Stimulasi sumur merupakan cara yang ditempuh memperbaiki produktivitas sumur yang rendah. Ada beberapa cara yang termasuk dalam stimulasi sumur, yaitu perekahan hidraulik dan pengasaman. Kedua cara tersebut merangsang reservoir untuk mampu berproduksi lebih baik, dengan catatan reservoir yang dimaksud masih memiliki cadangan yang cukup besar. Perekahan hidraulik merupakan metode yang umum dipakai untuk meningkatkan produktivitas sumur. Perekahan hidraulik ini membuat rekahan di sekitar lubang sumur sehingga fluida reservoir mudah mengalir memasuki lubang sumur. Pada tulisan ini dievaluasi keberhasilan perekahan hidraulik disumur “X” lapangan Y dalam usaha meningkatkan kembali produktivitas sumur, yaitu mengevaluasi peningkatan permeabilitas rata – rata (Kavg), peningkatan indeks produktivitas, dan kenaikan laju produksi minyak serta analisa kurva IPR sebelum dan sesudah perekahan hidraulik. Dari segi ekonomi, evaluasi dilakukan dengan indikator keekonomian POT (Pay Out Time). Secara garis besar, sistematika penulisan dari tugas akhir ini dibagi menjadi enam bab, yaitu : BAB I. Pendahuluan, BAB II. Tinjauan umum lapangan Y, BAB III. Teori dasar, BAB IV Perencanaan dan Pelaksanaan perekahan hidraulik pada sumur “X” lapangan Tanjung, BAB V Pembahasan dan BAB VI Kesimpulan.
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN Y
Lapangan Y berlokasi pada bagian Timur Laut cekungan Barito di Kalimantan Selatan, yang berjarak sekitar 240 km arah utara kota Banjarmasin. Lapangan Y ditemukan pada tahun 1934, namun baru berproduksi secara komersial tahun 1961. Lapangan ini terdiri dari 6 (enam) zona resevoir yang produktif, yaitu zona A, B, C, D, E, dan F, dan 1 (satu) basement vulkanik, dimana produksinya dilakukan secara commingle dengan potensi laju produksi saat ini (April 2011) sekitar ±4832 BOPD. Pengembangan awal lapangan Y dilakukan dengan melakukan pemboran sumur yang saat itu dilakukan oleh BPM ( de Bataafsche Petroleum Maatschappij-Royal Ducth Shell) dan mencapai puncak produksinya sekitar 49490 BOPD pada tahun 1963, dengan jumlah sumur sebanyak 89 sumur. Dengan peroduksi terus mengalami deplesi hingga 2000 BOPD, tahun 1994 dilakukan pilot project untuk waterflood full scale-nya baru dilakukan pada 1995 dengan jumlah sumur injeksi 31 sumur. Respon dari waterfllod ini ditandai dengan penambahan laju produksi hingga mencapai 10000 BOPD pada Februari 1999, selain ada penambahan sumur Infill.
Lapangan Y memiliki cadangan awal (OOIP) 620,571 MSTB dan hingga 1 Januari 2011 kumulatif produksinya telah mencapai 137,851 Mstb, dengan recovery factor sebesar 24,4%. Perkiraan sisa cadangan minyak pada 1 Januari 2011 tercatat sebesar 13,525 Mstb. Jumlah sumur di Lapangan Y adalah 174 sumur, terdiri dari 107 sumur produksi, 34 sumur injeksi dan 33 sumur suspended.
Blok Y saat ini dioperasikan oleh Unit Bisnis Pertamina EP Tanjung (UBEP Tanjung) terletak di cekungan Barito disebelah Utara dan secara geografis berada di propinsi Kalimantan Selatan. Hingga saat ini, Blok Y memiliki 7 lapangan produksi aktif, antara lain lapangan Tanjung, Tapian Timur, Warukin Selatan, Warukin Tengah, Tanta, Dahor, Kambitin dengan jumlah total sumur 270 sumur. Total produksi minyak terbesar dihasilkan dari struktur Y dengan potensi produksi harian berkisar ± 4600 BOPD yang dihasilkan dari 6 unit reservoar dari Formasi Y dan 1 (satu) Basement Vulkanik.Sumur “X”, menembus formasi zona D dengan kedalaman 3349,9 ft, mempunyai tekanan reservoir 809,14 psi dan temperature 150 0F. Karakteristik sifat fisik batuan reservoir dan sifat fluida reservoir lapisan D pada sumur “X” dapat dilihat pada table 2.1 :
Tabel 2.1
Data Reservoir Lapisan D
Sifat Fisik Batuan dan Fluida Reservoir
Unit
Data Reservoir Lapaisan D
Porositas rata - rata % 21,5 Saturasi Air (Sw) % 27,4 Permeabilitas rata - rata mD 37,8
Jenis batuan - Batu Pasir
0API API 35.6
BAB III
TEORI DASAR
Perekahan hidraulik adalah teknik stimulasi dengan cara menginjeksikan fluida perekah pada rate tertentu dengan menggunakan tekanan tertentu. Stimulasi ini bertujuan meningkatkan produktivitas sumur yaitu dengan memperbaiki jalur konduktivitasnya. Untuk melakukan perekahan hidraulik ini digunakan fluida perekah yang diinjeksikan ke reservoir dengan tekanan diatas tekanan formasi. Setelah rekahan terbentuk fuida perekah tersebut tetap terus di injeksikan agar rekahan bertambah panjang dan lebar. Agar rekahan tersebut tidak menutup kembali maka pada fluida perekah diberikan pengganjal berupa pasir (proppant). Proppant yang di injeksikan bersamaan dengan fluida perekah ini akan masuk kedalam rekahan dan mengisi seluruh bagian rekahan tersebut. Dengan tetap beradanya proppant tersebut di dalam rekahan, maka permeabilitasnya menjadi lebih baik dari permeabilitas sebelumnya. Dalam proses perekahan hidraulik, batuan reservoir di beri tekanan dari gaya-gaya yang mempertahankan batuan tersebut. Maka harus diperhatikan parameter-parameter batuan yang mempengaruhi proses perekahan tersebut. Adapun parameter-parameter tersebut adalah :
1. Stress dan Strain
Setiap material bila terkena beban, baik itu beban tarik (tensile) atau beban
tekan (compresive) akan mengalami perubahan bentuk (deformasi). Stress ()
yaitu gaya per satuan luas. Sedangkan perubahan bentuk atau perubahan panjang
(), dari panjang semula disebut Strain ().
2. Modulus Young
Jumlah strain yang disebabkan oleh stress adalah fungsi dari kekakuan material. Kekakuan atau kekenyalan material dapat dilihat dari kemiringan slope pada plot antara stress dan strain pada kondisi linier.
3. Poisson’s Ratio
Pemberian beban tekan pada suatu bidang material akan mengakibatkan material tersebut lebih pendek dan mengembang terhadap bidang tekan tersebut. Perbandingan antara strain yang tegak lurus dengan arah stress terhadap strain yang searah dengan arah stress dinamakan Poisson’s Ratio.
4. In-situ Stress
Pada suatu formasi, stress mengalami arah yang berbeda-beda sesuai dengan kedalaman tertentu. Stress yang dapat dipahami adalah stress vertikal yang berhubungan dengan Over burden Pressure.
Dalam proses perakahan hidraulik ini yang harus diperhatikan extension pressure, closure pressure, net pressure, friction pressure dan ISSIP. Masing-masing parameter tersebut mempunyai peranan yang penting dalam proses perekahan hidraulik. Proses perekahan ini terbagi dalam beberapa tahap, pada umumnya seperti Mini Fall Off Test, Step rate test, Mini Frac dan Main Frac. 1. Mini Fall Off Test
dalam formasi yang akan dilakukan hydraulic fracturing. Mini Fall Off Test biasanya dilakukan dengan menggunakan fluida berbahan dasar Diesel dan KCL dengan harga laju injeksi (Qinj) dan tekanan injeksi maksimum di permukaan tertentu. Pemompaan fluida injeksi dan data yang terekam akan digunakan untuk menentukan zona transmibility.
2. Step Rate Test, terbagi menjadi :
a. Step Up test, dimana bertujuan untuk mencari extension pressure yaitu besarnya tekanan dimana tekanan telah merekah dan untuk memperpanjang rekahan.
b. Step Down Test, bertujuan untuk mencari friction pressure, yaitu besarnya kehilangan tekanan karena adanya pengaruh friksi. 3. Minifrac
Yang bertujuan untuk mencari ISIP (tekanan dimana tidak ada friksi atau = 0), closure pressure (tekanan dimana rekahan mulai menutup kembali ) Dari data diatas didapatkan nilai net pressure (tekanan dimana rekahan dapat bertahan tetap merekah), dengan perhitungan :
Pnet = Pxtension – Pelosure 4. Main frac
Tahap ini dilakukan dengan 3 (tiga) stages penginjeksian : Pad, Slurry
Kemudian dilanjutkan dengan flush, yaitu mendorong proppant tersebut ke dalam formasi dan fluida yang digunakan berupa slick water (water + KCL).
Fluida perekah atau fracturing fluid adalah fluida yang digunakan pada proses perekahan hidraulik. Fluida ini di injeksikan dalam beberapa tahapan atau stages, yang masing-masing mempunyai fungsi masing-masing dalam tiap stages tersebut. Fluida perekah yang digunakan biasanya berbentuk gel yaitu bahan dasar campuran dengan polymer dan crosslinked yang akan mempengaruhi viskositas fluida perekah itu sendiri. Ada beberapa macam bahan dasar fluida perekah yang digunakan untuk merekahkan formasi yaitu fluida berbahan dasar minyak, berbahan dasar air, berbahan dasar foam, dan berbahan dasar acid.
Proppant digunakan bertujuan agar rekahan mempunyai konduktivitas yang baik, sehingga dapat mengalirkan fluida formasi kedasar sumur dengan permeabilitas yang tinggi dengan cara mengganjal rekahan tersebut dengan pasir (proppant). Konduktivitas rekahan (Fc) ditentukan berdasarkan pada lebar rekahan yang terbentuk dan permeabilitas dari proppant itu sendiri. Sifat fisik proppant sangat berpengaruh terhadap konduktivitas rekahan, seperti proppant strenght, ukuran gain, kualitas, roundness, dan densitas proppant. Selain itu closure stress juga sangat berpengaruh terhadap permeability proppant, dari ukuran spesifikasinya. Adapun jenis-jenis proppant yang dapat ditemui dan paling sering digunakan sebagai proppant adalah pasir alam, proppant keramik, dan pasir berlapis resin.
bertujuan mengatur pH agar tidak terjadi scale, korosi atau swelling, memperbaiki stabilitas terhadap temperatur, meminimalkan formation damage dan mengontrol fluid loss.
Geometri rekahan menggambarkan hubungan antara sifat-sifat batuan dan fluida perekah serta distribusi tekanan perekahan pada formasi batuan. Pada umumnya model rekahan yang digunakan adalah two-dimensional (2-D), pseudo three-dimensional (P3-D) dan three dimensional (3-D). Model yang akan digunakan pada tugas akhir ini adalah model two dimensional dan model three-dimensional (3-D). Model PKN mempunyai irisan berbentuk ellips di muka sumur dengan lebar maksimumnya terletak di tengah – tengah ellips tersebut. Model tersebut didasarkan anggapan bahwa panjang rekahan jauh lebih besar dari tinggi rekahannya (Xf >>hf), tinggi rekahannya sama dengan tebal reservoir, dan tekanan dianggap konstan pada arah irisan vertical. Model KGD merupakan hasil rotasi sebesar 90 0 dari model PKN. Model KGD mempunyai lebar yang sama (seperti segi empat) di sepanjang rekahannya dan berbentuk setengah elips di ujungnya. Model KGD mempunyai rekahan yang relatif pendek, lebih lebar dengan konduktivitas yang lebih besar dari model PKN. Model tersebut berdasarkan anggapan bahwa tinggi rekahan lebih panjang dari panjang rekahan (hf >> xf), tinggi rekahan sama dengan tebal reservoir, dan stiffness batuan bekerja pada arah horizontal.
yang digambarkan dalam bentuk Inflow Perfomance Relationship atau IPR. Inflow Performance Relationship terbagi menjadi beberapa bagian yaitu, IPR untuk satu phasa, dua phasa, kombinasi, dan sumur yang mengalami kerusakan formasi. Metode lain untuk memperkirakan perbaikan produktivitas suatu sumur adalah dengan melihat besarnya distribusi permeabilitas yang dihasilkan setelah perekahan. Asumsi yang digunakan adalah menganggap bahwa stimulasi perekahan hidraulik yang dilakukan menyebabkan permeabilitas di sekitar lubang sumur berbeda dengan besarnya harga permeabilitas pada zona yang berada jauh dari lubang sumur. Salah satu aspek keberhasilan suatu stimulasi juga dapat dilihat dari segi keekonomian. Dalam dunia bisnis, jika investasi yang ditanamkan dalam suatu proyek tidak dapat berlipat atau minimal kembali dalam jangka waktu tertentu maka proyek tersebut dianggap gagal. Begitu juga dalam industri perminyakan, hydraulic fracturing merupakan suatu teknik stimulasi yang memerlukan investasi tidak sedikit, sehingga perlu diperhitungkan besarnya investasi yang harus ditanamkan, lamanya waktu investasi kembali, serta profit atau keuntungan yang akan diperoleh perusahaan dengan dilakukannya perekahan hidraulik tersebut.
BAB IV
PERENCANAAN DAN PELAKSANAAN PEREKAHAN HIDRAULIK
DI SUMUR “X” LAPANGAN Y
Tujuan perekahan hidraulik yang dilakukan pada sebagian besar sumur di lapangan Y adalah meningkatkan perolehan minyak dari sumur yang berproduksi di lapisan yang rendah sedangkan Oil In Place nya masih cukup besar. Selain dari pada itu alasan lainnya adalah karena sebagian besar formasi dilapangan Y adalah formasi yang tight, yaitu yang pori – porinya rapat sehingga menyebabkan fluida sulit bergerak menuju wellbore.
4.1 Pengumpulan Data
Sebelum perekahan hidraulik dilaksanakan, dilakukan pengumpulan data – data yang akan dipakai dan dianalisa untuk mererncanakan perekahan hidraulik tersebut. Data yang diperlukan tersebut digunakan sebagai acuan untuk perencanaan dan pelaksanaan perekahan hidraulik. Data – data tersebut antara lain adalah, data komplesi, data reservoir, data mekanika batuan, data produksi, treatment post job report sumur “X” lapisan D, dan proposalnya.
4.2 Material Untuk Perekahan
Pemilihan fluida perekah merupakan tahap perencanaan sebelum dilaku-kannya perekahan hidraulik. Perekahan hidraulik di sumur “X” lapisan D ini menggunakan fluida perekah berbahan dasar air jenis YF 116ST dan dengan campuran additive pendukung dan diesel. Fluida perekah berbahan dasar air ini lebih murah dibandingkan dengan bahan dasar yang lainnya dan mudah didapat.
Pemilihan fluida perekah didasarkan pada analisa batuan dan fluida reservoir. YF merupakan pengertian dari widefrac, Fluida ini mengandung 16 pound guar polymer untuk setiap 1000 gall. Fluida YF116ST ini didesain agar salt tolerant sesuai dengan jenis lapisan ini. Konsentrasi untuk KCL 4%. Dan dapat digunakan pada temperature 100 0F hingga 200 0F. Proppant yang digunakan pada sumur “X” adalah Brady Sand 12/20. Angka 12/20 adalah ukuran butir pasir yang digunakan, artinya dapat melewati screen (saringan 0.0661 inch) dan tersaring oleh screen 20 mesh (0.0331). Sedangkan AcFrac CR4000 12/20 merupakan Resin Coated Sand, yaitu jenis proppant yang berlapiskan resin. Resin ini berguna untuk tetap melekatkan butiran proppant yang hancur karena tidak mampu menahan beban yang diterimanya sehingga tidak tersapu oleh aliran fluida.
4.3 Pelaksanaan Perekahan Hidraulik
Pelaksanaan perekahan hidraulik pada sumur “X” pada lapangan Y ini terdiri dari : mencari Data Frac Stages Test ( yang terdiri dari Mini fall off test, Step rate test, dan Mini Frac ), dan Main Farc.
4.3.1 Mini Fall Off Test
4.3.2 Step Rate Test
Step Rate Test dibagi menjadi 2 dua yaitu Step up Test dan Step Down Test. Pada tahapan ini akan diketahui extention point yaitu, fracture extention pressure ( besarnya tekanan dimana tekanan tersebut dapat memperpanjang rekahan ), fracture extention rate dan perkiraan closure pressure. Dari hasil analisa extention pressure dapat diketahui tekanan yang dibutuhkan untuk menumbuhkan rekahan. Pada sumur “X” lapisan D, test ini dilakukan dengan cara memompakan 4% KCL secara bertingkat sebanyak 105,8 bbl hingga laju pemompaan yang diinginkan . Laju injeksi untuk Step Up Test adalah : 1.2 – 1.5 – 1.8 – 2.0 – 2.5 – 4.0 – 6.0 – 8.0 – 12.0 – 16.0 BPM dengan waktu 1 menit untuk setiap laju injeksinya. Sedangkan pada Step Down Test prosesnya adalah kebalikan dari Step Up Test, dan laju injeksi untuk Step Down Test adalah : 12.0 – 8.0 – 6.0 – 4.0 – 2.0 BPM dengan waktu 1 menit untuk setiap laju injeksinya.
4.3.3 MiniFrac atau Calibration Test
MiniFrac merupakan skala kecil dari MainFrac. Tahapan test ini dilakukan dengan fluida perekah yang sama dengan yang akan digunakan pada Mainfrac, yaitu YF116ST, WF116ST dan tanpa proppant. Pada tahap Minifrac di sumur “X” lapisan D ini, dipompakan YF116ST sebanyak 180 bbl dan WF116ST 27 bbl dengan laju injeksi (Qinj) 16 BPM selama 12 menit. Dari MiniFrac ini didapatkan ISIP dan clossure pressure.
4.3.4 Main Fracturing
(dua) dimensi adalah dapat diperkirakannya rekahan yang terbentuk. Pada sumur “X” ini Main Frac dilaksanakan tanggal 19 Februari 2011, dengan fluida perekah YF116ST. Sedangkan proppantnya yang digunakan adalah 12/20 Brady sand dan AcFrac CS 12/20. Pada proses ini, pertama – tama diinjeksikan pad ( fluida perekah tanpa proppant ) dengan laju injeksi 16 BPM sebanyak 155.2 bbl pada tekanan rata – rata selama pemompaan 1764 psi. Pad ini berfungsi merekahkan formasi dan membentuk rekahan. Selanjutnya diinjeksikan slurry beserta proppant. Pada tahapan ini slurry dipompakan dengan rate yang konstan yaitu 16 BPM, sekaligus proppant Brady Sand 12/20 yang ditambahkan secara bertahap dari 0.5 PPA hingga 5.0 PPA. Pada konsentrasi 6.0 PPA proppant yang digunakan adalah AcFrac CS 12/20. Apabila pemompaan slurry telah tercapai, dilakukan pemompaan flush, agar proppant terdorong ke dalam formasi dan sisa dari proppant dapat kembali kepermukaan. Fluida yang digunakan untuk flush adalah WF116 dengan laju injeksi yang sama seperti kemampuan pad.
4.4 Evaluasi Perekahan Hidraulik
4.4.1 Geometri rekahan
Model rekahan 2 (dua) dimensi yang digunakan pada tulisan ini adalah PKN (Perkins, Kern, dan Nordgen ) dan KGD ( Khristianovich, Geertsma, dan De- Klerk ). Pendekatan dengan model ini digunakan untuk memperkirakan panjang dan lebar rekahan dibandingkan dengan dari 3D menggunakan simulasi FracCad.
4.4.1.1 PKN (Perkins, Kern, dan Nordgen )
Model PKN ini digunakan jika panjang rekahan jauh lebih besar dari tinggi rekahan ( Xf >> Hf ). Hasil yang didapat dengan menggunakan metode ini adalah panjang rekahan 52.9 ft, lebar rekahan 0.0105 ft, sedangkan tinggi rekahan dianggap sama dengan tinggi formasi yakni 110.2 ft.
4.4.1.2 KGD ( Khristianovich, Geertsma, dan De Klerk )
Model KGD ini digunakan jika tinggi rekahan jauh lebih besar dari panjang rekahan ( hf >> Xf ). Model KGD merupakan kebalikan dari model PKN. Hasil yang didapat dengan menggunakan metode ini adalah panjang rekahan (Xf) 62.18 ft, lebar rekahan (W) 0.0110 inchi,dan tinggi rekahan (Hf) 88.87 ft.
4.4.2 Permeabilitas Batuan
Tujuan perekahan hidraulik suatu formasi adalah meningkatkan
peningkatan permeabilitas dari 37,8 mD sebelum perekahan, menjadi 126.9 mD (Kf) sesudah perekahan.
4.4.3 Fracture Conductivity
Semakin tinggi fracture conductivity suatu formasi, maka semakin baik fluida mengalir. Fracture conductivity dapat dihitung secara manual dengan menggunakan rumus. Dari perhitungan didapat Fracture Conductivitynya 23149.8 mDft, angka ini lebih besar dibandingkan dengan hasil yang diperoleh dari simulasi FracCad yaitu 9829 mDft.
4.4.4 Productivity Index ( PI )
Harga Index Produktivitas (PI) diharapkan akan naik setelah dilakukannya suatu perekahan hidraulik. Indeks Produktivitas merupakan parameter yang menunjukkan kemampuan formasi untuk berproduksi. Perhitungan Indeks Produktivitas tersebut dapat dilakukan secara manual. Metode yang digunakan untuk menghitung PI pada tulisan ini adalah metode Prats. Dari perhitungan diatas diketahui bahwa Indeks Productivitas setelah perekahan adalah naik 4.61 kali. 4.4.5 Inflow Performance Relationship ( IPR )
4.4.6 Keekonomian Perekahan Sumur “X”
BAB V PEMBAHASAN
Perekahan hidraulik yang dilakukan pada sumur “X” bertujuan untuk memperbaiki jalan aliran fluida dari formasi menuju lubang sumur, sehingga terjadi peningkatan produksi pada sumur. Formasi di sumur “X” lapangan Y ini tergolong tight yaitu pori – pori formasi batuannya rapat yang menyebabkan fluida sulit bergerak menuju wellbore sehingga pada sumur ini diperlukan stimulasi. Sebelum distimulasi produksi sumur “X” adalah 17 BOPD dan permeabilitas formasinya 37,8 mD. Kecilnya produksi dan permeabilitas lapisan D di sumur “X” ini merupakan alasan utama diperlukannya suatu stimulasi pada sumur “X”. Perekahan pada sumur “X” lapisan D ini digunakan fluida perekah berbahan dasar air yaitu YF116ST. Fluida perekah ini dapat menggunakan pada lapisan sandstone. Waktu digunakan fluida perekah ini ditambahkan additives dengan komposisi tertentu agar menghasilkan performa suatu fluida yang didinginkan. Penambahan additives ini disesuaikan dengan sifat - sifat lapisan D sumur “X”. Jenis – jenis additive yang ditambahkan pada fluida perekah ini adalah Borate Crosslinker, Oxidizer Breaker, Encapsulated Breaker, Antifoam, Ezeflo Surfaktant, Bactericed, Potassium Chloride, Nonemulsifying Agent, Cleanflow Add, dan FiberFrac. Untuk proppant digunakan adalah jenis 12/20 Regular Sand dan 12/20 RCS. Proppant yang digunakan ditentukan berdasarkan pertimbangan kemampuannya untuk dapat menahan rekahan agar tidak menutup
kembali dan mempunyai konduktivitas yang baik. Oleh karena itu proppant tersebut harus dapat menahan tekanan paling sedikit 2066 psi.
BAB VI KESIMPULAN
1. Alasan utama dilakukannya perekahan hidraulik pada sumur “X” lapisan D lapangan Y ini adalah untuk meningkatkan produksi dengan meningkatkan permeabilitas formasi, dengan cara membuat saluran konduktif sebagai jalan aliran fluida dari formasi menuju lubang sumur.
2. Sebelum Main Frac dilakukan DataFrac Stages Test terdiri dari Mini fall off test, Step rate test, dan Mini frac. Data yang diperoleh adalah Frac extention rate 2.3 BPM, Frac extention pressure 2203 psi, Max near wellbore friction 1064 psi, Clossure pressure 2066 psi, Frac gradient 0.83 psi/ft, ISIP 2283 psi, dan Net pressure 218 psi.
3. Dari metode PKN didapat panjang rekahan (Xf) 52.9 ft, lebar rekahan (W) 0.0105 inchi, dan tinggi rekahan (Hf) 110.2 ft yang tidak memenuhi syarat metode tersebut. Sedangkan dengan metode KGD didapat panjang rekahan (Xf) 62.18 ft, lebar rekahan (W) 0.0110 inchi,dan tinggi rekahan (Hf) 88.87 ft yang sesuai dengan metode tersebut.
4. Dari pemodelan geometri rekahan sumur “X” lapisan D secara 3D FracCad didapat lebar rekahan rata- rata (W) 0.216 inchi, panjang rekahan (Xf) 224 ft, tinggi rekahan 89.5 ft, dan Fracture Conductivity 6148 mDft.
Yang digunakan adalah data dari model 3D FracCad karena dianggap lebih baik.
5. Fluida perekah Mini fall off test dan Step rate test adalah 4% KCL Brine, untuk Main Frac digunakan fluida berbahan dasar air YF116ST dan ditambahkan additive, yang akan dipompakan 24800 gal. Proppant yang digunakan 12/20 Brady sand dan AC4000 12/20 yang merupakan RCS, dari desain yang akan dipompakan 61900 lbs.
6. Rekahan yang terbentuk adalah panjang rekahan 173.5 ft, tinggi rekahan 64.9 ft, lebar rekahan 0.357 inchi, dan fracture conductivitynya 9829 md-ft. Rekahan yang terbentuk lebih kecil dari data 3D FracCad, karena PAD yang dipompakan dikurangi. Proppant yang dipompakkan 62215 lb, dan yang masuk kedalam formasi 60903 lb.
RINGKASAN
Sumur “X” pada lapangan Y mempunyai laju alir minyak yang kecil karena permeabilitasnya yang rendah, adanya skin, dan formasi lapisan di sumur “X” ini tight. Oleh karena itu diperlukan suatu perekahan hidraulik. Sebelum dilakukan Main Frac diawali dengan Mini Fall Off Test, Step Rate Test, dan Calibration Test. Data yang diperoleh adalah Frac extention rate 2.3 BPM, Frac extention pressure 2203 psi, Max near wellbore friction 1064 psi, Clossure pressure 2066 psi, Frac gradient 0.83 psi/ft, ISIP 2283 psi, dan Net pressure 218 psi. Dari pemodelan geometri rekahan sumur “X” lapisan D secara 2D (PKN dan KGD) dari PKN diperoleh panjang rekahan (Xf) 52.9 ft, lebar rekahan (W) 0.0105 inchi, dan tinggi rekahan (Hf) 110.2 ft. Sedangkan metode KGD didapat panjang rekahan (Xf) 62.18 ft, lebar rekahan (W) 0.0110 inchi, dan tinggi rekahan (Hf) 88.87 ft dan dari 3D FracCad didapat lebar rekahan rata- rata (W) 0.216 inchi, panjang rekahan satu sayap (Xf) 224 ft, tinggi rekahan 89.5 ft.
Karena perekahan hidraulik terjadi peningkatan produksi minyak, dari 17 BOPD sebelum perekahan menjadi 30.5 BOPD sesudah perekahan. Permeabilitasnya juga meningkat dari 37.8 mD sebelum perekahan menjadi 126.9 mD setelah perekahan. Dari segi keekonomian, didapatkan POT selama 63 hari. Dari semua indikator tersebut perekahan hidraulik di sumur “X” lapangan Y dianggap berhasil.
ABSTRACT
“X” well at Y field has a low production. This low production because the formation has a low permeability, there is formation damage, and type of layer this formation at “X” well is tight. The implementation hydraulic fracturing need applying to the “X” well. Before apply Main Frac need some test that is Mini Fall Off Test, Step Rate Test, and Calibration Test. From that test got Frac extention rate 2,3 BPM, Frac extention pressure 2203 psi, Maximum near wellbore friction 1064 psi, Clossure pressure 2066 psi, Frac gradient 0.83 psi/ft, ISIP 2283 psi, and Net pressure 218 psi. The geometry fracturing evaluation was carried out by repeating the fracturing calculation manually ( PKN and KGD ) and 3D FracCad. From PKN was got fracture length (Xf) 52.9 ft, wide (W) 0.0105 inchi, and fracture height 110.2 ft. From the KGD method was got fracture length (Xf) 62.18 ft, wide (W) 0.0110 inchi, and fracture height 88.87 ft and from 3D FracCad was got fracture length (Xf) 224 ft, wide (W) 0.216 inchi, and fracture height 89.5 ft.
After hydraulic fracturing there is an increase of oil production rate, from 17 BOPD before fracturing to 30.5 BOPD after fracturing. From result of the hydraulic fracturing evaluation that was carried out, the permeability of the formation increased from 37.8 mD before fracturing to 126.9 mD after fracturing. From the economic evaluation the POT is 63 days. From all the evaluation and result means that hydraulic fracturing in the “X” well at Y field was successful.
