BAB III. DASAR TEORI
4.5. Evaluasi Keberhasilan Perekahan Hidrolik
4.5.2. Evaluasi Permeabilitas Rata-rata
Secara teoritis, dilakukannya perekahan hidrolik pada suatu formasi batuan akan membuat konduktivitas reservoir baru, dimana konduktivitas dipengaruhi oleh lebar rekahan dan permeabilitas material pengganjal yang kemudian diikuti oleh peningkatan laju alir minyak. Berikut adalah perhitungan peningkatan harga permeabilitas batuan dan laju alir sebagai hasil akibat dilakukannya perekahan hidrolik pada Sumur Y dengan pengembangan persamaan menurut Vogel dimana harga permeabilitas digunakan persamaan Prats.
Perhitungan permeabilitas setelah di stimulasi berdasarkan geometri dari PKN 2D :
Data Sumur :
Permeabilitas batuan awal rata-rata (ki) = 40 mD
Lebar rekahan (Wo) = 0.471 in = 0.03925 ft
Tebal formasi batuan (h) = 13 m
= 42.65092 ft
Diasumsikan bahwa pembentukan rekahan menyebabkan permeabilitas area di sekitar sumur berbeda dengan permeabilitas zona yang jauh dari lubang sumur, sehingga permeabilitas formasi rata-rata (Kavg) selanjutnya dapat dihitung dengan persamaan :
Perhitungan permeabilitas setelah di stimulasi berdasarkan geometri dari Simulator Meyer 3D :
Data Sumur :
Diasumsikan bahwa pembentukan rekahan menyebabkan permeabilitas area di sekitar sumur berbeda dengan permeabilitas zona yang jauh dari lubang sumur, sehingga permeabilitas formasi rata-rata (Kavg) selanjutnya dapat dihitung dengan persamaan :
4.5.4. Evaluasi Productivity Index (PI)
Indeks produktivitas merupakan suatu bilangan yang menyatakan kemampuan suatu formasi untuk berproduksi. Secara teoritis, harga indeks produktivitas akan meningkat setelah perekahan hidrolik dilakukan. Berikut akan diuraikan perhitungan perbandingan indeks produktivitas setelah perekahan hidrolik dilakukan dengan metode Prats dan metode Cinco-ley and Samaniego.
Asumsi :
Perhitungan PI setelah Hydraulic Fracturing berdasarkan geomteri rekahan simulator Meyer 3D :
Data untuk Sumur Y : sederhana. Metode Prats dijabarkan lewat persamaan :
Lf = setengah panjang rekahan dua sayap Anggapan dalam persamaan Prats adalah :
keadaan steady state di daerah silindris
fluida incompressible
konduktivitas rekahan tidak terbatas
tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi
Jadi harga productivity index sesudah perekahan (J) adalah dengan asumsi skin = 0:
B. Metode Cinco-Ley and Samaniego
Metode Cinco- Ley and Samaniego dalam menentukan productivity index setelah perekahan menggunakan beberapa anggapan, yaitu :
Area pengurasan silindris
Komplesi sumur cased hole
Memperhitungkan permeabilitas dan konduktivitas serta panjang rekahan
Aliran fluida steady state
Adapun langkah-langkah dalam perhitungan adalah : 1. Menghitung Konduktivitas rekahan (FCD)
f
dapat dicari dengan menggunakan persamaan : xXf
rw'0.52
ft x
rw'0.52 34.24417.806
3. Menghitung perbandingan antara productivity index sebelum (Jo) dengan sesudah perekahan (J) dengan menggunakan persamaan :
)
Jadi harga productivity index sesudah perekahan ( J ) dengan asumsi Skin = 0 adalah :
Perhitungan PI setelah Hydraulic Fracturing berdasarkan geomteri rekahan sederhana. Metode Prats dijabarkan lewat persamaan :
Anggapan dalam persamaan Prats adalah :
keadaan steady state di daerah silindris
fluida incompressible
konduktivitas rekahan tidak terbatas
tinggi rekahan sama dengan tinggi formasi
=
Jadi harga productivity index sesudah perekahan (J) adalah dengan asumsi skin = 0:
B. Metode Cinco-Ley and Samaniego
Metode Cinco- Ley and Samaniego dalam menentukan productivity index setelah perekahan menggunakan beberapa anggapan, yaitu :
Area pengurasan silindris
Komplesi sumur cased hole
Memperhitungkan permeabilitas dan konduktivitas serta panjang rekahan
Aliran fluida steady state
Adapun langkah-langkah dalam perhitungan adalah : 1. Menghitung Konduktivitas rekahan (FCD)
f
dapat dicari dengan menggunakan persamaan : xXf
rw'0.43
ft x
rw'0.43 69.1929.75
3. Menghitung perbandingan antara productivity index sebelum (Jo) dengan sesudah perekahan (J) dengan menggunakan persamaan :
)
Jadi harga productivity index sesudah perekahan ( J ) dengan asumsi Skin = 0 adalah :
Harga Productivity Index Sebelum dan Sesudah Perekahan
Parameter Unit Meyer 3D PKN 2D
Sebelum fracturing (skin) Bbl/psi/d 0.175 0.175
Setelah fracturing (skin) Bbl/psi/d 0.985 0.985
Setelah fracturing (skin) dengan metode Cinco-Ley Samaniego
Bbl/psi/d 1.993 2.30
Setelah fracturing (skin) dengan metode Prats
Bbl/psi/d 1.97 2.41
Gambar 4.12
Efek Rekahan Terhadap Skin Bervariasi Terhadap Konduktivitas Rekahan (M.J.Economides,Courtesy Schlumberger,1996)
Tabel IV-15
Peningkatan Laju Produksi Minyak Sumur Y
Sebelum perekahan
Sesudah perekahan Kenaikan Pwf
(Psi)
qo (Bopd) Pwf (Psi)
qo (Bopd) Kali
100 35 100 197 5.63
4.5.5. Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow performance relationship (IPR) merupakan penggambaran kualitas dari kemampuan suatu formasi produktif untuk berproduksi yaitu penggambaran hubungan antara laju produksi dengan tekanan alir dasar sumur. Berikut akan diuraikan mengenai kurva IPR sebelum dan sesudah perekahan hidrolik pada sumur kajian.
IPR yang dibuat menggunakan teori vogel , karena fluida yang di produksi merupakan fluida dua fasa, yaitu liquid dan gas . Gas yang terdapat sebesar 50 scf/STB .
Tabel IV-16
Data Produksi Sebelum Dan Sesudah Perekahan
Parameter Unit
Sumber : Di olah dari data PT. Bukitapi Bumi Persada
Perhitungan Sebelum Perekahan (actual)
Untuk Pwf = 100 Psi, diperoleh harga qtotal sebesar
Dengan cara yang sama dihitung harga qo untuk tiap-tiap harga Pwf
Perhitungan Sesudah Perekahan (actual)
Untuk Pwf = 100 Psi, diperoleh harga qo sebesar
Perhitungan Sesudah Perekahan dengan skin = 9.155(Software Meyer 3D)
Qo =
Untuk Pwf = 100 Psi, diperoleh harga qo sebesar
Perhitungan Sesudah Perekahan (PKN 2D)
Untuk Pwf = 100 Psi, diperoleh harga qo sebesar
Data IPR sumur Y sebelum dan sesudah stimulasi Pwf,
275 5.98684211 84.6710526 68.16978 33.69736842
250 11.5131579 162.828947 131.0957 64.80263158
200 21.1842105 299.605263 241.2161 119.2368421
150 29.0131579 410.328947 330.3612 163.3026316
Tabel IV-17
Data IPR sumur Y sebelum dan sesudah stimulasi (Lanjutan) Pwf,
psi
Qo sebelum , BOPD Qo setelah (PKN) dengan skin
Qo setelah (Meyer) dengan skin
Qo setelah (actual) BOPD
100 35 495 398.531 197
0 41.4473684 586.184 471.9446 233.2894737
Gambar 4.13
Kurva IPR Sumur Y sebelum dan setelah stimulasi
Gambar 4.14
Kurva peramalan IPR sumur Y setelah di stimulasi
4.6. Komparasi Output Data Dari Simulator Meyer 3D dengan Simulator Pipesim
Setelah sebelumnya menggunakan teori Vogel untuk membuat IPR sumur sebelum dilakukan stimulasi Fracturing , maka dilakukan pula pembuatan IPR dengan menggunakan stimulator Pipesim . Dengan menggunakan stimulator Pipesim , didapatkan IPR seperti pada Gambar 4.15
Pada kurva tersebut menunjukan rate produksi sebelum stimulasi fracturing adalah sebesar 35 Bopd dengan Tekanan alir sumur sebesar 180 Psi .
Sedangkan pada kurva Gambar 4.16 merupakan kurva IPR sumur setelah dilakukan stimulasi fracturing . Berdasarkan rate produksi pada data actual yaitu sebesar 197 Bopd maka di dapatkan perpotongan yang menunjukan half length fracturing pada keadaan actual yaitu sebesar 30.84 ft atau sepanjang 9.4 m
Tabel IV-19
Perbandingan output Simulator Meyer 3D , Simulator Pipesim dan PKN 2D
Parameter Unit
Pembanding
Meyer 3D Pipesim PKN 2D
Panjang rekahan (Xf) m 10.437 9.4 21.0885
Lebar rekahan (Wf) Inch 0.675 0.675 (asumsi) 0.471 Tinggi rekahan (hf) m 8.607 8.607 (asumsi) 13.7
Permeabilitas (K) mD 264620 77.5 95.326
Konduktifitas mD-ft 15624 4.36 3.742
Q sebelum rekahan Bopd 35 34.9 35
Q setelah rekahan Bopd 197 197 197
Gambar 4.15
Kurva Laju Produksi Sumur Y sebelum Stimulasi Fracturing
Gambar 4.16
Kurva Rekontruksi Half Length Fracturing Dengan Mengunakan Simulator Pipesim
BAB V PEMBAHASAN
Sumur yang akan diberikan stimulasi perekahan hidrolik adalah sumur Y yang terletak di lapangan X pada formasi Z yang merupakan formasi sandstone.
Adapun alasan yang melatar belakangi dilaksanakannya pekerjaan perekahan hidrolik, yaitu adanya skin yang cukup besar. Melihat pemeabilitas yang dimiliki sebesar 40 mD tetapi laju alir minyak kecil. Selain itu problem kepasiran juga mendasari dilakukannya stimulasi ini.
Perekahan hidrolik merupakan salah satu metode stimulasi yang digunakan untuk meningkatkan konduktivitas sumur dengan cara memperbesar jari-jari efektif sumur (rw) dan membuat permeabilitas formasi batuan baru.
Perekahan hidrolik dilakukan dengan cara memompakan fluida dengan tekanan yang melebihi tekanan rekah dari batuan yang akan direkahkan, sehingga akan terbentuk suatu rekahan yang kemudian diganjal oleh material pengganjal (proppant) agar rekahan tetap terbuka, dengan adanya rekahan tersebut maka memungkinkan untuk terjadinya aliran fluida dari reservoir menuju lubang sumur lebih mudah. Dengan ini maka konduktivitas reservoir akan semakin besar.
Evaluasi hydraulic fracturing dilakukan untuk mengetahui seberapa jauh keberhasilan dari pekerjaan ini. Dengan membandingkan beberapa parameter sebelum dilakukannya hydraulic fracturing dan setelah dilakukan stimulasi hydraulic fracturing. Parameter tersebut antara lain Productivity Index, kurva IPR, konduktivitas reservoir dan skin factor.
Sumur X memiliki permeabilitas batuan rata-rata sebesar 40 mD dengan porositas sebesar 26%, dan tekanan reservoir berkisar 250-340 psi. Pelaksanaan dari stimulasi hydraulic fracturing pada sumur X menggunakan jenis fluida BFFO berbahan dasar solar , dan menggunakan gelling agent HGA-70 serta menggunakan HGA-65 sebagai activator ( cross linker). Additive yang ditambahkan kedalam fluida antara lain BCL-05 sebagai corrosion inhibitor , caustic soda sebagai acid naturalizer , BIC-30 sebagai iron control, anti sludge agent menggunakan BSU-5A dan menggunakan GB-5 sebagai gell breaker,
sedangkan untuk proppant menggunakan carbolite 20/40 sebanyak 13718 lb, dan 10113 lb proppant super LC 20/40 sebagai resin coated sand dipilihnya jenis ini bertujuan untuk mencegah proppant mengalir balik ke dalam lubang sumur.
Proppant yang dipilih harus mampu menahan clossure pressure (tekanan menutup rekahan). Volume liquid yang dipompakan sebanyak 12709 galls, sedangkan banyak slurry yang dipompakan sebanyak 13681 galls.
Adapun tahap-tahap dari pekerjaan hydraulic fracturing ini meliputi : step rate test, mini frac, evalusi minifrac dan main fracturing. Tahap awal sebelum dilakukan pekerjaan stimulasi hydraulic fracturing, maka dilakukan desain perekahan awal dengan menggunakan software Meyer 3D. Asumsi yang digunakan menganggap tidak ada proppant yang settling. Hasil dari simulasi Software Meyer 3D tersebut mengindikasikan bahwa rekahan yang terbentuk, yaitu: akan menembus sejauh 11.437 m atau sepanjang 37.524 ft, tinggi rekahan total sebesar 18.151 m dan 8.159 m saat sudah terjadi clossure, dan lebar rekahan sebesar 0.7017 inch. Dimensionless Fracture Conductivity (Fcd) sebesar 10,468 dengan laju injeksi 15 bpm. Dengan berdasarkan dari komposisi desain tersebut maka selanjutnya dilakukan step rate test (test laju bertingkat). Tujuan dari test ini adalah untuk mengetahui laju injeksi pada saat batuan mulai membentuk rekahan (pecah). Step rate dilakukan dengan memompakan 125.7 bbl slick oil dengan rate pemompaan 0.7; 1; 1.2; 1.5; 1.8 bpm dalam waktu 1 menit untuk setiap rate pemompaannya, dan 2 menit untuk setiap rate pemompaan 2; 2.5; 3; 4;
6; 8; 12; 15 bpm.
Tahap selanjutnya adalah melakukan test rekahan mini ( mini frac) tujuannya dilakukannya test ini adalah untuk mengetahui besarnya leak-off formasi, sehingga pada test ini digunakan fluida yang akan digunakan pada pekerjaan perekahan yang sesungguhnya (main frac) tetapi tanpa menggunakan proppant. Fluida yang digunakan adalah BFFO dengan bahan dasar solar, sebanyak 95.82 bbl . dari hasil minifrac didapatnkan bottom hole closure pressure sebesar 1055 psi, bottom hole ISIP sebesar 1388 psi, stress gradien sebesar 0.55 psi/ft dan efisiensi fluida sebesar 11%.
Hasil dari main fracturing dengan berdasarkan prediksi rekahan dari software Meyer 3D setelah pressure matching adalah sebagai berikut : Panjang rekahan (Xf) sepanjang 10.437 m atau sama dengan 34.244 ft, tinggi rekahan sebesar 8.6077 m atau setara dengan 28.242 ft dan lebar rekahan sebesar 0.675 inch, sedangkan konduktivitas rekahan sebesar 15624 md-ft . Perbedaan parameter geometeri rekahan dari hasil desain Sofware Meyer 3D dengan parameter geometri rekahan aktual yang terjadi dilapangan disebabkan karena perekahan aktual terjadi pada kondisi nyata sesuai dengan keadaan di lapangan, sedangkan parameter hasil desain dihitungan dengan menggunakan asumsi-asumsi tertentu. Asumsi digunakan karena sifat-sifat dari batuan formasi yang akan direkahkan tidak dapat diketahui secara pasti. Interpretasi geometri rekahan dari desain dapat dilakukan dengan lebih mudah karena adanya asumsi-asumsi ini, seperti misalnya distribusi proppant yang dianggap merata diseluruh area rekahan tanpa terjadinya settling (pengendapan), aliran dianggap konstan dan lain-lain.
Panjang rekahan aktual dilapangan terlihat lebih pendek dibandingkan dengan panjang rekahan pada desain, lebar rekahan aktual juga terlihat lebih kecil dibandingkan dengan lebar rekahan pada desain Software Meyer 3D , sedangkan tinggi rekahan aktual lebih besar dibandingkan dengan rekahan pada desain.
Perbedaan-perbedaan tersebut diperkirakan karena adanya beberapa perbedaan antara pelaksanaan dilapangan dengan desain yang dibuat, seperti laju pemompaan yang tidak selalu konstan selama proses pekerjaan stimulasi Hydraulic Fracturing, tekanan injeksi permukaan yang juga tidak selalu konstan serta harga insitu stress batuan yang diambil harga rata-rata. Secara umum evaluasi geometri dapat dikatakan berhasil, karena perbedaan yang terjadi antara parameter geometri rekahan aktual dengan geomteri rekahan hasil desain Software Meyer 3D tidak terlalu besar.
Perhitungan desain geomteri rekahan dilakukan pula secara manual dengan menggunakan pendekatan metode PKN 2D. Metode tersebut menganggap bahwa panjang rekahan lebih besar dari tinggi rekahan dan memperhitungkan pengaruh fluida non-newtonian dan fluid loss. Variabel fluid loss ( Leak-off Coefficient) sangat berpengaruh, dimana semakin kecil harga parameter ini maka
akan memberikan penetrasi yang semakin dalam. Hasil perhitungan dengan metode PKN 2D secara trial and error didapatkan panjang rekahan (Xf) sebesar 21.0885 m atau setara dengan 69.19 ft, tinggi rekahan sebesar 13.7 m atau sama dengan 44.95 ft dan lebar yang didapatkan sebesar 0.472 inch. Nett pressure yang didapatkan sebesar 97.9546 psi. Desain model 3D menunjukan hasil geometri rekahan yang lebih mendekati geometri rekahan aktual dilapangan daripada parameter geomteri rekahan yang didapatkan dari metode PKN 2D. Hal ini bisa saja disebabkan karena pada model 3D xterdapat perkembangan rekahan ke arah vertikal dan memperhitungkan adanya variasi sifat fisik batuan, tidak seperti model 2D yang mengasumsikan tinggi rekahan tetap dan tidak memperhitungkan heterogenitas sifat fisik batuan.
Evaluasi produksi setelah dilakukannya pekerjaan stimulasi Hydraulic Fracturing dilakukan dengan mengevaluasi parameter-parameter seperti peningkatan laju produksi minyak (Qo), peningkatan permeabilitas batuan (k), peningkatan Indeks Produktivitas (PI) dengan metode Cinco-ley, Samaniego dan Dominique dan peningkatan PI dengan metode Prats. Serta menganalisa kurva IPR dengan menggunakan metode Vogel. Dipilihnya metode Vogel dikarenakan fluida yang di produksi merupakan fluida dengan dua fasa , yaitu liquid dan gas . Dengan Bubble Point (Pb) sekitar 230 psi.
Evaluasi Produksi terhadap peningkatan laju produksi minyak yang dihitung berdasarkan data produksinya menunjukan peningkatan laju produksi minyak sebesar 5,6 kali dari 35 BOPD sebelum dilakukan stimulasi Hydraulic Fracturing dan meningkat menjadi 197 BOPD setelah dilakukan stimulasi.
Perhitungan harga permeabilitas batuan (k) yang dilakukan dengan metode Howard and Fast juga menunjukan peningkatan sebesar 2.2 kali yaitu dari 40mD menjadi 88.95 mD jika menggunakan geometri rekahan dari hasil Software Meyer 3D , sedangkan jika menggunakan geometri rekahan hasil dari pendekatan dengan metode PKN 2D maka permabilitas meningkat dari 40mD menjadi 95.33 mD .
Untuk perhitungan kenaikan PI berdasarkan parameter geometri dari Software Meyer 3D yang dilakukan dengan menggunakan metode Cinco-ley, Samaniego dan Dominique menunjukan terjadi peningkatan sebesar 2.023 kali
dan rw’ menjadi 17.806 ft, dengan metode prats peningkatan PI sebesar 2.00 kali.
Sedangkan untuk parameter geometri rekahan dari metode PKN 2D, maka didapatkan kenaikan PI sebesar 2.337 kali dengan menggunakan metode Cinco-ley Samaniego dan Dominique dan 2.447 kali dengan menggunakan metode Prats.
Untuk peningkatan PI aktual dilapangan sebesar 5.6 kali. Metode Cinco-ley Samaniego dan Dominique mengasumsikan are pengurasan silindris, sumur cased hole, memperhitungkan permeabilitas dan konduktivitas rekahan disamping panjang rekahan, aliran fluida pseudo steady state. Perbedaan kenaikan PI antara perkiraan dan aktual yang cukup signifikan ini bisa disebabkan karena pada perkiraan banyak asumsi yang digunakan dan menyepelekan nilai dari beberapa parameter.
Dari kurva IPR , pada pwf yang sama yaitu sebesar 100 psi sebelum dilakukan stimulasi perekahan hidraulik menghasilkan 35 BOPD, setelah perekahan hidraulik menghasilkan 197 BOPD. Karena water cut (wc) pada formasi ini adalah sebesar 0%, maka Produksi total (Qt) sama dengan produksi minyak (Qo).
Terdapat perbedaan konduktivitas yang didapatkan dari simulator Meyer 3D , simulator Pipesim dan Perhitungan manual PKN 2D . Pada Simulator Meyer 3D konduktivitas sebesar 15624 mD-ft , Simulator Pipesim sebesar 4.36 mD-ft sedangkan hasil perhitungan PKN 2D sebesar 3.742 mD-ft . perbedaan yang sangat signifikan ini disebabkan karena permebilitas yang digunakan pada simulator Meyer merupakan permeabilitas proppant yang nilainya sebesar 264,62 Darcy.
Setelah sebelumnya menggunakan teori Vogel untuk membuat IPR sumur sebelum dilakukan stimulasi Fracturing , maka dilakukan pula pembuatan IPR dengan menggunakan stimulator Pipesim . Dengan menggunakan stimulator Pipesim , didapatkan IPR dengan rate produksi sumur sebelum stimulasi fracturing adalah sebesar 35 Bopd dengan pwf 180 psi
Sedangkan pada kurva IPR sumur setelah dilakukan stimulasi fracturing didapatkan rate produksi sebesar 197 Bopd sama dengan rate produksi pada data actual . maka di dapatkan perpotongan yang menunjukan half length fracture pada
keadaan actual yaitu sebesar 30.84 ft atau sepanjang 9.4 m berbeda dengan half length fracture yang didapatkan dari stimulator Meyer 3D yaitu sebesar 10.437 m.
Perbedaan ini dikarenakan Stimulator Meyer 3D banyak memakai asumsi untuk menginput data. Sehingga output nya pun terkadang tidak sesuai dengan keadaan actual. Inilah yang mendasari penggunaan simulator Pipesim untuk mendapatkan harga Half Length Fracture yang sesuai dengan keadaan actual.
Secara umum dari hasil evaluasi produksi, dengan melihat peningkatan indeks produktivitas dan terjadinya kenaikan laju produksi minyak serta melihat kurva IPR sebelum dan sesudah stimulasi perekahan hidraulik pada sumur Y, maka pekerjaan stimulasi perekahan hidraulik ini dapat dikatakan berhasil.
87
1. Dari perhitungan manual geometri rekah PKN 2D didapat 21.0885 m panjang rekahan (Xf), 13.7 m tinggi rekahan (Hf) dan lebar rekahan di muka perforasi sebesar 0,001854 m dengan konduktiviitas rekahan sebesar 10386,34 mD-ft 2. Pelaksanaan hydraulic fracturing meningkatkan permeabilitas batuan awal
sebesar 40 mD menjadi 84.013 mD sebagai permeabiitas rata-rata (Kavg) setelah perekahan dengan menggunkan geometri rekahan dari software Meyer dan 91.24 mD dengan menggunakan geomteri rekahan dengan hitungan PKN 2D.
3. Dengan Darcy’s law didapat nilai indeks produktivitas sebesar 0,178 stb/d/psi. Berdasarkan geomteri rekahan software Meyer 3D peningkatan PI dengan metode Cinco-Ley Samaniego dan Dominique peningkatan produkstivitas sebesar 2.023 kali dan dengan metode Prats sebesar 2.00 kali.
Sedangkan jika dihitung dari geomteri rekahan PKN 2D , peningkatan PI dengan metode prats sebesar 2.447 kali dan 2.336 kali dengan metode Cinco-ley Samaniego dan Dominique.
4. Adanya perbedaan cukup signifikan antara produksi aktual yang lebih besar dibandingkan peramalan produksi, bisa disebabkan saat perhitungan peramalan mengasumsikan beberapa nilai tidak sesuai dengan keadaan aktual dan karena adanya faktor skin yang belum hilang seluruhnya setelah stimulasi 5. Dengan adanya peningkatan produksi dengan Pwf yang sama sebesar 100 psi, yaitu dari 35 bopd menjadi 197 bopd setelah dilakukan stimulasi. Secara umum operasi stimulasi hydraulic fracturing pada sumur Y ini dapat dikatakan berhasil
6. Dengan menggunakan simulator Pipesim didapatkan harga Half Length Fracture dalam keadaan actual sebesar 9.4 m
87
membeli simulator dengan harga yang cukup mahal
1. Cinco-Ley, H. and Samaniego-V.,F.: “Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged Fracture Case”, paper SPE 10179.
2. Craft, B.C., Holden, W.R.,; ”Well Design Drilling and Completion”, Prentice Hall Inc., Englewood Chiffs, New Jersey, 1962.
3. Economides, J. Michael., Daniel Hill.; “Petroleum Production System”, PTR Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1994.
4. Economides, Michael J. Nolte, Kenneth G.,;“Reservoir Stimulation”, Prentice Hall, Englewood Cliffs ; New Jersey, 1989.
5. Gidley, J.L., Neely, A.B., Nierode, Dale.E., Schechter , R.S.; “Production Operations Course III Well Stimulation”, Society of Petroleum Engineers of AIME, Houston, Texas, 1977.
6. Howard, G. C., Henry L. Doherty, “Hydraulic Fracturing”, SPE of AIME, Houston, Texas, 1970.
7. McGuire, W.J. and Sikora, V.T.: “The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity”, paper SPE 1618-G.
8. Pitakbunkate, Termpan; “Incorporating Rigorous Height Determination Into Unified Fracture Design”, Texas A&M University, Texas, 2010.
9. Schechter R. S. “Oil Well Stimulation”, Prentice Hall Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 1992.
10. Tjondrodipoetro, R.B., : “Stimulation (Acidizing and Hydraulic Fracturing)”, 5 Days Course, Yayasan IATMI, Yogyakarta, 24-28 Januari 2005.
11. ; “Fracturing Post Job Report”, Bukit Apit Bumi Persada, Jakarta, 2012.