MENDESAIN DAN MEMODELKAN PERTUMBUHAN HYDRAULIC

FRACTURING PADA RESERVOIR MINYAK TIGHT DI PT. ENERGI

MEGA PERSADA INDONESIA

PROPOSAL

SKRIPSI

Oleh:

HAFIDZ WIBBY RAMADHAN113 100 071

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2014

MENDESAIN DAN MEMODELKAN PERTUMBUHAN HYDRAULIC

FRACTURING PADA RESERVOIR MINYAK TIGHT DI PT. ENERGI

MEGA PERSADA INDONESIA

PROPOSAL

SKRIPSI

Oleh:

HAFIDZ WIBBY RAMADHAN113 100 071

Disetujui Untuk Program Studi Perminyakan,

Fakultas Teknologi Mineral,

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

Oleh Dosen Pembimbing :

Pembimbing I Pembimbing II

(Ir. Bambang Bintarto, MT) (Ir.H. Anas Puji Santoso, MT)

I. JUDUL

II. MENDESAIN DAN MEMODELKAN PERTUMBUHAN HYDRAULIC

FRACTURING PADA RESERVOIR MINYAK TIGHT DI PT. ENERGI

MEGA PERSADA INDONESIA

III. LATAR BELAKANG MASALAH

Stimulasi sumur merupakan suatu metode yang di lakukan dengan tujuan

untuk mempertahankan atau memperbaiki produktifitas dari suatu sumur yang

dapat dikaitkan dengan rate dari sumur tersebut.

Seiring dengan diproduksikannya fluida, akan muncul problem yang

menyebabkan penurunan produktivitas suatu sumur, seperti penyumbatan pori

pori batuan di sekitar lubang perforasi, maupun pori pori batuan yang mempunyai

peranan dalam sebagai jalur aliran dari hidrokarbon. Untuk itu dibutuhkan suatu

metode untuk mempertahankan atau memperbaiki produktivitas sumur yaitu

stimulasi sumur.

Hydraulic fracturing merupakan salah satu metode stimulasi sumur untuk

meningkatkan produktivitas sumur dengan konsep memperbesar jari-jari efektif

sumur (rw’) dan memperbesar permeabilitas batuan (K) dengan cara membuat

rekahan pada formasi produktif (membuat saluran konduktif). Pelaksanaan

hydraulic fracturing pada reservoir tight tentu sangat diperlukan karena reservoir

jenis ini memiliki permeabilitas dan prositas yang sangat kecil, sehingga

menyebabkan fluida yang tersimpan didalam reservoir akan mengalir kedalam

lubang sumur dengan rate yang sangat kecil bahkan bisa dikatakan tidak

ekonomis.

IV. IDENTIFIKASI MASALAH

1. Apakah sumur dengan batuan reservoir dengan jenis tight oil reservoir

memang memiliki produktivitas rendah jika dikatikan dengan sifat low

prosity dan low permeabilitnya, sehingga perlu dilakukan operasi

hydraulic fracturing?

2. Apakah orientasi atau arah dari perekahan yang dihasilkan dari operasi

hydraulic fracturing dapat diketahui?

IV. MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud dari penelitian ini adalah untuk evaluasi produksi dari sumur-sumur

yang telah mengalami penurunan laju produksi kemudian mengevaluasi dan

merencanakan Hydraulic fracturing pada sumur, dan menganalisa apakah ada

penyimpangan yang terjadi jika dilakukan pada reservoir yang bersifat tight.

Tujuan dari penelitian ini adalah agar mengetahui perkembangan perekahan

setelah dilkukan job hydraulic fracturing.

V. TINJAUAN PUSTAKA

5.1.`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.

5.2. 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.

5.3. 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.

5.4. 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.

5.4.1. 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

5.4.2. 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 (Ctot) 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 CH CHt

Ct CHt + {CHt2 C

t2+ 4C

H2 (Ct2+ C

Ht2)}1/2

…….....……..….(5-8)

5.4.3. 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.

5.5. 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.

5.5.1. 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.

5.5.2. 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.

5.6. 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).

5.6.1. 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 i W

4 πC2 [e ( 2 √π )2 (√π tW )+4C√ t

W−1]

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

atau

A( t )=q i W

4 πC2 [e x 2 ( x )+2x

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

dimana:

x =2 C√ π . t /w

A(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

5.6.2. 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

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 KGDC4 [ G q

o3

(1−v )μhf3 ]

1/4

t 2/3C5[ (1−v ) q

o3 μ

Ghf 3 ]

1/4

t1/3 C4

2 H f[ Gq o μh

f 3

(1−v )3 L2 ]1/ 4

5.7. 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.

5.8. 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).

5.9. 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.

5.10. Desain Hydraulic Fracturing dan Pemodelan Reservoir

5.10.1. Desain Hydraulic Fracturing

Pada desain awal dalam melakukan hydraulic fracturing harus ditentukan terlebih

dahulu apakah kegiatan hydraulic fracturing ini bertujuan untuk memperbaiki

permeabilitas yang ada atau membuat pathways (jalur fluida) dengan kata lain

permeaabilitas yang baru. Dua tujuan ini akan menentukan model dimensi

perekahan yaitu PKN dan KGD yang karakteristiknya telah dibahas pada sub bab

sebelumnya. Selanjutnya adalah dari parameter geometri yang mencakup tinggi,

lebar, dan arah horizontal (lenght) dari rekahan yang diinginkan. Parameter

geometri rekahan ini akan sangat bergantung pada batasan yaitu berapa

kedalaman top dan bottom pay zone yang akan di stimulasi menggunakan

hydraulic fracturing, karena tujuan dari hydraulic fracturing adalah meningkatkan

produktivitas dari suatu sumur. Sehinnga tidak serta merta pehitungan parameter

gemetri rekahan mengabaikan kedalaman pay zone atau zona produktif yang

menghasilkan fluida hidrokarbon. Setelah itu dapat dilakukan sensitivtas terhadap

parameter jenis fluida perekah yang digunakan, rate of injection , dan jenis

proppant yang digunakan. Dari sesnsitivitas yang dilakukan akan menghasilkan

kombinasi dari ketiga parameter tersebut yang akan menghasilkan produktivitas

yang optimum. Proses desain hydraulic fracturing juga dapat dilakukan dalam

reverse order atau time sequence yang terbalik, ketika suatu perusahaan ingin

mendapatkan produktivitas tertentu. Namun semua ini tergantung availbility atau

ketersediaan dari jenis parameter yang akan dilakukan sensitivitas yang dimiliki

oleh suatu perusahaan, khususnya PT. EMP Indonesia..

5.10.2. Pemodelan Reservoir

Pada judul yang akan dibahas, secara khusus akan membahas mengenai

reservoir yang memilik peremeabilitas yang kecil (Tight Reservoir) , secara

definisi dari canadian society for unconventional resources. Tight oil reservoir

adalah reservoir yang memiliki permeabilitas yang sangat rendah, sehingga

minyak yang terkandung pada reservoir jenis ini tidak akan mengalir pada laju

produksi yang ekonomis tanpa bantuan dari teknologi produksi. Dalam hal ini

dapat digunakan metode hydraulic fracturing. Pada gambar 1 terlihat skema

perekahan hidrolik pada reservoir low permeability di sumur horizontal.

Gambar 1.

Skema Hydraulic Fracturing pada Reservoir Low Permeability

Kaitannya dengan pengunaan model yang digunakan apakah model dua dimensi

(2D) atau tiga dimesi (3D), dapat pula dibandingkan kedua jenis model geometri

perekahan dalam bentuk grafik dengan sumbu axis nya adalah waktu injeksi. Pada

gambar 2 terlihat bahwa fracture growth untuk kedua model tidak menunjukkan

perbedaan sama sekali atau dapat dikatakan identik.

Gambar 2.

Grafik Fracture Growth vs Injection Time

Gambar 3.

Grafik Fracture Height vs Injection Time

Gambar 4.

Grafik Fracture Half-lenght vs Injection Time

Gambar 5.

Grafik Fracture Width vs Injection Time

Gambar 6.

Grafik Proppant Weight vs Injection Time

Sementara untuk parameter geometri rekahan Gambar 3, Gambar 4, dan

Gambar 5 menunjukan perbedaaan yang jelas antara model dua dimensi dengan

model tiga dimensi, begitu pun juga dengan variasi proppant pada Gambar 6

yang digunakan dengan berat yang berbeda.

Gambar 7.

Model Hydrulic Fracturing Pseudo-3D dan Fully 3D

Pada Gambar 7 menunjukan perbedaan antara model pseudo-3D atau model 2D

dengan model fully 3D, dimana model fully 3D menunjukan model hydraulic

fracturing yang lebih realistis dibandingkan dengan model pseudo-3D dan 2D.

5.11. Perbandingan Produktivitas Sebelum dan Setelah Dilakukan

Hydraulic Fracturing

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.

5.11.1. Metode Yang Digunakan Untuk Membandingkan Produktivitas

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.

5.11.1.1 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

r w)

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 WK 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.

5.11.1.2. 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 8.

Grafik McGuire Sikora

VI. METODE PENDEKATAN MASALAH

6.1. DATA YANG DIPERLUKAN

1. Data reservoir meliputi :

Porositas batuan ()

Saturasi (So, Sw, Sg)

Permeabilitas (k)

Tebal lapisan produktif (h)

Faktor Skin (S)

Tekanan Statik (Ps)

Jari-jari pengurasan (re)

Densitas minyak dan gas (ρgas, ρoil)

Faktor volum formasi minyak (Bo)

Kelarutan gas dalam minyak (Rs)

Viskositas Minyak (µoil)

2. Data produksi sebelum dan setelah HF meliputi :

Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf)

Tekanan Kepala Sumur (Pwh)

Temperatur (T)

GLR Formasi (SCF/STB)

Water Cut (%)

API minyak

Productivity Index (BPD/psi)

GLR, WOR, GOR

Laju Alir Minyak (qo)

Laju Alir Gas (qg)

Injectivity Rate

3. Data sumur meliputi :

Kedalaman Sumur (ft)

Ukuran tubing (inch)

Ukuran casing (inch)

Kedalaman Perforasi (ft)

Gradien statik sumur (psi/ft)

VII. TIME SHEET

No DISKRIPSI

MINGGU

I II III IV V VI VII VIII

1 Pengumpulan data

2 Evaluasi IPR

3 Evaluasi Hydraulic Fracturing

4

Perencanaan Ulang Hydraulic

Fracturing

5 Analisa

6 Laporan

VIII. RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

KATA PENGANTAR

HALAMAN PERSEMBAHAN

RINGKASAN

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

DAFTAR TABEL

BAB I. PENDAHULUAN

BAB II. TINJAUAN UMUM LAPANGAN

1.1. Tinjauan Geografis Lapangan “X”

1.2. Tinjauan Geologi Lapangan “X”

1.2.1. Stratigrafi Lapangan “X”

1.2.2. Struktur Geologi Lapangan “X”

1.3. Sejarah Produksi Lapangan “X”

BAB III. TEORI DASAR HYDRAULIC FRACTURING

3.1.Dasar dilakukan Stimulasi Hydraulic Fracturing

3.2.Mekanika Batuan

3.3.Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing

3.3.1.Rheologi

3.3.2.Leak Off Fluida

3.3.3.Fluida Perekah dan Additive

3.4.Material Pengganjal (Proppant)

3.4.1.Jenis Proppant

3.4.2.Konduktivitas Rekahan

3.5.Model Geometri Rekahan

3.5.1.PAN American Model

3.5.2.PKN dan KGD

RENCANA DAFTAR ISI (Lanjutan)

3.6.Peralatan Perekahan Hidrolik

3.7.Perencanaan Perekahan Hidrolik

3.8.Operasi Perekahan Hidrolik

3.9.Desain Hydraulic Fracturing dan Pemodelan Reservoir

3.9.1.Desain Hydraulic Fracturing

3.9.2.Pemodelan Reservoir

3.10.Perbandingan Produktivitas Sebelum dan Setelah Dilakukan

Hydraulic Fracturing

3.10.1. Metode Teoritis Yang Digunakan

3.10.1.1.Metode Prats

3.10.1.2.Metode Mc Guire-Sikora

BAB IV. Analisa Perkembangan Rekah

4.1. Persiapan Data Lapangan

4.2. Faktor Pembanding Produktivitas Hydraulic fracturing

4.2.1. Pembuatan Kurva IPR

4.2.2. Pembuatan Kurva Outflow

4.3. Perencanaan Hydraulic fracturing

4.3.1. Penentuan fluida injektor

4.3.2. Perhitungan Dalam Perencanaan Hydraulic

fracturing

4.3.2.1. Penentuan Letak Interval Injeksi

4.3.2.2. Penentuan Perkembangan Perekahan

4.3.2.3. Pemodelan Perkembangan Perekahan

4.4. Hasil Stimulasi

BAB V. PEMBAHASAN

BAB VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

IX. RENCANA DAFTAR PUSTAKA

Economides, J. Michael, Daniel Hill. “Petroleum Production System”, PTR

Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1994.

Economides, J. Michael, Kenneth G. Nolte. “Reservoar Stimulation”, Wiley,

2006.

Tjondro Bambang, Kamiso, Rich Dave, Suryaman. “Acidizing and Hydraulic

Fracturing”, Jakarta 3-7 Maret 1997.

Thomas O, Allen & Alan P. Roberts. “Well Production”, Second Edition,

Volume 2, Oklahoma, may 1982.

Howard. G. C. & Fast C. R. “Hydraulic Fracturing”, New York, 1970.

Tjondrodipoetro, R.B. “Stimulation (Acidizing and Hydraulic Fracturing)”, 5

Days Course, Yayasan IATMI, Yogyakarta, 24-28 Januari 2005.