Uji Rekah Hidraulik Skala Laboratorium untuk Mengetahui Karakteristik Rekahan yang Terbentuk Akibat Hydraulic Fracturing pada Batubara Indonesia

Abstrak- Krisis energi Indonesia sudah mulai menunjukkan dampaknya. Pemenuhan kebutuhan yang bertumpu pada sektor minyak bumi menjadi permasalahan yang tidak kunjung berakhir. Pengembangan teknologi pemanfaatan batubara terus dilakukan. Underground coal gasification (UCG) sedang dalam tahap pengembangan di Indonesia. Hydraulic fracturing menjadi salah satu teknik yang digunakan untuk menghubungkan sumur injeksi dan sumur produksi pada teknologi UCG. Hydraulic fracturing menjadi pilihan utama dikarenakan pertimbangan ekonomi serta merujuk pada keberhasilan yang telah dicapai di negara lain. Untuk meningkatkan ketepatan penempatan sumur produksi diperlukan prediksi terhadap arah serta panjang rekahan hasil hydraulic fracturing dari sumur injeksi. Ada beberapa model karakteristik rekahan pada hydraulic fracturing yang telah diusulkan oleh para peneliti. Pada penelitian ini dilakukan uji rekah hidraulik skala laboratorium untuk menentukan model prediksi perekahan yang sesuai dengan kondisi batubara Indonesia. Sesuai hasil yang didapat, model penny shape yang dikembangkan oleh Meyer memberikan model prediksi paling sesuai dengan kondisi batubara Indonesia. Penelitian ini hendaknya dikembangkan dengan melakukan uji insitu untuk penerapan di lapangan.

Kata kunci: krisis energi, underground coal gasification, hydraulic fracturing, karakteristik rekahan

Abstract- Indonesia energy crysis

I. PENDAHULUAN

Krisis energi Indonesia sudah memasuki tahap yang serius. Pemenuhan kebutuhan energi dalam negeri sudah tidak bisa lagi dipenuhi secara mandiri. Pemenuhan kebutuhan energi yang bertumpu pada minyak bumi menjadi penyebab krisis energi di Indonesia ini. Pemanfaatan sumber energi lain semisal energi angin, matahari, dan panas bumi belum mampu menjadi solusi. Pengembangan sumber-sumber energi tadi masih sangat kecil. Sementara itu, batubara yang relatif melimpah dibanding sumber energi fosil yang lain belum sepenuhnya mampu dimanfaatkan di dalam negeri. Teknologi pemanfaatan batubara Indonesia masih tertinggal cukup jauh dari negara-negara lain. Akibatnya, dari seluruh sumberdaya batubara Indonesia hanya sekitar 20% yang dapat dimanfaatkan sebagai cadangan [3]. Kendala teknologi menjadi faktor utama permasalahan ini.

Pengembangan teknologi pemanfaatan batubara Indonesia terus dilakukan untuk meningkatkan cadangan batubara Indonesia. Saat ini teknologi pemanfaatan batubara yang sedang dikembangkan di Indonesia adalah underground coal gasification (UCG). Meskipun proyek pengembangan ini molor dari jadwal yang sudah ditargetkan, pengembangannya tetap terus dilakukan.

UCG merupakan teknologi pemanfaatan batubara secara insitu. Batubara dibakar secara insitu untuk menghasilkan syngas. Dengan menerapkan teknologi ini diharapkan cadangan batubara indonesia bisa meningkat tajam mengingat sumberdaya batubara indonesia umumnya berupa batubara kalori rendah serta batubara dalam. Proses UCG secara garis besar adalah sebagai berikut [6].

1. Pembuatan sumur injeksi dan sumur produksi2. Penghubungan antara sumur injeksi dan sumur

produksi

3. Penginjeksian udara ke dalam batubara dan pembakaran batubara secara insitu

4. Ekstraksi syngas

Dari keempat proses di atas, proses nomor 2 yaitu, penghubungan antara sumur injeksi dan sumur produksi menjadi kendala paling berat pada pengembangan UCG di indonesia. Kondisi geologi serta karakteristik batubara indonesia menjadi penyebab kesulitan proses ini. Metode yang menjadi pertimbangan sampai saat ini adalah directional drilling dan hydraulic fracturing. Dengan mempertimbangkan faktor ekonomi, hydraulic fracturing merupakan metode yang paling mungkin.

Hydraulic fracturing merupakan proses pembuatan saluran permeable dengan cara menginjeksikan fluida bertekanan tinggi pada formasi batuan untuk melebihi kekuatan formasi tersebut sehingga terbentuk rekahan. Pada UCG, hydraulic fracturing dilakukan dari sumur injeksi. Oleh karena itu, sumur injeksi dibuat terlebih dahulu selanjutnya barulah hydraulic fracturing dilakukan dari sumur ini. Proses ini merupakan proses yang sulit dikontrol sehingga perlu dilakukan studi untuk meningkatkan efektifitas dan ketepatan penempatan sumur produksi. Pada penelitian ini akan dilakukan uji rekah hidraulik di laboratorium untuk menentukan model perekahan yang paling sesuai dengan kondisi batubara indonesia.

Hydraulic fracturing pada batubara memiliki perbedaan yang cukup signifikan daripada hydraulic fracturing pada batupasir (sandstone). Perbedaan ini disebabkan beberapa faktor, antara lain: kekasaran, sistem cleat, dan spalling [1]. Untuk memprediksi geometri rekahan pada batubara pengetahuan mengenai tekanan efektif serta sifat elastis batubara sangat diperlukan [1]. Oleh karena itu, pemahaman karakteristik sifat batubara menjadi krusial. Karakteristik sifat batubara yang penting antara lain dual

porosity (micropory dan macropory), deformasi, discontinuities, dan interface slippage. Berangkat dari hal-hal tersebut, penelitian dilakukan untuk mengidentifikasi karakteristik rekahan yang terbentuk pada batubara Indonesia akibat proses rekah hidraulik (hydraulic fracturing).

II. MODEL GEOMETRI REKAHAN

Berbagai model geometri rekahan telah dikembangkan oleh beberapa peneliti. Secara garis besar model ini terbagi menjadi dua, yaitu model 2D dan model 3D. Sementara itu, model 2D bisa dikelompokkan menjadi dua model lagi, yaitu model yang dikembangkan oleh Perkins-Kern-Nordgren (PKN) dan model yang diusulkan oleh Kern-de Klerk-Geerstma (KGD) [7] [10] [12] [13]. Kedua model ini memiliki asumsi bahwa tinggi rekahan adalah tetap sehingga rekahan hanya merambat secara horizontal. Akan tetapi kedua model ini juga memiliki perbedaan asumsi, yaitu model PKN mengasumsikan kondisi plain strain vertikal terhadap bidang rekahan sedangkan model KGD mengasumsikan kondisi plain strain horizontal terhadap bidang rekahnya.

Berikut ini adalah gambar skema model rekahan PKN dan KGD.

Gambar 1. Skema Model PKN (Economides & Nolte, 2000)

Gambar 2. Skema Model KGD (Economides & Nolte, 2000)

Pada model 3D, perambatan rekahan terjadi baik secara horisontal maupun vertikal [11] [14]. Pada model ini pengaruh perbedaan tekanan pemampatan sangat besar. Pada kondisi perbedaan tekanan pemampatan besar, panjang rekahan akan cenderung mengikuti model PKN. Sementara itu, jika kondisi sebaliknya yang terjadi, model geometri rekahan cenderung menuju penny shape. Pada dasarnya model 3D adalah perpaduan antara model PKN dan KGD [11].

III. PERCOBAAN REKAH HIDRAULIK

Pada percobaan ini digunakan sampel batuan berupa blok kubus berukuran 25 cm x 25 cm x 25 cm. Sampel batuan ini terdiri dari batubara dan gypsum. Penggunaan gypsum bertujuan untuk membentuk sampel batuan menjadi kubus. Hal ini dikarenakan kesulitan dalam pemotongan sampel batubara menjadi ukuran yang presisi.

Sampel batuan ini dilubangi dengan cara dibor. Pengeboran dilakukan dengan diameter lubang 10 mm. Adapun kedalaman pengeboran adalah 120 mm. Hal ini dimaksudkan agar openhole sepanjang 10 mm dapat berada tepat di tengah-tengah sampel. Skema preparasi sampel dapat dilihat pada gambar 3. Lubang bor yang telah terbentuk diisi dengan pipa injeksi dari besi yang direkatkan ke sampel batuan menggunakan lem epoxy. Pipa injeksi memiliki lubang berdiameter 5 mm sebagai saluran fluida menuju sampel batuan.

Gambar 3. Penampang 2D Sampel Batuan

Pembebanan sampel batuan dilakukan secara triaxial. Pembebanan secara vertikal diberikan oleh mesin tekan Hung Ta, sedangkan pembebanan secara lateral (tekanan horizontal maksimum dan minimum) diberikan oleh sistem piston-plat besi. Adapun pembebanan yang diberikan adalah sebagai berikut. Pembebanan vertikal sebesar 0,75 MPa, pembebanan horizontal maksimum sebesar 1 MPa, dan pembebanan horizontal minimum sebesar 0,5 MPa.

Injeksi fluida dilakukan dengan menggunakan pompa hidraulik elektrik berkapasitas hingga 70 MPa. Adapun fluida yang digunakan adalah campuran oli bubut dan tinta dengan asumsi sebagai fluida newtonian dan viskositas sebesar 150 cP. Laju injeksi fluida ditentukan sebesar 15 cc/menit. Laju injeksi ini dijaga tetap berlangsung selama 10 detik setelah breakdown untuk menjaga agar perambatan rekahan tetap berlangsung.

IV. OBSERVASI

Proses injeksi fluida dihentikan setelah didapatkan rekahan pada sampel batuan. Hal ini ditandai dengan adanya rembesan fluida dari sampel batuan. Setelah proses injeksi fluida dihentikan, sampel batuan dikeluarkan dari sistem pembebanan. Kemudian dilakukan pemotongan sampel batuan sesuai alur rekahan yang terbentuk.

Rekahan yang terbentuk pada sampel batuan berorientasi tegak lurus terhadap tegangan horisontal minimum. Sementara itu, setelah dilakukan pembelahan terhadap sampel batuan didapatkan rekahan yang terjadi berbentuk hampir penny shape (circular) dengan diameter sebesar 17 cm.

V. HASIL DAN PEMBAHASAN

Data karakteristik sifat batubara yang digunakan diambil dari penelitian Kramadibrata (1999) dengan sampel batuan batubara dari sumatera barat. Sampel batuan yang digunakan pada penelitian ini juga berasal dari tempat yang sama. Oleh karena itu, diasumsikan data karakteristik sifat keduanya sama. Berikut ini data karakteristik sifat batuan serta variabel lain yang digunakan dalam penelitian ini.

Tabel 1. Variabel Uji Rekah Hidraulik

Variabel Nilai Satuan Modulus Young 2000 MPaPoisson’s Ratio 0,2Viskositas Fluida 150x10-3 Pa.sLama Perekahan 10 detikDebit Injeksi 2,5x10-6 m3/detikTinggi Pay Zone 1x10-2 m

Prediksi panjang rekahan yang digunakan pada penelitian ini adalah model analitik 2D PKN dan KGD serta model analitik 3D Meyer untuk kasus impermeabel (tanpa leak-off). Berikut adalah formula analitik yang digunakan untuk masing-masing model [7] [10] [11] [12] [13].

PKN model

(1)

KGD model

(2)

Penny shape

(3)

L(t) = panjang rekahan, meter

G = shear modulus

v = poisson’s ratio

= viskositas fluida, Pa.s

Q = debit injeksi, m3/detik

H = tinggi pay zone, meter

t = lama perekahan, detik

R(t) = jari-jari rekahan, meter

Hasil prediksi panjang rekahan model PKN adalah sebesar 1,24 m. Sementara itu panjang rekahan hasil prediksi model KGD adalah sebesar 0,52 m. Adapun prediksi diameter rekahan model penny shape 3D Meyer adalah 15 cm. Dari ketiga model prediksi yang digunakan, model penny shape Meyer paling mendekati hasil rekahan yang terbentuk pada sampel batuan yaitu berdiameter 17 cm. Kurva hasil prediksi panjang rekahan dapat dilihat pada gambar 4, 5, dan 6.

Gambar 4. Prediksi Panjang Rekahan Model PKN

Gambar 5. Prediksi Panjang Rekahan Model KGD

Gambar 6. Prediksi Panjang Rekahan Model Penny Shape

Prediksi arah terbentuknya rekahan dimodelkan dengan perangkat lunak berbasis finite element. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa rekahan akan terbentuk tegak lurus terhadap tegangan prinsipal minimum, dalam hal ini

adalah tegangan horizontal minimum ( ). Pemodelan

arah terbentuknya rekahan dapat dilihat pada gambar 7 dan 8. Setelah dilakukan uji laboratorium, hasil yang didapatkan sesuai dengan hasil pemodelan yang telah dilakukan. Arah perambatan rekahan yang terbentuk sesuai dengan teori perambatan rekahan yang dikemukakan Hubbert dan Willis (1957) [8], yaitu berarah tegak lurus terhadap tegangan prinsipal minimum.

Gambar 7. Pemodelan Prediksi Arah Rekahan

Gambar 8. Arah Rekahan Yang Terbentuk pada Lubang bor

Beberapa hasil penelitian di atas dimungkinkan terjadi karena beberapa hal berikut ini.

a. Pada penelitian ini sampel yang digunakan bersifat homogen (berasal dari satu material, batubara). Oleh sebab itu asumsi tinggi rekahan konstan pada model PKN dan KGD sulit terpenuhi.

b. Pada batubara telah terdapat rekahan awal berupa cleat dan butt. Hal ini menyebabkan rekahan yang terbentuk bersifat menyambungkan cleat sehingga dimungkinkan terjadi rekahan yang lebih panjang.

c. Meskipun rekahan yang terbentuk cenderung berliku-liku mengikuti rekahan awal, arah rekahan yang terbentuk ini masih sesuai dengan teori perambatan rekahan yang ada yaitu tegak lurus terhadap tegangan prinsipal minimum. Hal ini dimungkinkan karena rekahan awal pada batubara memiliki orientasi yang sesuai.

VI. SIMPULAN DAN SARAN

Uji rekah hidraulik pada batubara Indonesia skala laboratorium telah berhasil dilakukan. Prediksi panjang rekahan yang terbentuk dilakukan dengan model PKN, KGD, dan penny shape. Dari percobaan yang dilakukan didapat beberapa kesimpulan dan saran berikut.

1. Arah rekahan yang terbentuk sesuai dengan teori perambatan rekahan, yaitu rekahan terbentuk tegak lurus terhadap tegangan prinsipal minimum. Meskipun hasil rekahan yang terbentuk berliku-liku mengikuti rekahan awal (preexisting fracture) pada batubara.

2. Panjang rekahan yang terbentuk pada percobaan ini dapat diprediksi dengan model penny shape Meyer. Hal ini dikarenakan perekahan terjadi pada satu jenis material sehingga rekahan vertikal dapat terbentuk tanpa hambatan berarti.

3. Pengujian di lapangan perlu dilakukan untuk memverifikasi hasil penelitian ini guna penerapan pada skala lapangan.

4. Penelitian hydraulic fracturing pada perlapisan batubara Indonesia dan batuan pengapitnya perlu dilakukan guna menambah referensi untuk penerapan teknologi UCG di Indonesia.

VII. DAFTAR PUSTAKA

[1] Abass, H.H., Van Domelen, M.L., and El Rabaa, W.M., “Experimental Observations of Hydraulic Fracture Propagation Through Coal Blocks”, 1990, Paper No. SPE 21289.

[2] Abass, H.H., Kim, C.M., and Hedayati, S., Experimental simulation ofhydraulic fracturing inshallow coal seams, 1991, Rock Mechanics as a Multidisciplinary Science, Roegiers (ed.). Balkerna, Rotterdam.

[3] Sugiyono, Agus, Energi Outlook Indonesia 2014, Pusat Teknologi Pengembangan Sumberdaya Energi BPPT, Jakarta, 2014.

[4] Cleary, M.P., Kawadas, M., and Lam, K.Y., 1983, “Development of a Fully Three Dimensional Simulator for Analysis and Design of Hydraulic Fracturing”, Paper SPE 11631.

[5] Economides, M. and Nolte, K.G., 2000, Reservoir Stimulation, 3rd edition, New York: John Wiley & Sons, Ltd.

[6] Burton, Elizabeth, Friedman, J., Upadhye, R., Best Practice in Underground Coal Gasification, Lawrence Livermore National Laboratory, California.

[7] Geertsma, J. and de Klerk, F., “A Rapid Method of Predicting Width and Extent of Hydraulic Induced Fractures,” Paper SPE 2458, Journal of Petroleum Technology (December 1969) 21. 1571–1581.

[8] Hubbert, M.K. and Willis, D.G., “Mechanics of Hydraulic Fracturing”, Journal of Petroleum Technology (September 1957) 9. No. 6. 153–168.

[9] Jin, X. and Shah, S., 2013, “Fracture Propagation Direction and Its Application in Hydraulic Fracturing”, Paper No. 163832.

[10] Khristianovitch, S.A., and Zheltov, Y.P., 1955, “Formation of vertical fractures by means of highly viscous fluids”, Proceedings of the 4th World Petroleum Congress. Rome. Italy. 2. pp. 579–586.

[11] Meyer, B.R., 1986, “Design Formulae for 2-D and 3-D Vertical Hydraulic Fractures: Model Comparison and Parametric Studies”, Paper SPE 15240.

[12] Nordgren, R.P., “Propagation of a Vertical Hydraulic Fracture”, paper SPE 7834, SPE Journal (August 1972) 12. No. 8. 306–314.

[13] Perkins, T.K. dan Kern, L.R., 1961, “Widths of hydraulic fractures”, J. Pet. Tech., 13:937–949.

[14] Settari, A. and Cleary, M.P, 1983, “Three-Dimensional Simulation of Hydraulic Fracturing”, Paper No. SPE 10504.