Download - 5-4 Perencanaan Perekahan Hidraulik
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 71
V.5.4. STANDARD OPERATING PROCEDURE (SOP)
PERENCANAAN PEREKAHAN HIDRAULIK
1. TUJUAN
Menentukan besarnya:
1. Laju injeksi fluida peretak (qt)
2. Volume injeksi total (V)
3. Luas rekahan yang terjadi (A)
4. Berat bahan pengganjal (S)
5. Tekanan injeksi di permukaan (Ps)
6. Daya kuda yang diperlukan (Hh)
7. Perbandingan Produktivitas sumur setelah peretakan (PR).
2. METODE DAN PERSYARATAN
Ada dua metode yang dapat digunakan dengan persyaratan yang berbeda:
2. 1. METODE LANGSUNG
Persyaratan metode pertama adalah laju injeksi fluida peretakan volume total fluida
peretak yang digunakan dan gradien retak di daerah tersebut telah diketahui dari
pengalaman operasi peretakan hidraulik di masa lalu.
2. 2. METODE PENJAJALAN
Persyaratan metode kedua adalah Productivity Ratio (PR) yang dinginkan dan
gradien tekanan retak diketahui.
3. TEORI DASAR
Hydraulic fracturing mulai populer sekitar 1948 dan sejak tahun 1980 keatas mulai
meningkat kembali karena dimulai penggunaan pada formasi yang permeabilitas yang
besar. Pada saat ini Hydraulic fracturing bukan saja digunakan untuk meningkatkan
produksi dengan menembus zone damage dan meningkatkan permeabilitas, tetapi juga
untuk menahan fines atau produksi pasir pada formasi berpermeabilitas besar.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 72
Gambar 1 Skematik Suatu Hydraulic Fracturing (SPE Mon. 12)
Perekahan hidraulika dilakukan apabila sumur mengalami penurunan produksi, dan
penurunan produksi ini disebabkan karena kecilnya permeabilitas formasi. Perekahan
hidraulika untuk tujuan tersebut, sekarang ini sudah sering dilakukan. Keberhasilan
perekahan hidraulik sangat tergantung pada banyak hal, diantaranya adalah perencanaan
awal (desain awal) perekahan hidraulika sebelum perekahan hidraulika itu dilakukan.
Perekahan hidraulika akan mendapatkan hasil yang baik apabila dilakukan pada
formasi yang berpermeabilitas kecil (< 10 md) atau dimana damagenya agak dalam.
Perekahan hidraulika dimulai dengan pad, slurry dengan proppant lalu flush.
Pada masa lalu pemompaan fracturing fluid dari 1000 – 3000 gallon, pada masa
sekarang pemompaan bisa dari dari 500 gal sampai 1 juta gal dan proppant dari 15000 lb
sampai 9.2 juta lb. Kenaikan produktivitas bisa sampai 3 bahkan 10 kalinya kalau terdapat
damage.
3.1 PENGERTIAN PEREKAHAN HIDRAULIKA
Perekahan hidraulik 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
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 73
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.
3.2 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 2. Dari gambar 2 tersebut akan kita dapatkan hubungan ketiga stress tersebut
adalah sebagai berikut :
Stress vertikal (overburden stress) dapat dinyatakan dengan persamaan :
�� = � � �(�) ���
Gambar 2 Besar Ketiga Stress Utama
Jika overburden adalah harga absolut, yang dialami oleh batuan maupun fluida di pori -
pori batuan, maka efektif stressnya (σv ) adalah :
��′ = �� − ��
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 74
Stress efektif horizontal dapat dinyatakan dengan persamaan :
��′ = �1 − � ��′ = �����′
sehingga stress horisontalnya dapat dinyatakan dengan persamaan
�� = ��′ − ��
dan stress minimum absolutnya adalah :
����� = �����′ − ��
sedang stress absolut minimumnya adalah :
����� = �����′ − �����
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 :
�′ = �1 − �
3. Shear stress (G) dinyatakan dengan persamaan :
� = �2(1 + �)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 75
3.3 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.
3.3.1 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 :
� = �
Sedangkan untuk fluida Bingham Plastic berlaku :
� = � + �!
dan untuk Power Law berlaku hubungan :
� = " �
Perbedaan ketiga jenis fluid tersebut dapat dilihat pada gambar 3
Gambar 3 Harga – Harga Shear Stress vs Shear Rate
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 76
Sedangkan Gambar 4 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 4 Plot Fluida Power Law Pada Skala Linier dan Log – Log
Berdasarkan pendekatan jenis fluida power law, maka besarnya apparent viskosity
atau viskositas sebenarnya dapat ditentukan dengan persamaan :
�� = 47800" ′
'(�
dengan
" ′ = " )(3+′ + 1)4+′,�′
, .+/.0 1213 (45 − 678�/:/;
" ′ = " )(2+′ + 1)43′,�′
, .+/.0 1213 (45 − 678�/:/;
6.3.2 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 :
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 77
• Viskosity controlled (Cµ), adalah suatu kehilangan fluida yang dipengaruhi oleh
viskositas. Penentuan besarnya harga Cµ dapat dilakukan dengan persamaan :
<= = 0.0469 A0∅∆���
• Compressibility Controlled (Cc) adalah suatu kehilangan fluida yang dipengaruhi oleh
kompressibilitas. Penentuan besarnya harga Cc dapat dilakukan dengan persamaan :
<� = 0.0374 A0∅<D�
Dalam banyak hal harga Cµ dan CC sering dikombinasikan menjadi :
<=E = 2<=<E<= + F<= + 4<E;
• 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 memperlihatkan hubungan antara volume
filtrat komulatif terhadap waktu hasil analisis laboratorium. Di mana besarnya Cw
merypakan kemiringan pada daerah linear.
Gambar 5 Plot Hasil Laboratorium Untuk Menentukan Harga Cw = Cm
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 78
Dari ketiga mekanisme tersebut, maka besarnya koefisien leak-off total adalah :
<� = 2<=<E<=<G + F<=;<G; + 4<E;(<=;+<G; )
Jumlah kehilangan fluida yang masuk ke dalam batuan dapat ditentukan dengan
persamaan :
H = HI + 2<�J/
3.4 FLUIDA PEREKAH DAN ADDITIVE
6.4.1 Jenis Fluida Perekah
Banyak jenis fluida yang digunakan di dalam operasi perekahan. Menurut Thomas C.
Frick, fluida perekah dapat dlgolongkan menjadi empat katagori menurut bahan dasar
pembuatannya, yaitu :
1. Fluida dengan bahan dasar minyak (Oil Base Fracturing Fluid)
Fluida berbahan dasar minyak umumnya relatif murah dan memiliki viskositas yang baik,
dimana hal ini dapat dianggap lebih menguntungkan untuk aliran injeksi yang relatif kecil.
Digunakan untuk injeksi pada kedalaman dangkal sampai pertengahan (<4000 ft).
2. Fluida dengan bahan dasar air (Water Base Fluid)
Pemakaian fluida ini memiliki keuntungan khusus, yaitu dapat digunakan pada laju injeksi
yang tinggi karena jenis fluida ini memiliki densitas yang rendah dan friction loss yang
rendah di dasar sumur. Fluida ini berbahan baku air dan Hydrochloric Acid.
3. Fluida emulsi (Emulsion Fracturing Fluid)
Komposisi fluida emulsi ini terdiri dan minyak mentah dan air. Fluida ini dapat mengurangi
fluid-loss dan friction-loss.
4. Foam dan gases
Jenis fluida ini memiliki batasan pelaksanaan untuk biaya. kesulitan dan keselamatan. Fluida
ini terutama dapat digunakan pada zona gas atau zona dengan permeabilitas rendah.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 79
3.4.2 Additive
Suatu fluida perekah seharusnya menghasilkan friksi tekanan yang kecil dan tetap
berviskositas besar untuk menahan proppant, serta bisa turun kembali viskositasnya setelah
selesai perekahan dan dapat menempatkan proppant. Agar memenuhi syarat tersebut maka ke
dalam fluida perekah kadang-kadang harus ditambahkan additive, jenis additive yang biasa
digunakan antara lain:
a. Buffer (pengontrol PH)
b. Bactericides/biocides : bakteri penyerang polimer, untuk merusak ikatannya.
c. Pencampur gel: Untuk menghindari terjadinya gel.
d. Fluid loss additive: Mengurangi terjadinya leak-off
e. Breakers: Memecahkan rantai polimer sehingga fluida kembali menjadi encer.
Besarnya jumlah volume fiuida yang dibutuhkan untuk perekahan, dapat dinyatakan
dengan persamaan dibawah ini:
KL38/.L7 HM4.N7 = "O;P<
3.4.3 Pemilihan Fiuida Perekah
Untuk memilih fiuida perekah yang sesuai, fiuida tersebut harus memiliki criteria
sebagai berikut:
1. Viskositas cukup besar, yaitu 100-1000 cp pada temperatur normal.
2. Filtrasi jangan sampai menutupi pori-pori dan batuan.
3. Bersifat stabil pada tekanan tinggi.
4. Tidak bereaksi dengan cairan lapisan reservoir, karena dapat menimbulkan endapan
yang dapat menyebabkan terjadinya kerusakan formasi.
5. Tidak membentuk emulsi di dalam lapisan reservoir.
6. Viskositas cairan dapat berubah menjadi lebih kecil setelah terjadinya perekahan,
sehingga mudah dikeiuarkan dari dalam sumur.
7. Haruslah memiliki harga yang relatif murah.
8. Aman.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 80
3.5 PROPPANT
3.5.1 Jenis Proppant
Proppant adalah benda padat pada umumnya berbentuk pasir dan digunakan untuk
mengganjal rekahan yang terbentuk agar rekahan tersebut tidak menutup kembali. Ada
beberapa macam jenis proppant:
A. Pasir di Alam
• Ottawa (Jordan, White) sand
- bundar sekali (well rounded), kadar quartz tinggi
- sanggup menahan berat
- SG (BD) = 2.65
• Brady (Texas, Hickory) sand
- agak bersudut (angularity), kadar quartz tinggi.
- sanggup menahan berat
- SG = 2.65
B. Ceramic Proppant
• Sintered Bauxite
- tersedia untuk tahan terhadap stress tinggi
- dipakai untuk sumur dengan temperatur tinggi, sumur dalam dan mengandung H2S
- untuk stress sampai diatas 12000 psi
- SG = 3.65
• Keramik berdensitas sedang (Intermediate Density' Ceramics)
- lebih ringan dan lebih murah dari Sintered Bauxite
- untuk stress sampai 10000 psi
- SG = 3.15
• Keramik berdensitas rendah (Low Density Ceramics)
- berat hampir sama dengan pasir
- untuk stress sampai 6000 psi
- SG = 2.7
C. Resin Coated Proppant (proppant dengan lapisan resin)
• Mendistribusikan beban, menghlndarkan persentuhan antar butir-butir
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 81
• Terikat ditempat untuk mencegah migrasi proppant.
1. Pre-cured Resin
- mengurangi kerusakan karena brittle (mudah pecah)
- SG = 2.55
- resin dapat menahan proppant yang hancur
- Proppant abrasiveness (kekasaran) agak berkurang
2. Curable Resin
- Digunakan untuk membuntuti slurry proppant untuk mencegah proppant mengalir
balik ke sumur
- Setelah membeku akan membentuk massa yang terkonsolidasi dengan daya tahan
besar.
3.5.2 Pemilihan Proppant
Pemilihan proppant rnerupakan suatu hal yang sangat penting sebelum melakukan
perekahan. Proppant yang digunakan akan menentukan besamya harga konduktifitas rekahan
(wkf), yang didefinisikan secara matematis sebagai perkalian antara lebar rekahan (w) dengan
permeabilitas (kf). Kontras antara rekahan dan formasi menentukan kenaikan produksi dari
suatu proyek rekahan. Makin kontras permeabilitas di rekahan akan makin besar
produktivitasnya, akan tetapi tetap harus dicari jalan yang paling ekonomis, baik dalam
proppant maupun ukurannya. Apabila proppant mengalami stress yang melewati kekuatannya
maka akan terjadi crushing dan akan merugikan karena akan mengurangi produktivitasnya.
Ada lima faktor yang harus diperhatikan dalam pemilihan proppant yang pada akhimya
akan mempengaruhi konduktivitas suatu rekahan, yaitu :
1. Ukuran Proppant
Ukuran proppant penting untuk kesuksesan perekahan hidraulik karena 3 alasan yaitu:
• Bridging, untuk bisa mulus maka ukuran lebar rekah minimal harus 4 kali ukuran
proppant.
• Cocok dengan ukuran perporasinya.
• Konduktivitas adalah fungsi dari ukuran proppant.
Ukuran proppant berdasarkan ASTM (American Standard for Testing and Material)
misalnya : 20/40 sand, dapat melalui screen (saringan 0.033 inci) dan tersaring oleh screen 40
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 82
mesh (0.0165). Sedangkan spesifikasi dari API (American Petroleum Institute) adalah
sebagai berikut :
- Minimum 90 % akan ada di atas saringan (sieves) yang ditentukan.
- Ukuran contoh pasir yang lebih besar dari diatas < 0.1 %
- Ukuran contoh pasir yang lebih kecil dari diatas < 1 %
Ukuran proppant mempunyai efek pada pemadatan, makin besar proppant (12/20 mesh)
makin besar pula konduktivitasnya, akan tetapi makin besar ukuran proppant maka
kekuatannya dalam menahan tekanan yang membebaninya akan makin kecil. Akibatnya
maka proppant tersebut akan pecah (crushed) sehingga pada akhimya akan
menurunkankonduktivitasnya. Berikut ini adalah tabel yang memuat ukuran proppant,
maksimum dan rata-rata.
Tabel 1 Ukuran Proppant
2. Konsentrasi Proppant
Kadar proppant atau konsentrasi proppant didefisikan sebagai jumlah proppant per luas
rekahan (dari satu sisi dinding saja), atau pound proppant/luas (Ib/ft2). Konduktivitas rekahan
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 83
meningkat dengan meningkatnya konsentrasi proppant. Hubungan ini tidak berlaku untuk
konsentrasi kurang dari 0.5 lb/ft2 karena efek dinding.
3. Kekuatan Proppant (proppant strength)
Strength dari proppant sangat penting untuk proyek perekahan. Gambar 6 menunjukan
persen berat fines yang terjadi pada closure stress tententu. Gambar 6 “Efek Closure Stress
Terhadap Bermacam-macam Jenis Dan Ukuran proppant pada Terjadinya Fines”.
Gambar 6 Efek Closure Stress terhadap Bermacam – macam Jenis dan Ukuran Proppant pad
Terjadinya Fines
4. Bentuk Butiran Proppant
Bentuk butiran proppant (proppant gram shape} yang ditentukan oleh roundness (halusnya
permukaan) dan sphericity (bulatnya butiran), merupakan hal yang sangat penting, karena
bentuk tersebut akan menentukan proppant tersebut kuat atau tidak apabila dikenakan
tekanan. Karena stress permukaan akan merata pada bentuk yang bulat, halus, maka pada
harga stress yang tinggi, makin halus/bulat suatu proppant, maka kemampuannya untuk
menerima tekanan akan makin besar. Roundness dan sphericityditentukan oleh Skala
Krumbein seperti yang ditunjukan oleh Gambar 7, misalnya 0.7R dan skala tersebut adalah
lebih baik dari 0.6R. Di industri minyak umumnya R dan S untuk Krumbein Shape Factor
diambil minimum 0.6 untuk pasir alamiah dan 0.7 untuk pasir industri (buatan).
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 84
5. Kualitas Proppant
Kualitas proppant buruk apabila banyak zat tambahan yang mengotorinya. Adanya
carbonate, feldspar, atau oksida besi di proppant akan berakibat merusak konduktivitas.
Kelarutan di asam menurut API maksimum 2%.
Gambar 7 Faktor Bentuk Krumbein (Krumbein Shape Factor)
3.5.3 Transportasi Proppant
Penempatan proppant di dalam rekahan dipengaruhi oleh beberapa faktor diantaranya
adalah kecepatan pengendapan proppant (settling), waktu pengendapan dan tinggi maksimum
pengendapan proppant. Besaran-besaran tersebut dapat ditentukan sebagai berikut :
1. Kecepatan pengendapan proppant (vset) :
HI�� = Q2+′ + 1108+′R S ) 3+′T�S − �DU72" ′(2+′ + 1),
'�′
2. Waktu pengendapan proppant (tset) :
/I�� = ℎD60�I��
3. Tinggi maksimum pengendapan proppant (hfp)
ℎDS = ℎD − �I��/I��2
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 85
3.6 CARA PEREKAHAN
Gambar 8 menunjukkan perekahan sumur dengan permeabilitas kecil dimana untuk
menaikkan produktivitas, reserves dan usia sumur dilakukan perekahan yang sangat jauh dan
biasanya rekahan tipis dan panjang.
Gambar 8. Rekahan Panjang, Tipis Untuk Permeabilitas Kecil (Keck, AEPT)
Untuk permeabilitas besar, perekahan dilakukan dengan sistim TSO atau tip screen out
untuk permeabilitas 10 – 15 md bahkan yang 100 md atau lebih. Rekahan TSO akan pendek
dan proppantnya akan screen out pada akhir perekahan dan biasanya rekahan gemuk serta
pendek saja.
Gambar 9. Rekahan Pendek, Gemuk, Untuk Permeabilitas Besar, TSO (Keck, AEPT)
Perekahan panjang seperti gambar 8 di atas pernah dilakukan di Vico Kalimantan pada
formasi gas berpermeabilitas dibawah 3 md. Sedangkan perekahan seperti gambar 9
dilakukan pada hampir semua perusahaan di Indonesia seperti Caltex, ARCO, Maxus Gulf,
Mobil, BP dll.
Perekahan akan dimulai dengan pad atau cairan gel tanpa proppant, lalu dilanjutkan
dengan slurry yaitu gel berisi proppant dan diakhiri dengan flushing. Ada dua cara untuk
berdasarkan fluidanya :
1. Fluida encer, dimana viskositasnya lebih kecil dari 50 cp. Ini disebut bank fluid, yaitu
fluida yang nantinya akan membentuk gundukan pasir di rekahan dari konsentrasi
pasir 2-3 ppg dengan laju pemompaan tinggi. Keberhasilannya tergantung dari
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 86
proppant yang mengendap diluar lubang masuk rekahan. Desain demikian
membutuhkan model komputer untuk menghitung kecepatan fluida, viskositas fluida,
kecepatan settling proppant dll. Cara ini adalah untuk gambar 8 diatas dimana
rekahannya akan jauh. Tetapi pasir terbanyak masih dekat sumur. gambar 10
memperlihatkan skematis pemompaannya. gambar 11 memperlihatkan suatu contoh
hasil perhitungan komputer untuk distribusi proppant.
2. Fluida kental, yang terbanyak digunakan (termasuk gel > 50 cp, X-link, foam, gelled
oil). Bisa mencapai ratusan cp. Dengan ini proppant secara teoritis bisa dibawa
sampai mencapai tip atau ujung rekahan. Dalam praktek, kecepatan proppant akan
lebih rendah dari fluidanya. gambar 12 menunjukkan konfigurasi fluida kental yang
dipompakan secara ramp (meningkat konsentrasinya terhadap waktu). Dalam hal ini
terlihat bahwa waktu pemompaan 3 ppg dilakukan maka slurry didepan juga sudah
mengalami loss sehingga kadar proppantnya 3 ppg.
Gambar 10. Cara Pemompaan Di Banking Fluid Dengan Fluida Encer (M.B. Smith)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 87
Gambar 11. Hasil Run Computer Untuk Distribusi Proppant Pada Viskositas rendah (Halliburton)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 88
Gambar 12. Konsentasi Proppant Dengan Jarak Pada Cara Ramp (M. Smith, NSI)
Gambar 13. Proppant Schedule Untuk Mendapatkan Konsentrasi Proppant Uniform Pada Akhir
Perekahan (M.B. Smith, NSI)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 89
Pada TSO maka mula-mula dipompakan pad, lalu slurry dengan proppant berkadar
rendah sekitar 1 atau 2 ppg selama beberapa waktu .dan diakhiri dengan slurry biasa yang
meningkat (ramp). gambar 14 menunjukkan distribusi awal slurry dimana terjadi packed
proppant ditepian rekahan, dengan ini rekahan berhenti tumbuh, dan injeksi lebih lanjut akan
memadatkan slurry dan proppant disitu.
Gambar 14. Konsentrasi Proppant Pada TSO Sebelum Akhir Perekahan (NSI)
Gambar 15. Konsentrasi Proppant Pada Pemompaan TSO dan Fracpac (NSI)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 90
Gambar 16. Perbedaan Proppant Schedule TSO/Fracpac Dengan Normal (NSI)
3.7 MODEL GEOMETRI REKAHAN
Model geometri rekahahan perlu diketahui untuk mengetahui sekaligus memperkirakan
bagairnana bentuk dan rekahan yang teiah terjadi. Model geometri rekahan dibuat
berdasarkan pada, mekanika batuan, mekanika fluida, jenis dan sifat aliran fluida, serta stress-
stress yang berlaku pada batuan.
Model perekahan hidraulik digunakan untuk:
1. Mengetahui berapa hasil produksi nantinya
2. Material yang diperlukan
3. Tekanan
4. Fluid loss dll.
Ada 4 model perekahan yang telah dipakai atau masih dipakai:
1. PKN (Perkins, Kern, Nordgreen) gambar 17. Ini akan terjadi kalau stress di formasi
produktif jauh lebih kecil dari formasi diatas atau dibawahnya.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 91
Gambar 17. Model PKN Dimana Batas Atas/Bawah adalah Shale, Panjang Rekahan >> Tinggi Rekahan
(RBT 2000)
Model PKN berasumsi bahwa panjang (atau dalam ) rekahan jauh lebih besar dari tinggi
rekahan (xf >> hf) mempunyai irisan berbentuk ellips dimuka sumur, lebar maksimum di
tengah ellips dan berharga nol untuk bagian paling atas dan paling bawah (ujung-
ujungnya), tekanan dianggap konstan pada irisan vertikal dan sifat reaksi batuan bereaksi
secara vertikal.
2. KGD (atau GdK, Kristianovich-Zheltov, Geertsma dan deKlerk ). Gambar 18.
Gambar 18. Model KGD Dimana hf>>xf (Tinggi Rekahan>Panjang Rekahan)(RBT2000)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 92
Pada model ini rekahan akan pendek saja tetapi tinggi rekahan meningkat. Ini biasa terjadi
di Indonesia (di Laut Jawa beda stress shale dengan shaly sand 200 psi dan dengan clean
sand 400 psi. Karena biasanya tekanan net pressure 400 psi atau lebih maka inilah yang
akan terjadi.
3. Model Radial
Gambar 19. Model Radial (RBT2000)
Model radial digunakan bila perekahan dilakukan ditengah formasi yang sangat tebal
ataupun kalau beda stress shale dan sand tidak ada. Model ini sering terjadi juga di Laut
Jawa atau Lapangan Duri Caltex.
4. Model Stimplan
Di model rekahan dengan komputer sering dilakukan dengan cara numerical dan modelnya
dapat dilihat di gambar 20.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 93
Gambar 20. Model STIMPLAN Untuk Pseudo 3-D (NSI)
Peter Valko dan Economides memberikan solusi untuk model PKN dan KGD dengan
mempertimbangkan pengaruh kombinasi fluida non-Newtonian dan adanya fluid loss
(laminer). Penurunanya menggunakan harga viskositas apparent pada fluida non-
Newtonian.
Hasilnya adalah sebagai berikut:
WD = TOX + 2YSUZ�4[ℎD<\; ]exp(a;) 7L:8(a) + 2aJ[ − 1b
dengan
a = 2<\J[/OX + 2YS
Untuk PKN
O(0) = ]3.98 c1 + 2++ db �;�e; f9.15"Z�;ℎD('(�)hD�′i
';�e;
dengan asumsi bahwa shape faktornya
OX = [5 O(0)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 94
���� = ∆�D = �′(O(0)2ℎD
Untuk KGD
O(0) = ]3.24 c1 + 2++ db �;�e; f11.10"Z��ℎD((�)hD;�′
i';�e;
dengan asumsi bahwa shape faktornya
OX = [4 O(0)
���� = ∆�D = �′(O(0)4hD
Persamaan di atas baik PKN dan KGD, harus diselesaikan dengan trial and error karena w
dan xf harus dihitung sekaligus.
3.8 ANALISIS TEKANAN PEREKAHAN
Hasil perekahan apakah model kita PKN atau KGD (radial) dapat dilihat dari analisis
kualitatif tekanan selama perekahan berlangsung. Gambar 21 memperlihatkan suatu grafik
kelakuan tekanan secara umum pada perekahan hidraulik. Analisis tekanan perekahan untuk
mencari effisiensi dan closure pressure selain untuk menchek harga lain seperti Young
modul, fluid loss dll dilakukan dengan minifrac sebelum fracture sebenarnya kecuali ada data
sumur yang lain sebelumnya.
Gambar 22. memperlihatkan interpretasi pada grafik log-log plot antara Pnet = BHTP - σc
versus waktu. Dari sini terlihat bahwa mula-mula akan naik tinggi karena break down
pressure (disini tak diperlihatkan karena terlampau singkat). Lalu disusul dengan naik karena
rekahan bertambah panjang, ini menunjukkan cara model PKN. Pada waktu rekahan
menubruk batas shale maka grafik hampir mendatar akibat meningkatnya tinggi rekahan.
Setelah itu disusul dengan dihentikannya pompa dan rekahan mulai menutup. Nolte telah
membuat Grafik plot log net pressure terhadap log waktu yang dapat dilihat pada gambar 22.
Dari sini bisa dilihat apakah perekahan menurut PKN atau KGD, atau pecah ke zone lain,
atau screen out.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 95
Gambar 21. Grafik Kelakuan Tekanan Pada Perekahan Hidraulik (Nolte)
Gambar 22. Grafik Log Pnet versus log Waktu (Nolte)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 96
Tabel 2 Keterangan Gambar 22
Harga Kemiringan Kira - Kira Interpretasi
1/8-1/4
0
1
2
minus
I Tinggi terbatas dan perpanjangan rekahan berjalan
II a) Tinggi rekahan bertambah (cukup)
b) Rekahan membuka
III-a Perkembangan maeet @dua sayap
III-b Perkembangan niacet @dua sayap
IV Perkembangan tidak stabil dan tidak tertahan
Pada saat menutup ini dapat dianalisis berapa effisiensinya dan juga closure pressurenya.
Untuk rekahan yang normal tanpa ada yang masuk ke zone berpori lainnya akan dapat dilihat
bagaimana effisiensi sebagai fungsi dari waktu closure dibagi waktu pemompaan yang akan
diberikan di gambar 23.
Gambar 23. Grafik Effisiensi versus Waktu Closure Dibagi Waktu Pemompaan (NSI)
Harga closure pressure dan closure time dapat dicari antara lain dengan plot tekanan
versus akar dari waktu seperti di gambar 24.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 97
Gambar 24. Contoh Plot Tekanan Untuk Mencari Closure Pressure dan Closure Time Pada Suatu Perekahan
Hidraulik (Keck,AEPT).
Effisiensi dari gambar 23 yang biasanya didapat dari minifrac harus dikoreksi terhadap
volume (atau waktu) perekahan sebenarnya dan syarat penting adalah pada minifrac laju
pemompaan harus sama dengan perekahan sebenarnya.
Koreksi itu adalah :
7D;7D' = c/;/'d(('(�jk)/l
Misalnya kalau dari gambar 23, pada minifrac tc = 52 = 25 menit, maka kalau
pemompaan katakan dalam 20.8 menit, maka tc/tp = 25/20.8 = 1.2, jadi effisiensi minifrac =
ef1= 0.45, dan kalau perekahan sebenarnya 100,000 gal versus minifrac hanya 25000 gal,
maka t2/t1 = 0 = 100,000/25,000 = 4.
7D;0.45 = c10000025000 d(('(�.mn)/l
atau
7D; = (0.45)(4)(�.'o = 0.35
atau 35%
Dari harga effisiensi maka bisa dicari berapakah besar pad terhadap total fluida perekah
dengan rumus :
:S = (1 − 7D); + :�
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 98
dimana: fp = fraksi pad
ef = effisiensi, fraksi
harga fc = 0.05 kalau ef > 0.20
fc = ef/4 kalau ef <0.20.
Sebagai contoh dari suatu perekahan 100,000 gal kalau effisiensi 35% maka pad dihitung :
:S = (1 − 0.35); + 0.05 = 0.47
dan karena volume perekahan 100.000 gal, dari sini volume pad harus 47,000 gal dan volume
slurry 53.000 gal.
3.9 MENGHITUNG TINGGI REKAHAN
Grafik pada gambar 25 dapat dipakai untuk menghitung berapakah tinggi rekahan
dibandingkan dengan tinggi formasi. Ini sangat tergantung pada closure stress di formasi
dibandingkan dengan closure stress di shale diatas dan dibawahnya dan juga berapakah
tekanan perekahan di sumur tsb.
Sebagai misal, kalau tekanan di depan rekahan 500 psi, dan tekanan clossure di shale 600
psi sedangkan di sandstone adalah 400 psi, maka harga : �; − ��' − �' = 600 − 500600 − 400 = 0.5
Dari grafik gambar 25, untuk KIC atau harga fracture toughness 1000 psi akan 0.2. Ini
adalah harga hs/h atau artinya akan menembus shale 20% diatas dan 20% dibawah dari tinggi
formasinya.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 99
Gambar 25. Grafik Jauh Penembusan Lapisan Shale Pada Rekahan.(Keck, AEPT)
3.10 EVALUASI HASIL PEREKAHAN
Evaluasi hasil perekahan hidraulik untuk dilakukan untuk mengetahui apakah
pelaksanaan perekahan berhasil atau tidak dalam menmgkatkan produktivitas sumur. Secara
mudahnya ukuran keberhasilan dan setiap stimulasi adalah bila indeks produktivitas sumur
meningkat. Menurut Gilbert indeks produktivitas sumur minyak dapat ditulis sebagai berikut:
p = Zq�I − �GD
Dari persamaan aliran pseudosteady-state, untuk sumur minyak :
�I − �GD = 141.2ZMrM�M0ℎ ]ln cL7LOd − 0.75 + Yb
Jadi untuk aliran pseudosteady-state berlaku :
p = Zq�I − �GD = 0ℎ141.2ZMrM�M uln vL7LOw − 0.75 + Yx
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 100
Untuk sumur yang direkahkan, Tinsley et al membuat suatu grafik yang dapat
menentukan indeks produktivitas sumur setelah sumur tersebut direkahkan. Anggapan yang
digunakan oleh Tinsley et al adalah, aliran steady state, reservoir silindris, fluida
incompresible, dan re/rw dianggap sama dengan dilapangan. Dengan harga xf/re yang didapat
dari gambar 26, maka akan didapat Productivity Ratio di bawah ini :
<y = c1[d c"D"� d QzDWD R
Substitusikan harga Cr ke dalam persamaan di bawah ini, selanjutnya korelasikan pada
kurva productivity increase dengan harga yang sesuai.
<y2 QℎDSℎD R 4+ cL�LGd = <
pDIp2 = u({ − 3W26�34.7)W4+ vL�LGwx6.215
Gambar 26 Korelasi Tinsley et al untuk Perbandingan Indeks Produktivitas
3.11 ANALISIS KEEKONOMIAN PROYEK PEREKAHAN HIDRAULIKA
Setiap pengambilan keputusan tidak terlepas dari suatu analisis ekonomi yang
melibatkan berbagai pilihan untuk mencapai tujuan yang diinginkan, yang mempunyai nilai
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 101
ekonomis. Penilaian layak dan tidak layak suatu proyek pada kegiatan perusahaan dan
pengembangan sumber-sumber energi, sehingga perlu ditentukan beberapa faktor yang dapat
menunjukan untung tidaknya proyek tersebut.
Parameter-parameter ekonomi merupakan penilaian tingkat kelayakan suatu proyek,
ditinjau dari segi untung rugi. Dengan mempertimbangkan untung rugi proyek tersebut kita
dapat memutuskan apakah proyek perekahan dilaksanakan atau tidak. Dua parameter
ekonomi yang digunakan tersebut adalah :
• Nilai sekarang dari dana tunai bersih (NPV)
Harga sekarang dari dana tunai bersih (net present value) adalah jumlah keuntungan
bersih suatu proyek pada waktu sekarang. Harga ini diperoleh dengan mengurangi
pendapatan bersih sekarang dengan keseluruhan investasi. Nilai pendapatan bersih sekarang
merupakan kumulatif dari pendapatan bersih pertahun setelah di diskonto.
Secara matematis NPV dapat dinyatakan sebagai berikut :
< = Y(1 + 2)�
|�H = <q + Y(1 + 2)' + Y(1 + 2); + ⋯ Y(1 + 2)�
Apabila harga NPV negatif maka proyek rugi dan apabila NPV positif maka proyek
tersebut untung. Evaluasi rencana investasi dengan menggunakan NPV sangat umum
digunakan karena telah mempertimbangkan konsep nilai waktu dari uang, disamping itu
NPV juga mempenimbangkan angka-angka kemungkinan dari suatu resiko dengan cara
kuantitatif. Effesiensi investasi yang di diskonto (DROI) Effesiensi investasi yang di
diskonto atau biasa disebut juga discounted return on invesment (DROI) didefenisikan
sebagai suatu perbandingan yang tak berdimensi yang diperoleh dengan membagi NPV
dengan nilai sekarang dart investasi. Perbandingan tersebut diinterpretasikan sebagai
jumlah keuntungan bersih yang telah di diskonto akibat tingkat suku bunga rata-rata setiap
dollar atau rupiah yang ditanamkan. Perbandingan ini sangat berguna dalam memilih
kriteria kesempatan investasi yang berada pada keadaan permodalan yang jumlahnya
terbatas. Secara matematik dapat ditulis :
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 102
~��� = |�H�+�76/362
Semakin besar harga DROI maka keuntungan per rupiah atau per dollar uang yang
diinvestasikan akan semakin besar. Sebaliknya apabila DROI semakin kecil maka
keuntungan per rupiah atau per dollar uang yang diinvestasikan akan semakin kecil.
4. LANGKAH KERJA
4.1 METODE LANGSUNG
1. Siapkan data pendukung:
- Laju injeksi (qi) dan volume fluida peretak yang dibutuhkan (V) pada daerah tersebut
dan pengalaman yang telah lalu.
- Kedalaman sumur (D)
- Jenis fluida peretak yang akan digunakan
- Gravity minyak
- Bahan pengganjal yang akan digunakan
- Lebar rekahan yang diharapkan (W)
- Porositas formasi (φ)
- Permeabilitas rata-rata formasi (k)
- Tebal lapisan (h)
- Viskositas minyak (µ)
- Viskositas fluida peretak ( µf)
- Kompresibilltas fluida reservoir (Cf)
- Tekanan statik dasar sumur (Pst)
- Temperatur sumur rata-rata (Ts)
- Ukuran dan jenis casing
- Ukuran dan Jenis tubing
- Spasi sumur
- Gradien geothermal (Gf)
2. Hitung tekanan dasar sumur yang diperlukan
�� = �D~
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 103
3. Hitung perbedaan tekanan di muka retakan
∆� = �� − �I�
4. Hitung harga koefisien fluida peretak (Cc)
<� = 0.0374∆� Q08D∅� R'/;
5. Hitung harga waktu pemompaan (t)
/ = HZ� , N7+2/
6. Tentukan harga X
� = 2<F [z /
7. Berdasarkan gambar 27, tentukan Efisiensi peretakan (Eff)
8. Tentukan luas bidang rekahan yang terjadi :
� = Z' + �DDz
9. Tentukan berat bahan pengganjal yang diperlukan untuk mengisi 1 ft2 rekahan:
S = (Volume/Satuan Luas Rekahan)
= (1 - φf) (62.4 ρS)
10. Tentukan banyaknya bahan pengganjal dalam lb yang dibutuhkan.
Sum = S × A
11. Tentukan Konsentrasi bahan pengganjal dl dalam 1 Ib/gal fluida peretak:
x = Sum/V
12. Laju alir total (fluida peretak + pengganjal)
Z� = (HM4. K4.23 17L7/30 + HM4. �7+��3+�34)/
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 104
Z� = (HM4. K4.23 17L7/30 + Y.N�I6/
13. Tentukan gravity fluida pengganjal pada temperatur sumur rata-rata:
γT = γ60 [ l - β ( T - 60 ) ]
14. Tentukan kerapatan jenis (density) fluida pengganjal pada temperatur sumur rata-rata :
�� = 8.43 � + W1 + 0.0456W
15. Tentukan tekanan hidrostatik
∆Ps = 0.052 ρT D
Gambar 27 Efisiensi Perekahan Versus Fungsi X
16. Tentukan parameter geometri annulus
= �~ /.52+��~ <362+�
Kemudian tentukan de dari gambar 28 (Korelasi Crittendon).
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 105
17. Tentukan kecepatan rata-rata fluida:
� = 17.16(Z)(q; − �;)
(q; − �;) = �;
18. Hitung Bilangan Reynolds:
|� = 928 ���
Gambar 28 Koefisien Aliran Annulus
19. Tentukan kehilangan tekanan karena gesekan :
∆�D = :h��;25.80
Baca f dari gambar 29.
20. Kehilangan tekanan setelah dikoreksi terhadap line efficiency
∆�D� = ∆�D(0.90);
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 106
21. Tentukan tekanan injeksi di permukaan :
Ps = Pt + ∆Pfc – ∆Ps
Gambar 29. Faktor Gesekan Untuk Pipa Baja
22. Tentukan Daya Kuda yang diperlukan :
Hh = 0.0245 Ps qt
23. Dari gambar 30, tentukan kf, dan kemudian hitung 0Dz0ℎ
24. Tentukan Productivity Ratio dari gambar 31.
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 107
Gambar 30 Efek Tekanan Terhadap Permeabilitas Pengganjal
Gambar 31 Perkiraan PR Setelah Perekahan Untuk Rekahan Horizontal
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 108
4. 2. METODE PENJAJALAN
1. Siapkan data pendukung:
- PR sumur yang ditargetkan setelah operasi peretakan dilakukan.
- Kedalaman sumur
- Jenis fluida peretak
- Gravity fluida peretak
- Kemiringan kurva fluid loss (m)
- Luas kertas saring
- Viskositas minyak pada kondisi sumur (µo)
- Bahan pengganjal
- Lebar rekahan (W)
- Permeabilitas formasi rata-rata (k)
Tebal lapisan (h)
- Tekanan statik dasar sumur (Pst)
- Temperatur sumur rata-rata (Ts)
- Ukuran casing dan tubing
- Spasi sumur (acres)
- Gradien rekah (Gf)
2. Hitung harga tekanan dasar sumur yang diperlukan:
Pt = Gf D
3. Menggunakan Gambar 4, tentukan harga C
< = 0D�0
4. Dengan bantuan gambar 32, tentukan harga serta harga PR yang diberikan. Kemudian
tentukan rf dan A
5. Tentukan berat bahan pengganjal yang diperlukan untuk mengepak 1 sq-ft rekahan (S)
S = (Volume/Satuan Luas Rekahan)
= (1 – φf ) (62.4 ρs)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 109
Dengan cara penjajalan, pilih harga q dan tentukan V dan Hh. Untuk mencapai luas
rekahan yang diinginkan (A), banyak kombinasi q, V dan Hh yang memenuhi. Dengan cara
coba-coba, harus di pilih pasangan mana yang paling ekonomis (ditinjau dari segi biaya
yang terlibat pada parameter q, V dan Hh tersebut).
Gambar 32 Perkiraan PR Setelah Perekahan Untuk Rekahan Horizontal
6. Anggap suatu harga q; tentukan harga Cw , ∆Pact dan Cwact
<G = 0.0164N�D
∆���� = �� − �I�
<G��� = <G c∆����∆� d' ;�
7. Hitung X dari persamaan :
� = 2<A[/z
8. Tentukan Efisisensi peretakan
�DD = z�(/)Z�/
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 110
10. Tentukan harga t menggunakan persamaan di atas dan gambar 27.
11. Tentukan volume fluida peretak yang diperlukan menurut :
V = q t
12. Tentukan konsentrasi bahan pengganjal :
W = YH
13. Tentukan laju injeksi total :
Z� = (HM4. K4.23 17L7/30 + Y.N�IW8.34/
Y.N = Y W �
14. Tentukan Specific Gravity flulda peretak pada temperatur sumur
γT = γ60 [ l - β ( T - 60 ) ]
15. Tentukan kerapatan jenis (density) fluida peretak pada temperatur sumur
�� = 8.43 � + W1 + 0.0456W
16. Tentukan tekanan hidrostatik :
∆Ps = 0.052 ρ D
17. Tentukan kecepatan alir dalam selubung :
� = 17.16(Z)(q; − �;)
(q; − �;) = �;
18. Hitung Bilangan Reynolds :
|� = 928 ���
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 111
19. Tentukan harga f dari gambar 29
20. Tentukan kehilangan tekanan karena gesekan :
∆�D = :h��;25.80
21. Tentukan tekanan injeksi di permukaan
Ps = Pt + ∆Pfc – ∆Ps
22. Tentukan Daya Kuda yang diperlukan :
Hh = 0.0245 Ps qt
Perhitungan diulangi untuk harga q yang lain dan tentukan harga V dan Hh. Kemudian dicari
kombinasi qt, V dan Hh yang paling ekonomis.
Gambar 33 Bagan Penentuan Dimensi Rekahan
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 112
Gambar 34 Perencanaan Konsentrasi Proppant
5. CONTOH SOAL
1. Contoh penyelesalan desain dengan metode langsung
Diketahui :
Kedalaman sumur = 2000 ft
Fluida peretak = lease oil
Gravity minyak = 35° API pada 60°F (γ =0.85}
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 113
Fluida pengganjal (propping agent) = 10-20 mesh sand
Lebar rekahan = 0.1 inch
Porositas = 0.135
Permeabllitas rata-rata = 0.9 md
Tebal lapisan = 50 ft
Viskositas minyak (lease oil) pada kondisi reservoir = 4.0 cp
Kompresibilitas fluida reservoir = 10 × 10-6
psi-1
Tekanan statik dasar sumur = 300 psig
Temperatur sumur rata-rata = 80 °F
Ukuran casing = 51/2 in, J-55. id = 4.892 in
Ukuran tubing = 2 - in nominal, ID = 2.375 in
Peretakan dilakukan melalui anulus
Spasi sumur = 40 Acres (re = 660 ft)
Pengalaman masa lalu di daerah tersebut menunjukkan bahwa laju injeksi fluida peretak
adalah 30 bbl /min dan volume yang dibutuhkan adalah 40.000 gallon lease oil.
- Tekanan dasar sumur yang diperlukan :
Pt = Gf × D
= 1.0 × 2000 = 2000 psig
- Perbedaan tekanan di muka rekahan :
∆P = Pt − Pst
= 2000 – 300 =1700 psi
- Harga koefisien fluida perekah (Cc) dihitung dari persamaan :
<� = 0.0374∆� Q0<D∅� R' ;� , ://JN2+
<� = 0.0374W1700 Q0.0009W10W10(�W0.1354 R' ;� , ://JN2+
<� = 1.11W10(l. ://JN2+
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 114
- Waktu pemompaan untuk 40000 gallon fluida peretak dengan laju injeksi 3.0 bbl/min
adalah:
/ = 4000030W42 = 31.7 N2+
W = 2<F[O / = 2W1.11W10(lWJ[W31.70.1/12 = 2.66
- Dari Gambar 1 dan efisiensi peretakan X =2.66 adalah 31 %
- Luas bidang rekahan yang terjadi :
� = Z���DDz = 40000W0.317.48W(0.1)/12 = 198900 :/;
Berat bahan pengganjal yang diperlukan untuk mengepak 1 ft2 rekahan:
S = (Vol. /Unit A) (1-φf) × (62.4 ρs)
Umumnya : φf = 0.35
ρf = 2.63
Vol./unit area rekahan = 1 × (0.1)/12 = 0.00833 cuft/ft2
S = 0.00633 (1 – 0.35) (62.4 × 2.63) = 0.868 lb/ft2.
- Jumlah pasir pengganjal yang dibutuhkan:
0.885 × 198900 = 176600 lb
- Konsentrasi pasir dalam 1 Ib/gal minyak 176.600/40.000 = 4.42 Ib/gal. (= x)
- Laju alir total (minyak + pasir):
Z = 4000 + 1766002.63W8.3431.7 = 1516 �34N7+2/ = 36.1554/N7+2/
- Specific gravity minyak pada temperatur sumur rata-rata :
γT = γ60 [ 1 - β ( T - 60 ) ]
β (minyak) = 0.0005
γ80 = 0.05 [ 1-00005 (80 - 60) ) = 0.842
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 115
- Tekanan hidrostatik pada kedalaman 2000 ft
∆Ps = 0.052 ρT D
�� = 8.34� + W1 + 0.0456W = 8.43(0.842) + 4.421 + 0.0456(4.42) = 9.5345/�34 ∆Ps = (0, 052) (9.53) (2000)
= 991 psi
- Annulus geometry parameter
� = �~ /.52+��~ 8362+� = 2.3750.485 = 4.896
dari Gambar 28 (Korelasi Crittendon) diperoleh :
de = 0.74 × 4.692 = 3.62 in
- Kecepatan .fluida rata-rata:
� = 17.16(Z, 554N7+2/)(q; − �;) = 17.16(36.1)(3.62); = 47.3 ://678
- Bilangan Reynolds :
|� = 928 ��� = (928)(3.62)(47.3)(9.53)4 = 3.79W10n
Dari gambar 29 diperoleh f = 0.0040
- Kehilangan tekanan karena gesekan :
∆�D = :h��;25.80 = (0.0040)(2000)(9.53)(47.3);
25.80(3.62) = 1826 162 Koreksi Crittendon terhadap line efficiency
∆�D� = 1826(0.90)2 = 2254 162
- Tekanan injeksi di permukaan (Ps)
Ps = Pt + ∆Pb - ∆PS
= 2000 + 2254 - 991 = 3263 Psig
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 116
- Bursting pressure untuk casing (51/2 in – J-55) = 5320 psi. 70% dari bursting pressure.
Bursting pressure = 0.7 × 5320 = 3724. Jadi tekanan injeksi masih memadai.
- Daya Kuda yang diperlukan:
Hh = 0.0245 Ps qt hp
= (0.0245) (3263) (36.1) =2886 hp
- Menghitung PR :
• anggap rekahan yang terjadi horizontal (D = 2000 ft, Gf = 1)
• anggap tekanan yang terjadi adalah lingkaran dengan luas πrf2 LDL� = 252660 = 0.381
• Dari gambar 30 (untuk 10 - 20 mesh) diperoleh.
• kf = 60000 md
0Dz0ℎ = (6000)(0.1 12� )(0.9)(50) = 11.1
• Dengan bantuan gambar 31 diperoleh PR = 5
Kesimpulan :
qt = 36.1 bbl/min
V = 40.000 gallon
A = 198900 ft2
S = 0.888 lb/sq ft
Ps = 3263 psig
Hh = 2886 hp
PR = 5
2. Contoh penyelesaian desain dengan metode penjajalan
Diketahui :
Kedalaman sumur = 7000 ft
Fluida perekah = minyak mentah ditambah dengan 0.1 lb/gal
additive sebagai pencegah fluid loss
Gravity minyak = 30° API pada 60°F (γ = 0.876)
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 117
Kemiringan kurva fluid loss = 1.2 CuCm / (min)1/2
(Fluid loss diukur pada 1000 psi dan 125 °F)
Luas kertas saring = 22.8 Cm2
Viskositas minyak pada kondisi sumur = 7 cp
Bahan pengganjal (propping agent) = 10-20 mesh pasir
Lebar rekahan = 0.1 in
Permeabilitas formasi rata-rata = 1.0 md
Tebal lapisan = 50 ft .
Tekanan statik dasar sumur = 2500 psig
Temperatur sumur rata-rata = 125 °F
Ukuran casing = 51/2 in, J-55, ID 4.892 in
Spasi sumur = 40 Acres (re ; 660 ft)
Perekahan melalui casing
Gradien rekah = 0.7 psi/ft
Penyelesaian :
- Anggapan : - PR yang diharapkan = 3
- Rekahan yang terjadi vertikal karena dalamnya sumur
- Menggunakan gambar 30 :
Untuk Pt = 0.7 × 7000 = 4900 psi , kf = 13.000 md
< = 0Dz0 = (13000)(0.1 12� )1.0 = 108
- Menggunakan gambar 32; untuk PR = 3 didapat : LDL� = 0.25
LD = 0.25 W 660 = 165 :/
� = 2 W 165 W 50 = 16500 :/;
- S = 0,688 (dari contoh 1), banyaknya pasir yang dibutuhkan :
0.689 × 16.500 = 14. 650 lb
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 118
- Untuk mencapai luas rekahan di atas, banyak kombinasi antara q dan V yang memenuhi.
Dengan cara coba-coba dipilih pasangan mana yang paling ekonomis (ditinjau dari segi
harga/biaya yang terlibat pada q dan V).
- Anggap q = 30 bbl/min dan tentukan V dan Kemudian Hh
- Dengan anggapan q = 30 bbl/min
<G = 0.0164N� = 0.0164 W 1.222.8 = 0.863W10(l://JN2+
∆���� = 4900 − 2500 = 2400 162 <G��� = <G c∆����∆� d' ;� = 0.863W10(l c24001000d' ;� = 1.34W10(l://JN2+
- Hitung x dari persamaan :
� = 2<A[/z = 2W1.34W10(lJ[/30W5.615/ = 8.16/
- Tentukan efisiensi perekahan :
�DD = z�(/)Z�/ = T0.1 12� UW(16500)30W5.615/ = 8.16/
- Gunakan persamaan di atas dan gambar 27 untuk mendapatkan, t = 30 menit
- Volume fluida perekah yang diperlukan
V = q × t = 30 × 42 × 30 = 37800 gallon
- Konsentrasi pasir (x) adalah
W = 1465037800 = 0.39 45/�34
- Laju injeksi total (termasuk pasir) :
Z� = 30 + 30W0.392.63W8.34 = 30.5 554/N2+
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 119
- Specific gravity minyak pada temperatur sumur rata-rata :
γT = γo [ 1 – β (T - 60) ]
β =0.0005
γ125 =0.0005 γ125 = 0.876 [1 –0.0005 (125-50) ] = 0.648
- Kerapatan jenis pada temperatur stunor rata-rata :
�';n = 8.43W0.848 + 0.391 + 0.0456W0.39 = 7.33 45/�34
- Tekanan hidrostatik :
∆Ps = 0.052 ρ D
= 0.052 × 7.33 × 7000 = 2666 psi
- Kecepatan aliran pada casing :
� = 17.16Z(q; − �;) = 17.16W30.54.982 = 21.9 ://678
- Tentukan bilangan Reynolds
|� = 928 ��� = (928)(4.829)(7.33)(21.9)7 = 102767
Dari gambar 29:
f = 0.0046
- Hitung kehilangan tekanan karena gesekan :
∆�D = :h��;25.80 = (0.0046)(7000)(7.33)(21.9);
25.80(4.892) = 897 162
- Tekanan injeksi di permukaan :
Ps = 4900 + 897 - 2668 = 3129 psi
- Daya kuda yang diperlukan :
Hh = 0.0245 Ps Pt
= 0.0245 (3129) (30.5) = 2335 hp
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 120
Perhitungan diulangi untuk harga q yang lain dan tentukan harga V dan Hh. Kemudian dicari
kombinasi qt, V dan Hh yang paling ekonomis.
6. DAFTAR PUSTAKA
1. Priraharjo, Y., Rauf, N., Stemberger, D., and Gilmore, T.: “Guide line to success on
stimulation campaign”, 2003.
2. Craft, B.C., Holden, W. R. and Graves Jr, E. D.: “Well Design, Drilling and
Production”.
3. Prentice Hall Inc, Bab VIII, hal 483 – 553.
4. Alien, T, O, and Roberts. A, P.: “Production Operation 2”, OGCI Bab VIII, a1 141-
166.
5. Howard & Fast: “Hydraulic fracturing”, SPE Monograph.
7. DAFTAR SIMBOL
A = luas (acres)
C = kompresibilitas
Cf = Kompresibilitas fluida (psi"1)
d = diameter (inch)
do = diameter luar (inch)
di = diameter dalam (inch)
D = kedalaman (ft)
Gf = gradien rekah (psi/ft)
h = tebal formasi
Hh = daya kuda (Hp)
k = permeabilitas formasi (md)
kf = permeabilitas rekaban (md)
L = panjang (ft)
m = kemiringan kurva fluid loss (Cm3/fmin)
P = tekanan (psi)
Pst = tekanan statik dasar sumur (psi)
Ps = tekanan injeksi di permukaan (psi)
PR = Productivity Ratio
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management
V.5 - 121
q = laju alir (bbl/min)
qi = laju injeksi awal (bbl/min)
qt = laju injeksi total (bbl/min)
r = jarak (ft)
re = radius pengurasan (ft)
rf = radius peretakan (ft)
t = waktu (menit)
T = temperatur (°F)
Ts = temperatur sumur rata-rata (°F)
V = volume total (gallon)
v = kecepatan alir (ft/sec)
x = konsentrasi (ib/gal)
w = lebar rekahan (inch)
Huruf Yunani
γ = specific gravity .
ρ = Kerapatan jenis [density) (Ib/gal)
φ = porositas (fraksi)
µ = viskositas (md)