Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant

BAB III. DASAR TEORI

4.3. Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant

Bottom TVD (m)

Bottom MD (m)

Leakoof Coef.

(ft/min^1/2)

Spurt Loss (gal/100 ft^2)

Shale 572 572 0.000225 0

Sand Stone 575 575 0.02925 0

Shalysand 577 577 0.02925 0

SandStone 580 580 0.02925 0

Sandstone 582 582 0.02925 0

Sandstone 585 585 0.02925 0

Sandstone 590 590 0.02925 0

Shaly Sandstone

593 593 0.00225 0

Sandstone 596 596 0.00225 0

Shale 610 610 0.000225 0

Sumber : Di olah dari data PT. Pertamina EP Sumatera Bagian Utar

4.3. PEMILIHAN FLUIDA PEREKAH dan PROPPANT

Pemilihan fluida perekah dan proppant mengacu pada data reservoir sumur yang akan dilakukan perekahan hidrolik, agar mengantisipasi kemungkinan terjadinya kegagalan dalam program tersebut yang dapat mengakibatkan sumur tersebut tidak bisa berproduksi lagi. Dengan data resevoir yang dimiliki Sumur Y dimana temperatur reservoir sebesar 134^o F dan tekanan reservoir sebesar 300 Psi, sumur Y juga memiliki formasi yang water sensitive (sensitif terhadap air) sehingga dipergunakan jenis fluida BFFO berbahan dasar minyak (solar) dan diperkental dengan gelling agent agar tidak merusak formasi.

Fluida tersebut perlu ditambahkan x-linker untuk meningkatkan viskositas sehingga mampu membawa proppant kedalam rekahan untuk menghindari settling dan bridging (mengendap dan mampat sebelum masuk kedalam rekahan) terhadap proppant pada saat pemompaan. Pada Sumur Y digunakan x-linker BXL-3 (Borate X-Linker)

Pemilihan proppant (material pengganjal) didasarkan pada kemampuan menahan rekahan agar tetap terbuka, cocok untuk ukuran perforasi serta konduktivitas yang diinginkan. Sehingga proppant harus mampu menahan closure pressure (tidak pecah). Pada Sumur Y digunakan proppant carbolite dengan ukuran 20/40 mesh merupakan ukuran butir pasir yang digunakan artinya dapat melewati screen (saringan 0.033 in) dan tersaring oleh screen 40 mesh (0.0165 in). Ukuran proppant telah ditetapkan oleh ASTM (American Standart Testing and Material). Dengan pertimbangan bentuk yang bulat, butiran yang merata, mampu menahan tekanan sampai 10000 Psi sebelum mulai mengalami crushing (pecahnya proppant akibat stress), serta memiliki lubang pori yang baik untuk dialiri oleh fluida formasi serta menggunakan Resin Coated Sand dengan ukuran 20/40 di stage terakhir. Resin coated sand berfungsi untuk mencegah adanya flow back sand dan masuk ke dalam lubang sumur. Fluida dan additif yang digunakan dalam pekerjaan perekahan Sumur Y dapat dilihat pada Table IV-9 dibawah ini.

Tabel IV-8

Data Proppant Carbolite dan Resin Coated Sand Nama

Proppant

Ukuran Mesh

Mean Diameter

(in)

Pack Porosity

(%)

Specific Gravity

C-Lite 20/40 0.028 35 2.73

Super-LC 20/40 0.051 35 2.5

Sumber : Di olah dari data PT. Bukitapit Bumi Persada

Berikut ini adalah gambar grafik Proppant permeability plot :

Gambar 4.1

Grafik Proppant Permeability Plot

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Tabel IV-9

Data Jenis Fluida, Additive dan Proppant Sumur “Y”

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

NO MATERIAL

STEP RATE

TEST

MINI FRAC

MAIN FRAC

FLUSH

TOTAL UNIT KET

1 Solar 6265 4110 12946 1260 655 Gall PTM

2 Air Tawar - - - - 2000 Gall PTM

3 Surfactan

BSU-5A

3

2 7 - 12 Gall BBP

4 Gelling Agent

BGO LT

13 38 119 -

170

Gall BBP

5 X-Linker BXL-2 11 32 113 - 156 Gall BBP

6 Breaker GB 5 6 11 38 - 55 Gall BBP

7

Proppant 20/40

C-lite - - 16000 - 16000 Lbs BBP

8 Resin Coated RCS 20/40

- - 15000 - 15000 Lbs BBP

4.4. PELAKSANAAN PROGRAM PEREKAHAN HIDROLIK

Sebelum dilakukan perekahan hidrolik, diperlukan serangkaian studi simulasi untuk memperoleh gambaran desain perekahan yang akan dilakukan dengan pendekatan parameter reservoir dan konfigurasi sumur yang ada.

Dari hasil desain simulator dengan menggunakan Software Meyer didapat gambaran model 3 dimensi yang nantinya dapat diketahui panjang (Xf), lebar (Wo) dan tinggi (hf) rekahan yang direncanakan untuk perbandingan bentuk rekahan yang sebenarnya guna mengevaluasi desain rekahan sebelum dan sesudah pelaksanaan perekahan hidrolik.

Gambar 4.2 menunjukkan model desain perencanaan perekahan hidrolik formasi Z sumur Y lapangan X

Gambar 4.2

Desain Model Rekahan Hidrolik 3D Dengan Software Meyer

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Gambar 4.3

Kurva Tekanan Permukaan Dari Model Rekahan 3D

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Gambar 4.4

Kurva Zona Konduktivitas Model Rekahan 3D

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Setelah diperoleh model desain perekahan hidrolik, maka dilakukan perekahan hidrolik yang sebenarnya dengan desain model rekahan serta pendekatan parameter reservoir dan konfigurasi sumur yang ada.

4.4.1. Drill Pipe Pickle and Packer Test

Tahap ini adalah tahap pertama dalam pekerjaan Hydraulic Fracturing . Pada tahap ini dipompakan 6 bbl HCL 7.5% dengan 5 bbl solar sebagai displace fluid kedalam drill pipe, dimana drill pipe yang digunakan adalah berukuran 3.5”.

Pekerjaan ini dilakukan dengan tujuan membersihkan drill pipe dari kotoran yang menempel ataupun dari korosi. Setelah dilakukan pickle maka dilakukan pengecekan PH hingga menjadi netral.

Untuk Packer Test dilakukan dengan memasang packer di kedalaman 500 meter dan diberi tekanan didalam annulus sebesar 500 psi selama 5 menit.

4.4.2. Step Rate Test

Pada Step Rate Test ada dua tahap yaitu Step Up Test dan Step Down Test.

Pada Step Up Test digunakan untuk menentukan “fracture extension pressure”.

Step Down Test digunakan untuk menentukan “friction near wellbore”. Kedua tes tersebut berguna untuk mendesain suatu perencanaan proses selanjutnya.

Pada Sumur Y, step rate test dilakukan dengan menggunakan fluida dasar minyak (oil base) sebanyak 149.17 Bbl, 13 gall gelling agent, 11 Gall Crosslinker (BXL-3) yang ditambah 7.56 gall surfactant Anti Sludge Agent (BSU-5A) dengan laju injeksi (Q) bervariasi sebagai berikut : 0.7 ; 1.0 ; 1.2 ; 1.5 ; 1.8 bpm dengan interval masing-masing 1 menit , dan dilanjutkan dengan laju injeksi 2.0 ; 2.5 ; 3.0

; 4.0 ; 6.0 ; 8.0 ; 12.0 ; 15.0 bpm dengan interval 2 menit Dari step rate-step down test pada Sumur Y didapat :

 Total pump vol = 125.7 Bbl

 Maximum pressure = 1.480.00 Psi, STP

 Extension pressure = 707.081 Psi, STP 1372.44 Psi, BHP

 Closure pressure = 1002 Psi,STP

 ISIP = 668.11 Psi,STP 1333.5 Psi BHP

Closure (waktu rekahan menutup) dan extension pressure (panjang tekan rekahan) sangat penting untuk di ketahui, selain untuk mengevaluasi keberhasilan perekahan hidrolik juga sebagai gambaran perencanaan perekahan selanjutnya.

Dari kurva step rate test kita dapat mengetahui closure dan extension pressure.

Gambar 4.5 menunjukkan kurva step rate test treatment Sumur Y Lapangan Rantau

Gambar 4.5

Step Rate Test Plot Sumur Y formasi Z

Gambar 4.6

Step Rate Test Surface Pressure Sumur Y Formasi Z 4.4.3. Minifrac

Pada sumur Y minifrac dilakukan dengan menggunakan fluida yang sama dengan fluida yang akan digunakan dalam main fracturing (perekahan sebenarnya) yaitu crosslink gel dan solar sebanyak 95.82 bbl dengan laju injeksi (Q) = 15.03 bpm dengan tekanan pompa maksimal sebesar 1466 psi. Hasil dari minifrac menunjukan clossure pressure sebesar 1055 psi, 53 psi lebih besar dari hasil step rate test. Bottom hole ISIP sebesar 1388 psi. Gambar 4.8 menunjukkan kurva minifrac tekanan bawah permukaan dan laju pemompaan.

Gambar 4.7

Minifrac Plot Sumur X Formasi Z

4.4.4. Main Fracturing Job

Main frac adalah langkah akhir yang dilakukan pada saat pelaksanaan perekahan hidrolik dan merupakan proses utama dalam pelaksanaan operasi ini, dimana pada proses ini dipompakan fluida perekah bersama-sama dengan proppant. Main fracturing job dilakukan dengan menggunakan fluida perekah oil base gel BFFO dan proppant 20/40 Carbolite sebanyak 12.800 lbs sand dan 15.000 lbs 20/40 Resin Coated Sand dan resin coated Sand konsentrasi 6 ppa dengan rate pompa 15 bpm.

disamping itu main frac sangat berpengaruh bagi peningkatan laju produksi yang menyatakan tingkat keberhasilan dari perekahan hidrolik. Seperti yang sudah direncanakan sebelumnya, main frac yang dilakukan pada Sumur Y menggunakan oil base gell yang ditambahkan beberapa additif berupa crosslinker (BXL-3) dan breaker (GB-5) sebagai pengental dan pemecah ikatan rantai fluida perekah dengan ukuran proppant 20/40 mesh. Setelah dilakukan desain seperi Gambar 4.2 dapat diperkirakan rekahan yang akan terbentuk. Berikut ini adalah

grafik output dari job fracturing yang telah dilaksanakan beserta model rekahan yang sudah terbentuk berdasarkan simulator

Gambar 4.8

Model Rekahan Hidrolik 3D Dengan Software Meyer

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Gambar 4.9

Kurva Tekanan Permukaan Dari Model Rekahan 3D

(PT.Bukitapit Bumi Persada)

Gambar 4.10

Kurva Zona Konduktivitas Model Rekahan 3 D

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Berikut ini adalah rangkaian sekematik pelaksanaan perekahan hidrolik Sumur Y formasi Z Lapangan X , Sumbagut.

Gambar 4.11

Rangkaian Peralatan Fracturing Sumur Y

(PT. Bukitapit Bumi Persada)

Sehingga dari hasil data rekahan secara aktual yang sudah terbentuk didapatkan

 Tinggi rekahan (hf) = 28.2152 ft

 Panjang rekahan satu sayap (X_f) = 34.2421 ft

 Lebar rekahan rata-rata (Wf) = 0,67 in

 Konduktivitas rekahan (Wkf) = 15624 mD-ft

4.5. EVALUASI KEBERHASILAN PEREKAHAN HIDROLIK

Evaluasi yang dilakukan terhadap stimulasi perekahan hidrolik pada Sumur Y, meliputi evaluasi geometri rekahan dengan model PKN, faktor skin (s), peningkatan permeabilitas rata-rata (Kavg), penentuan kenaikan productivity index (PI) dengan metode Prats dan metode Cinco-Ley and Samaniego dan menentukan kinerja aliran fluida dari formasi ke lubang sumur yang ditunjukkan dengan kurva IPR.

4.5.1. Evaluasi Geometri Rekahan

Dalam melakukan evaluasi terhadap desain stimulasi perekahan hidrolik, parameter yang dibandingkan adalah dimensi (geometri) rekahan yang terbentuk (panjang, lebar dimuka perforasi, tinggi serta konduktivitas rekahan). Setelah kita melakukan pengamatan terhadap hasil desain dan kondisi aktual berdasarkan software Meyer, maka didapat perbandingan antara desain dengan aktual dari stimulasi perekahan hidrolik Sumur Y

Tabel IV-10

Geometri Rekahan Berdasarkan Software Meyer

Parameter Unit

SUMUR Y

Desain Aktual

Panjang rekahan (Xf) Ft 39.0978 34.2421

Lebar rekahan (Wo) In 0.71017 0.67454

Tinggi rekahan (h_f) Ft 26.7697 28.2152

Konduktivitas rekahan (W_kf) mD-ft 16335 15624 Sumber : Di olah dari data PT. Bukitapit Bumi Persada

Tabel IV-11

Data Properties Fluida Perekah Sumur Y

Parameter Data Field Unit Konversi

Young modulus (E) 135000 psi 5.52 x 10⁹pa

Poison ratio 0.2

N’ base gel 0.2091

K’ base gel 0.905

Laju injeksi (qi) 15 BPM 0.0398 m³/detik Waktu treatment total (Tt) 22.984 Menit 1379.04 detik

Spurt loss (Sp) 0 gal/ft² 0 gal/ft²

Koeff leak-off total (Cl) 0.02925 ft/menit^1/2 1.15x10^-3 m/detik^1/2 Sumber : Di olah dari data PT. Bukitapi Bumi Persada

Menentukan tinggi rekahan (Hf) dengan menggunakan persamaan :

1 metode PKN adalah sebagai berikut :

1. Menghitung Plain Strain Modulus (E’) dengan persamaan:



^{1 2}



3. Menghitung lebar rekahan di muka perforasi (Wo) dengan persamaan :

4. Menghitung lebar rekahan rata-rata (W_kf) W_kf = 0,2  Wo

Dengan menggunakan Tabel harga fungsi untuk persamaan Mark-Langenheim untuk term fluid loss pada lampiran, maka untuk harga  =

0.9085626 didapatkan harga _



6. Menghitung harga Xf(iterasi+1) :

7. Menghitung error (kesalahan) dengan persamaan sebagai berikut : Error = Xf(iterasi+1) - Xf(iterasi)

= 20.312327 – 80 = -59.68769 m

Bila didapat harga error > 0.0001, maka perhitungan diulang kembali dengan mempergunakan harga Xf(iterasi+1) sebagai harga X_f(iterasi). Demikian seterusnya sampai didapat harga error  0.0001. Hasil dari perhitungan

8. Selanjutnya menghitung Pnet berdasarkan persamaan : P_net = Pf =

 

Tabel IV-12

Perhitungan Metode PKN 2 Dimensi Sumur Y Secara Trial Error

X_finterasi W_o W_f Β X_finterasi + 1

80 0.0331257 0.0331257 9.7709735 10.0832452 20.3123127 50 0.0272744 0.0272744 11.8671852 12.4414833 20.6358007 20 0.0186722 0.0186722 17.3343731 18.5920697 21.1113731 21.0000 0.0190527 0.0190527 16.9881354 18.2025523 21.0903339 21.0080 0.0190557 0.0190557 16.9854599 18.1995424 21.0901680 21.0800 0.0190827 0.0190827 16.9614449 18.1725255 21.0886764 21.0869 0.0190853 0.0190853 16.9591495 18.1699432 21.0885336 21.0885 0.0190859 0.0190859 16.9586174 18.1693446 21.0885005 21.0885 0.0190859 0.0190859 16.9586173 18.1693444 21.0885005

Error ^{Pnet , Pa Pnet, psi}

-59.6876873 1172183.4603048 170.0111447 -29.3641993 965129.7538726 139.9804892

1.1113731 660731.9140793 95.8312354

0.0903339 674198.3889889 97.7843859

0.0821680 674304.5873167 97.7997887

0.0086764 675259.3068161 97.9382593

0.0016336 675350.7002860 97.9515149

0.0000005 675371.8904696 97.9545882

0.0000000 675371.8970914 97.9545892

Tabel IV-13

Hasil Perhitungan Rekahan Model PKN 2 Dimensi

Parameter Hasil

Panjang rekahan (Xf) 21.0885 m Lebar rekahan (W_o) 0.0190859 m = 0.752 in Lebar rekahan rata-rata (Wf) 0.0119859 m = 0.471 in



 



 2 1

) ( 2)

exp( 

 

 erfc

Tabel IV-13

Hasil Perhitungan Rekahan Model PKN 2 Dimensi (Lanjutan)

Parameter Hasil

Tinggi rekahan (hf) 13.7 m = 44.95 ft

P net 97.955 Psi

Dari model rekahan secara aktual dan perhitungan model rekahan 2 dimensi menunjukkan bahwa dapat dikatakan model rekahan yang terbentuk adalah model rekahan PKN karena Xf >>hf.

4.5.2. Evaluasi Permeabilitas Rata-rata (Kavg)

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 (W_o) = 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 (F_CD)

f

dapat dicari dengan menggunakan persamaan : xXf

rw'0.52

ft x

rw'0.52 34.24417.806

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 69.1929.75

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 q_o 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

Perhitungan desain geomteri rekahan dilakukan pula secara manual