah extension

pressure. Leak-off harus kecil agar berhasil (SPE 18883). Dalam hal ini pad dan

asam mulai membuka rekahan, lalu pemompaan asam dilakukan setelah rekahan

akan menutup. Kemudian overflush dengan brine.

WF membutuhkan perforasi khusus dengan perforasi yang selektif dan

perbandingan viskositas antara fluida-fluidanya agar berhasil. Tekniknya sama

dengan viscous fingering tetapi tidak akan memulai dengan satu cabang saja. Di

sini akan dipompakan pad yang sangat tinggi viskositasnya, lalu gel asam yang

mempunyai viskositas 1/10-nya injeksi dilakukan dengan laju besar (SPE 15772).

Kembali ke effek temperatur, pada dolomite reaksi asam lebih lambat dari

pada limestone. Untuk limestone reaksinya cepat dan terbatas oleh mass-transfer,

dan effek temepartur pada limestone tidak penting. Tetapi pada dolomite

maksimum temperatur adalah sekitar 170oF sebelum dibatasi oleh mass transfer.

Di atas temperatur ini reaksinya menjadi sangat cepat (menjadi mass transfer

limited). Penetrasi asam akan lebih dalam pada dolomite dibandingkan pada

limestone. Pada temperatur tinggi (> 300oF) reaksi telah sangat cepat sehingga

acidfrac dengan HCl tidak mungkin dilakukan walaupun dengan mencampur gel.

Gambar 4 memperlihatkan effek temperatur pada penetrasi acidfrac.

Gambar 3.13. Effel Temperatur Pada Penetrasi Acidfrac

3.5.7. Penetrasi Asam Dalam Rekahan

Untuk meramalkan jarak tempuh asam yang disebabkan oleh acidfrac dan

kondisin terakhir konduktivitasnya, maka pelarutan batuan di sekitar rekahan

harus diketahui. Demikian pula konsentrasi asam di situ. Beberapa ahli

mengatakan bila konsentrasi asam telah mencapai 10 % dari konsentrasi mula-

mula, maka asam tersebut tidak akan dapat membuat “etched worm holes” yang

berarti. Dengan ini harus ditentukan kapan asam tersebut mencapai kadar 10 %

dari asalnya walaupun rekahan yang dibuat mungkin lebih dari itu, tetapi ini

menentukan jarak dari rekahan yang akan terjadi setelah rekahan menutup.

Untuk saluran aliran linier dalam rekahan, dengan leak-off dan difusi asam

ke dinding rekahan (lihat Gambar 14), maka :

∂ C∂ t

+∂ (ux ∁ )

∂ x+

∂ (ux ∁ )∂ x

− ∂∂ y

[ D eff∂ C∂ y

]=qCiδo .......................... (3-35)

dengan syarat-syarat batas :

C(x, y, t) = 0 ...................................................................... (3-36)

  C(x = 0, y, t) = Ci(t) ......................................................... (3-37)

Cuy – CLqL – Deff ∂ C∂ y = Ef C n (1 - ϕ) ................................ (3-38)

di mana :

C = konsentrasi asam

ux = flux sepanjang rekahan

uy = flux tranversal karena fluid loss

Deff = koefisien difusi effektif

Ci = konsentrasi asam yang diinjeksikan

Ef = konstante kecepatan reaksi

n = order reaksi

f = porositas batuan

do = dirac fanction

CL = Konsentrasi sisa (Spent) asam

qL = laju leak off

Gambar 3.14. Transportasi Asam Dalam Rekahan Dengan Difusi Dan Fluid Loss

(Economides – Nolte : Reservoir Stimulasi)

Dengan asumsi steady state, aliran laminer dan fluida Newtonian antara dua

bidang datar yang sejajar, Nierode dan Williams *SPEJ, pp.306, 1972)

memberikan solusinya untuk keseimbangan asam di rekahan yang diambil dari

solusi Terril untuk heat transfer antara dua bidang sejajar. Solusi ini diberikan

pada Gambar 6 sebagai fungsi dari Peclet Number, yang didefinisikan sebagai :

................................ (3-39)

Di mana uy adalah fluks leak-off rata-rata dan w = lebar rekahan. Koefisien

difusi effektif, biasanya lebih besar dari koefisien difusi molekular karena

tambahan dari pencampuran akibat gradient densitas. Dari Gambar 6 terlihat

bahwa pada bilangan Peclet yang rendah, konsentrasi asam akan sangat kecil

sebelum mencapai ujung rekahan, sedangkan untuk bilangan Peclet yang tinggi,

konsentrasi asam akan tinggi pada akhir perekahan. Pada bilangan Peclet rendah,

kemajuan asam dikontrol oleh difusi, sedangkan pada bilangan Peclet yang tinggi,

fluid loss sebagai pengontrolnya.

Gambar 3.15. Profil Konsitrasi Asam Sepanjang Rekahan (Schechter, Oil Well

Stimulation, Prentice Hall, 1992)

N pe=u y w /(2D eff )

3.5.8. Konduktivitas Acidfracturing

Konduktivitas acidfrac sukar diramalkan karena sangat tergantung dari

stochastic prosess (proses yang tidak pasti bagaimana), misalnya kalau dinding

tidak etched secara keterogen, maka hasil konduktivitas rekahan akan sedikit, jadi

untuk meramalkan hasilnya adalah secara empiris. Pertama berdasarkan distribusi

asam di rekahan, jumlah batuan yang dilarutkan sepanjang rekahan dihitung. Lalu

korelasi empiris untuk menghitung konduktivitas rekahan berdasarkan jumlah

batuan yang terlarut. Akhirnya, karena konduktivitas akan berubah-ubah

sepanjang rekahan, harus diambil harga rata-ratanya. Metode ini tidak akan teliti.

Sebaiknya hasilnya diukur dengan PTA (Pressure Transient Analysis) untuk

mengkalibrasi hasil di atas.

Jumlah batuan yang dilarutkan pada acidfrac dinyatakan dalam lebar ideal,

wi, yang didefinisikan sebagai lebar rekahan terjadi karena kelarutan oleh asam

sebelum rekahan menutup.

Bila semua asam yang diinjeksikan ke rekahan melarutkan batuan di

dinding rekahan (tidak masuk ke matriks atau wormhole, lubang casing) maka

lebar ideal rata-rata bisa ditulis sebagai total volume batuan terlarut dibandingkan

dengan luas rekahan, atau :

w i=XV

[2(1−φ)h f x f ].......................... (3-40)

Di mana X = daya pelarutan volumetris asam, V = total volume injeksi

asam, hf adalah tinggi rekahan, dan xf adalah panjang rekahan satu sayap. Untuk

bilangan Peclet yang rendahg, kebanyakan asam bereaksi dekat sumur dan

konsentrasi asam akan sangat berlainan sepanjang rekahan, sehingga lebar

rekahan juga bervariasi. Schechter juga memberikan Gambar 7 berdasarkan profil

konsentrasi di Gambar 6 tadi.

Gambar 3.16. Lebar Rekahan Ideal Sepanjang Rekahan (Schechter, 1992)

Dari lebar rekahan ideal (ideal fracture width), konduktivitas acidfrac

dihitung dari korelasi Niorode dan Kruk (SPE paper 4549, 1973). Korelasi ini

berdasarkan perhitungan ekstensif di laboratorium dari konduktivitas acidfrac dan

dikorelasikan dengan lebar ideal, closure stress sc, dan rock embedment stregth,

Srock. Rock embedment strength didefinisikan sebagai gaya yang mendorong

suatu bola logam pada jarak tertentu dari permukaan batuan.

 Korelasi mereka adalah sbb :

....................... (3-41)

Dimana:

k f w=C1e−C 2σ c

C1=1 . 47 x107 w i2. 47

C2=(13. 9−1. 3 ln Srock )x 10−3 untuk Srock < 20000 psi

C2=(13. 9−0 . 28 ln Srock ) x10−3 untuk Srock > 20000 psi

Untuk satuannya kfw = md-ft, wi - in, sc dan Srock = psi. Pengukuran

laboratorium untuk embedment strength dan konduktivitas asam untuk beberapa

formasi di Amerika diberikan oleh Nierode dan Kruk sebagai Tabel 1.

Setelah variasi konduktivitas sepanjang rekahan diketahui, harga rata-rata

konduktivitas seluruh rekahan dapat dihitung untuk mendapatkan produktivitas

sumur acidfrac. Bennett (PhD thesis Univ. of Tulsa, 1982) memberikan rata-rata

konduktivitas sebagai sebagai berikut :

........................(3-42)

Harga rata-rata ini cukup baik untuk bilangan Peclet > 3. Untuk < 3 maka

peramalan produktivitas akan terlalu optimistik karena akan diperbesar oleh

besarnya konduktivitas yang diambil dari dekat sumur. Mungkin saja asam akan

bereaksi lebih banyak dalam jarak tertentu dari sumur karena pemanasan formasi

menaikkan difusi dan reaksi (Elbel, SPE paper 19773, 1989).

Untuk hal demikian, Ben-Naceur dan Economides menganjurkan harga rata-

rata harmonis sbb :

.............................(3-43)

3.5.9. Korelasi Antara Data Reservoir Dengan Perencanaan Acid fracturing

Perencanaan acid fracturing awal adalah diperlukan kelarutan batuan di atas

80 % dan memiliki permeabilitas di atas 20 md. Data reservoir dapat sebagai

acuan dalam pemilihan fluida yang cocok dan penambahan additive pada fluida

tersebut mendapatkan hasil yang optimal dalam penggunaannya. Permeabilitas

>10 md akan diperlukan asam yang sedikit dan untuk permeabilitas <1 md

diperlukan asam yang banyak untuk menginjeksi sampai jauh ke dalam formasi.

Pengaruh reservoir dalam pemilihan asam dan penambahan additive tidak jauh

k f w= 1xf ∫0

xf k f w dx

k f w=x f

∫0

x f dx /k f w

berbeda dengan pengasaman pada matrik, perbedaannya ada pada fluida perekah

yang digunakan pada proses acid frac yang berguna untuk mengalirkan fluida

asam pada formasi. Temperatur yang tinggi pada formasi akan menyebabkan

viskositas pada fluida perekah menurun dan akan mempersulit dalam proses

perekahan jika pada formasi yang memiliki loss yang tinggi dan laju leak off yang

besar. Sifat fisik batuan akan mempengaruhi pemilihan dalam hal pengurangan

loss. Kandungan clay pada formasi juga akan mempengaruhi pemilihan fluida

perekah agar tidak terjadi kesalahan yang akan menyebabkab kerusakan. Semua

perencanaan yang ada pada acid fracturing tidak jauh berbeda dengan yang ada

pada matrik acidizing. Untuk dapat memperoleh penetrasi pengasaman yang

optimal maka harus diperhatikan fluid loss, lebar rekahan, laju injeksi, temperatur,

jenis formasi dan jenis asam.

3.6. Simulator FracCADE

FracCADE * Adalah simulator software evaluasi dan desain perekahan yang

dikembangkan pada prinsip - prinsip fisik terbukti hidrolik fracturing untuk

perawatan optimal. Sistem ini menggabungkan berbagai kompleksitas, dari model

2D ke lateral ditambah simulator tiga dimensi. Perangkat lunak FracCADE

termasuk realtime terintegrasi, pencocokan tekanan, dan kemampuan desain

ulang. Perangkat lunak ini juga memiliki Data penanganan, penggabungan, dan

penyaringan kemampuan, serta laporan data sumur dan grafis.

Berbagai modul yang software FracCADE memberikan nilai tambah yang luar

biasa:

3.6.1. Optimasi (NPV) modul

Modul ini menggunakan informasi tentang sumur, waduk, cairan, dan

proppantnya di hubungannya dengan kendala operasional, biaya tetap, dan

kendala produksi untuk menghitung desain fraktur optimal secara ekonomi

berdasarkan nilai sekarang bersih. Tujuan dari rekah sebuah pengobatan adalah

untuk memaksimalkan kembali ekonomi pada sumur, mencapai biaya yang paling

efektif pengobatan menghasilkan potensi pendapatan tertinggi atas investasi klien.

Optimasi (NPV) plot modul memungkinkan para insinyur untuk mempelajari efek

ekonomi bervariasi didukung panjang fraktur berkisar dengan cairan yang dipilih,

proppants, dan konsentrasi didukung. Serba Serbi model geometri dapat dipilih.

Sementara hubungan kinerja inflow (IPR) kurva digunakan untuk meramalkan

produksi.

3.6.2. PropFRAC Placement

PropFRAC placement adalah angka hidrolik fraktur simulator yang

menggunakan Model fraktur geometri yang berbeda. Ini memberikan kemampuan

untuk model pertumbuhan fraktur ke lapisan atas dan di bawah zona membayar

bersama dengan ekstensi fraktur dan rock mekanik yang memungkinkan

screenouts dan bubur dehidrasi untuk dirangsang. Stimulasi dapat terus bahkan

setelah bridging proppantnya atau slurry dehydration terjadi.

3.6.3. Scenario Manager

Skenario Manager adalah modul baru di FracCADE yang memungkinkan

insinyur Schlumberger untuk membuat dan mengelola beberapa desain rekah atau

skenario sekaligus. Hal ini memungkinkan di tempat terbaik pertandingan

melawan kasus real-time dan melakukan visualisasi real-time parameter kritis,

membandingkannya dengan perhitungan presimulated.

3.6.4. AcidFRAC

AcidFRAC modul memungkinkan Anda untuk membuat komprehensif

simulasi, dengan mempertimbangkan berbagai mekanisme terlibat dalam

pengobatan rekah asam. The AcidFRAC Modul mensimulasikan efek dari

perawatan gel-pad-flush klasik, Gel sistem asam, sistem LCA, dan sistem

terbelakang. Penempatan simulator yang digunakan dalam rekah proppantnya juga

digunakan dalam rekah asam. Perhitungan modul AcidFRAC didasarkan pada

aliran terpasang bersama fraktur. Daerah etch penampang didasarkan pada rata-

rata batu properti di sepanjang tinggi fraktur.

3.6.5. MultiFRAC Penempatan

The MultiFRAC Penempatan (MLF) modul mensimulasikan simultan

inisiasi dan perluasan beberapa patah tulang hidrolik. MLF mendukung hanya

geometri fraktur PKN. Model MLF screenout karena bridging proppantnya atau

dehidrasi. Cross-aliran dihitung setelah memompa berhenti, tetapi viskositas

diabaikan sehingga nilai bisa diperbesar. Gesekan perforasi dihitung untuk setiap

lapisan.

Peningkatan plot kontur, terkait sumbu untuk semua subplot untuk

ACL plot kontur dan plot desain.

Real-time perubahan terkait.

Ditambahkan parameter baru ke Dynamic Digital Display Window.

3.6.6. BHP

Bottom Hole Pressure Module konversi:

kondisi Permukaan pengobatan untuk kondisi dasar sumur dengan

mengambil jadwal memompa, mengandung tekanan dan tingkat di

permukaan kondisi, dan menghitung nilai-nilai dasar sumur.

kondisi dasar sumur ke permukaan kondisi pengobatan dengan

mengambil Jadwal memompa berisi data dasar sumur dan menghitung

kondisi permukaan yang sesuai.

Ditambahkan parameter baru (semen ketebalan dinding dan termal

konduktivitas) dan dilaksanakan koefisien perpindahan panas baru

persamaan.

Ditambahkan pilihan untuk termasuk pemanasan kental di dasar

sumur Perhitungan suhu.

3.6.7. DataFRAC

Modul ini menganalisis data fraktur yang dihasilkan oleh pengobatan, yang

dapat digunakan untuk merancang pengobatan fraktur didukung. Informasi

DataFRAC membantu untuk menentukan parameter rekah sehingga desain

pengobatan di masa mendatang dapat memaksimalkan produksi. Rekah parameter

yang ditentukan:

Fraktur Penutupan Tekanan

Model 2D tepat

DataFRAC Efisiensi Fluid

Leakoff Koefisien

Modul DataFRAC menentukan karakteristik dan parameter khusus untuk

sumur tertentu dan formasi yang harus dipertimbangkan ketika merancang

pengobatan fraktur bersandar. Ini secara grafis diilustrasikan pada plot interaktif.

Plot interaktif adalah digunakan selama analisis untuk mempersempit batas-batas

dan tiba di solusi yang masuk akal.

3.6.8. OPAL

Modul OPAL menyediakan integrasi yang mudah dengan Tekanan

Dioptimalkan Analisis (OPAL) sehingga hasilnya dapat diimpor ke FracCADE

untuk analisis lebih lanjut. OPAL adalah aplikasi tekanan-analisis untuk

mendapatkan Tekanan penutupan waduk, efisiensi cairan fraktur, dan fraktur Data

pertumbuhan tinggi atau kurungan berdasarkan real-time atau pengobatan Data

sejarah.

3.6.9. Auto pressure match

Auto pressure match adalah Pertandingan yang menyajikan teknik untuk

konsisten analisis catatan tekanan selama kedua injeksi dan penurunan, termasuk

perubahan karena tingkat dan variasi viskositas fluida. Hal ini juga digunakan

untuk mencocokkan prosedur rekah simulasi dan diukur dalam batas yang

ditentukan. Prosedur ini dapat diterapkan baik uji kalibrasi dan didukung

perawatan fraktur. Modul ini berulang kali mengeksekusi modul PropFRAC

Penempatan menggunakan parameter pengobatan yang diresepkan (tarif injeksi

lumpur, Konsentrasi proppantnya, dll) untuk memprediksi patah tekanan untuk

diberikan set parameter fraktur (tekanan, cairan leakoff, dll).

3.6.10. Aditif And Foam

Aditif dan Perhitungan Foam modul mengevaluasi tingkat N2 dan CO2

pada kondisi yang berbeda dari tekanan dan temperatur di memesan untuk

memfasilitasi desain pekerjaan busa. The Aditif dan Foam Perhitungan Modul

melakukan perhitungan volumetrik cair, padat, CO2, dan N2 pada temperatur

yang berbeda dan tekanan.

The Aditif & Perhitungan Foam modul juga menyediakan kemampuan untuk:

Desain jadwal busa CO2 dan N2 commingle

Suntikkan aditif pada dua titik yang berbeda-dalam line-tekanan tinggi

atau keluarnya blender.

Compenstate kualitas karena pengenalan proppantnya.

3.6.11. Analisis Log

Analisis Log modul menyediakan akses ke data log elektronik, baik

diproses, gelombang penuh log sonik, atau diproses Triple-Combo log melalui

LGZones aplikasi mandiri. Hal ini memungkinkan impor zona dari LGZones atau

ekspor FracCADE kedalaman vertikal benar dan profil lebar untuk LGZones.

Setelah elektronik log data yang diimpor dari LGZones, Anda dapat melihat

mereka dari zona spreadsheet.

3.6.12. Analisis sensitivitas

Analisis Sensitivitas (FGS) modul dapat dijalankan dengan menggunakan

dua prosedur yang berbeda:

panjang Fraktur ditentukan berdasarkan jumlah injeksi Volume

ditentukan.

Panjang fraktur harus ditentukan; cairan disuntikkan diperlukan untuk

mencapai panjang fraktur ditentukan kemudian ditentukan.

Karena perhitungan dalam modul FGS analitis dan dapat cepat

dieksekusi, modul FGS berguna untuk studi sensitivitas.

3.6.13. Tubing Movement

Tubung Movement modul dirancang untuk menghitung dan memberikan

profil efek berlaku pada tabung dan pengepakan. Para mensimulasikan modul

pengaruh empat gaya: diterapkan, tekanan-induced, gesekan, dan termal

disebabkan. Perhitungan mempertimbangkan tabung untuk gerak packer, baik

jenis selesai, kondisi baik saat ini, dan Perubahan yang terjadi dengan aplikasi

pengobatan.

3.6.14. BRACKETFRAC

Modul BRACKETFRAC digunakan untuk mengontrol fraktur atas migrasi,

migrasi fraktur yang lebih rendah, atau keduanya secara bersamaan. Modul

BRACKETFRAC didasarkan pada kebutuhan untuk penempatan mengalihkan

partikel di batas vertikal fraktur sebelum pertumbuhan tinggi yang tidak

diinginkan.

Modul BRACKETFRAC memungkinkan pilihan untuk merancang

pengobatan menggunakan salah satu dari tiga layanan fraktur berikut:

INVERTAFRAC * - Mencegah propagasi fraktur ke atas oleh

menempatkan lapisan partikel di bagian atas fraktur vertikal.

DIVERTAFRAC- Berisi rekah bawah dengan menempatkan

mengalihkan materi di bagian bawah patah tulang.

BRACKETFRAC- Menggabungkan dua perawatan di sama aplikasi.

3.6.15. HIWAY Modul

Ditambahkan Hiway modul yang memungkinkan generasi hiway

memompa jadwal.

hiway modul dapat diakses dari PropFRAC Modul penempatan.

Link ke modul Hiway terlihat hanya untuk anggota Kelompok Hiway

FracCADE LDAP.

Pengguna akan diberikan akses ke modul HIWAY hanya setelah

pelatihan.

Pelatihan akan diberikan sebagai bagian dari peluncuran tersebut.

HIWAYdidasarkan pada pendekatan yang sangat baru untuk rekah hidrolik.

HIWAY Module adalah, jenis baru yang revolusioner dalam penanganan hidrolik

fracturing. HIWAY menghilangkan ketergantungan dari kinerja fraktur pada

karakteristik proppantnya. Hal ini dilakukan dengan menciptakan saluran terbuka

di dalam fraktur, yang menetapkan jauh lebih tinggi konduktivitas hidrolik dan

banyak lagi. Cara konduktif untuk fluida reservoir dibandingkan dengan

konvensional patah pengobatan. Dalam fraktur HIWAY, proppantnya

ditempatkan modul HIWAY.