PERANAN HIDRAULIC FRACTURING DALAM MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK BERDASARKAN

PARAMETER RESERVOIR

KOMPREHENSIF

OLEH :

ROBERTO R. BERE BUTI

113070050 / TM

JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

PERANAN HIDRAULIC FRACTURING DALAM MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK BERDASARKAN

PARAMETER RESERVOIR

PROPOSAL KOMPREHENSIF

Oleh :

ROBERTO R. BERE BUTI113070050

Disetujui UntukJurusan Teknik PerminyakanFakultas Teknologi MineralUPN “Veteran” Yogyakarta

Oleh :

Pembimbing

(Ir. Agus Widiyarso, MT)

I. JUDUL

PERANAN HIDRAULIC FRACTURING DALAM

MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK BERDASARKAN

PARAMETER RESERVOIR

II. LATAR BELAKANG

Sumur minyak dan gas yang berproduksi cepat atau lambat akan

mengalami penurunan produksi. Penurunan laju produksi yang terjadi selama

proses produksi disebabkan oleh banyak faktor. Seperti berkurangnya jumlah

cadangan, menurunnya tenaga pendorong alami reservoir, terjadinya kerusakan

formasi dan kerusakan mekanis pada peralatan bawah permukaan.

Kerusakan formasi yang terjadi di sekitar lubang sumur akan

mengakibatkan permeabilitas dan porositas efektif batuan menurun dari

sebelumnya sehingga aliran fluida dari formasi ke lubang sumur akan terhambat.

Hambatan itulah yang akan menyebabkan penurunan laju produksi.

Guna mengatasi penurunan laju produksi pada suatu sumur minyak/gas

(khususnya pada sumur lama), maka diperlukanlah perbaikan, salah satunya

adalah dengan melakukan hydraulic fracturing pada formasi yang mengalami

kerusakan di sekitar lubang sumurnya. Langkah awal dilakukan dengan

menganalisa tingkat kerusakan formasi yang disimbolkan dengan faktor skin (s)

dan permeabilitas (k). Hal itu dilakukan dengan pengujian sumur seperti PBU dan

PDD. Hasil analisa tersebut digunakan untuk merencana proses hydraulic

fracturing dan memperkirakan efek hydraulic fracturing tersebut terhadap

peningkatan produktivitas reservoir.

Keberhasilan suatu operasi hydraulic fracturing bergantung pada banyak

faktor, di antaranya: pemilihan jenis fluida perekah, additive yang ditambahkan ke

dalam fluida perekah, dan pemilihan material pengganjal. Pemilihan fluida

perekah dengan additivenya akan dipengaruhi oleh jenis formasinya dan material

pengganjal akan berpengaruh pada konduktivitas rekahan yang telah diganjal

nantinya.

III. MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud :

Untuk memperbaiki permeabilitas didaerah skin menggunakan metode

hidroulic fracturing dengan harapan produktivitas sumur meningkat.

Tujuan :

1. Memperbaiki permeabilitas formasi disekitar lubang sumur

2. Meningkatkan laju produksi.

IV. TEORI DASAR HIDRAULIC FRACTURING

Perekahan hidrolik (hydraulic fracturing) adalah suatu teknik stimulasi

yang digunakan untuk memperbaiki atau meningkatkan produktivitas sumur

dimana metode ini dilakukan dengan pembuatan rekahan dalam media berpori

atau membuat saluran konduktif ke dalam reservoir dengan menginjeksikan fluida

perekah bertekanan lebih besar daripada tekanan rekah formasi sehingga akan

terbentuk rekahan.

Atau dengan kata lain, mekanisme perekahan hidrolik yaitu merekahkan

batuan reservoir dimana batuan tersebut harus diberi tekanan hidrolik sampai

melebihi kekuatan dan gaya-gaya yang mempertahankan batuan tersebut. Apabila

gaya horisontal yang mempertahankan keutuhan batuan lebih kecil dari gaya

vertikal, maka batuan tersebut akan dapat direkahkan dengan arah vertikal.

Stimulasi perekahan hidrolik ini umumnya dilakukan pada formasi batuan yang

cukup ketat (consolidated), dimana fluida reservoir sulit untuk mengalir.

4.1. Dasar Dilakukan Stimulasi Hiydraulic Fracturing

Perekahan hidrolik (hydraulic fracturing) dilakukan pada sumur-sumur

yang mengalami penurunan laju produksi sehingga produktifitas sumur

berkurang. Hal ini disebabkan antara lain formasi batuan yang cukup ketat

(consolidated), dimana fluida reservoir sulit untuk mengalir, sehingga perlu

dilakukan stimulasi perekahan hidolik.

4.2. Mekanika Batuan

Batuan dalam bumi akan mengalami tegangan-tegangan yang diakibatkan

oleh gaya-gaya yang bekerja atau dikenakan kepadanya. Sifat batuan yang cukup

penting adalah hubungan kerapuhan relatif batuan terhadap tegangan (tension).

Dalam kenyataannya, kuat tekan (compressive strength) batuan dapat menjadi dua

kali lipat dari kuat tarik (tensile strength) batuan tersebut. Sifat batuan seperti ini

akan sangat berguna untuk pelaksanaan perekahan hidrolik. Pada dasarnya

perekahan hidrolik meliputi kekuatan penghancuran dinding lubang bor yakni

kemampuan menghancurkan dinding batuan reservoir. Dalam mekanika batuan,

suatu batuan dapat diasumsikan sebagai suatu material yang bersifat elastis,

seragam (homogen), dan isotropis.

Setiap material apabila dikenai beban maka akan mengalami perubahan

bentuk (deformasi). Gaya atau tekanan per satuan luas disebut stress, (). Selain

stress, perubahan bentuk dalam hal ini perubahan dalam panjang, () dibanding

dengan panjang semula, (l) disebut strain, (). 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. Gaya-gaya yang

bekerja, antara lain :

- In-situ Stress : gaya per unit area

σ Δ = limA → 0

(ΔFΔA )

………………………………………...……….....(5-1)

- Overburden Stress : gaya akibat beban formasi diatasnya

σ ov = g∫0

H

ρ ( z ) dz…………………………………..…………...…....(5-2)

Dimana rata-rata gradient (g) berkisar 0,95 – 1,1 psi/ft, densitas formasi (ρ)

berdasarkan hasil penelitian diketahui bahwa densitas batuan berkisar antara 125 -

200 lb/ft3.

- Strain : deformasi/alterasi posisi relatif titik-titik pada benda yang dikenakan

stess. Strain dikomposisikan sebagai perubahan panjang dan perubahan

angular.

4.3. Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing

Fluida perekah digunakan untuk membuat rekahan yang cukup besar,

sehingga proppant dapat masuk ke dalam rekahan tanpa mengalami bridging

(mampat) atau settling (pengendapan). Oleh karena itu, fluida perekah harus

mempunyai viskositas yang tinggi dan faktor kehilangan fluida harus diperkecil

dengan sifat wall building dengan penggunaan polimer.

4.3.1. Rheologi

Sifat dari fluida perekah bergantung dari flow regime. Pada perekahan,

fluida mengalir pada beberapa bentuk geometri dengan kondisi shear dan

temperatur yang bermacam-macam, misalnya kalau di frac tank, statik dengan

temperatur sekeliling. Kalau dipompa shearnya tinggi, waktunya singkat saja.

Kalau di tubing, biasanya turbulent dan sering berhenti dari waktu ke waktu

sekitar 1 – 10 menit dengan terkena panas dari sekelilingnya, shear rate-nya

berkisar 500 – 3000 sec-1. Bila di perforasi, shear akan tinggi dan waktu

pemompaan pendek. Di rekahannya, aliran akan laminer yang terjadi dalam waktu

cukup lama yakni sampai 3 – 4 jam lebih.

Sifat rheologi digunakan untuk mendapatkan harga viskositas yang cukup

berdasarkan besarnya harga shear rate dan shear stressnya. Di dalam rheologi

dikenal jenis fluida sebagai berikut : Newtonian, Bingham Plastic dan Power

Law.

Untuk fluida Newtonian berlaku hubungan berikut :

τ = μ(du/dy) = μ γ …………………….……………….......….…...(5-3)

dimana : τ = shear stress

γ = shear rate

μ = viskositas (air = 1), cp

Sedangkan untuk fluida Bingham Plastic berlaku :

τ = μ γ + τy ……………………………………………......……...(5-4)

dimana :

τy = yield point (fluida Newtonian = 1)

Dan untuk fluida Power Law berlaku hubungan :

τ = K γn …………………………………………………...….........…(5-5)

dimana : K = consistency index, lbf-secn /ft2

n = power law index

4.3.2. Leak-off Fluid (kebocoran fluida)

Kehilangan fluida (leak-off) adalah terjadinya aliran fluida perekah masuk

ke dalam formasi. Hal ini disebabkan karena tingginya tekanan fluida yang

dipompakan ke formasi, sehingga menyebabkan volume rekahan yang terjadi

berkurang serta proppant akan mengalami pemampatan dan mengendap. Leak-off

merupakan faktor penting dalam penentuan geometri rekahan.

Cooper et al. mendiskripsikan harga koefisien leak-off total (C tot) yang

terdiri dari tiga mekanisme yang terpisah sebagai berikut :

1. Viscosity controlled (Ct), adalah suatu kehilangan fluida yang dipengaruhi

oleh viskositas. Penentuan besarnya harga Ct (ft/menit1/2) didapat dengan

persamaan :

Ct = 0.0469 √ k φ ΔPμ1 ……………………………….……........(5-6)

dimana :

k = permeabilitas relatif formasi terhadap material yang leak off, md

φ = porositas batuan, fraksi

μ1 = viskositas filtrat fluida perekah pada kondisi formasi, cp

ΔP = beda tekanan antara fluida didepan dinding dengan tekanan

di pori-pori batuan, psia

2. Compressibility controlled (CH), adalah suatu kehilangan fluida yang

dipengaruhi oleh kompresibilitas. Penentuan besarnya harga CH (ft/menit1/2)

dapat dilakukan dengan persamaan :

CH = 0.0374 ΔP √ k φ C t

μ ……………………......………….....…(5-7)

dimana :

Ct = kompresibilitas total formasi, psi-1

μ = viskositas fluida formasi yang bisa bergerak pada kondisi

reservoir, cp

3. Wall building mechanism (CHt), yang terbentuk dari residu polimer di dinding

formasi yang menghalangi aliran ke formasi. Hal ini penting untuk membatasi

fluida yang hilang ke formasi. Harga CHt dihitung berdasarkan percobaan di

laboratorium, dimana harga CHt merupakan kemiringan pada daerah linier.

Dari ketiga mekanisme diatas, maka besarnya koefisien leak-off total adalah

sebagai berikut :

Ctot =

2 C t C H CHt

Ct CHt + {CHt2 C

t2+ 4C

H2 (C t2+ C

Ht2)}1/2

…….....……..….(5-8)

4.3.3. Fluida Perekah dan Additive

Fluida yang dipakai dalam operasi perekahan hidrolik dibedakan menjadi

tiga jenis yaitu :

1. Water base fluid (Fluida Perekah dengan bahan dasar air)

2. Oil base fluid (Fluida perekah dengan bahan dasar minyak)

3. Emulsion base Fluid (Fluida perekah dengan bahan dasar asam)

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

1. Stabil

2. Tidak menyebabkan kerusakan formasi

3. Mempunyai friction loss pemompaan yang rendah

4. Mampu membawa bahan pengganjal kedalam rekahan yang dibuat

Pada operasi perekahan hidrolik proses pemompaannya adalah sebagai

berikut :

1. Prepad, yaitu fluida dengan viskositas rendah dan tanpa proppant, biasanya

minyak, air, dan atau foam dengan gel berkadar rendah atau friction reducer

agent, fluid loss additive dan surfactant atau KCl untuk mencegah damage,

dan ini dipompakan didepan untuk membantu memulai membuat rekahan.

Viscositas yang rendah dapat masuk ke matrix lebih mudah dan mendinginkan

formasi untuk mencegah degradasi gel..

2. Pad, yaitu fluida dengan viskositas lebih tinggi, juga tanpa proppant

dipompakan untuk membuka rekahan dan membuat persiapan agar lubang

dapat dimasuki slurry dengan proppant. Viskositas yang lebih tinggi

mengurangi leak- off (kebocoran fluida meresap masuk ke formasi). Pad

diperlukan dalam jumlah cukup agar tidak terjadi terjadi 100 % leak-off

sebelum rekahan terjadi dan proppant ditempatkan.

3. Slurry dengan proppant, yaitu proppant dicampur dengan fluida kental,

proppant ditambahkan sedikit demi sedikit selama pemompaan, dan

penambahan proppant ini dilakukan sampai harga tertentu pada alirannya

(tergantung pada karakteristik formasi, sistem fluida, dan gelling agent).

4. Flushing, yaitu fluida untuk mendesak slurry sampai dekat dengan perforasi,

viskositasnya tidak terlalu tinggi dengan friksi yang rendah.

Dalam operasi perekahan hidrolik suatu fluida perekah harus

menghasilkan friction yang kecil tetapi mempunyai viskositas yang tinggi untuk

dapat menahan proppant, dan dapat diturunkan kembali setelah operasi dengan

mudah. Dalam hal ini additive atau zat tambahan diperlukan untuk

mengkondisikan fluida perekah sesuai dengan kebutuhan. Adapun additive yang

perlu ditambahkan dalam fluida dasar adalah sebagai berikut :

1. Thickener , berupa polimer yang ditambahkan sebagai pengental fluida dasar.

Contohnya adalah guar, HPG (Hydroxypropyl Guar Gum), CMHPG

(Carboxymethyl Hydroxypropyl Guar), HEC (Hydroxyethylcellulose) dan

Xantan gum.

2. Crosslinker , (pengikat molekul agar rantai menjadi panjang) diperlukan

untuk meningkatkan viskositas dengan jalan mengikat satu molekul atau lebih

sehingga proppant yang dibawa tidak mengalami settling (pengendapan) serta

memperkecil leak-off fluida ke formasi. Biasanya organometalic atau

transition metal compounds yang biasanya borate, titan dan zircon.

3. Buffer , (pengontrol pH) dimana pada pencampuran setempat, polimer dalam

bentuk powder ditambahkan dalam fluida dasar. Untuk dapat terpisah dengan

baik, pH harus berkisar 9, yang didapat dari pencampuran dengan basa seperti

NaOH, NH4OH, asam asetat dan asam sulfamic (HSO3NH3).

4. Bactericides/biocides , (anti bakteri) dimana bakteri penyerang polimer

merusak ikatan polimer dan mengurangi viskositasnya, sehingga perlu

ditambahkan anti bakteri seperti glutaraldehyde, chlorophenate

squaternaryamines dan isothiazoline. Zat ini perlu ditambah ditanki sebelum

air ditambahkan, karena enzim yang terlanjur dihasilkan bisa memecah

polimer. Bactericides tidak dipergunakan apabila fluida dasarnya minyak.

5. Gelling agent , (pencampur gel) untuk menghindari mengumpulnya gel,

seringkali gel dicampur terlebih dahulu dengan 5% methanol atau isopropanol.

Penggunaan zat ini bisa diperbesar kadarnya untuk formasi yang sensitive.

6. Fluid Loss additive , fluid loss harus diperkecil. Untuk formasi homogen,

biasanya sudah cukup dengan filter cake yang terbentuk di dinding

formasi.Material yang umum dipakai antara lain : pasir 100-mesh, silica fluor

(325-mesh), baik untuk rekahan kecil alamiah (silica flour 200 mesh untuk

rekahan kecil < 50 micron dan 100 mesh untuk yang lebih besar >50 micron),

Oil Soluble Resins, Adomite Regain (Con Starch), Diesel 2-5 %

(diemulsikan), Unrefined Guar dan Karaya gums.

7. Breakers , untuk memecahkan rantai polimer sehingga menjadi encer

(viskositasnya kecil) setelah penempatan proppant agar produksi aliran

minyak kembali mudah dilakukan. Breakers harus bekerja cepat,

konsentrasinya harus cukup untuk mengencerkan polimer yang ada.

Untuk pemilihan fluida perekah yang sesuai, harus dipenuhi kriteria sebagai

berikut :

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

temperature normal.

2. Filtrasi yang terjadi jangan sampai menutup pori-pori batuan.

3. Stabil pada tekanan tinggi.

4. Tidak bereaksi dengan fluida reservoir, karena dapat menimbulkan

endapan yang menyebabkan terjadinya kerusakan formasi.

5. Tidak membentuk emulsi di dalam lapisan reservoir.

6. Viskositas cairan dapat berubah menjadi kecil setelah terjadinya

perekahan, sehingga mudah disirkulasikan keluar dari sumur.

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

4.4. Material Pengganjal (Proppant)

Proppant merupakan material untuk mengganjal agar rekahan yang

terbentuk tidak menutup kembali akibat closure pressure ketika pemompaan

dihentikan dan diharapkan mampu berfungsi sebagai media alir yang lebih baik

bagi fluida yang diproduksikan pada kondisi tekanan dan temperatur reservoir

yang bersangkutan.

4.4.1. Jenis Proppant

Beberapa jenis proppant yang umum digunakan sampai saat ini adalah

pasir alami, pasir berlapis resin (Resin Coated Sand), dan proppant keramik

(Ceramic Proppant).

1. Pasir Alami

Berdasarkan sifat-sifat fisik yang terukur, pasir dapat dibagi ke dalam kondisi

baik sekali, baik, dan dibawah standat. Golongan yang paling baik menurut

standart API adalah premium sands yang berasal dari Illinois, Minnesota, dan

Wisconsin. Biasanya disebut ‘Northern Sand”, “White Sand”, “Ottawa Sand”,

atau jenis lainnya misalnya “Jordan Sand”.Golongan yang baik berasal dari

Hickory Sandstone di daerah Brady, Texas, yang memiliki warna lebih gelap

dari pada pasir Ottawa. Umumnya disebut “Brown Sand”, “Braddy Sand”,

atau “Hickory Sand”. Berat jenisnya mendekati 2,65. Salah satu kelebihan

pasir golongan ini dibanding pasir Ottawa adalah harganya yang lebih murah.

2. Pasir Berlapis Resin (Resin Coated Sand)

Lapisan resin akan membuat pasir memiliki permukaan yang lebih rata (tidak

tajam), sehingga beban yang diterima akan terdistribusi lebh merata di setiap

bagiannya. Ketika butiran proppant ini hancurkarena tidak mampu menahan

beban yang diterimanya, maka butiran yang hancur tersebut akan tetap

melekat dan tidak tersapu oleh aliran fluida karena adanya lapisan resin. Hal

ini tentu saja merupakan kondisi yang diharapkan, dimana migrasi pecahan

butiran (fine migration) penyebab penyumbatan pori batuan bias tereliminasi.

Proppant ini sendiri terbagi menjadi dua jenis, yaitu :

a. Pre-cured Resins

Berat jenisnya sebesar 2,55 dan jenis ini dibuat dengan cara pembakaran

alam proses pengkapsulan.

b. Curable Resins

Penggunaan jenis ini lebih diutamakan untuk menyempurnakan kestabilam

efek pengganjalan. Maksudnya adalah, proppant ini dinjeksikan dibagian

belakang (membuntuti slurry proppant) untuk mencegah proppant

mengalir balik ke sumur (proppant flow back). Setelah membeku,

proppant ini akan membentuk massa yang terkonsolidasi dengan daya

tahan yang lebih besar.

3. Proppant Keramik (Ceramic Proppant)

Proppant jenis ini dikelompokkan menjadi empat golongan sebai berikut :

a. Keramik berdensitas rendah (Low Density Ceramic)

Jenis ini memiliki berat jenis hampir sama dengan pasir (SG = 2,7),

memiliki kemampuan untuk menahan tekanan penutupan (Clossure

pressure) sampai 6000 psi, serta banyak digunakan di Alaska.

b. Keramik berdensitas sedang (Inter mediate Ceramic)

Jenis ini lebih ringan dan lebih murah dibandingkan Sintered Bauxite,

memiliki specific gravity 3,65. Karena harganya yang mahal maka

proppant ini hanya digunakan untuk mengatasi tekanan yang benar-benar

tinggi. Proppant jenis ini mampu menahan tekanan sebesar 12000 psi,

biasa digunakan untuk temperature tinggi dan sumur yang sour

(mengandung H2S).

c. Resin Coated Ceramic

Suatu jenis baru yang merupakan kombinasi perlapisan resin dan butiran

keramik. Jenis ini terbukti memberikan kinerja yang lebih baik. Khusus

untuk resin coated proppant, variasi yang dimunculkan semakin banyak.

Resin Coated Ceramic memiliki ketahanan terhadap closure pressure

sebesar 15000 psi dan temperature hingga 450 oF.

4.4.2. Konduktivitas Rekahan

Sifat fisik proppant yang mempengaruhi besarnya konduktivitas rekahan

antara lain :

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

akan cenderung untuk menutup kembali rekahan tersebut yang dinotasikan

sebagai closure stress (stress yang diteruskan formasi kepada proppant pada

waktu rekahan menutup). Sehingga proppant harus dapat menahan closure

stress tersebut.

2. Ukuran proppant, dimana semakin besar ukuran proppant, biasanya

memberikan permeabilitas yang semakin baik.

3. Kualitas proppant, dimana prosentase kandungan impurities yang besar dapat

memberikan pengaruh pada proppant pack.

4. Bentuk butiran proppant, Semakin bulat dan halus permukaannya, semakin

tahan tekanan.

5. Konsentrasi (densitas proppant), yang akan berpengaruh dalam transportasi

proppant dan penempatannya dalam rekahan, dimana proppant dengan

densitas yang tinggi akan membutuhkan fluida berviskositas tinggi untuk

mentransport ke dalam rekahan.

4.5. Model Geometri Rekahan

Untuk menghitung pengembangan rekahan, diperlukan prinsip hukum

konversi momentum, massa dan energi, serta kriteria berkembangnya rekahan,

yang berdasarkan interaksi batuan, fluida dan distribusi enersi.

Secara umum model geometri perekahan adalah:

1. Model perekahan dua dimensi (2-D)

Tinggi tetap, aliran fluida satu dimensi (1-D)

2. Model Perekahan pseudo tiga dimensi (P-3-D)

Perkembangan dengan ketinggian bertambah, aliran 1 atau 2D

3. Model 3 dimensi (3-D)

Perluasan rekahan planar 3D, aliran fluida 2D

Dalam penjelasan di sini hanya akan dibicarakan model perekahan 2D,

karena masih bisa dipecahkan secara manual dengan bantuan matematika atau

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

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

stress, dan lain-lain) sedangkan model software P3DH bisa untuk PC dan dijual

oleh beberapa perusahaan antara lain oleh SSI, Meyer & Assoc. Intercomp,

Holditch & Assoc., NSI Technologies Inc dan beberapa yang lain adalah yang

paling umum dipakai saat ini.

Di bawah ini akan dibicarakan tiga model dimensi perekahan, yakni :

1. Howard & Fast (Pan American) serta diolah secara metematika oleh Carter

2. PKN atau Perkins, Kern (ARCO) & Nordgren

3. KGD atau Kristianovich, Zheltov (Russian Model ) lalu diperbaharui oleh

Geertsma dan de Klerk (Shell).

1. PAN American Model

Howard dan Fast memperkenalkan metode ini yang kemudian dipecahkan

secara matematis oleh Carter. Untuk menurunkan persamaannya maka dibuat

beberapa asumsi :

a. Rekahannya tetap lebarnya

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

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

panjang waktu pada mana titik permukaan tsb mulai mendapat aliran.

d. Fungsi kecepatan v = f(t) sama untuk setiap titik di formasi, tetapi nol pada

waktu pertama kali cairan mulai mencapai titik tersebut.

e. Tekanan di rekahan adalah sama dengan tekanan di titik injeksi di formasi,

dan dianggap konstan.

Dengan asumsi tersebut Carter menurunkan persamaan untuk luas bidang

rekah satu sayap :

A( t )=q iW

4 πC2 [e (2 √π )2 (√π tW )+4C√ t

W−1]

........................(5-9)

atau

A( t )=q iW

4 πC2 [e x 2

( x )+2x√π

−1].................................................(5-10)

dimana:

x =2 C √π .t /wA(t) = luas, ft2 untuk satu sisi pada waktu t

q = laju injeksi, cuft/menit

W = lebar rekahan, ft

t = waktu injeksi, menit

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

2. PKN dan KGD

PKN adalah model pertama dari 2D yang banyak dipakai dalam analisa

setelah tahun 1960-1970. Metode ini digunakan bila panjang (atau dalam) rekahan

jauh lebih besar dari tinggi rekahan (xfhf).

Apabila sebaliknya, dimana tinggi rekahan jauh lebih besar dari

kedalamannya (xfhf) maka metode KGD-lah yang harus dipilih. Sebenarnya

ada bentuk lain yang disebut radial atau “berbentuk mata uang logam”(penny

shape) kalau xf = hf, tetapi jarang dipakai.

Dalam Persamaan harga E sering diganti dengan G, yaitu Modulus Shear

Elastis (G) yang hubungannya dengan Modulus Young (E), adalah :

G= E2 (1+v ) ………………................................................................(5-11)

Tabel. 1. menunjukkan persamaan-persamaan yang dibuat berdasarkan

metode PKN dan KGD.

Tabel. 1.

Persamaan-persamaan untuk Mencari Panjang Rekahan L,

Lebar Rekahan Maksimum w, dan Tekanan Injeksi p dan

Dianggap Laju Injeksi Konstan (7)

Model

GeometriL(t) W(0,t) (0,t) - H

Model PKNC1[ G q

o3

(1−v )μhf 4 ]

1/5

t4/5

C2[ (1−v ) qo2 μ

Ghf]1 /5

t4 /5 C3

H f[Gq

o3 μL

(1−v )3 ]1/4

Model KGD C4 [ G qo

3

(1−v )μhf 3 ]

1/4

t2/3 C5[ (1−v ) qo3 μ

Ghf 3 ]

1/4

t1/3 C4

2 H f[ Gqo μh

f3

(1−v )3 L2 ]1/ 4

4.5. Peralatan Perekahan Hidrolik (hydraulic fracturing)

Pada pekerjaan Perekahan Hidrolik, peralatan-peralatan yang digunakan

antara lain:

Tempat penampungan fluida

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

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

platform.

Peralatan penampung material pengganjal (proppant)

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

untuk memindahkan proppant ke tempat pencampuran.

Peralatan pencampur

Peralatan pencampur dipakai untuk menyampur fluida dasar, proppant,

dan berbagai additivenya.

Peralatan pompa bertekanan tinggi

Pompa yang digunakan berprinsip pada triplex pump. Pompa ini dipasang

pada sebuah truk atau platform.

Peralatan pengontrol utama

Pengontrol ini berupa indikator-indikator pressure, densitas fluida,

kecepatan alir fluida, dan peralatan kontrol lainnya.

Peralatan pipa-pipa di permukaan dan manifold

Peralatan untuk operasi coiled-tubing fracturing (CTF) menggunakan

beberapa jenis straddle packer. Peralatan packer dibawah permukaan

(BHPA) didesain khusus untuk operasi CTF.

4.6. Perencanaan Perekahan Hidrolik

Perencanaan perekahan (datafrac) dilakukan untuk memperoleh

parameter-parameter perekahan setempat secara tepat. Data yang diukur antara

lain tekanan menutup rekahan (clossure pressure), pengukuran leak-off dan

efisiensi fluida. Prosedur pada datafrac ini meliputi antara lain : formation

breakdown, data perekahan yang pernah dilakukan pada formasi tersebut, step rate

test (test laju bertingkat), shut-in decline test (test penutupan), back flow test (test

aliran balik), minifrac (rekahan mini), leak-off test (test kebocoran fluida).

4.7. Operasi Perekahan Hidrolik

Dalam operasi perekahan hidrolik, analisis tekanan perekahan yang

duhasilkan dari pump schedule memegang peranan amat penting. Analisis tekanan

lebih mudah di interpretasikan bila alirannya konstan, tanpa ada pengembangan

rekahan yang dipercepat, formasi homogen, tanpa ada proppant bridging, atau ada

rekahan alamiahnya, terbukanya perforasi yang tadinya yang tadinya ada sebagian

yang menutup atau bercabangnya rekahan dan seterusnya.

Tekanan akan bertambah sejalan dengan injeksi dan dulanjutkan dengan

penghentian pemompaan (ISIP = Insstantenous Shut In Pressure) dimana dimulai

fase penurunan sampai rekahan mulai menutup bersamaan dengan fluid loss

sampai rekahan sudah tertutup. Pada fase ini fluid loss masih berlanjut dengan

pola yang berbeda sejalan dengan penurunan laju fluid loss dan menuju ke

tekanan reservoirnya. Baik kenaikan tekanan pada waktu injeksi maupun grafik

penurunan selama penutupan rekahan dan penurunan tekanan akan dapat dianalisa

secara kuantitatif maupun kualitatif. Kenaikan tekanan sesaat pada waktu rekahan

mulai pecah tidak terlihat karena waktunya sangat sigkat. Harga closure pressure

adalah sedikit dibawah titik defleksi (fracture close on proppant) karena proppant

masih mengalami pemampatan sampai berhenti dan harga ini sedikit lebih besar

dari tekanan tersebut.

4.8. Evaluasi Hasil Perekahan Hidrolik

Evaluasi dilakukan untuk mengetahui apakah pelaksanaan perekahan

hidrolik berhasil atau tidak. Secara umum ukuran keberhasilan suatu proyek

stimulasi adalah berhubungan dengan indeks produktivitas sumur. Keberhasilan

suatu perekahan hidrolik dapat dilakukan dengan melakukan evaluasi kenaikan

productivity index, yaitu secara teoritis maupun secara operasional.

4.8.1. Evaluasi Keberhasilan Perekahan Hidrolik berdasarkan Productivity

Index secara Teoritis

Perekahan Hidrolik bisa dikatakan berhasil bila terdapat kenaikan

productivity index yang cukup berarti. Biasanya dengan membandingkan antara

harga productivity index open hole dengan productivity index setelah rekahan.

Untuk menganalisa suatu perekahan hidrolik dapat dipergunakan beberapa

metode. Metode yang umum digunakan adalah Prats, Tinsley et al, dan McGuire

& Sikora untuk sumur pada steady state dan pseudo steady state. Menurut Gilbert,

productivity index suatu sumur minyak dapat dituliskan sebagai berikut :

PI=J= qPs−Pwf ...............................................................................(5-12)

atau,

PI=J=0 . 007082. k . h

μo . Bo [ ln ( r e

rw)]

....................................................................(5-13)

dimana :

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

q = laju produksi, bbl/day

Ps = tekanan statik formasi, psia

Pwf = tekanan alir dasar sumur, psia

k = permeabilitas efektif, md

h = ketebalan formasi produktif, ft

μo = viskositas minyak, cp

Bo = faktor volume formasi minyak, stb/bbl

re = jari-jari pengurasan, ft

rw = jari-jari sumur, ft

Metode yang akan dibahas disini ada dua, yaitu Metode Prats dan Metode

McGuire Sikora.

1. Metode Prats

Anggapan dalam persamaan Prats adalah steady state, didaerah silinder,

inkompressible, konduktivitas rekahan tak terhingga dan tinggi rekahan sama

dengan tinggi formasi. Prats menunjukkan bahwa bila radius lubang sumur

kecil dan kapasitas rekahan besar maka radius sumur efektif bisa dianggap ¼

dari total panjang rekahan. Persamaan Prats adalah sebagai berikut :

q f

qo

=

ln( re

rw)

ln( re

14

r v ) ......................................................................................(5-15)

dimana :

qf = production rate setelah rekahan, bbl/day

qo = production rate open hole, bbl/day

re = jari-jari pengurasan, ft

rw = jari-jari sumur, ft

rv = vertical fracture penetration, ft

Prats menganalogikan perekahan dengan penambahan harga radius sumur.

Aliran fluida dari formasi ke area perekahan, dianggap seperti aliran radial

dari formasi ke lubang sumur, tanpa perekahan dengan radius efektif sumur

sebagai fungsi dari konduktifitas rekahan tanpa dimensi. Persamaannya adalah

CFD=

K f W

K L f .............................................................................................(5-16)

dimana :

CFD = Dimensionless Fracture Conductivity

Kf = Permeabilitas rekahan, md

K = Permeabilitas formasi, md

W = Tebal rekahan, inchi

Lf = Setengah panjang rekahan, ft

Asumsi-asumsi yang digunakan dalam persamaan Prats adalah :

Fluida incompressible dan steady state

Konduktifitas rekahan tidak terbatas

Tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi

Kelemahan metode ini adalah bahwa semua keadaan dianggap ideal.

2. Metode McGuire-Sikora

McGuire dan Sikora mempelajari tentang efek rekahan vertikal pada

produktifitas pada reservoir dengan tenaga pendorong solution gas. Asumsi

yang digunakan adalah:

aliran adalah pseudo steady state

laju aliran konstan tanpa ada aliran dari luar batas re

fluida inkompressible

daerah pengurasan berbentuk segiempat sama sisi

lebar rekahan sama dengan lebar formasi

Prosedur metode ini dengan menggunakan grafik McGuire dan Sikora

(Gambar 1.), yaitu :

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

pengurasan sumur (re).

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

Sikora).

12 . w .k f

k √40A .......................................................................................(5-17)

3) Dari perpotongan kurva xf/re pada grafik McGuire dan Sikora, maka akan

didapatkan harga pada sumbu y.

4) Menghitung rasio PI sesudah rekahan dengan PI sebelum rekahan (open

hole).

J f

J o [ 7 .13

ln(0 .472.re

rw) ]

............................................................................(5-18)

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

Jo = Productivity Index open hole, bbl/day/psi

Metode McGuire dan Sikora ini adalah yang paling banyak digunakan

saat ini. Dari grafik McGuire dan Sikora kita bisa mengambil beberapa

kesimpulan:

1. Pada permeabilitas yang rendah (dengan perekahan yang konduktifitasnya

tinggi), maka hasil kenaikkan produktifitas akan makin besar terutama

karena panjang rekahan dan bukan dari konduktifitas relatif rekahan.

2. Untuk suatu panjang rekahan Lf akan ada konduktifitas rekahan optimal.

Menaikkan konduktifitas rekahan tidak akan menguntungkan. Misalnya

untuk harga Lf / Lc = 0,5 kenaikkan selanjutnya tak ada artinya untuk

harga konduktifitas relatif diatas 105.

3. Maksimum kenaikan perbandingan produktifitas indeks teoritis untuk

sumur yang tidak rusak adalah 13,6.

Gambar 1.Grafik McGuire Sikora (7)

V. KESIMPULAN SEMENTARA

VI. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL .........................................................................................

HALAMAN PENGESAHAN ...........................................................................

KATA PENGANTAR .......................................................................................

DAFTAR ISI .....................................................................................................

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................

DAFTAR TABEL .............................................................................................

BAB I. PENDAHULUAN ............................................................................

BAB II. KARAKTERISTIK RESERVOIR.....................................................

2.1. Karateristik Batuan Reservoir …………………………….......

2.1.1. Komposisi Kimia Batuan Reservoir ……………………

2.1.1.1. Batupasir ............................................................

2.1.1.2. Batuan Karbonat.................................................

2.1.1.3. Batuan Shale.......................................................

2.1.2. Sifat Fisik Batuan Reservoir.............................................

2.1.2.1. Porositas...............................................................

2.1.2.2. Wettabilitas..........................................................

2.1.2.3. Tekanan Kapiler..................................................

2.1.2.4. Permeabilitas.......................................................

2.1.2.5. Saturasi Fluida.....................................................

2.1.2.6. Kompressibilitas..................................................

2.2. Karakteristik Fluida Reservoir....................................................

2.2.1. Komposisi Kimia Fluida Reservoir...............................

2.2.1.1. Komposisi Kimia Hidrokarbon...........................

A. Golongan Asiklik (Paraffin)..........................

B. Golongan Siklik.............................................

2.2.1.2. Komposisi Kimia Non-Hidrokarbon...................

2.2.1.3. Komposisi Kimia Air Formasi............................

2.2.2. Sifat Fisik Fluida Reservoir.....................................

2.2.2.1. Sifat Fisik Minyak...............................................

A. Densitas Minyak.............................................

B. Faktor Volume Formasi Minyak.....................

C. Kelarutan Gas Dalam Minyak........................

D. kompresibilitas Minyak..................................

E, Viscositas Minyak..........................................

2.2.2.2. Sifat Fisik Gas.....................................................

A. Densitas Gas...................................................

B. Faktor Volume Formasi Gas...........................

C. Kompresibilitas Gas......................................

D. Faktor Kompresibilitas Gas............................

E. Viscositas Gas.................................................

2.2.2.3. Sifat Fisik Air Formasi........................................

A. Densitas Air Formasi......................................

B. Faktor Volume Formasi Air Formasi..............

C. Kelarutan Gas dalam Air Formasi..................

D. Kompresibilitas Air Formasi.........................

E. Viscositas Air Formasi..................................

2.3. Kondisi Reservoir......................................................................

2.3.1. Tekanan Reservoir..........................................................

2.3.2. Temperatur Reservoir......................................................

2.4. Jenis-Jenis Reservoir.................................................................

2.4.1. Berdasarkan Perangkap Reservoir....................................

2.4.1.1. Perangkap Struktur..............................................

2.4.1.2............................................................................... Per

angkap Stratigrafi.................................................

2.4.1.3............................................................................... Per

angkap Kombinasi................................................

2.4.2. Berdasarkan Fasa Fluida Hidrokarbon............................

2.4.2.1. Reservoir Minyak................................................

2.4.2.2. Reservoir Gas Kondensat....................................

2.4.2.3. Reservoir Gas......................................................

2.4.3. Berdasarkan Mekanisme Pendorong...............................

2.4.3.1. Water Drive Reservoir........................................

2.4.3.2. Gas Cap Drive Reservoir....................................

2.4.3.3.............................................................................. Sol

ution Gas Drive Reservoir...................................

2.4.3.4. Gravitional Segregation Drive Reservoir...........

2.4.3.5. Combination Drive Reservoir.............................

2.4.4. Heterogenitas Reservoir..................................................

2.5. Perkiraan- Perkiraan Reservoir..................................................

. 2.5.1. Penaksiran Cadangan Hidrokarbon.................................

2.5.1.1. Metode Volumetris.............................................

2.5.1.2. Metode Material Balance....................................

2.5.1.3. Metode Decline Curve........................................

BAB III PRODUKTIVITAS FORMASI, KERUSAKAN FORMASI

DAN WELL TEST........................................................................

3.1. Produktivitas Formasi .......................................................................................................................................................3.1.1. Aliran Fluida Dalam Media Berpori.........................

3.1.1.1. Persamaan Darcy Untuk Aliran Satu Fasa ...............................................

3.1.1.2. Persamaan Darcy Untuk Aliran Multi Fasa ...............................................

3.1.2. Indeks Produktivitas ................................................3.1.3. Faktor-faktor Yang Mempengaruhi Indeks

Produktivitas.............................................................3.1.3.1. Sifat-sifat Fisik Batuan Reservoar .............3.1.3.2. Sifat-sifat Fisik Fluida Reservoar...............3.1.3.3. Ketebalan Lapisan Reservoar.....................3.1.3.4. Pressure Draw-Down.................................3.1.3.5. Mekanisme Pendorong Reservoar..............

3.1.4. Inflow Performance Relationship (IPR)...................3.1.4.1. Kurva IPR Satu Fasa...................................3.1.4.2. Kurva IPR Dua Fasa...................................3.1.4.3. Kurva IPR Tiga Fasa..................................

3.2. Kerusakan Formasi ..............................................................3.2.1. Penyebab Kerusakan Formasi...................................3.2.2. Kerusakan Formasi Akibat Proses Pemboran...........

3.2.2.1. Invasi Filtrat Lumpur Pemboran.................3.2.2.2. Pengaruh Komposisi Kimia Lumpur

Pemboran3.2.2.3. Pengaruh Partikel Padatan Lumpur Pemboran....................................................3.2.2.4. Adanya Clay Dalam Formasi.....................

3.2.3. Kerusakan Formasi Akibat Penyelesaian Sumur......3.2.3.1. Kerusakan Formasi Pada Operasi Penyemenan................................................3.2.3.2. Kerusakan Formasi Selama Perforasi.........

3.2.4.Kerusakan Formasi Akibat Produksi........................3.2.4.1. Clay ...............................................3.2.4.2. Proses Korosi, Pembentukan Scale dan Parafin.........................................................3.2.4.3. Kepasiran ...............................................

3.2.5. Kerusakan Formasi Akibat Bakteri...........................3.2.6. Kerusakan Formasi Akibat Workover.......................

3.3. Well Testing........................................................................3.3.1.Tes Produksi Periodik...............................................3.3.2.Tes Produktivitas......................................................3.3.3.Tes Tekanan Transient..............................................

3.3.3.1. Analisa Tekanan Transient..........................3.3.3.2. Pressure Build-Up Test................................3.3.3.3. Pressure Drawdown Tes..............................3.3.3.4. Drill Stem Test.............................................

BAB IV. HYDRAULIC FRACTURING ..........................................................

4.1. Mekanika Batuan.................................................................

4.2. Mekanika Fluida Stimulasi Hydraulic Fracturing................

4.2.1. Rheology.................................................................

4.2.2. Leak-off Fluid (kebocoran fluida).........................

4.2.3. Fluida Perekah dan Additive.................................

4.3. Material Penggganjal (Proppant).........................................

4.3.1. Jenis Proppant........................................................

4.3.2. Spesifikasi Ukuran Proppant............................................

4.3.3. Konduktivitas Rekahan.....................................................

4.3.4. Transportasi Proppant.......................................................

4.4. Model Geometri Perekahan..................................................

4.5. Pelaksanaan Hydraulic Fracturing.......................................

4.5.1. Pemompaan Fluida Perekah .................................

4.5.2. Analisa Tekanan Perekahan...................................

4.6. Pengukuran Tinggi Rekahan Setelah Hydraulic Fracturing

4.6.1. Temperatur Logging..............................................

4.6.2. Gamma Ray Logging.............................................

4.6.3. Spectral Gamma Ray.............................................

4.6.4. Multiple Isotop Tracting........................................

4.6.5. Metode Seismik.....................................................

4.6.6. Borehole Televiewer..............................................

4.6.7. Formation Microscanner........................................

4.7. Perhitungan Peningkatan Produktivitas..................................

4.7.1. Parameter indikator Peningkatan Produktivitas.. . .

4.7.2. Perbandingan Indeks Produktivitas.......................

4.7.2.1. Metode Prats............................................

4.7.2.2. Metode McGuire dan Sikora....................

BAB V. PEMBAHASAN.................................................................................

BAB VI. KESIMPULAN .................................................................................

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................

LAMPIRAN.......................................................................................................