BAB VPEMBAHASAN

Sumur G merupakan sumur gas yang terletak pada lapangan R. Sumur G

ini telah mengalami penurunan produksi, dimana produksi sumur G hanya

berproduksi sebesar 10 Scf/Day, dengan harga permeabilitas yang kecil yaitu 10

mD. Sumur G masih memiliki tekanan reservoir yang cukup tinggi yaitu sebesar

7447 Psi dengan sisa cadangan minyak pasti Lapisan J Lapangan R yang dapat

diambil atau Initial Gas in Place (IGIP) per 1 Januari 2009 yaitu sebesar 5668,2

MSCF.

Lapisan J berada pada lapisan batuan dolomite, oleh karena itu untuk

meningkat kan produksi gas yang ada pada sumur G lapngan R ini adalah dengan

stimulasi Acid Fracturing. Acid Fracturing yang dilakukan diharapkan dapat

meningkatkan permeabilitas lapisan J dan membentuk suatu saluran konduktif

baru, sehingga Produktivitas gas dapat dengan mudah dalam lubang sumur

sehingga produktivitas sumur meningkat.

Desain acid Fracturing yang akan dilakukan di sumur G

lapangan R Menggunakan simulator FracCADE berdasarkan

pengolahan data yang dilakukan pada bab IV, pada desain acid

Fracturing ini dilakukan pada lapisan J yang memiliki tipe batuan

dolomite. Data yang diperlukan dalam desain Acid Fracturing

yaitu data sumur yang meliputi data casing dan tubing sumur

(Tabel 4.1), Data Perforasi (Tabel 4.2), data reservoir pada

lapisan J yang meliputi kompresbilitas fluida reservoir sebesar 6,09 Psi,

viscosity 3,21 Cp, Oil Gravity 49° API, Gas Oi Ratio (GOR) 0 SCF/BBL dan

Tekanan Gelembung sebesar 9520 Psi.

Data reservoir pada lapisan J ini dibagi kedalam beberapa zona, yaitu :

Zone Height Data (Gross, Leakoff dan Net Height) Tabel 4.3, Zone Stress Profile

Data (Fracture Gradient, In-situ Stress dan Tekanan Reservoir) Tabel 4.4, Zone

Mechanical Properties Data (Modulus Young, Poisson Ratio dan Toughness)

Tabel 4.5 dan Zone Transmissibility Properties Data (K, Ф, FVF dan Ct) Tabel

4.6 .

Sebelum dilakukannya Acid fracturing perlu dilakukannya perencanaan

agar Acid Fracturing yang dilakukan berhasil dan sesuai dengan apa yang

diinginkan. Perencanaan Acid Fracturing ini meliputi pemilihan model Acid

Fracturing yang tepat, model disini adalah pemilihan fluida perekah, jenis batuan

pada lapisan dan laju injeksi pemompaan yang akan digunakan dalam Acid

Fracturing. Parameter desain perekahan Acid Fracturing seperti :

Panjang rekahan, tinggi rekahan, lebar rekahan, konduktifitas

rekahan dan lain-lain. Parameter desain tersebut akan digunakan

untuk melakukan perhitungan dalam keberhasilan Acid

fracturing.

Model Acid Fracturing pada sumur G ini menggunakan lima jenis fluida

perekah ( HCL28%, YF145HTD, YF145HTD-intermediate stage, WF145, dan

LCA28 with 30 gpt j476c), dan dengan tiga jenis laju injeksi pemompaan yang

berbeda pada setiap fluida perekah tersebut sehingga dalam Acid Fracturing pada

sumur G ini terdapat model Acid Fracturing yang diinginkan.

Ada dua hal yang mempengaruhi keberhasilan acid fracturing pada sumur

G 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.

A. Simulasi Acid Fractuirng Dengan Simulator

Untuk memperoleh jadwal pemompaan dilakukan input pada modul Pump

Schedule Generator. Metoda yang digunakan adalah Non-tip Screen Out. Dengan

input pada Tabel 5.1, Software Simulator mengiterasi jadwal pemompaan optimal

sehingga akan didapatkan output jadwal pemompaan pada Tabel 5.1.

Tabel 5.1 Input dan Output Pada Penjadwalan Pemompaan Fluida

Stage Pumping Fluid Fluid PumpingNumber Name Rate Name Volume Time

bbl/min Gal Min

1 Prepad 30,0 WF145 2000 1,6

2 Pad 30,0 YF145HTD 15817 12,6

3 LCA28 40,0 LCA28 with 30 gpt J4 40000 23,8

4 Pad2 66,0 YF145HTD-intermediate Stage

10000 3,6

5 LCA28 68,0 LCA28 with 30 gpt J4 33688 11,8

6 Pad3 66,0 WF145 10000 3,6

7 CFA 66,0 HCL28% 10823 3,9

8 Overflush 10,0 WF145 2196 5,2

9 Flush 10,0 WF145 9515 22,7

Total : 134039 88,7 min

Dengan menggunakan model geometri rekahan Pseudo-3D (P3D),

diperoleh hasil simulasi Acid Fracturing berupa konduktifitas rekahan ( Gambar

5.1 ) yang menunjukkan konduktifitas panjang rekahan tersebut. Konduktivitas

rekahan merupakan parameter penting dalam memilih desain Acid Fracturing,

dengan naiknya harga konduktivitas maka permeabilitas juga akan naik, karena

konduktivitas berbanding lurus dengan permeabilitas.

Gambar 5.1 Konduktifitas Sepanjang Acid Fracturing

Temperatur juga merupakan parameter penting yang perlu diperhatikan,

karena salah satu komponen utama pada Acid Fracturing yaitu fluida perekah

dipengaruhi oleh temperatur. Perubahan temperatur berkaitan dengan viskositas

fluida perekah, yang berpengaruh terhadap kinerja dan efisiensi serta fluid loss

dari fluida perekah tersebut. Semakin tinggi temperatur, viskositas semakin

rendah dan seringkali kinerja fluida perekah menjadi tidak maksimal. Profil

temperatur selama perekahan pada tiap fase dari treatment ditampilkan pada

Gambar 5.2. Gambar tersebut memperlihatkan perubahan temperatur pada saat

penginjeksian fluida terhadap penjang rekahan.

Gambar 5.2 Grafik Temperature Profile

Pada Gambar 5.3 ditampilkan grafik laju injeksi pemompaan, baik total

injeksi dan masing-masing laju injeksi pada tiap rekahan terhadap treatment time

digabungkan dengan grafik tekanan reservoir dan tekanan permukaan. Laju

injeksi menggunakan sumbu sebelah kanan, sedangkan tekanan reservoir

menggunakan sumbu sebelah kiri. Efisiensi fluida berkaitan dengan rasio jumlah

volume rekahan yang terbentuk dengan jumlah volume yang dipompakan

(Gambar 5.3). dari gambar tersebut dapat dilihat bahwa semakin besar jumlah

volume fluida (Tabel 5.1) yang dipompakan maka efisiensi fluida akan semakin

besar, dan itu artinya volume rekahan yang terbentuk juga akan semakin besar.

Gambar 5.3 Grafik Treatment Plot

Gambar 5.4 Grafik Efisiensi Fluida

Gambar 5.5 menunjukan total injeksi dari masing – masing fluida

terhadap waktu pengerjaan (Tabel 5.1), dimana dijelaskan bahwa waktu yang

dibutuhkan selama injeksi dari keseluruhan fluida tersebut adalah 88,7 menit

dengan volume fluida yang di injeksikan sebesar 134039 gal.

Gambar 5.5 Grafik Total Inj. Rate

Gambar 5.6 menunjukan stage front atau prilaku dari fluida yang di

injeksikan yang pertama kali akan berada di depan karena fluida yang selanjutnya

di injeksikan akan mendesak fluida sebelumnya, oleh karena itu fluida yang

pertama di injeksikan akan sampai pada ujung perekahan. Gambar 5.6 ini

menunjukan posisi front terhadap lama pengerjaan acid Fracturing tersebut.

Gambar 5.6 Grafik stage Front

Gambar 5.7 menunjukkan geometri rekahan yang terbentuk dari hasil

Acid Fracturing yang dilakukan oleh simulator, pada gambar tersebut dapat dilihat

bahwa pada awal dilakukannya Acid Fracturing terbentuk rekahan sampai 720,3

ft sebelum akhirnya pada End Of Job (EOJ) menutup kembali menjadi 709,5 ft

dengan waktu 4,7 min dan rekahan yang dinilai baik hanya 420,68 ft.

Gambar 5.7 Fracture Geometri History

Gambar 5.8 menunjukkan tinggi rekahan yang di akibatkan injeksi fluida

terhadap panjang perekahan tersebut. Pada grafik ini menunjukan rekahan yang

terjadi pada kedalaman sumur tersebut (Fracture Top, Fracture Bottom) terhadap

Treatment Time (waktu pekerjaan) dan Net Pressure (tekanan yang dihasilkan

akibat injeksi fluida).

Gambar 5.8 Grafik Fracture High History at Wellbore

Gambar 5.9 menunjukkan lebar rekahan yang berbanding dengan

panjang rekahan. Flow Capasity adalah perbandingan antara fluida yang di

injeksikan terhadap rekahan yang terbentuk. Lebar rekahan yang terbentuk

mengecil seiring bertambahnya panjang rekahan mendekati ujung rekahan.

Konduktivitas merupakan perkalian dari permeabilitas rekahan dengan lebar

rekahan, juga mengikuti pola yang sama seperti penambahan lebar rekahan. Pada

titik 420,68 ft menunjukkan panjang dan lebar keefetifan rekahan yang terbentuk.

Gambar 5.9 Grafik Flow Capacity

Gambar 5.10 menunjukkan grafik dari besarnya konduktifitas terhadap

panjang rekahan, pada awal injeksi rekahan konduktifitas besar namun yang di

anggap konduktifitasnya baik pada titik 4107 md.ft. karena pada titik tersebut

konduktifitas mengalami penurunan yang tidak terlalu besar sampai pada

keefektifan lebar perekahan yaitu 434,89 ft.

Gambar 5.10 Grafik Low Flow Capasity.

Gambar 5.11 menunjukkan model dari lebar rekahan pada kedalaman

sumur terhadap panjang perekahan. Ssemakin panjang perekahannya maka lebar

rekahan nya pun akan ikut mengecil. Seperti yang di perlihatkan pada gambar

5.11.

Gambar 5.11 ACL EtchedWidths

B. Parameter Desain Acid Fracturing

Parameter desain Acid Fracturing merupakan faktor penting dalam

keberhasilan desain Acid Fracturing yang disimulasikan menggunakan simulator.

1. Panjang, Tinggi dan Lebar Rekahan

Panjang, tinggi dan lebar rekahan merupakan parameter yang penting

dalam desain Acid Fracturing. Dari simulasi yang telah dilakukan panjang, tinggi

dan lebar rekahan di dapatkan hasil seperti yang pada Gambar 5.12.

Gambar 5.12 Panjang, tinggi, dan lebar dari rekahan yang dihasilkan dari

simulasi

Acid Fracturing Material

Acid Fracturing Material merupakan material yang digunakan dalam Acid

Fracturing yaitu Fluida Perekah. Fluida perekah merupakan faktor yang sangat

mempengaruhi Acid Fracturing, kesalahan dalam memilih Fluida Perekah dapat

berakibat fatal, seperti tidak berhasilnya Acid Fracturing yang dilakukan. Dalam

desain Acid Fractuing ini menggunakan lima jenis fluida perekah ( HCL28%,

YF145HTD, YF145HTD-intermediate stage, WF145, dan LCA28 with 30 gpt

j476c ).

Laju injeksi pemompaan

Laju pemompaan fluida sangat berpengaruh dalam terbentuknya

perekahan baik itu panjang, lebar dan tinggi. Dalam desain acid fracturing ini

menggunakan laju pemompaan yang telah di atur oleh simulasi. Jadwal injeksi

pemompaan dapat dilihat pada Tabel 5.1. Jumlah volume fluida yag di injeksikan

berpengaruh pada volume rakahan yang terbentuk, maka semakin besar volume

ijeksi fluida maka akan semakin besar rekahan yang terbentuk.

2. Konduktifitas Rekahan

Konduktivitas rekahan merupakan parameter penting dalam memilih desain

acid fracturing, dengan naiknya harga konduktivitas maka permeabilitas juga akan

naik, karena konduktivitas berbanding lurus dengan permeabilitas. Pada desain

acid fracturing pada sumur G ini tidak menggunakan propant, acid fracturing tidak

menggunakan propan karena acid fracturing digunakan pada batuan yang keras

(limestone dan dolomit), itulah perbedaan dari hydraulic fracturing.

Konduktivitas pada desain acid fracturing sumur G ini adalah 4107 md.ft,

dari nilai konduktifitas tersebut maka dapat diketahui permeabilitas setelah acid

fracturing dan dapat di ketahui permeabilitas rata-ratanya.

C. Parameter Keberhasilan Acid Fracturing

1. Peningkatan Permeabilitas Sumur G

Secara teoritis, dilakukannya Acid Fracturing pada suatu formasi batuan akan

dapat meningkatkan harga permeabilitas batuan tersebut yang diikuti dengan

peningkatan laju alir fluida.

Peningkatan permeabilitas rekahan dan permeabilitas rata-rata yang telah

dilakukan perhitungan pada bab IV, kemudian akan dibandingkan antara sebelum

dilakukan Acid Fractuirng dengan setelah dilakukannya Acid Fractuirng pada

sumur G. Sebelum dilakukan Acid Fractuirng, harga permeabilitas pada sumur G

adalah 10 mD. Hasil perhitungan permeabilitas yang telah dilakukan pada BAB

IV menunjukkan bahwa Acid Fracturing yang dilakukan menghasilkan harga

permeabilitas rata-rata tinggi yaitu ......... Perhitungan peningkatan permeabilitas

ini berdasarkan besarnya konduktivitas yang di dapat setelah dilakukannya acid

fractuirng.

2. Produktivitas Indeks

Perbandingan produktivitas indek setelah Acid Fracturing dilakukan dalam

perencanaan ini akan dihitung dengan menggunakan metode Cinco-Ley. PI

menunjukan kemampuan suatu formasi produktif untuk dapat berproduksi dalam

keadaan tertentu yaitu kemampuan suatu formasi produktif untuk dapat

mensuplay fluida ke dalam lubang sumur.

Peningkatan PI pada sumur G setelah acid fracturing yang PI sebelumnya

0,29589042 scf/day/psi, meningkat 8,647 kali menjadi 2,5585 scf/day/psi.

Perhitungan perbandingan PI tersebut menggunakan metode Cinco-Ley.