Kajian Penerapan Stimulasi Hydraulic Fracturing Pada Sumur T-XX Field Tanjung - Pertamina EP Asset 5

(1)

KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA KAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC FRACTURING PADA

SUMUR T-XX

SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - FIELD TANJUNG - PERTAMINA EP PERTAMINA EP ASSET 5ASSET 5

SKRIPSI SKRIPSI Disusun Oleh : Disusun Oleh : MIFTACHUL REZA MIFTACHUL REZA 113110002 113110002

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA YOGYAKARTA

2015 2015

(2)

i

SUMUR T-XX

SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PFIELD TANJUNG - PERTAMINA EP ASSERTAMINA EP ASSET 5ET 5

SKRIPSI SKRIPSI

Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk

Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk MemperoMemperoleh Gelar Sarjana leh Gelar Sarjana PadaPada Kurikulum Program Studi Teknik

Kurikulum Program Studi Teknik PerminyakaPerminyakan Fakultas Teknologi Mineraln Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

Disusun Oleh : Disusun Oleh : MIFTACHUL REZA MIFTACHUL REZA 113110002 113110002

PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL“VETERAN”

“VETERAN”

YOGYAKARTA

2015

(3)

ii

PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH

Saya yang bertanda tangan dibawah ini, Nama : MIFTACHUL REZA NIM : 113110002

Menyatakan bahwa judul dan keseluruhan isi dari skripsi ini adalah asli karya ilmiah saya. Selama penyusunan karya ilmiah ini, saya selalu berkonsultasi dengan dosen pembimbing hingga menyelesaikan karya ilmiah ini, tidak melakukan penjiplakan (plagiasi) terhadap karya orang atau pihak lain baik karya lisan ataupun tulisan, baik secara sengaja atau tidak disengaja.

Apabila dikemudian hari terbukti bahwa skripsi saya mengandung unsur penjiplakan (plagiasi) dari karya orang atau pihak lain, maka sepenuhnya menjadi tanggung jawab saya. Oleh karena itu saya bersedia bertanggungjawab secara hukum dan bersedia dibatalkan/dicabut gelar kesarjanaan saya oleh Otoritas/Rektor Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta dan diumumkan kepada khalayak ramai.

Yogyakarta, Maret 2015

Miftachul Reza

Nomor Telepon/HP : 085725115223

(4)

iii

SUMUR T-XX

SUMUR T-XX FIELD TANJUNG - PFIELD TANJUNG - PERTAMINA EP ASSERTAMINA EP ASSET 5ET 5

SKRIPSI SKRIPSI

Disetujui Untuk

Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta Oleh Dosen Pembimbing :

Pembimbing

Pembimbing I I Pembimbing Pembimbing IIII

(

(5)

iv

KATA PENGANTAR KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Allah SWT yang telah memberikan kekuatan kepada Penyusun dan karena rahmat, taufik serta hidayah-Nya pula sehingga Penyusun dapat menyelesaikan Skrisi ini dengan judul “KAJIAN PENERAPAN STIMULASIKAJIAN PENERAPAN STIMULASI HYDRAULIC

HYDRAULIC FRACTURING FRACTURING PADA PADA SUMUR SUMUR T-XX T-XX FIELD FIELD TANJUNGTANJUNG” di

PERTAMINA EP ASSET 5 _Lapangan _{Tanjung, Kalimantan Selatan, Skripsi ini ditulis}

berdasarkan data lapangan, teori di perkuliahan dan literatur yang berkaitan dengan judul Skripsi.

Skripsi ini disusun untuk memenuhi salah satu syarat guna mendapatkan gelar Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

Dalam kesempatan ini Penyusun mengucapkan terima kasih kepada :

1. Prof. Dr. Ir. Sari Bahagiarti, M.Sc. Selaku Rektor Universitas Pembangunan Nasional ”Veteran” Yogyakarta.

2. Dr. Ir. Hj. Dyah Rini R, MT., selaku Dekan Fakultas Teknologi Mineral UPN ”Veteran” Yogyakarta.

3. Dr. Ir. H. KRT. Nur Suhascaryo, MT., selaku Ketua Program Studi Teknik Perminyakan UPN ”Veteran” Yogyakarta, Dosen Wali dan Pembimbing I. 4. Ir. Suwardi. MT., selaku Pembimbing II.

5. Bapak Lukman Akhmadi selaku pembimbing lapangan di PT. PERTAMINA EP Asset 5.

6. Semua pihak yang telah membantu penyusunan Skripsi ini yang tidak bisa saya sebutkan satu per satu.

Akhir kata semoga Skripsi ini dapat bermanfaat bagi Penyusun dan semua pihak. Aamiin

Yogyakarta, Maret 2015

(6)

v

HALAMAN PERSEMBAHAN HALAMAN PERSEMBAHAN

Skripsi ini saya persembahkan sebagai ucapan terima kasih dan rasa syukur kepada :

 Allah SWT yang telah memberi saya kesempatan untuk mendalami dunia ilmu

pengetahuan, dan atas kesehatan yang diberikan-Nya saya mampu menyelesaikan Tugas Akhir ini.

 Nabi Muhammad SAW, suri tauladan bagi kita semua.

 Kedua Orang Tuaku yang selalu mendoakan dan menyayangi serta

memberikan dukungan, Kakak yang selalu memberikan nasehat dan buat Adikku yang akan selalu ku lindungi sampai kapanpun, kalian adalah nyawaku...

 Mas Irdham dan Mbak Sovi yang telah memberikan tempat serta bantuan

selama melaksanakan Skripsi ini, Terima Kasih.

 Saudaraku ikhwan dan akhwat MPE atas segala kerja keras dan konsistensinya

dalam memajukan dakwah ini. Tetap semangat dan pantang menyerah, Allahu Akbar !!!

 Terimakasih untuk Kawan-kawan Diamond Bit 2011, serta Kakak-kakak

senior yang telah memberikan masukan dan saran dalam menyelesaikan Skripsi ini.

 Untuk semua pihak yang belum bisa tersebut dalam tulisan ini terimakasih atas

segala dukungan dan do’anya

 Terima kasih semuanya, do’a dan dukungan kalian sangat berharga, sukses

(7)

vi

RINGKASAN RINGKASAN

Sumur T-XX zone Y Lapangan Tanjung merupakan sumur pengembangan yang dibor dengan target reservoar batupasir, mempunyai permeabilitas kecil 8,4 mD dengan produksi total fluida 220 BFPD, produksi minyak 48 BOPD dan WC 78 % dengan tekanan reservoir 915 psi, sehingga menjadi alasan untuk dilakukan stimulasi perekahan hidraulik. Kajian stimulasi perekahan hidraulik sumur T-XX ini meliputi evaluasi project yaitu membandingkan antara desain awal dengan aktual menggunakan software FracCADE P3D, evaluasi perhitungan manual geometri rekahan PKN (Perkins, Kern (ARCO) & Nordgren) 2D secara trial dan error karena mempertimbangkan nilai permeabilitas yang kecil yaitu 8,4 mD, sehingga diharapkan dapat mencapai half length yang panjang dan evaluasi produksi yaitu evaluasi data laju produksi minyak (Qo) sebelum dan sesudah perekahan, evaluasi peningkatan permeabilitas batuan rata-rata, evaluasi peningkatan productivity index (PI). Kriteria keberhasilan stimulasi perekahan hidraulik ini ditunjukkan dengan adanya peningkatan dari parameter-parameter tersebut setelah perekahan.

Hasil geometri rekahan dengan perhitungan manual yang memperhitungkan pengaruh fluida non-newtonian dan fluid loss. Hasil perhitungan dengan metode PKN 2D secara trial dan error didapatkan panjang rekahan (Xf ) = 33,85 m = 111,07 ft, lebar maksimum di muka perforasi (w(0)) = 0,04 m = 1,85 inch, lebar rekahan rata-rata (

_

w) = 0,02 m = 1,16 inch dan tinggi rekahan (hf ) = 25 m = 82,02 ft. Peningkatan permeabilitas, dari 8,4 mD menjadi 369,87 mD, sehingga akan didapatkan permeabilitas rata

–

rata dari formasi sebesar 36,63 mD, peningkatan PI dengan berbagai metode, serta peningkatan laju produksi fluida total (Qf) dan laju produksi minyak (Qo) pada pwf yang sama sebesar 233,59 psi sebelum perekahan hidraulik menghasilkan laju produksi fluida total (Qf) 220 BFPD dan laju produksi minyak (Qo) 48 BOPD, setelah perekahan hidraulik menghasilkan Qf 459,4 BFPD dan menghasilkan Qo sebesar 183,4 BOPD, pada Pwf yang sama juga 233,59 psi.

(8)

vii DAFTAR ISI DAFTAR ISI Halaman Halaman HALAMAN JUDUL ... HALAMAN JUDUL ... ... ii PERNYATAAN KEASLIAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH KARYA ILMIAH ... ... iiii HALAMAN PENGESAHAN ... HALAMAN PENGESAHAN ... ... iiiiii KATA KATA PENGANTAR PENGANTAR ... ... iviv HALAMAN PERSEMBAHAN ... HALAMAN PERSEMBAHAN ... ... vv RINGKASAN ... RINGKASAN ... . vivi DAFTAR DAFTAR ISI ISI ... ... viivii DAFTAR DAFTAR GAMBAR GAMBAR ... .. xx DAFTAR TABEL DAFTAR TABEL ... ... xiixii BAB BAB I. I. PENDAHULUAN PENDAHULUAN ... 1... 1

1.1. Latar Belakang ... 1

1.2. Tujuan ... 2

1.3. Ruang Lingkup Skripsi ... 2

1.4. Tempat Pelaksanaan dan Waktu Skripsi ... 2

1.5. Metodologi Pelaksanaan Skripsi ... 3

1.6. Sistematika Penulisan ... 3

BAB II. BAB II. TINJAUAN UTINJAUAN UMUM LAPANGAN MUM LAPANGAN TANJUNG TANJUNG ... ... 44 2.1. Keadaan Geologi Lapangan Tanjung ... 5

2.1.1. Stratigrafi Lapangan Tanjung ... 5

2.1.2. Struktur Geologi Lapangan Tanjung ... 6

2.2. Kondisi Reservoir ... 9

2.3. Sejarah Produksi dan Pengembangan Lapangan Tanjung ... 12

2.4. Sejarah Sumur Kajian ... 14

BAB III. DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK BAB III. DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK ... ... 1616 3.1. Mekanika Batuan ... 17

3.2. Fluida Perekah ... 22

3.2.1. Mekanika Fluida Hydraulic Fracturing. ... 23

3.2.1.1. Rheologi Fluida Perekah ... 23

3.2.1.2. Leak-Off ... 26

3.2.1.3. Hidrolika Fluida Perekah ... 27

3.2.2. Fluida Dasar dan Additive ... 30

3.3. Material Pengganjal (Proppant) ... 39

3.3.1. Jenis Proppant ... 39

(9)

viii DAFTAR ISI DAFTAR ISI (lanjutan) (lanjutan) Halaman Halaman 3.3.3. Konduktivitas Proppant ... 41 3.3.4. Transportasi Proppant ... 42

3.4. Model Geometri Perekahan ... 43

3.5. Perencanaan Stimulasi Hydraulic Fracturing ... 50

3.5.1. Mini Fall Off Test ... 50

3.5.2. Step Rate Test ... 50

3.5.3. Calibration Injection………₅₀

3.5.4. MainFRAC ... 51

3.6. Analisa Tekanan Perekahan Hidraulik ... 51

3.6.1. Tekanan Injeksi ... 51

3.7. Evaluasi Hasil Hydraulic Fracturing ... 52

3.7.1. Permeabilitas Formasi Rata-Rata ... 53

3.7.2. Indeks Produktivitas ... 54

3.7.2.1. Metode Prats ... 54

3.7.2.2. Metode McGuire dan Sikora ... 55

3.7.2.3. Metode Cinco-Ley, Samainego dan Dominique .. 57

3.7.2.4. Metode Tinsley dan Soliman ... 59

3.7.2.5. Metode Darcy ... 60

3.7.3. Analisa Kelakuan Aliran dengan Kurva IPR dengan Metode Pudjo Sukarno 3 Fasa ... 61

3.8. Pengenalan Program FracCADE ... 64

3.8.1. Design ... 64

3.8.1.1. General Input (Pemasukan Data) ... 64

3.8.1.2. Pump Schedule (PSG) ... 65

3.8.1.3. PropFrac Placement ... 65

3.8.1.4. Alogaritma ... 66

BAB IV. EVALUASI PEREKAHAN HIDRAULIK SUMUR T-XX BAB IV. EVALUASI PEREKAHAN HIDRAULIK SUMUR T-XX LAPANGAN TANJUNG ... LAPANGAN TANJUNG ... .. 6969 4.1. Alasan Dilakukan Perekahan Hidraulik ... 69

4.2. Preparasi Data Awal ... 69

4.3. Perencanaan Pekerjaan Perekahan Hidraulik ... 74

4.3.1. Pemilihan Fluida Perekah dan Proppant ... 74

4.3.2. Hasil Desain dan Simulasi Pengerjaan ... 75

4.4. Pelaksanaan Perekahan Hidraulik ... 77

4.4.1. Mini Fall Off Test ... 78

4.4.2. Step Rate Test ... 79

4.4.3. Calibration Injection (MiniFRAC) ... 83

4.4.4. Analisa G-Function Plot ... 84

4.4.5. DataFRAC Pressure Matching ... 85

(10)

ix DAFTAR ISI DAFTAR ISI (lanjutan) (lanjutan) Halaman Halaman 4.4.7. MainFRAC ... 88

4.5. Evaluasi Keberhasilan Hydraulic Fracturing ... 91_{4.5.1. Evaluasi Project ... 91}

4.5.2. Perhitungan Geometri Rekahan ... 93

4.5.3. Peningkatan Permeabilitas……… 97

4.5.4. Evaluasi Produksi ... 98

4.5.4.1. Perkiraan Peningkatan Indeks Produktivitas (PI) . 99 4.5.4.2. Kurva IPR (Inflow Performance Relationship) .... 104

4.5.4.3. Analisa Keekonomian Sederhana Sumur T-XX ... 112

BAB V. BAB V. PEMBAHASAN PEMBAHASAN ... ... 114114 BAB BAB VI. VI. KESIMPULAN KESIMPULAN ... ... 119119 DAFTAR DAFTAR PUSTAKA ....PUSTAKA ... ... 121121 DAFTAR DAFTAR SIMBOL...SIMBOL... ... 122122 LAMPIRAN A LAMPIRAN A (PROFIL SUMUR). ...(PROFIL SUMUR). ... 124... 124

LAMPIRAN B (PERHITUNGAN MANUAL LAMPIRAN B (PERHITUNGAN MANUAL GEOMETRI)...GEOMETRI)... 126... 126

(11)

x

DAFTAR GAMBAR DAFTAR GAMBAR

Halaman Halaman

Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5 ... 4

Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Cekungan Barito ... 5

Gambar 2.3. Peta Penyebaran Struktur Lapangan Tanjung Raya ... 7

Gambar 2.4. Peta Cekungan Wilayah Kalimantan... 8

Gambar 2.5. Data Produksi Sumur T-XX ... 15

Gambar 3.1. Skematik Proses Stimulasi Hydraulic Fracturing ... 16

Gambar 3.2. Skematik Normal Stress dan Shear Stress ... 17

Gambar 3.3. Elemen Tegangan dan Bidang Rekahan... 18

Gambar 3.4. Penggambaran Mengenai Efek Poisson ... 19

Gambar 3.5. Grafik Hubungan Stress vs Strain ... 20

Gambar 3.6. Jenis-jenis Arah Rekahan ... 22

Gambar 3.7. Harga Shear Rate vs Shear Stress pada Fluida Newtonian dan Fluida Non-Newtonian ... 24

Gambar 3.8. Petunjuk Pemilihan Fluida Perekah untuk Sumur Minyak ... 33

Gambar 3.9. Skematik Model Carter ... 44

Gambar 3.10. Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan Menurut Metode PKN 2D ... 45

Gambar 3.11. Skematik dari Pengembangan Linier Perekahan Menurut Metode KGD 2D ... 46

Gambar 3.12. Grafik Pola Tekanan pada Hydraulic Fracturing ... 51

Gambar 3.13. Discontinous Radial Permeability ... 54

Gambar 3.14. Grafik McGuire-Sikora untuk Menunjukkan Produktivitas dari Perekahan ... 56

Gambar 3.15. Grafik Hubungan Antara r w’ dan Fcd... 58

Gambar 3.16. Kurva Kenaikan Produktivitas untuk (hf/h)=0,9 ... 60

(12)

xi DAFTAR GAMBAR DAFTAR GAMBAR (lanjutan) (lanjutan) Halaman Halaman

Gambar 4.1. Hasil Geoemtri Perekahan Simulasi FracCADE Sumur T-XX .. 77

Gambar 4.2. Grafik Mini Fall Off Test T-XX ... 78

Gambar 4.3. Step Rate Test Analysis T-XX ... 80

Gambar 4.4. Step Up Rate Test Analysis T-XX ... 81

Gambar 4.5. Step Down Rate Test Analysis T-XX ... 82

Gambar 4.6. Calibration Injection T-XX ... 83

Gambar 4.7. G-Function Plot Analysis ... 84

Gambar 4.8. DataFRAC Pressure Matching ... 85

Gambar 4.9 Hasil desain Ulang dari Simulasi Software FracCADE ... 87

Gambar 4.10. Grafik MainFRAC Actual Treatment ... 89

Gambar 4.11. Grafik MainFRACPressure Matching ... 90

Gambar 4.12. Kurva IPR Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing ... 107

Gambar 4.13. Kurva IPR Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing... ... 110

Gambar 4.14. Kurva IPR Gross Sumur T-XX Sebelum dan Setelah Hydraulic Fracturing ... 111

Gambar 4.15. Kurva IPR Net Oil Sumur T-XX Sebelum dan Setelah Hydraulic Fracturing ... 111

Gambar A.1. Profil Sumur T-XX ... 124

(13)

xii DAFTAR TABEL DAFTAR TABEL

Halaman Halaman

Tabel II-1. Karakteristik Reservoir Lapangan Tanjung ... . 9

Tabel III-1. Persamaan-persamaan untuk Mencari Panjang Rekahan L, Lebar Rekahan Maksimum w, dan Tekanan Injeksi p, dan dianggap Laju Injeksi Konstan... 47

Tabel III-2. Harga C1 sampai C6 Pada Tabel III-1. ... 47

Tabel III-3. Harga Fungsi untuk Persamaan Mark-Langenheim untuk Term Fluid Loss ... 49

Tabel III-4. Tabel Konstanta Cn untuk Masing-masing An ... 62

Tabel IV-1. Data Reservoir Sumur T-XX Lapangan Tanjung ... 70

Tabel IV-2. Data Komplesi Sumur T-XX Lapangan Tanjung ... . 70

Tabel IV-3. Data Test Produksi sebelum Perekahan Sumur T-XX ... 71

Tabel IV-4. Data Perforasi Sumur T-XX... 71

Tabel IV-5. Data Mekanik Formasi Batuan Sumur T-XX ... 72

Tabel IV-6. Data Formation Transmissibility Properties Sumur T-XX ... 73

Tabel IV-7. Data Komposisi Fluida Perekah dan Proppant pada Sumur T-XX . 75 Tabel IV-8. Treatment Schedule untuk Desain ... 76

Tabel IV-9. Desain Geometri Rekahan Awal Sumur T-XX ... 77

Tabel IV-10. Treatment Schedule untuk Desain Ulang ... 86

Tabel IV-11. Geometri Rekahan Setelah Desain Ulang ... . 87

Tabel IV-12. Geometri Rekahan MainFRAC ... . 91

Tabel IV-13.Geometri Rekahan Berdasarkan Software FracCADE dan Actual Design ... 92

Tabel IV-14. % Besar Perbedaan Perhitungan Software dan Actual Design ... . 92

Tabel IV-15. Data Sumur T-XX untuk Perhitungan Geometri Perekahan Metode PKN 2D ... ... 93

Tabel IV-16. Hasil Perhitungan Manual PKN 2D ... ... 96

Tabel IV-17. Perbandingan Hasil Aktual MainFRAC dengan Perhitungan Geometri Rekahan Metode PKN 2D………..₉₇

(14)

xiii DAFTAR TABEL DAFTAR TABEL (lanjutan) (lanjutan) Halaman Halaman Tabel IV-18. Hasil Desain Aktual Geometri Rekahan T-XX ... .. 97 Tabel IV-19. Data Produksi Sumur T-XX Sebelum Hydraulic Fracturing ... .. 104 Tabel IV-20. Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Sebelum

Hydraulic Fracturing ... .. 106 Tabel IV-21. Data Produksi Sumur T-XX Setelah Hydraulic Fracturing ... .. 107 Tabel IV-22. Hasil Perhitungan Laju Alir Sumur T-XX Setelah

Hydraulic Fracturing... 110 Tabel IV-23. Biaya Pekerjaan Hydraulic Fracturing Sumur T-XX ... .. 113

(15)

1 BAB I BAB I PENDAHULUAN PENDAHULUAN 1.1.

1.1.Latar BelakangLatar Belakang

Saat ini industri perminyakan dapat dikatakan sebagai salah satu industri yang sangat vital terhadap berbagai bidang dalam kehidupan masyarakat luas. Perubahan harga minyak dunia sangat berpengaruh terhadap ekonomi global. Dapat dikatakan hampir semua industri bergantung pada industri perminyakan.

Industri perminyakan merupakan industri strategis yang terus mengalami perkembangan pesat. Walaupun harga minyak mentah dunia terus melambung, ternyata bahan bakar fosil ini tetap menjadi pilihan utama untuk memenuhi kebutuhan energi manusia. Hal ini tentu menjadi pendorong semakin majunya bisnis industri perminyakan. Bahkan ditunjang dengan inovasi teknologi perminyakan yang semakin canggih, baik di bidang eksplorasi maupun

eksploitasi, bisnis ini menjanjikanmargin profit yang semakin menggiurkan. Berbagai teknologi dan skenario telah ditemukan dan dikembangkan dalam kegiatan eksplorasi dan mengeksploitasi minyak semaksimal mungkin. Salah satunya adalah rencana pengembangan lapangan (Plan of Development). POD bertujuan untuk memaksimalkan perolehan margin profit dari perusahaan minyak melalui peningkatan produksi. Perekahan hidraulik (hydraulic fracturing ) adalah bagian dari rencana pengembangan lapangan yang dilakukan untuk merangsang produksi ( stimulation).

Perekahan Hidraulik merupakan proses pembuatan sistem rekahan sebagai media mengalirnya fluida hidrokarbon pada formasi produktif yang berpermeabilitas rendah, dalam rangka meningkatkan efek konduktivitas antara formasi dengan sumur. Perekahan hidraulik pertama kali digunakan dalam industri pada awal 1903-an di Amerika Serikat dan baru dikembangkan pada 1948. Kemudian diaplikasikan secara komersial pada 1949 dan segera diadaptasi

(16)

2

oleh banyak perusahaan migas karena terbukti mampu meningkatkan jumlah produksi.

Tujuan utama yang ingin dicapai dengan melakukanhydraulic fracturing

yaitu memperbaiki kapasitas alir fluida di sekitar lubang sumur dan membuka jalan bagi hidrokarbon untuk dapat mengalir lebih mudah ke dalam lubang sumur

melalui permeabilitas rekahan yang telah terbentuk (K f ).

1.2. 1.2.TujuanTujuan

Pelaksanaan Skripsi bertujuan:

1.Memenuhi mata kuliah Skripsi yang merupakan persyaratan wajib bagi mahasiswa dalam memperoleh gelar Sarjana (S-1).

2.Mengaplikasikan ilmu-ilmu yang selama ini telah diperoleh di kampus untuk diterapkan di dunia kerja yang sebenarnya.

3.Mengevaluasi dan merencanakan suatu pekerjaan perekahan hidraulik berdasarkan perhitungan secara manual dan berdasarkan hasil perhitungan

software.

4.Memahami budaya kerja di lingkungan industri migas. 1.3.

1.3. Ruang Ruang Lingkup Lingkup SkripsiSkripsi

Pertamina EP Asset 5 memiliki tiga lapangan yang terletak di Kalimantan Timur. Dalam Skripsi ini akan dipelajari mengenai proses produksi, kerja ulang, dan evaluasi dari sumur yang terletak pada salah satu lapangan tersebut (Lapangan Tanjung, Kalsel). Sumur yang menjadi fokus disini adalah sumur T-XX yang merupakan bagian dari skenario sumur pengembangan dimana berdasarkan data dari sumur-sumur sebelumnya, didapati problem permeabilitas yang kecil sehingga perlu dijalankan program stimulasi berupa perekahan hidraulik sebelum diproduksikan untuk menanggulangi masalah tersebut.

1.4.

1.4. Tempat Tempat PelaksanPelaksanaan aan dan Waktu dan Waktu SkripsiSkripsi

Penulis mendapatkan kesempatan untuk melaksanakan Skripsi di Kantor Pertamina EP Asset 5, Menara Standard Chartered Lt.23-25, Jl. Prof. Dr. Satrio

(17)

3

No.164, Jakarta Selatan selama satu setengah bulan mulai dari tanggal 10 November

–

31 Desember 2014.

1.5.

1.5. MetodologMetodologi Pelaksanai Pelaksanaan Skran Skripsiipsi

Selama melaksanakan Skripsi, metode yang dipergunakan yaitu mengumpulkan data-data yang diperlukan meliputi data reservoir, data produksi, well history, proposal dan post job report, dan lain-lain. Disamping itu, penulis juga memperoleh informasi dari diskusi yang dilakukan dengan pembimbing serta

engineer dari divisi-divisi yang menangani sumur-sumur tersebut sehingga didapatkan pengetahuan yang aplikatif tentang materi yang didapatkan di bangku kuliah. Studi literatur di perpustakaan juga dilakukan untuk mendapatkan dasar teori yang dibutuhkan. Kemudian dari data-data dan informasi tersebut dilakukan analisis dan pemberian rekomendasi terhadap pelaksanaan perekahan hidraulik berikutnya.

1.6

1.6 Sistematika Sistematika PenulisanPenulisan

Laporan Skripsi ini diawali dengan Bab I yang berisi tentang latar belakang, tujuan pelaksanaan,, ruang lingkup, pelaksanaan dan tempat Skripsi serta metodologi penelitian, dan sistematika penulisan. Pada Bab II akan dibahas mengenai tinjauan lapangan yang menjadi obyek lokasi penelitian Skripsi.

Pada Bab III akan dibahas teori-teori mengenai perekahan hidraulik. Permasalahan produksi, evaluasi perekahan hidraulik di Sumur T-XX yang menjadi obyek acuan, serta evaluasi dan pembahasan perekahan hidraulik yang akan dipaparkan pada Bab IV dan Bab V, sedangkan beberapa penarikan kesimpulan dari keseluruhan materi Skripsi akan disajikan pada Bab VI.

(18)

4 BAB II BAB II

TINJAUAN UMUM LAPANGAN TANJUNG TINJAUAN UMUM LAPANGAN TANJUNG

Lapangan Tanjung adalah salah satu lapangan milik Daerah Operasi PT Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung). Secara geografis Daerah Operasi PT Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung) terletak di Kabupaten Tabalong, Provinsi Kalimantan Selatan, tepatnya sekitar 240 km Timur Laut kota Banjarmasin atau berjarak kurang lebih 240 km dari kota Balikpapan-Kalimantan Timur. Peta Lokasi Lapangan Tanjung Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung) ditampilkan pada Gambar 2.1.Gambar 2.1.

Gambar 2.1. Gambar 2.1.

Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5 Peta Lokasi Lapangan Tanjung Pertamina EP Asset 5(6)(6)

Tanjung Tanjung

Balikpapan Balikpapan

(19)

5

2.1. Keadaan Geologi Lapangan Tanjung 2.1. Keadaan Geologi Lapangan Tanjung 2.1.1. Stratigrafi Lapangan Tanjung 2.1.1. Stratigrafi Lapangan Tanjung

Urut-urutan pengendapan batuan stratigrafi Lapangan Tanjung sesuai dengan stratigrafi Cekungan Barito dari yang berumur tua hingga yang berumur muda adalah sebagai berikut :

Kolom Stratigrafi Cekungan Barito Kolom Stratigrafi Cekungan Barito(6)(6)

(20)

6

1.

1. Formasi TanjungFormasi Tanjung

Diendapkan tidak selaras diatas komplek batuan beku dan batuan metamorf (pra-tersier), yang dibagi menjadi dua anggota yaitu A-Bottom dan A-Top yang berumur Eosin dengan batuan sedimen klastik kasar pada anggota A-Bottom dan sedimen klastik lebih halus pada anggota A-Top, dan batuannya terdiri dari red beds, konglomerat, batupasir, batulempung dan sisipan batubara.

2.

2. Formasi BeraiFormasi Berai

Terletak diatas formasi A secara selaras dan dibagi menjadi tiga anggota yaitu B-Bottom, B-Middle dan B-Top yang berumur Oligosen

–

Miosen Bawah. Batuannya terdiri dari napal, lanau, batulempung dan batu gamping.

3.

3. Formasi WarukinFormasi Warukin

Diendapkan selaras diatas formasi B yang dibagi menjadi dua anggota yaitu C-Bottom dan C-Top. Batuannya terdiri dari batulempung, napal, batupasir dan batubara.

4.

4. Formasi DahorFormasi Dahor

Terletak tidak selaras diatas formasi B yang berumur Miosen Atas

–

Pliosen. Batuannya terdiri dari batupasir, batulempung, batubara dan konglomerat.

5.

5. Formasi AlluvialFormasi Alluvial

Diendapkan tidak selaras diatas formasi D yang terdiri dari endapan pasir dan lempung yang berumur Kwarter.

2.1.2. Struktur Geologi Lapangan 2.1.2. Struktur Geologi Lapangan TanjungTanjung

Lapangan Tanjung terletak pada cekungan Barito bagian Timur Laut, serta dibatasi oleh Sunda Shelf, dibagian bawah Meratus High, dibagian Timur dan Utara dibatasi oleh Kuching High. Struktur Lapangan Tanjung berbentuk suatu

(21)

7

oleh patahan. Gambar 2.3.Gambar 2.3. Memperlihatkan peta penyebaran struktur lapangan Tanjung.

Peta Penyebaran Struktur Lapangan Tanjung Raya Peta Penyebaran Struktur Lapangan Tanjung Raya(6)(6)

Struktur Tanjung merupakan antiklin asimetris berarah timur laut

–

barat daya, berukuran luas ±27 km2_{, dan secara stratigrafi terbagi menjadi beberapa} lapisan produktif, yaitu ; A, B, C, D, E, F, dan P, dengan kedalaman variatif antara 645 sampai dengan 2161 meter. Kecuali lapisan P yang vulkanik, kesemuanya merupakan batuan pasir bertenaga dorong kombinasi antara solution gas danwater drive yang diendapkan pada lingkungan delta.

(22)

8

Aliran minyak pada Lapangan Tanjung berasal dari struktur yang merupakan bagian North East dari Barito Basin. Lapangan ini merupakan lapangan terbesar dengan beberapa jebakan faulted anticlines, dengan lapisan sedimen berupa pasir Eocenesebagai zona produksi utama yang diproduksikan oleh Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung).

Periode utama aktivitas tektonik pada cekungan Barito adalah pergerakan ekstensional awal pada masa antara Kretaseus akhir - Paleosen awal, yang menimbulkan terjadinya perekahan pada dasar cekungan. Diikuti dengan aktivitas terkompresi bidang utama pada masa Plio

–

Pleistosen, menjadikan struktur Tanjung mematah dan melipat, untuk selanjutnya membentuk struktur

–

struktur di sekitarnya.

Peta Cekungan Wilayah Kalimantan Peta Cekungan Wilayah Kalimantan(6)(6)

(23)

9

2.2. Kondisi Reservoir 2.2. Kondisi Reservoir

Karakteristik reservoir pada Lapangan Tanjung terdiri dari karakteristik batuan dan fluida berdasarkan hasil intepretasi log dan pengukuran-pengukuran

lainnya yang ada dengan rata-rata kedalaman produksi sekitar 1100 meter. Tabel II-1.

Tabel II-1. Karakterist

Karakteristik ik Reservoir Lapangan TanjungReservoir Lapangan Tanjung(6)(6)

Struktur Antiklin Asimetrik, 9 km x 3 km

Lapisan Produktif - Zona A,B,C Batupasir dan Konglomerat Fluvial-Alluvial Fan

- Zona D,E,F Batu pasir Lacustrine Delta - Zona P Batu Vulkanik, Natural Fracture

Daya Dorong Kombinasi Solution Gas dan Water Drive

Temperatur Reservoir 140-160o_F

Spesific Gravity Gas Sekitar 0,862

Jenis Minyak Parafinik 40o_{API, SG: 0,822}

Wax Content : 30 % WT Pour Point : 98o_F Porositas Rata-rata 8-27 % Permeabilitas batuan Saturasi air 8-200 mD 15-35 %

Pada dasarnya, lapangan Tanjung memproduksi hidrokarbon dari enam unit reservoir terisolasi pada formasi Tanjung bagian bawah, ditambah dengan reservoir vulkanik yang berada di bawahnya. Penjelasan singkat mengenai deskripsi dan kualitas perlapisan adalah sebagai berikut :

1.

1. Reservoir PReservoir P

Lapisan P adalah zona reservoir yang paling dalam, dan merupakan reservoir yang memiliki karakteristik yang sangat berbeda jika dibandingkan dengan lapisan penghasil hidrokarbon lainnya di lapangan Tanjung, disebabkan karena komposisinya yang terdiri dari batuan vulkanik dan batuan dasar metasedimen yang terbentuk pada masa Kretaseus akhir. Ketebalan rata

–

rata reservoir ini adalah 28,7 meter, dengan harga porositas rata

–

rata sebesar 8 %. Permeabilitas reservoir rata-rata yaitu 52 mD, sementara harga saturasi air

(24)

10

awal berada pada kisaran angka 41 %. Lapisan P terdiri dari komposisi mineral andesit basalt, berwarna hijau gelap, sangat keras, serta mengandung campuran kristal mineral pyrite dan kalsit yang berwarna putih, yang diduga sebagai mineral ikutan rekahan.

2.

2. Reservoir AReservoir A

Reservoir A adalah zona produktif yang berkedudukan paling dasar pada formasi Tanjung dan merupakan batuan pasir konglomerat berkomposisi vulkaniklastik yang terbentuk pada lingkungan pengendapan alluvial berenergi tinggi yang lembab. Ketebalan maksimum batuan pasir A berada tepat di bagian tengahnya, dengan nilai kurang lebih 60 meter dan diinterpretasikan sebagai pasir lakustrin dan channel yang terlihat cenderung menipis pada bagian utara lapangan. Harga porositas bervariasi antara 20 sampai 30 %,

sementara permeabilitas berada pada kisaran 10 sampai dengan 50 mD. 3.

3. Reservoir BReservoir B

Sebagian besar sumur di lapangan Tanjung memproduksikan fluida dari reservoir B secara kombinasi dengan lapisan A. Hal ini disebabkan karena pertimbangan kondisi teknis kedua reservoir yang tidak jauh berbeda, karena terpisah dari lapisan lempung sejauh 15 meter. Secara litologi, karakteristik lapisan pasir B hampir menyerupai lapisan A di bawahnya, hanya saja ketebalannya yang lebih kecil, dan permeabilitas yang berada pada kisaran 1 sampai dengan 40 mD, harga porositas bervariasi antara 13 sampai 30 %.

Lapisan B di dominasi oleh batuan pasir berwarna putih ke abu

–

abuan, terpilah cukup baik, sedikit bundar dan bersudut, serta mengandung butiran mineral quartz dengan porositas buruk hingga sedang. Zona frac Sumur T-XX terletak di reservoir ini.

4.

4. Reservoir CReservoir C

Lapisan ini merupakan reservoir produktif utama di lapangan Tanjung, dengan ketebalan maksimum sebesar 20 meter. Reservoir ini terdiri dari beberapa distributor channel yang memiliki lingkungan pengendapan yang lebih baik dari pada perlapisan di bawahnya. Beberapa channel bagian atas memiliki sifat yang menginterupsi channel di bawahnya, sehingga membuat

(25)

11

interpretasi log dalam pemilahan perlapisan menjadi semakin sulit. Secara umum, lapisan pasir C tidak terlalu dipengaruhi oleh impuritis seperti shale dan mineral lainnya, reservoir C menunjukkan bahwa lapisan ini didominasi oleh batuan pasir berwarna putih kecoklatan, berukuran butir kecil hingga sedang, sedikit bundar dan bersudut, serta terpilah dari buruk hingga cukup baik. Harga porositas berkisar antara 20 sampai dengan 25 %, sementara

variasi permeabilitas rata-rata yaitu 200 mD.

Seiring dengan menurunnya tekanan reservoir, maka semakin banyak pula gas yang terbebas dari larutannya. Hal ini menyebabkan terbentuknya tudung gas sekunder di puncak perlapisan. Diduga, pengaruh tenaga dorong air memiliki fungsi yang lebih berarti jika dibandingkan dengan perlapisan lainnya, disebabkan karena sifat batuan zona C yang bersih dan ketebalannya yang hampir merata di seluruh bagian reservoir. Kompleksitas lapisan C tidak hanya terbatas pada siklus pengendapannya saja, tetapi juga oleh patahan patahan yang mempengaruhi keadaan di dalamnya.

5.

5. Reservoir DReservoir D

Keberadaan lapisan D pada lapangan Tanjung tidak menyebar secara luas jika dibandingkan dengan reservoir A, B dan C, dan secara litologi memiliki karakteristik yang tidak jauh berbeda dengan lapisan di bawahnya. reservoir ini memiliki hubungan antar butir yang ketat, terpilah cukup buruk, dan mengandung lebih banyak mineral calcareous. Ketebalan rata

–

rata lapisan ini adalah 8,3 meter, dengan porositas 19 %, serta permeabilitas yang bervariasi antara 29 sampai dengan 150 mD.

Lapisan D memiliki sejarah pengendapan yang hampir sama dengan lapisan di bawahnya, kecuali lapisan ini hanya memiliki empat buah distributor channel terpisah yang tipis. Pada beberapa bagian reservoir, channel bagian atas juga menginvasi channel di bawahnya. Sejarah produksi cukup baik di zona ini, dan pada beberapa sumur, sistem penyelesaian yang digunakan digabungkan dengan zona E di atasnya. Di antara lapisan D dan E, terdapat garis batas batubara yang sangat jelas dan memiliki arti penting sebagai representasi kedalaman ukur korelasi log dan seismik.

(26)

12

6.

6. Reservoir EReservoir E

Zona reservoir E merepresentasikan proses pengendapan lingkungan laut secara trangresif. Pada sebagian wilayah, interupsi mineral dolerite berkembang sangat pesat dengan ketebalan lebih dari 30 meter. Ketebalan lapisan pasir produktif rata

–

rata adalah 8,4 meter, dengan harga porositas rata

–

rata sebesar 19 %. Kondisi awal saturasi air rata

–

rata adalah 41 %, dengan variasi permeabilitas antara 11 sampai dengan 121 mD.

7.

7. Reservoir FReservoir F

Reservoir F terdiri dari sebagian kecil batuan pasir yang terputus

–

putus, yang diendapkan secara transgresif pada lingkungan laut. Ketebalan lapisan pasir produktif F sangatlah bervariasi dari 1 meter hingga ketebalan maksimum 8,5 m. Bahkan, di sebagian kecil wilayah tengah hingga utara, lapisan pasir produktif F tidak dapat ditemukan, walaupun sedikit ke barat dari area ini berkembang dengan cukup baik. Secara umum, lapisan F memiliki harga porositas antara 15 sampai dengan 20 %, sementara harga permeabilitas rata

_–

rata adalah 200 mD.

2.3.

2.3. Sejarah Sejarah Produksi Produksi dan Pdan Pengembangan engembangan Lapangan Lapangan TanjungTanjung

Lapangan Tanjung adalah salah satu lapangan milik Daerah Operasi PT Pertamina (Persero) Unit Bisnis Pertamina EP (Tanjung). Sejarah penemuan lapangan ini diawali oleh penemuan minyak pada tahun 1898 oleh Mijn Bouw Maatschappij Martapoera dan dilakukan pemboran empat sumur.

Pada tahun 1912 lapangan ini diambil alih oleh perusahaan Belanda lainnya Dotsche Petroleum Maatschappij (DPM). Kemudian pada tahun 1930 DPM bergabung dengan sesama perusahaan Belanda yang bernama N.V. Bataache Petroleum Maatscheppij atau yang lebih dikenal dengan BPM.

Sejalan dengan perkembangan teknologi serta usaha BPM yang lebih giat melakukan eksplorasi maka pada akhirnya ditemukan berturut-turut struktur A (1934), B (1937), serta struktur C (1939). Pada pemboran sumur A-1 tahun 1938 telah ditemukan minyak dengan kedalaman akhir 1920 meter. Sampai pada pertengahan tahun 1940 telah selesai dibor tujuh buah sumur pada struktur A

(27)

13

tetapi tidak dieksploitasikan karena adanya Perang Dunia II. Sekitar tahun 1942 sampai tahun 1945 sumur minyak di lapangan ini dikuasai oleh pemerintah pendudukan Jepang.

Pada tahun 1957 BPM kembali memulai usaha perminyakan di lapangan ini. Dimana kemudian pada tahun 1961 terjadi pengambil-alihan pengelolaan lapangan dari perusahaan BPM kepada perusahaan PT Shell Indonesia, yang mana sejak saat itu kegiatan lebih digalakkan lagi karena kesulitan transportasi telah dapat teratasi dengan selesainya pembangunan pipa penyalur 20 inch ke Balikpapan.

Lalu pada tahun 1965 lapangan tersebut diambil alih oleh Permina yang kemudian berubah nama menjadi Pertamina. Selama dikelola oleh Pertamina kembali dilakukan usaha-usaha pencarian lapangan minyak yang baru dan berhasil menemukan struktur D pada tahun 1967 dan mulai diproduksikan pada

tahun 1977 setelah melakukan pemboran di lima buah sumur.

Lapangan Tanjung hingga saat ini mempunyai 145 sumur, termasuk didalamnya 1 sumur baru pada bulan juni 2009, dengan perkiraan Initial Oil in Place (IOIP) sebesar 4,3 MMSTB berdasarkan perhitungan dari data geologi dan geofisika (metode volumetrik). Porositas lapangan ini bervariasi antara 8 sampai 27 %, permeabilitas rata-rata 40 mD, sementara kondisi saturasi air awal berkisar antara 28 sampai dengan 50 %. Minyak yang terkandung pada formasi Tanjung termasuk ke dalam golongan paraffin dengan berat jenis 40,3º API (titik tuang 98º F).

Lapangan Tanjung juga mengandalkan sistem pengangkatan buatan berupa (sucker rod) dan (electric submercible pump) pada semua sumur produksinya, dengan laju produksi minyak rata- rata sebesar 5.200 bopd pada laju injeksi sebesar 48.500 bwpd, sementara total kumulatif produksi minyak adalah 227 MMBBL (Maret 2014). Di sisi lainnya, rekaman produksi gas pada periode awal produksi, masih menjadi bahan pertanyaan, mengingat minimnya kuantitas dan keberadaannya yang langsung dimanfaatkan sebagai bahan bakar mesin pembangkit tenaga listrik untuk menunjang proses produksi. Walaupun demikian,

(28)

14

Berdasarkan pertimbangan dari beberapa faktor seperti ; cadangan minyak awal volumetrik sebesar 628 MMBbl, interpretasi geologi, kajian tekanan dan radius pengurasan masing - masing sumur di setiap reservoir, keberhasilan seperti perekahan hidrolik, WSR (wax and scale removal),acid wash, dan sebagainya, diharapkan lapangan Tanjung dapat memproduksi minyak rata

–

rata sebesar 7500 bopd di sepanjang tahun 2014.

2.4. Sejarah Sumur Kajian 2.4. Sejarah Sumur Kajian

Dalam penulisan skripsi ini dipergunakan 1 sumur yaitu XX. Sumur T-XX adalah sumur baru yang dilakukan pemboran pada bulan Desember 2009 kira-kira 200 m Selatan Tanjung dengan vertikal sumur TD@ 1294.0 mKB. Sumur ini diprediksikan mampu memproduksi minyak berkisar antara 100-500 BOPD. Sumur ini dilakukan stimulasihydraulic fracturing bulan Juni 2010, karena hanya mampu memproduksi minyak 48 BOPD. Data produksi sebelum perekahan dan setelah perekahan dapat dilihat pada Gambar 2.5.Gambar 2.5.

(29)

15

Gambar 2.5. Gambar 2.5. Data Produksi Sumur T-XX Data Produksi Sumur T-XX(6)(6)

(30)

16 BAB III BAB III

DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK DASAR TEORI STIMULASI PEREKAHAN HIDRAULIK

Hydraulic fracturing adalah suatu teknik stimulasi yang digunakan untuk memperbaiki atau meningkatkan produktivitas sumur. Tujuan adalah membentuk saluran konduktif dan kontinyu yang menembus zona skin (yang mengalami kerusakan), jauh ke dalam reservoar. Untuk mencapai tujuan itu, maka dibuat rekahan untuk jalan mengalirnya fluida reservoir ke lubang sumur dengan cara menginjeksikan fluida perekah dengan laju dan tekanan tertentu diatas tekanan rekah formasi. Setelah formasi mengalami perekahan, fluida terus diinjeksikan untuk memperlebar rekahan yang terjadi. Untuk menjaga agar rekahan tidak menutup kembali, maka rekahan yang terjadi diberi pengganjal (proppant). Proppant yang digunakan harus mampu mengalirkan fluida dan dapat menahan agar rekahan tidak menutup kembali, oleh karena itu proppant tersebut harus memiliki permeabilitas yang besar dan kekuatan yang cukup baik agar tidak mudah hancur terkena tekanan dan temperatur tinggi. Gambar 3.1.Gambar 3.1. memperlihatkan skematik proses stimulasihydraulic fracturing.

Gambar 3.1. Gambar 3.1. Skematik Proses Stimulasi Hydraulic

(31)

17

3.1.

3.1. Mekanika Mekanika BatuanBatuan

Batuan dalam bumi akan mengalami tegangan-tegangan yang diakibatkan oleh gaya-gaya yang bekerja atau dikenakan kepadanya. Gambar 3.2.Gambar 3.2. memperlihatkan skematik normal stress dan shear stress pada batuan

In-situ Stress : gaya per unit area

0 Δ lim σ 



A













ΔA ΔF ………...………...(3-1) Gambar 3.2. Gambar 3.2.

Skematik Normal Stress dan Shear Stress Skematik Normal Stress dan Shear Stress(5)(5)

Overburden Stress : gaya akibat beban formasi diatasnya

dz (z) ρ g σ H 0 ov





………..………...(3-2)

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

hingga 200 lb/ft3_.

Strain : deformasi/alterasi posisi relatif titik-titik pada benda yang dikenakan stress. Strain dikomposisikan sebagai perubahan panjang dan perubahan angular. 1 1 1 lim ε * 0 1





 ………..………...(3-3)

(32)

18

Gambar 3.3. Gambar 3.3. Elemen Tegangan dan Bidang

Elemen Tegangan dan Bidang RekahanRekahan(5)(5)

Gambar 3.3.

Gambar 3.3. memperlihatkan Elemen Tegangan dan Bidang Rekahan. Penjabaran akan hal ini adalah perbandingan poisson (poisson ratio) dimana apabila suatu benda ditekan ke satu arah tertentu, maka benda itu bukan saja mengalami perubahan panjang (memendek) sepanjang arah pembebanan, melainkan juga akan melebar kearah lateral (gaya yang kecil). Atau didefinisikan sebagai rasio dari ekspansi lateral terhadap kontraksi longitudinal.

v = 1 2 ε ε



……….... (3-4)

dimana ε1 dan ε2masing-masing adalah strain arah tegak lurus satu sama lainnya. Harga v berkisar antara 0,15 – 0,30 dan untuk batupasir = 0,25, sedangkan untuk shale = 0,27.

(33)

19

Penggambaran Mengenai Efek Poisson Penggambaran Mengenai Efek Poisson(5)(5)

Atau dengan persamaan sebagai berikut :

E = 2 G(1 + v) ………... (3-5) keterangan : E = (slope) Modulus Elastisitas Young, psi

Gambar 3.4.

Gambar 3.4. memperlihatkan penggambaran mengenai efek poisson Modulus Elastisitas Young merupakan ukuran kekenyalan (stiffness) dimana untuk batuan harganya berkisar antara 1 x 106_{(soft rock) sampai dengan 10 x 10}6 (hard rock). Dalamhydraulic fracturing dikenal istilah plane-strain modulus (E`) yang ditulis sebagai berikut :

E` = E / (1 – v2_{) ………... (3-6)}

dimana untuk sandstone :

E` = 1,07 E dan v = 0,25

Hubungan antara stress dan strain dapat digambarkan dengan grafik stress vs strain pada Gambar 3.5.Gambar 3.5., sebagai berikut :

(34)

20

Gambar. 3.5. Gambar. 3.5.

Grafik Hubungan Stress vs Strain Grafik Hubungan Stress vs Strain(5)(5)

Ketika suatu sumur dibor, maka tegangan yang bekerja pada batuan akan mengalami perubahan. Suatu pendekatan perhitungan perubahan atau kelainan ini dibuat dengan asumsi batuan elastis, lubang sumur lurus dan silindris serta sumbu sumur vertikal. Sedangkan gaya-gaya tangensial yang bekerja disekitar lubang sumur adalah dua kali tegangan horizontalnya, sehingga tekanan yang diperlukan untuk merekahkan batuan secara vertikal adalah jumlah dari tekanan yang diperlukan untuk mengurangi compressive stress pada dinding lubang sampai nol ditambah tensile strength dari batuannya, atau :

t t f σz S v 1 v 2 S σh 2 P











………..……..……..….. (3-7) keterangan :

Pf = Internal pressure, psi St = Tensile strength batuan, psi

(35)

21

Menurut Hubert dan Willis, tekanan injeksi dasar sumur minimum yang diperlukan untuk menjaga rekahan tetap terbuka adalah sedikit lebih besar dari tegangan yang bekerja pada bidang rekahan tersebut, dan masuknya fluida ke dalam formasi akan mengurangi besarnya tekanan yang diperlukan untuk tekanan vertikal.

Dalam hal rekahan horizontal, tekanan yang diperlukan untuk menahan atau mengembangkan rekahan sama dengan efektif overburdennya pada kedalaman rekahan. Dengan demikian rekah horizontal akan terjadi bila :

Pf = δz ..………..…….………....………….... (3-8)

Pendekatan ke dalam maksimum dimana rekah horizontal terjadi, kecuali dalam daerah di bawah kompresif aktif dapat ditentukan dari persamaan-persamaan diatas dengan anggapan :

σz S σz v 1 v 2 t







………..………..……..……….. (3-9)

Bila diketahui gradien tekanan vertikal (overbuden) adalah 1 psi/ft, poisson ratio 0,25 dan tensile strength 1000 psi, maka kedalaman maksimum rekah horizontal adalah 3000 ft. Untuk rekahan yang terjadi pada sudut tertentu () dari horizontal, Crittendon menyajikan suatu rumus tekanan rekah sebagai berikut :















































cosθ v 1 v 2 1 v 1 v 2 1 2 P P ov f .………....……..……...(3-10) keterangan :

Pov = tekanan overbuden, psi

 = sudut yang diukur dari horizontal

Jenis-jenis rekahan dapat dilihat pada Gambar 3.6.Gambar 3.6.. Untuk mengetahui hubungan antara efek perekahan terhadap produktivitas sumur dapat ditinjau dengan mengetahui sifat-sifat atau karakteristik fluida injeksi, karakteristik fluida reservoar, dan karakteristik batuan reservoarnya disekitar daerah perekahan. R.D.Carter mendiskripsikan persamaan untuk menghitung luas daerah perekahan baik dengan perekahan secara vertikal maupun horizontal.

(36)

22

Gambar 3.6. Gambar 3.6. Jenis-jenis Arah Rekahan Jenis-jenis Arah Rekahan(2)(2)

Asumsi yang digunakan untuk menghitung luas daerah perekahan adalah : 1. Luas rekahan uniform.

2. Aliran fluida perekah ke dalam formasi linear dan arah aliran tegak lurus permukaan rekahan.

3. Kecepatan aliran di dalam formasi pada setiap titik dipermukaan rekahan adalah fungsi waktu titik alirnya.

4. Fungsi kecepatan V = F(t) sama untuk setiap titik di dalam formasi. 5. Tekanan di dalam rekahan sama dengan tekanan injeksi didepan formasi

serta harga konstannya. 3.2.

3.2. Fluida Fluida PerekahPerekah

Fluida perekah adalah fluida yang digunakan pada pekerjaan perekahan hidraulik untuk menghantarkan daya pompa ke batuan formasi sehingga memungkinkan terjadinya perekahan batuan dan sebagai pembawa material

(37)

23

pengganjal ke dalam rekahan. Fluida perekah tersebut akan dipompakan pada beberapa tingkat ( stages) yang masing-masing mempunyai fungsi tersendiri. Secara garis besar, selain digunakan untuk memulai perekahan dan memperluas rekahan, fluida perekah juga harus dapat memperlebar rekahan, mentransport dan menempatkan proppant , mempunyai sifat low fluid loss (kehilangan fluidanya sedikit) waktucrosslink -nya terkontrol, dan tidak mahal. Juga tidak menyebabkan friksi yang besar di tubing, mudah dibersihkan dengan clean-up (dimulainya produksi kembali), kompatibel dengan formasi dan fluidanya, mudah dicampur, aman untuk personalia, dan relatif murah. Pembahasan mengenai fluida perekah meliputi pembahasan mengenai mekanika fluida yaitu: rheologi, leak off, hidrolika perekahan dan pemilihan fluida dasar serta additifnya.

3.2.1. Mekanika Fluida Hydraulic

3.2.1. Mekanika Fluida Hydraulic FracturingFracturing

Mekanika fluida untuk pekerjaan perekahan hidraulik meliputi rheology, fluid loss (leak off) dan hidrolika fluida perekah yang terdiri dari pembahasan mengenai kehilangan tekanan aliran dan horse power pompa yang diperlukan. 3.2.1.1. Rheologi Fluida Perekah

3.2.1.1. Rheologi Fluida Perekah

Pada pekerjaan hydraulic fracturing , rheology merupakan sifat aliran fluida yang digunakan untuk mendapatkan harga viskositas yang cukup. Viskositas fluida perekah perlu direncanakan dengan baik karena viskositas merupakan salah satu parameter yang penting dalam keberhasilan pekerjaan

hydraulic fracturing . Viskositas fluida perekah tersebut, dipengaruhi oleh banyak faktor seperti regim aliran, temperatur dan konsentrasi proppant.

Berdasarkan hubungan shear stress () dan shear rate (), fluida di alam dapat dikelompokan menjadi tiga macam, yaitu Newtonian, Bingham Plastic, dan Power Law. Fluida newtonian adalah fluida yang mempunyai hubungan linier antara shear stress dan shear rate (viskositasnya konstan) atau dengan kata lain viskositasnya hanya dipengaruhi oleh perubahan temperatur. Sedangkan untuk fluida non-Newtonian (power law dan bingham plastic), viskositasnya selain

(38)

24

dipengaruhi oleh temperatur juga dipengaruhi oleh perubahan shear stress dan shear rate. Gambar 3.7.Gambar 3.7. memperlihatkan plot  vs  untuk tiga macam fluida.

Harga Shear Rate vs Shear Stress pada Fluida Newtonian dan Harga Shear Rate vs Shear Stress pada Fluida Newtonian dan

Non-Newtonian Newtonian(3)(3)

Untuk fluida Newtonian berlaku Persamaan :    



( dydu/ )



... ... (3-11) Keterangan :  = Viskositas, cp  = Shear stress, lbf/ft 2  _{= Shear rate, sec}-1

Sedangkan untuk fluida bingham plastic berlaku :

τ = μ γ + τy ………...………(3-12)

Keterangan :

τy = yield point (fluida Newtonian = 1)

Untuk fluida perekah, yang berlaku adalah fluida power law, karena sifat dari fluida power law yang viskositasnya selain dipengaruhi oleh temperatur juga dipengaruhi oleh shear stress dan shear rate, di mana viskositas fluida akan turun dengan berkembangnya shear rate. Pada fluida power law berlaku hubungan :

n

K

 '

(39)

25

Keterangan :

K =consistency index, lbf-secn_/ft2

n = power law index. (untuk n = 1, maka fluidanya Newtonian)

Untuk menentukan apparent viscosity fluida perekah, maka perlu diketahui terlabih dahulu harga K, dan n. Harga K ditentukan dengan uji laboratorium. Dalam pengukuran dengan alat di laboratorium, kalau aliran terjadi di sekitar silinder (misalnya di annulus) maka dibuat faktor K’ yang berhubungan dengan

flow behavior index, n’ = n. Bila B = r cup/r bob, r cup adalah radius dalam (misalnya tubing O.D.) dan r bob = radiuscup yang luar (misalnya casing I.D.) maka berlaku hubungan : ' ' / 2 2 ' / 2 ) 1 ( ' ) 1 ( ' n n n B B n B B K K

_















... ... (3-14) Untuk aliran fluida perekah pada pipa berlaku :

' ' 4 1 ' 3 ' n pipa _n n K K

_





 



... ... (3-15) Sedangkan untuk slot (antara dua pipa, annulus atau pada rekahan) berlaku :

' ' 3 1 ' 2 ' n slot n n K K



_

 

_



... ... (3-16)

Pada saat fluida perekah mengalir, besarnya shear rate akan berubah tergantung regim aliran yang terjadi, dimana hal ini dipengaruhi oleh daerah yang dilewati oleh aliran fluida perekah sehingga harus dihitung pula besarnya harga shear rate tersebut. Besarnya shear rate dapat dihitung dengan persamaan berikut :

Untuk aliran fluida perekah pada pipa, harga shear rate dapat didekati dengan persamaan : d u n n 8 ' 4 1 ' 3 '

_









 



 ... ... (3-17) Keterangan : d = diameter pipa, ft

(40)

26

Sedangkan besarnya shear rate untuk slot yang menyerupai geometri rekahan dapat dihitung dengan persamaan :

w u n n 6 ' 3 1 ' 2 '

_









 



 ... ... (3-18) Keterangan :

w = lebar slot atau rekahan, inch u = superficial velocity, ft/s = h w q



5615 . 0

q = laju injeksi dalam bbl/menit (bpm) h = tinggi rekahan, ft

w = lebar rekahan, in

Dengan demikian, perhitungan untuk menentukanapparent viscositydapat dinyatakan sebagai berikut :

' 1 ' ' 880 . 47 n app K 



  cp ... ... (3-19) Fluida perekah merupakan fluida yang bersifat power law yang sangat sensitif terhadap temperatur tinggi, sehingga selain dipengaruhi oleh regim aliran, viskositasnya juga akan mudah berubah oleh karena pengaruh temperatur. Pada temperatur tinggi, Polymer dapat mengalami degradasi dengan cepat sehingga viskositas fluida perekah akan turun. Karena itu perlu dilihat berapakah harga temperatur kerja polymer yang bersangkutan yang dapat dilihat dari setiap buku

service companies (kontraktor). Selain dipengaruhi oleh regim aliran dan temperatur, viskositas fluida perekah juga dipengaruhi oleh konsentrasi material pengganjal (proppant) yang terdapat didalamnya, semakin tinggi kadar proppant

maka viskositas relatif fluida perekah akan semakin naik. 3.2.1.2.

3.2.1.2. Leak-off

leak-off atau kebocoran adalah kehilangan fluida karena fluida perekah masuk meresap ke dalam formasi batuan. Leak off dapat mengakibatkan volume rekahan yang terjadi akan berkurang sehingga dapat menyebabkan proppant akan

(41)

27

mengalamibridging atau settling (mampat atau mengendap). Jadi lajuleak-off ini merupakan faktor penting dalam menentukan geometri rekahan. Terdapat dua macam penilaian terhadapleak-off , yakni :

1. Fluid efficiency (pengukuran total / global)

dipompakan yang volume rekahan volume



 ... ... ...(3-20) Umumnya harga



30



50%

2. Koefisienleak-off (pengukuran setempat).

spurt t C V tot L





... ...(3-21) t A C Q L



 tot f ... ... (3-22)

Spurt adalah fluida yang masuk pertama kali dalam jumlah relatif besar karena bertemu media berpori sebelum terbentuk filter cake yang didapat dari perpotongan dengan sumbu tegak, gal/ft2_{. Sedangkan s}_{purt time}_{adalah waktu}

yang diperlukan untuk mencapai bagian plot yang lurus,

menit

. Koefisien leak off karena pengaruh wall building dihitung dengan :

A m C w ) 0164 , 0 (



... ... (3-23) Keterangan :

m = kemiringan / slope garis A = luas core yang dipakai

3.2.1.3. Hidrolika Fluida Perekah 3.2.1.3. Hidrolika Fluida Perekah

Dalam pekerjaan hydraulic fracturing perhitungan hidrolika perekahan akan sangat berpengaruh dalam perhitungan perencanaan pelaksanaannya. Berikut akan dibahas mengenai hidrolika fluida perekah yang meliputi kehilangan tekanan aliran dan horse pawer pompa yang dibutuhkan.

(42)

28

1. Kehilangan Tekanan Aliran Fluida Perekah 1. Kehilangan Tekanan Aliran Fluida Perekah

Selama transportasi dari permukaan (pompa) menuju ke dalam formasi batuan, fluida perekah akan mengalami kehilangan tekanan aliran baik di dalam pipa maupun pada saat aliran melalui lubang perforasi.

A. Kehilangan Tekanan Aliran Dalam Pipa A. Kehilangan Tekanan Aliran Dalam Pipa

Perhitungan kehilangan tekanan dalam pipa perlu dilakukan untuk mengetahui berapa besar kehilangan tekanan selama aliran fluida perekah dalam pipa, sehingga dapat diperkirakan tekanan pompa yang diperlukan dan berapa net pressure di formasinya. Rheology yang telah dibahas di atas, dapat digunakan untuk menghitung kehilangan tekanan dalam pipa selama fluida perekah dipompakan. Untuk menghitung kehilangan tekanan fluida power law, maka perlu dihitung terlabih dahulu Reynold numbernya, yang dapat dihitung dengan persamaan :





' 1 ' ' ' 2 ' 4 / ) 1 ' 3 ( ' 96 249 , 0 n n n n re n n K D u N





_   ………..………( 3-24)

Apabila q dalam BBL/menit (BPM) maka : u = 17,17 qi/D2

Sebelum menghitung kehilangan tekanan, maka perlu dihitung terlebih dahulu fanning friction factor (f f ).

 Untuk aliran laminer (Nre < 2100) maka fanning friction factornya : f f = 16 / Nre

 Untuk aliran turbulent (Nre > 2100) maka fanning friction factornya : f f = c / Nre b

Keterangan :

b = (1,4 – log n’) / 7 c = (log n’ + 2,5) / 50

Kehilangan tekanan aliran fluida perekah dalam pipa dihitung dengan persamaan : D Lu f x P F f 2 3 10 2 , 5  





………..…(3-25) Keterangan :

(43)

29

ρ = Densitas fluida perekah, lb/ft3 u = Kecepatan aliran, ft/det D = Diameter dalam pipa, inch f f = Fanning friction factor K’ = Konsistensi index, lbf secn’_/ft2 L = Panjang pipa (tubing), ft n’ = Flow behaviour index B. Kehilangan Tekanan Aliran

B. Kehilangan Tekanan Aliran Dalam Lubang PerforasiDalam Lubang Perforasi

Selain kehilangan tekanan aliran dalam tubing, kehilangan tekanan aliran fluida perekah juga akan terjadi pada saat melalui lubang perforasi. Kehilangan tekanan aliran dalam lubang perforasi dipengaruhi oleh densitas fluida, rate aliran, ukuran dan ketebalan perforasi. Jika ukuran perforasi besar maka rate aliran yang masuk ke lubang perforasi menjadi lebih rendah. Rendahnya rate aliran mengakibatkan kehilangan tekanan di dalam lubang menjadi kecil sehingga harga kehilangan tekanan dapat diabaikan. Batasan untuk mengabaikan kehilangan tekanan karena perforasi adalah rate aliran kurang dari 0,5 bbl/menit per perforasi. Bila rate aliran lebih besar dari 0,5 bbl/menit per perforasi maka friksi perforasi perlu diperhitungkan. Harga friksi dalam perforasi dapat dihitung dengan persamaan : 4 2 2 323 N D q P f p 



………..(3-26) Keterangan :

P pf = Kehilangan tekanan aliran dalam lubang perforasi, Psi q = Laju injeksi, bpm

 = Specific gravity fluida perekah N = Jumlah lubang perforasi

D = Diameter lubang perforasi, inch 2. Horse Power Pompa

2. Horse Power Pompa

Horse power pompa adalah daya yang diperlukan pompa untuk dapat memompa fluida perekah sehingga dapat dihasilkan performance sesuai dengan yang diinginkan. Harga horse pompa dapat dihitung dengan Persamaan :

(44)

30

HHP = qiPtr / 40,8……….……... (3-27)

Keterangan :

HP = Horse power / daya pompa, HHP qi = laju pemompaan fluida perekah, BPM Ptr = Tekanan treatment dipermukaan, Psi

= (minimum stress formasi + net pressure+ Pf)-Ph

3.2.2. Fluida Dasar dan Additive 3.2.2. Fluida Dasar dan Additive

Hydraulic fracturing dapat dikatakan sebagai aplikasi pemindahan tenaga melalui suatu media cairan dimana cairan ini selain digunakan untuk merekahkan batuan juga harus dapat membawa material pengganjal rekahan. Oleh karena itu fluida perekah yang digunakan dalam pekerjaan perekahan hidraulik yang terdiri dari fluida dasar harus ditambahkan additive yang berguna untuk mendapatkan komposisi yang tepat sehingga diharapkan menghasilkan performance sesuai dengan yang diharapkan.

Fluida Dasar Fluida Dasar

Secara umum, fluida dasar dapat berupa air, minyak, emulsi, foam dan kombinasi dari bahan-bahan tersebut. Fluida dasar ini harus diperkental dengan

polymer sebagaithickener(pengental). 1.

1. Water Base FluidWater Base Fluid

Merupakan jenis fluida perekah dengan bahan dasar air, water base fluid ini dapat digunakan pada reservoir minyak maupun gas.

Fluida perekah ini mempunyai beberapa keuntungan antara lain : 1. Tidak ada resiko kebakaran.

2. Tersedia dalam jumlah yang banyak dan harganya murah. 3. Dapat mengurangi terjadinya friction loss.

4. Viscositasnya yang rendah, hal ini akan lebih mudah dalam pemompaan. 5. Specific gravity air yang tinggi akan memberikan kekuatan penopang yang

(45)

31

6. Mempunyai tekanan hidrostatik yang tinggi sehingga mengurangi tekanan pompa yang diperlukan untuk perekahan.

2.

2. Oil Base FluidOil Base Fluid

Oil base fluid digunakan sebagai fluida perekah mempunyai keuntungan sebagai berikut :

1. Mempunyai viscositas yang tinggi sebagai sifat alamiahnya. 2. Rate injeksi yang rendah untuk peretakan dangkal atau dalam. 3. Dapat dijual kembali setelah pemakaian.

Ada beberapa jenis cairan bahan dasar minyak untuk perekahan, yaitu : a. Napalm Gels, bahan dasar yang digunakan adalah kerosin atau minyak diesel atau crude oil yang dipadatkan dengan penambahan napalm (aluminium fatty acid salt ). Jel ini mempunyai viskositas tinggi dan mampu membawa material pengganjal (proppant) serta fluid lossnya rendah.

b. Viscous Refined Oil , lebih menguntungkan daripada napalm gel karena mudah diperoleh dari refinery, dapat dimanfaatkan kembali sebagai hasil produksi, dan viskositasnya akan berkurang bila bercampur dengan fluida formasi, sehingga mudah dikeluarkan kembali setelah pekerjaan perekahan selesai.

c. Lease Crude Oils, pada beberapa area lease crude oils dapat digunakan untuk perekahan, namun setelah ditambahkan fluid loss control agent. d. Gelled Lease Oils, merupakan campuran minyak-air dengan sedikit fatty

acid soap dan caustic, sehingga membentuk gel.Jenis ini menjadi popular karena mudah didapat,relative murah dan gesekan dengan dinding pipa relative kecil.Gelled Lease Oils ini tidak dapat digunakan pada temperatur tinggi.

Oil base fluid jarang digunakan pada perekahan pada reservoir gas karena sifatnya yang mudah terbakar.

3.

3. Foam Foam Base Base FluidFluid

Fluida ini merupakan percampuran antara liquid dan gas. Foam ini mengandung gas bertekanan (biasanya nitrogen atau karbondioksida) dengan

(46)

32

surfactant. Fluida perekah ini baik sekali digunakan pada reservoir bertekanan rendah sehingga dapat membantu produksi kembali dan karena foam ini mengandung hampir 95% fasa gas maka liquidnya minimal sehingga baik untuk pembersihan ruang rekahan (clean up).

4.

4. Emulsion Emulsion base base fluidfluid

Fluida dasar ini berasal dari dispersi dua macam fluida yang immiscible, seperti minyak dalam air atau air dalam minyak. Fasa yang immiscible

tersebut distabilkan dengan surfactant. Fluida perekah berbahan dasar emulsi ini memberi efek yang baik untuk pembersihan ruang rekahan, akan tetapi kelemahannya adalah viscositasnya yang tidak stabil karena sangar rentan terhadap perubahan temperatur.

Untuk menentukan pilihan dalam penggunaan fluida perekah ini harus diperhatikan beberapa kriteria, yaitu :

 Tidak menimbulkan kerusakan formasi.

 Memiliki friction loss yang kecil sehingga kehilangan energi selama perekahan dapat minimal.

 Kompatibel terhadap fluida reservoir.

 Tidak menimbulkan residu yang dapat menyumbat formasi.  Aman bagi personalia, mudah dan murah diperoleh.

Pada pekerjaan hydraulic fracturing , 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. Viskositas yang rendah dapat masuk ke matrik lebih mudah dan mendinginkan formasi untuk mencegah degradasi gel.

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

dipompakan untuk membuka rekahan, melebarkan, dan mempertinggi rekahan sekaligus mempersiapkan jalan bagi slurry yang membawa proppant . Viskositas yang lebih tinggi mengurangi leak-off (kebocoran fluida meresap

(47)

33

masuk ke formasi). Pad diperlukan dalam jumlah cukup agar tidak terjadi terjadi 100 %leak-off sebelum rekahan terjadi dan proppant ditempatkan. 3. Slu rr y dengan pr oppant , 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 ). Berfungsi untuk mengembangkan rekahan menjauhi sumur serta membawa

proppant untuk mengisi rekahan agar tidak menutup kembali setelah tekanan pemompaan dikurangi.

4. Flush , yaitu fluida berupa cairan dasar yang dipompakan dibelakang slurry

dengan proppant , untuk mendesak slurry sampai dekat dengan perforasi, viskositasnya tidak terlalu tinggi dengan friction yang rendah.

Economides memberikan arahan mengenai pemilihan fluida perekah berdasarkan temperatur formasi, sensitifitas terhadap air, permeabilitas, tekanan reservoir, dan tinggi rekahan. Gambar 3.8.Gambar 3.8. memberikan arahan pemilihan fluida perekah untuk sumur minyak.

Petunjuk Penggunaan Fluida Perekah Untuk Sumur Minyak Petunjuk Penggunaan Fluida Perekah Untuk Sumur Minyak (2)(2)

Yes No Yes Yes Yes Yes No No No No No Yes Yes No

(48)

34

Additive Additive

Additive merupakan bahan-bahan yang ditambahkan ke dalam fluida dasar dengan komposisi tertentu sehingga menghasilkan performance suatu fluida perekah yang diinginkan. Suatu fluida perekah harus menghasilkan friksi tekanan yang kecil dan tetap berviskositas besar agar dapat menahan proppant serta bisa turun kembali viskositasnya setelah selesai pelaksanaan perekahan dan penempatan proppant agar dapat memproduksi dari formasi dengan mudah. Oleh sebab itu diperlukanlah additive. Jenis-jenis additive yang dipakai adalah

Thickener , Crosslinker (penyatu atau pengikat molekul sehingga rantai menjadi panjang dan viskositas akan meningkat), Breaker (pemecah), Viscosity stabilizer

(penstabil viskositas), Fluid loss additive (zat tambahan untuk mencegah kehilangan fluida), Surfactant (surface active agent), Buffers (pengontrol pH),

Radioactive tracers, Biocides (anti bakteri), Pencampur gel, Friction reducer

(pengecil friksi), Clay stabilizers (penstabil clay), Crosslinker control agents

(mengontrol zat untuk pengikat molekul), Iron control agents (pencegah pengendapan besi di formasi), Paraffin control ,Scale inhibitors (pencegah scale),

Extenders, clean up, dan energizing agents (mempermudah produksi kembali). Lebih lanjut tentang additive tersebut akan dijelaskan dalam sub-sub bab berikut.

1. Thickener 1. Thickener

Thickener berupa polimer yang ditambahkan sebagai pengental fluida dasar, contoh dari polimer yang sering digunakan dalam hydraulic fracturing

tersebut adalah guar, HPG (hydropropyl Guar Gum), CMHPG (Carboxymetyl hydropropyl guar gum), HEC ( Hydroxyethylcellulose) dan Xhantan gum. 2. Crosslinker

2. Crosslinker

Crosslinker diperlukan untuk meningkatkan viskositas fluida perekah. Crosslinker meningkatkan viscositas dengan cara mengikat molekul-molekul, sehingga rantainya menjadi panjang. Fluida linier akan mengalami penurunan viskositas karena temperatur atau kalau shear bertambah (misalnya untuk rekahan yang menyempit). Kalau viskositas berkurang dari 100 cp dan 170 det-1_, maka proppant dapat mengendap (turun ke bawah). Dalam beberapa hal viskositas bisa turun sampai hanya 20 cp saja pada 1750_{F karena itu harus}

(49)

35

digunakancrosslink agent yakniorganometalic atautransition metal compunds

yang biasanya berupaborate, titan, aluminium dan zircon untuk meningkatkan viskositas.

3. Breaker 3. Breaker

Polymer breakers adalah additive untuk memecahkan rantai polymer

sehingga kembali menjadi encer (kecil viskositasnya) setelah selesai penempatan proppant agar produksi aliran minyak kembali mudah untuk dilakukan. Di sini breaker harus bekerja cepat. Konsentrasinya pada polymer

harus cukup untuk mengencerkan polymer yang ada. Polymer biasanya pecah sendiri pada temperatur kerja di atas 2250_{F. Untuk temperatur rendah digunakan} zat kimia. Ada juga breaker yang dimasukan ke dalam kapsul. Breaker ini bekerja karena aksi secara fisika atau kimia dan yang umum dipakai antara lain

Oxidizer seperti Peroxydisulfate (S2O8-).

Breakeryang digunakan pada fluida perekah dapat sangat mempengaruhi sifat fluida walaupun pada konsentrasi yang sangat rendah. Untuk minyak sebagai fluida dasar maka breaker -nya akan berbeda, asam dan basa bisa memecahkan gelaluminium phospate ester . Jadi biasanya asam atau basa yang terlarut dengan lambat ditambahkan ke gel-nya. Gel bisa pecah karenanya dan biasanya tidak akan bekerja dengan temperatur di bawah 1000_F.

4. Fluid Loss Additive 4. Fluid Loss Additive

Fluid loss sangat penting untuk dikurangi. Untuk formasi yang homogen biasanya filter cake saja sudah cukup. Fluid loss bisa menembus matriks, ke

microfracture, bahkan sampai kemacrofracture. Di sini material yang dipakai antara lain :

 Pasir 100-Mesh.

 Silika Fluor (325-Mesh) baik untuk rekahan kecil alamiah (Silika Fluor

200-Mesh untuk rekahan kecil akan kurang dari 50 micron dan 100-Mesh untuk yang lebih besar dari 50 micron).

 Adomite regain (corn starch).  Diesel 2 – 5 % (diemulsikan).  Unrefined guar dan Karaya gums.