5-4 Perencanaan Perekahan Hidraulik

of 51 /51
The 2nd Phase of Well & Reservoir Management V.5 - 71 V.5.4. STANDARD OPERATING PROCEDURE (SOP) PERENCANAAN PEREKAHAN HIDRAULIK 1. TUJUAN Menentukan besarnya: 1. Laju injeksi fluida peretak (q t ) 2. Volume injeksi total (V) 3. Luas rekahan yang terjadi (A) 4. Berat bahan pengganjal (S) 5. Tekanan injeksi di permukaan (P s ) 6. Daya kuda yang diperlukan (H h ) 7. Perbandingan Produktivitas sumur setelah peretakan (PR). 2. METODE DAN PERSYARATAN Ada dua metode yang dapat digunakan dengan persyaratan yang berbeda: 2. 1. METODE LANGSUNG Persyaratan metode pertama adalah laju injeksi fluida peretakan volume total fluida peretak yang digunakan dan gradien retak di daerah tersebut telah diketahui dari pengalaman operasi peretakan hidraulik di masa lalu. 2. 2. METODE PENJAJALAN Persyaratan metode kedua adalah Productivity Ratio (PR) yang dinginkan dan gradien tekanan retak diketahui. 3. TEORI DASAR Hydraulic fracturing mulai populer sekitar 1948 dan sejak tahun 1980 keatas mulai meningkat kembali karena dimulai penggunaan pada formasi yang permeabilitas yang besar. Pada saat ini Hydraulic fracturing bukan saja digunakan untuk meningkatkan produksi dengan menembus zone damage dan meningkatkan permeabilitas, tetapi juga untuk menahan fines atau produksi pasir pada formasi berpermeabilitas besar.

Embed Size (px)

Transcript of 5-4 Perencanaan Perekahan Hidraulik

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 71

    V.5.4. STANDARD OPERATING PROCEDURE (SOP)

    PERENCANAAN PEREKAHAN HIDRAULIK

    1. TUJUAN

    Menentukan besarnya:

    1. Laju injeksi fluida peretak (qt)

    2. Volume injeksi total (V)

    3. Luas rekahan yang terjadi (A)

    4. Berat bahan pengganjal (S)

    5. Tekanan injeksi di permukaan (Ps)

    6. Daya kuda yang diperlukan (Hh)

    7. Perbandingan Produktivitas sumur setelah peretakan (PR).

    2. METODE DAN PERSYARATAN

    Ada dua metode yang dapat digunakan dengan persyaratan yang berbeda:

    2. 1. METODE LANGSUNG

    Persyaratan metode pertama adalah laju injeksi fluida peretakan volume total fluida

    peretak yang digunakan dan gradien retak di daerah tersebut telah diketahui dari

    pengalaman operasi peretakan hidraulik di masa lalu.

    2. 2. METODE PENJAJALAN

    Persyaratan metode kedua adalah Productivity Ratio (PR) yang dinginkan dan

    gradien tekanan retak diketahui.

    3. TEORI DASAR

    Hydraulic fracturing mulai populer sekitar 1948 dan sejak tahun 1980 keatas mulai

    meningkat kembali karena dimulai penggunaan pada formasi yang permeabilitas yang

    besar. Pada saat ini Hydraulic fracturing bukan saja digunakan untuk meningkatkan

    produksi dengan menembus zone damage dan meningkatkan permeabilitas, tetapi juga

    untuk menahan fines atau produksi pasir pada formasi berpermeabilitas besar.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 72

    Gambar 1 Skematik Suatu Hydraulic Fracturing (SPE Mon. 12)

    Perekahan hidraulika dilakukan apabila sumur mengalami penurunan produksi, dan

    penurunan produksi ini disebabkan karena kecilnya permeabilitas formasi. Perekahan

    hidraulika untuk tujuan tersebut, sekarang ini sudah sering dilakukan. Keberhasilan

    perekahan hidraulik sangat tergantung pada banyak hal, diantaranya adalah perencanaan

    awal (desain awal) perekahan hidraulika sebelum perekahan hidraulika itu dilakukan.

    Perekahan hidraulika akan mendapatkan hasil yang baik apabila dilakukan pada

    formasi yang berpermeabilitas kecil (< 10 md) atau dimana damagenya agak dalam.

    Perekahan hidraulika dimulai dengan pad, slurry dengan proppant lalu flush.

    Pada masa lalu pemompaan fracturing fluid dari 1000 3000 gallon, pada masa

    sekarang pemompaan bisa dari dari 500 gal sampai 1 juta gal dan proppant dari 15000 lb

    sampai 9.2 juta lb. Kenaikan produktivitas bisa sampai 3 bahkan 10 kalinya kalau terdapat

    damage.

    3.1 PENGERTIAN PEREKAHAN HIDRAULIKA

    Perekahan hidraulik ialah usaha membuat rekahan untuk jalan mengalirnya fluida

    reservoir ke lubang sumur dengan cara menginjeksikan fluida perekah pada tekanan diatas

    tekanan rekah formasi. Setelah formasi mengalami perekahan fluida terus diinjeksikan

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 73

    untuk memperlebar rekahan yang terjadi. Untuk menjaga agar rekahan tidak menutup

    kembali, maka rekahan yang terjadi diganjal dengan pengganjal berupa pasir (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 yang tinggi.

    3.2 MEKANIKA BATUAN

    Untuk dapat merekahkan batuan reservoir, maka pada batuan tersebut harus diberikan

    tekanan sampai melebihi tekanan dari gaya-gaya yang mempertahankan keutuhan batuan

    tersebut. Sehingga jika tensile stress terlewati, maka batuan akan merekah pada bidang

    yang tegak lurus terhadap stress utama terkecil. Dengan kata lain, jika arah stress utama

    terkecil horisontal, maka rekahan yang terjadi adalah vertikal. Sebaliknya jika stress utama

    terkecil vertikal, maka rekahan yang terjadi adalah horisontal. Hal ini dapat dilihat seperti

    gambar 2. Dari gambar 2 tersebut akan kita dapatkan hubungan ketiga stress tersebut

    adalah sebagai berikut :

    Stress vertikal (overburden stress) dapat dinyatakan dengan persamaan :

    = ()

    Gambar 2 Besar Ketiga Stress Utama

    Jika overburden adalah harga absolut, yang dialami oleh batuan maupun fluida di pori -

    pori batuan, maka efektif stressnya (v ) adalah :

    =

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 74

    Stress efektif horizontal dapat dinyatakan dengan persamaan :

    = 1 =

    sehingga stress horisontalnya dapat dinyatakan dengan persamaan

    =

    dan stress minimum absolutnya adalah :

    =

    sedang stress absolut minimumnya adalah :

    =

    Dengan melihat adanya stress-stress tersebut, maka dimungkinkan arah rekahan dapat

    terjadi secara vertikal, horisontal, maupun menyudut. Untuk menentukan arah rekahan

    tersebut dapat dilakukan sebagai berikut :

    1. Jika gradien rekah (Gf) < 0.95 psi/ft, maka arah rekahan terjadi secara vertikal.

    2. Jika gradien rekah (Gf) > 1.1 psi/ft, maka arah rekahan terjadi secara horisontal.

    3. Jika gradien rekah (Gf), harganya diantara 0.95 -1.1 psi/ft, maka arah rekahan yang

    terjadi menyudut.

    Parameter-parameter lain yang termasuk daiam mekanika batuan antara lain :

    1. Young modulus (E), merupakan kemiringan di daerah linier pada grafik stress vs

    strain.

    2. Plane strain Modulus (E' ) dinyatakan dengan persamaan :

    = 1 3. Shear stress (G) dinyatakan dengan persamaan :

    = 2(1 + )

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 75

    3.3 MEKANIKA FLUIDA

    Fluida perekah digunakan agar rekahan yang terjadi cukup besar sehingga proppant

    dapat masuk ke dalam tanpa mengalami mampat (Bridging) atau pengendapan (settling).

    Untuk itu, fluida perekah harus berviskositas besar dan kehilangan fluida juga harus

    diperkecil, dengan jalan menambahkan polimer, yang akan membentuk sifat wall building.

    3.3.1 Rheology

    Pengetahuan tentang theology fluida perekah diperlukan untuk mendapatkan harga

    viskositas yang cukup berdasarkan besarnya harga shear rate dan shear stressnya. Di dalam

    rheology, dikenal tiga jenis fluida perekah, yaitu newtontan, bingham plastik dan power

    law.

    Untuk fluida newtonian berlaku hubungan :

    = Sedangkan untuk fluida Bingham Plastic berlaku :

    = + ! dan untuk Power Law berlaku hubungan :

    = " Perbedaan ketiga jenis fluid tersebut dapat dilihat pada gambar 3

    Gambar 3 Harga Harga Shear Stress vs Shear Rate

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 76

    Sedangkan Gambar 4 memperlihatkan hubungan antara shear rate dan shear stress

    untuk fluida power law pada skala linear dan log-log. Untuk fluida perekah yang berlaku

    adalah power law.

    Gambar 4 Plot Fluida Power Law Pada Skala Linier dan Log Log

    Berdasarkan pendekatan jenis fluida power law, maka besarnya apparent viskosity

    atau viskositas sebenarnya dapat ditentukan dengan persamaan :

    = 47800" '(

    dengan

    " = " )(3+ + 1)4+ , , .+/.0 1213 (45 678/:/;

    " = " )(2+ + 1)43 , , .+/.0 1213 (45 678/:/;

    6.3.2 Fluid Loss (Leak-Off)

    Kehilangan fluida adalah terjadinya aliran fluida perekah masuk ke dalam batuan.

    Secara umum leak-off yang berlebihan dapat disebabkan oleh ketidakseragaman

    (heterogenity) reservoirnya, seperti adanya rekahan alamiah (natural fissures). Cooper eet

    al. Memperkenalkan harga koefisien leak-off total (Ct) yang terdiri dari tiga mekanisme

    yang terpisah, yaitu :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 77

    Viskosity controlled (C), adalah suatu kehilangan fluida yang dipengaruhi oleh

    viskositas. Penentuan besarnya harga C dapat dilakukan dengan persamaan :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 78

    Dari ketiga mekanisme tersebut, maka besarnya koefisien leak-off total adalah :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 79

    3.4.2 Additive

    Suatu fluida perekah seharusnya menghasilkan friksi tekanan yang kecil dan tetap

    berviskositas besar untuk menahan proppant, serta bisa turun kembali viskositasnya setelah

    selesai perekahan dan dapat menempatkan proppant. Agar memenuhi syarat tersebut maka ke

    dalam fluida perekah kadang-kadang harus ditambahkan additive, jenis additive yang biasa

    digunakan antara lain:

    a. Buffer (pengontrol PH)

    b. Bactericides/biocides : bakteri penyerang polimer, untuk merusak ikatannya.

    c. Pencampur gel: Untuk menghindari terjadinya gel.

    d. Fluid loss additive: Mengurangi terjadinya leak-off

    e. Breakers: Memecahkan rantai polimer sehingga fluida kembali menjadi encer.

    Besarnya jumlah volume fiuida yang dibutuhkan untuk perekahan, dapat dinyatakan

    dengan persamaan dibawah ini:

    KL38/.L7 HM4.N7 = "O;P<

    3.4.3 Pemilihan Fiuida Perekah

    Untuk memilih fiuida perekah yang sesuai, fiuida tersebut harus memiliki criteria

    sebagai berikut:

    1. Viskositas cukup besar, yaitu 100-1000 cp pada temperatur normal.

    2. Filtrasi jangan sampai menutupi pori-pori dan batuan.

    3. Bersifat stabil pada tekanan tinggi.

    4. Tidak bereaksi dengan cairan lapisan reservoir, karena dapat menimbulkan endapan

    yang dapat menyebabkan terjadinya kerusakan formasi.

    5. Tidak membentuk emulsi di dalam lapisan reservoir.

    6. Viskositas cairan dapat berubah menjadi lebih kecil setelah terjadinya perekahan,

    sehingga mudah dikeiuarkan dari dalam sumur.

    7. Haruslah memiliki harga yang relatif murah.

    8. Aman.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 80

    3.5 PROPPANT

    3.5.1 Jenis Proppant

    Proppant adalah benda padat pada umumnya berbentuk pasir dan digunakan untuk

    mengganjal rekahan yang terbentuk agar rekahan tersebut tidak menutup kembali. Ada

    beberapa macam jenis proppant:

    A. Pasir di Alam

    Ottawa (Jordan, White) sand

    - bundar sekali (well rounded), kadar quartz tinggi

    - sanggup menahan berat

    - SG (BD) = 2.65

    Brady (Texas, Hickory) sand

    - agak bersudut (angularity), kadar quartz tinggi.

    - sanggup menahan berat

    - SG = 2.65

    B. Ceramic Proppant

    Sintered Bauxite

    - tersedia untuk tahan terhadap stress tinggi

    - dipakai untuk sumur dengan temperatur tinggi, sumur dalam dan mengandung H2S

    - untuk stress sampai diatas 12000 psi

    - SG = 3.65

    Keramik berdensitas sedang (Intermediate Density' Ceramics)

    - lebih ringan dan lebih murah dari Sintered Bauxite

    - untuk stress sampai 10000 psi

    - SG = 3.15

    Keramik berdensitas rendah (Low Density Ceramics)

    - berat hampir sama dengan pasir

    - untuk stress sampai 6000 psi

    - SG = 2.7

    C. Resin Coated Proppant (proppant dengan lapisan resin)

    Mendistribusikan beban, menghlndarkan persentuhan antar butir-butir

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 81

    Terikat ditempat untuk mencegah migrasi proppant.

    1. Pre-cured Resin

    - mengurangi kerusakan karena brittle (mudah pecah)

    - SG = 2.55

    - resin dapat menahan proppant yang hancur

    - Proppant abrasiveness (kekasaran) agak berkurang

    2. Curable Resin

    - Digunakan untuk membuntuti slurry proppant untuk mencegah proppant mengalir

    balik ke sumur

    - Setelah membeku akan membentuk massa yang terkonsolidasi dengan daya tahan

    besar.

    3.5.2 Pemilihan Proppant

    Pemilihan proppant rnerupakan suatu hal yang sangat penting sebelum melakukan

    perekahan. Proppant yang digunakan akan menentukan besamya harga konduktifitas rekahan

    (wkf), yang didefinisikan secara matematis sebagai perkalian antara lebar rekahan (w) dengan

    permeabilitas (kf). Kontras antara rekahan dan formasi menentukan kenaikan produksi dari

    suatu proyek rekahan. Makin kontras permeabilitas di rekahan akan makin besar

    produktivitasnya, akan tetapi tetap harus dicari jalan yang paling ekonomis, baik dalam

    proppant maupun ukurannya. Apabila proppant mengalami stress yang melewati kekuatannya

    maka akan terjadi crushing dan akan merugikan karena akan mengurangi produktivitasnya.

    Ada lima faktor yang harus diperhatikan dalam pemilihan proppant yang pada akhimya

    akan mempengaruhi konduktivitas suatu rekahan, yaitu :

    1. Ukuran Proppant

    Ukuran proppant penting untuk kesuksesan perekahan hidraulik karena 3 alasan yaitu:

    Bridging, untuk bisa mulus maka ukuran lebar rekah minimal harus 4 kali ukuran

    proppant.

    Cocok dengan ukuran perporasinya.

    Konduktivitas adalah fungsi dari ukuran proppant.

    Ukuran proppant berdasarkan ASTM (American Standard for Testing and Material)

    misalnya : 20/40 sand, dapat melalui screen (saringan 0.033 inci) dan tersaring oleh screen 40

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 82

    mesh (0.0165). Sedangkan spesifikasi dari API (American Petroleum Institute) adalah

    sebagai berikut :

    - Minimum 90 % akan ada di atas saringan (sieves) yang ditentukan.

    - Ukuran contoh pasir yang lebih besar dari diatas < 0.1 %

    - Ukuran contoh pasir yang lebih kecil dari diatas < 1 %

    Ukuran proppant mempunyai efek pada pemadatan, makin besar proppant (12/20 mesh)

    makin besar pula konduktivitasnya, akan tetapi makin besar ukuran proppant maka

    kekuatannya dalam menahan tekanan yang membebaninya akan makin kecil. Akibatnya

    maka proppant tersebut akan pecah (crushed) sehingga pada akhimya akan

    menurunkankonduktivitasnya. Berikut ini adalah tabel yang memuat ukuran proppant,

    maksimum dan rata-rata.

    Tabel 1 Ukuran Proppant

    2. Konsentrasi Proppant

    Kadar proppant atau konsentrasi proppant didefisikan sebagai jumlah proppant per luas

    rekahan (dari satu sisi dinding saja), atau pound proppant/luas (Ib/ft2). Konduktivitas rekahan

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 83

    meningkat dengan meningkatnya konsentrasi proppant. Hubungan ini tidak berlaku untuk

    konsentrasi kurang dari 0.5 lb/ft2 karena efek dinding.

    3. Kekuatan Proppant (proppant strength)

    Strength dari proppant sangat penting untuk proyek perekahan. Gambar 6 menunjukan

    persen berat fines yang terjadi pada closure stress tententu. Gambar 6 Efek Closure Stress

    Terhadap Bermacam-macam Jenis Dan Ukuran proppant pada Terjadinya Fines.

    Gambar 6 Efek Closure Stress terhadap Bermacam macam Jenis dan Ukuran Proppant pad

    Terjadinya Fines

    4. Bentuk Butiran Proppant

    Bentuk butiran proppant (proppant gram shape} yang ditentukan oleh roundness (halusnya

    permukaan) dan sphericity (bulatnya butiran), merupakan hal yang sangat penting, karena

    bentuk tersebut akan menentukan proppant tersebut kuat atau tidak apabila dikenakan

    tekanan. Karena stress permukaan akan merata pada bentuk yang bulat, halus, maka pada

    harga stress yang tinggi, makin halus/bulat suatu proppant, maka kemampuannya untuk

    menerima tekanan akan makin besar. Roundness dan sphericityditentukan oleh Skala

    Krumbein seperti yang ditunjukan oleh Gambar 7, misalnya 0.7R dan skala tersebut adalah

    lebih baik dari 0.6R. Di industri minyak umumnya R dan S untuk Krumbein Shape Factor

    diambil minimum 0.6 untuk pasir alamiah dan 0.7 untuk pasir industri (buatan).

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 84

    5. Kualitas Proppant

    Kualitas proppant buruk apabila banyak zat tambahan yang mengotorinya. Adanya

    carbonate, feldspar, atau oksida besi di proppant akan berakibat merusak konduktivitas.

    Kelarutan di asam menurut API maksimum 2%.

    Gambar 7 Faktor Bentuk Krumbein (Krumbein Shape Factor)

    3.5.3 Transportasi Proppant

    Penempatan proppant di dalam rekahan dipengaruhi oleh beberapa faktor diantaranya

    adalah kecepatan pengendapan proppant (settling), waktu pengendapan dan tinggi maksimum

    pengendapan proppant. Besaran-besaran tersebut dapat ditentukan sebagai berikut :

    1. Kecepatan pengendapan proppant (vset) :

    HI = Q2+ + 1108+ R S ) 3+TS DU72" (2+ + 1),

    '

    2. Waktu pengendapan proppant (tset) :

    /I = D60I 3. Tinggi maksimum pengendapan proppant (hfp)

    DS = D I/I2

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 85

    3.6 CARA PEREKAHAN

    Gambar 8 menunjukkan perekahan sumur dengan permeabilitas kecil dimana untuk

    menaikkan produktivitas, reserves dan usia sumur dilakukan perekahan yang sangat jauh dan

    biasanya rekahan tipis dan panjang.

    Gambar 8. Rekahan Panjang, Tipis Untuk Permeabilitas Kecil (Keck, AEPT)

    Untuk permeabilitas besar, perekahan dilakukan dengan sistim TSO atau tip screen out

    untuk permeabilitas 10 15 md bahkan yang 100 md atau lebih. Rekahan TSO akan pendek

    dan proppantnya akan screen out pada akhir perekahan dan biasanya rekahan gemuk serta

    pendek saja.

    Gambar 9. Rekahan Pendek, Gemuk, Untuk Permeabilitas Besar, TSO (Keck, AEPT)

    Perekahan panjang seperti gambar 8 di atas pernah dilakukan di Vico Kalimantan pada

    formasi gas berpermeabilitas dibawah 3 md. Sedangkan perekahan seperti gambar 9

    dilakukan pada hampir semua perusahaan di Indonesia seperti Caltex, ARCO, Maxus Gulf,

    Mobil, BP dll.

    Perekahan akan dimulai dengan pad atau cairan gel tanpa proppant, lalu dilanjutkan

    dengan slurry yaitu gel berisi proppant dan diakhiri dengan flushing. Ada dua cara untuk

    berdasarkan fluidanya :

    1. Fluida encer, dimana viskositasnya lebih kecil dari 50 cp. Ini disebut bank fluid, yaitu

    fluida yang nantinya akan membentuk gundukan pasir di rekahan dari konsentrasi

    pasir 2-3 ppg dengan laju pemompaan tinggi. Keberhasilannya tergantung dari

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 86

    proppant yang mengendap diluar lubang masuk rekahan. Desain demikian

    membutuhkan model komputer untuk menghitung kecepatan fluida, viskositas fluida,

    kecepatan settling proppant dll. Cara ini adalah untuk gambar 8 diatas dimana

    rekahannya akan jauh. Tetapi pasir terbanyak masih dekat sumur. gambar 10

    memperlihatkan skematis pemompaannya. gambar 11 memperlihatkan suatu contoh

    hasil perhitungan komputer untuk distribusi proppant.

    2. Fluida kental, yang terbanyak digunakan (termasuk gel > 50 cp, X-link, foam, gelled

    oil). Bisa mencapai ratusan cp. Dengan ini proppant secara teoritis bisa dibawa

    sampai mencapai tip atau ujung rekahan. Dalam praktek, kecepatan proppant akan

    lebih rendah dari fluidanya. gambar 12 menunjukkan konfigurasi fluida kental yang

    dipompakan secara ramp (meningkat konsentrasinya terhadap waktu). Dalam hal ini

    terlihat bahwa waktu pemompaan 3 ppg dilakukan maka slurry didepan juga sudah

    mengalami loss sehingga kadar proppantnya 3 ppg.

    Gambar 10. Cara Pemompaan Di Banking Fluid Dengan Fluida Encer (M.B. Smith)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 87

    Gambar 11. Hasil Run Computer Untuk Distribusi Proppant Pada Viskositas rendah (Halliburton)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 88

    Gambar 12. Konsentasi Proppant Dengan Jarak Pada Cara Ramp (M. Smith, NSI)

    Gambar 13. Proppant Schedule Untuk Mendapatkan Konsentrasi Proppant Uniform Pada Akhir

    Perekahan (M.B. Smith, NSI)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 89

    Pada TSO maka mula-mula dipompakan pad, lalu slurry dengan proppant berkadar

    rendah sekitar 1 atau 2 ppg selama beberapa waktu .dan diakhiri dengan slurry biasa yang

    meningkat (ramp). gambar 14 menunjukkan distribusi awal slurry dimana terjadi packed

    proppant ditepian rekahan, dengan ini rekahan berhenti tumbuh, dan injeksi lebih lanjut akan

    memadatkan slurry dan proppant disitu.

    Gambar 14. Konsentrasi Proppant Pada TSO Sebelum Akhir Perekahan (NSI)

    Gambar 15. Konsentrasi Proppant Pada Pemompaan TSO dan Fracpac (NSI)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 90

    Gambar 16. Perbedaan Proppant Schedule TSO/Fracpac Dengan Normal (NSI)

    3.7 MODEL GEOMETRI REKAHAN

    Model geometri rekahahan perlu diketahui untuk mengetahui sekaligus memperkirakan

    bagairnana bentuk dan rekahan yang teiah terjadi. Model geometri rekahan dibuat

    berdasarkan pada, mekanika batuan, mekanika fluida, jenis dan sifat aliran fluida, serta stress-

    stress yang berlaku pada batuan.

    Model perekahan hidraulik digunakan untuk:

    1. Mengetahui berapa hasil produksi nantinya

    2. Material yang diperlukan

    3. Tekanan

    4. Fluid loss dll.

    Ada 4 model perekahan yang telah dipakai atau masih dipakai:

    1. PKN (Perkins, Kern, Nordgreen) gambar 17. Ini akan terjadi kalau stress di formasi

    produktif jauh lebih kecil dari formasi diatas atau dibawahnya.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 91

    Gambar 17. Model PKN Dimana Batas Atas/Bawah adalah Shale, Panjang Rekahan >> Tinggi Rekahan

    (RBT 2000)

    Model PKN berasumsi bahwa panjang (atau dalam ) rekahan jauh lebih besar dari tinggi

    rekahan (xf >> hf) mempunyai irisan berbentuk ellips dimuka sumur, lebar maksimum di

    tengah ellips dan berharga nol untuk bagian paling atas dan paling bawah (ujung-

    ujungnya), tekanan dianggap konstan pada irisan vertikal dan sifat reaksi batuan bereaksi

    secara vertikal.

    2. KGD (atau GdK, Kristianovich-Zheltov, Geertsma dan deKlerk ). Gambar 18.

    Gambar 18. Model KGD Dimana hf>>xf (Tinggi Rekahan>Panjang Rekahan)(RBT2000)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 92

    Pada model ini rekahan akan pendek saja tetapi tinggi rekahan meningkat. Ini biasa terjadi

    di Indonesia (di Laut Jawa beda stress shale dengan shaly sand 200 psi dan dengan clean

    sand 400 psi. Karena biasanya tekanan net pressure 400 psi atau lebih maka inilah yang

    akan terjadi.

    3. Model Radial

    Gambar 19. Model Radial (RBT2000)

    Model radial digunakan bila perekahan dilakukan ditengah formasi yang sangat tebal

    ataupun kalau beda stress shale dan sand tidak ada. Model ini sering terjadi juga di Laut

    Jawa atau Lapangan Duri Caltex.

    4. Model Stimplan

    Di model rekahan dengan komputer sering dilakukan dengan cara numerical dan modelnya

    dapat dilihat di gambar 20.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 93

    Gambar 20. Model STIMPLAN Untuk Pseudo 3-D (NSI)

    Peter Valko dan Economides memberikan solusi untuk model PKN dan KGD dengan

    mempertimbangkan pengaruh kombinasi fluida non-Newtonian dan adanya fluid loss

    (laminer). Penurunanya menggunakan harga viskositas apparent pada fluida non-

    Newtonian.

    Hasilnya adalah sebagai berikut:

    WD = TOX + 2YSUZ4[D

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 94

    = D = (O(0)2D

    Untuk KGD

    O(0) = ]3.24 c1 + 2++ db;e; f11.10"ZD(()hD; i

    ';e;

    dengan asumsi bahwa shape faktornya

    OX = [4 O(0) = D = (O(0)4hD Persamaan di atas baik PKN dan KGD, harus diselesaikan dengan trial and error karena w

    dan xf harus dihitung sekaligus.

    3.8 ANALISIS TEKANAN PEREKAHAN

    Hasil perekahan apakah model kita PKN atau KGD (radial) dapat dilihat dari analisis

    kualitatif tekanan selama perekahan berlangsung. Gambar 21 memperlihatkan suatu grafik

    kelakuan tekanan secara umum pada perekahan hidraulik. Analisis tekanan perekahan untuk

    mencari effisiensi dan closure pressure selain untuk menchek harga lain seperti Young

    modul, fluid loss dll dilakukan dengan minifrac sebelum fracture sebenarnya kecuali ada data

    sumur yang lain sebelumnya.

    Gambar 22. memperlihatkan interpretasi pada grafik log-log plot antara Pnet = BHTP - c

    versus waktu. Dari sini terlihat bahwa mula-mula akan naik tinggi karena break down

    pressure (disini tak diperlihatkan karena terlampau singkat). Lalu disusul dengan naik karena

    rekahan bertambah panjang, ini menunjukkan cara model PKN. Pada waktu rekahan

    menubruk batas shale maka grafik hampir mendatar akibat meningkatnya tinggi rekahan.

    Setelah itu disusul dengan dihentikannya pompa dan rekahan mulai menutup. Nolte telah

    membuat Grafik plot log net pressure terhadap log waktu yang dapat dilihat pada gambar 22.

    Dari sini bisa dilihat apakah perekahan menurut PKN atau KGD, atau pecah ke zone lain,

    atau screen out.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 95

    Gambar 21. Grafik Kelakuan Tekanan Pada Perekahan Hidraulik (Nolte)

    Gambar 22. Grafik Log Pnet versus log Waktu (Nolte)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 96

    Tabel 2 Keterangan Gambar 22

    Harga Kemiringan Kira - Kira Interpretasi

    1/8-1/4

    0

    1

    2

    minus

    I Tinggi terbatas dan perpanjangan rekahan berjalan

    II a) Tinggi rekahan bertambah (cukup)

    b) Rekahan membuka

    III-a Perkembangan maeet @dua sayap

    III-b Perkembangan niacet @dua sayap

    IV Perkembangan tidak stabil dan tidak tertahan

    Pada saat menutup ini dapat dianalisis berapa effisiensinya dan juga closure pressurenya.

    Untuk rekahan yang normal tanpa ada yang masuk ke zone berpori lainnya akan dapat dilihat

    bagaimana effisiensi sebagai fungsi dari waktu closure dibagi waktu pemompaan yang akan

    diberikan di gambar 23.

    Gambar 23. Grafik Effisiensi versus Waktu Closure Dibagi Waktu Pemompaan (NSI)

    Harga closure pressure dan closure time dapat dicari antara lain dengan plot tekanan

    versus akar dari waktu seperti di gambar 24.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 97

    Gambar 24. Contoh Plot Tekanan Untuk Mencari Closure Pressure dan Closure Time Pada Suatu Perekahan

    Hidraulik (Keck,AEPT).

    Effisiensi dari gambar 23 yang biasanya didapat dari minifrac harus dikoreksi terhadap

    volume (atau waktu) perekahan sebenarnya dan syarat penting adalah pada minifrac laju

    pemompaan harus sama dengan perekahan sebenarnya.

    Koreksi itu adalah :

    7D;7D' = c/;/'d(('(jk)/l

    Misalnya kalau dari gambar 23, pada minifrac tc = 52 = 25 menit, maka kalau

    pemompaan katakan dalam 20.8 menit, maka tc/tp = 25/20.8 = 1.2, jadi effisiensi minifrac =

    ef1= 0.45, dan kalau perekahan sebenarnya 100,000 gal versus minifrac hanya 25000 gal,

    maka t2/t1 = 0 = 100,000/25,000 = 4.

    7D;0.45 = c10000025000 d(('(.mn)/l

    atau

    7D; = (0.45)(4)(.'o = 0.35 atau 35%

    Dari harga effisiensi maka bisa dicari berapakah besar pad terhadap total fluida perekah

    dengan rumus :

    :S = (1 7D); + :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 98

    dimana: fp = fraksi pad

    ef = effisiensi, fraksi

    harga fc = 0.05 kalau ef > 0.20

    fc = ef/4 kalau ef

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 99

    Gambar 25. Grafik Jauh Penembusan Lapisan Shale Pada Rekahan.(Keck, AEPT)

    3.10 EVALUASI HASIL PEREKAHAN

    Evaluasi hasil perekahan hidraulik untuk dilakukan untuk mengetahui apakah

    pelaksanaan perekahan berhasil atau tidak dalam menmgkatkan produktivitas sumur. Secara

    mudahnya ukuran keberhasilan dan setiap stimulasi adalah bila indeks produktivitas sumur

    meningkat. Menurut Gilbert indeks produktivitas sumur minyak dapat ditulis sebagai berikut:

    p = ZqI GD

    Dari persamaan aliran pseudosteady-state, untuk sumur minyak :

    I GD = 141.2ZMrMM0 ]ln cL7LOd 0.75 + Yb

    Jadi untuk aliran pseudosteady-state berlaku :

    p = ZqI GD = 0141.2ZMrMM uln vL7LOw 0.75 + Yx

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 100

    Untuk sumur yang direkahkan, Tinsley et al membuat suatu grafik yang dapat

    menentukan indeks produktivitas sumur setelah sumur tersebut direkahkan. Anggapan yang

    digunakan oleh Tinsley et al adalah, aliran steady state, reservoir silindris, fluida

    incompresible, dan re/rw dianggap sama dengan dilapangan. Dengan harga xf/re yang didapat

    dari gambar 26, maka akan didapat Productivity Ratio di bawah ini :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 101

    ekonomis. Penilaian layak dan tidak layak suatu proyek pada kegiatan perusahaan dan

    pengembangan sumber-sumber energi, sehingga perlu ditentukan beberapa faktor yang dapat

    menunjukan untung tidaknya proyek tersebut.

    Parameter-parameter ekonomi merupakan penilaian tingkat kelayakan suatu proyek,

    ditinjau dari segi untung rugi. Dengan mempertimbangkan untung rugi proyek tersebut kita

    dapat memutuskan apakah proyek perekahan dilaksanakan atau tidak. Dua parameter

    ekonomi yang digunakan tersebut adalah :

    Nilai sekarang dari dana tunai bersih (NPV)

    Harga sekarang dari dana tunai bersih (net present value) adalah jumlah keuntungan

    bersih suatu proyek pada waktu sekarang. Harga ini diperoleh dengan mengurangi

    pendapatan bersih sekarang dengan keseluruhan investasi. Nilai pendapatan bersih sekarang

    merupakan kumulatif dari pendapatan bersih pertahun setelah di diskonto.

    Secara matematis NPV dapat dinyatakan sebagai berikut :

    < = Y(1 + 2) |H =

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 102

    ~ = |H+76/362

    Semakin besar harga DROI maka keuntungan per rupiah atau per dollar uang yang

    diinvestasikan akan semakin besar. Sebaliknya apabila DROI semakin kecil maka

    keuntungan per rupiah atau per dollar uang yang diinvestasikan akan semakin kecil.

    4. LANGKAH KERJA

    4.1 METODE LANGSUNG

    1. Siapkan data pendukung:

    - Laju injeksi (qi) dan volume fluida peretak yang dibutuhkan (V) pada daerah tersebut

    dan pengalaman yang telah lalu.

    - Kedalaman sumur (D)

    - Jenis fluida peretak yang akan digunakan

    - Gravity minyak

    - Bahan pengganjal yang akan digunakan

    - Lebar rekahan yang diharapkan (W)

    - Porositas formasi ()

    - Permeabilitas rata-rata formasi (k)

    - Tebal lapisan (h)

    - Viskositas minyak ()

    - Viskositas fluida peretak ( f)

    - Kompresibilltas fluida reservoir (Cf)

    - Tekanan statik dasar sumur (Pst)

    - Temperatur sumur rata-rata (Ts)

    - Ukuran dan jenis casing

    - Ukuran dan Jenis tubing

    - Spasi sumur

    - Gradien geothermal (Gf)

    2. Hitung tekanan dasar sumur yang diperlukan

    = D~

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 103

    3. Hitung perbedaan tekanan di muka retakan

    = I

    4. Hitung harga koefisien fluida peretak (Cc)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 104

    Z = (HM4. K4.23 17L7/30 +Y.NI6/

    13. Tentukan gravity fluida pengganjal pada temperatur sumur rata-rata:

    T = 60 [ l - ( T - 60 ) ]

    14. Tentukan kerapatan jenis (density) fluida pengganjal pada temperatur sumur rata-rata :

    = 8.43 + W1 + 0.0456W

    15. Tentukan tekanan hidrostatik

    Ps = 0.052 T D

    Gambar 27 Efisiensi Perekahan Versus Fungsi X

    16. Tentukan parameter geometri annulus

    = ~ /.52+~

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 105

    17. Tentukan kecepatan rata-rata fluida:

    = 17.16(Z)(q; ;) (q; ;) = ;

    18. Hitung Bilangan Reynolds:

    | = 928

    Gambar 28 Koefisien Aliran Annulus

    19. Tentukan kehilangan tekanan karena gesekan :

    D = :h;25.80 Baca f dari gambar 29.

    20. Kehilangan tekanan setelah dikoreksi terhadap line efficiency

    D = D(0.90);

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 106

    21. Tentukan tekanan injeksi di permukaan :

    Ps = Pt + Pfc Ps

    Gambar 29. Faktor Gesekan Untuk Pipa Baja

    22. Tentukan Daya Kuda yang diperlukan :

    Hh = 0.0245 Ps qt

    23. Dari gambar 30, tentukan kf, dan kemudian hitung 0Dz0

    24. Tentukan Productivity Ratio dari gambar 31.

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 107

    Gambar 30 Efek Tekanan Terhadap Permeabilitas Pengganjal

    Gambar 31 Perkiraan PR Setelah Perekahan Untuk Rekahan Horizontal

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 108

    4. 2. METODE PENJAJALAN

    1. Siapkan data pendukung:

    - PR sumur yang ditargetkan setelah operasi peretakan dilakukan.

    - Kedalaman sumur

    - Jenis fluida peretak

    - Gravity fluida peretak

    - Kemiringan kurva fluid loss (m)

    - Luas kertas saring

    - Viskositas minyak pada kondisi sumur (o)

    - Bahan pengganjal

    - Lebar rekahan (W)

    - Permeabilitas formasi rata-rata (k)

    Tebal lapisan (h)

    - Tekanan statik dasar sumur (Pst)

    - Temperatur sumur rata-rata (Ts)

    - Ukuran casing dan tubing

    - Spasi sumur (acres)

    - Gradien rekah (Gf)

    2. Hitung harga tekanan dasar sumur yang diperlukan:

    Pt = Gf D

    3. Menggunakan Gambar 4, tentukan harga C

    < = 0D0

    4. Dengan bantuan gambar 32, tentukan harga serta harga PR yang diberikan. Kemudian

    tentukan rf dan A

    5. Tentukan berat bahan pengganjal yang diperlukan untuk mengepak 1 sq-ft rekahan (S)

    S = (Volume/Satuan Luas Rekahan)

    = (1 f ) (62.4 s)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 109

    Dengan cara penjajalan, pilih harga q dan tentukan V dan Hh. Untuk mencapai luas

    rekahan yang diinginkan (A), banyak kombinasi q, V dan Hh yang memenuhi. Dengan cara

    coba-coba, harus di pilih pasangan mana yang paling ekonomis (ditinjau dari segi biaya

    yang terlibat pada parameter q, V dan Hh tersebut).

    Gambar 32 Perkiraan PR Setelah Perekahan Untuk Rekahan Horizontal

    6. Anggap suatu harga q; tentukan harga Cw , Pact dan Cwact

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 110

    10. Tentukan harga t menggunakan persamaan di atas dan gambar 27.

    11. Tentukan volume fluida peretak yang diperlukan menurut :

    V = q t

    12. Tentukan konsentrasi bahan pengganjal :

    W = YH

    13. Tentukan laju injeksi total :

    Z = (HM4. K4.23 17L7/30 + Y.NIW8.34/ Y.N = Y W

    14. Tentukan Specific Gravity flulda peretak pada temperatur sumur

    T = 60 [ l - ( T - 60 ) ]

    15. Tentukan kerapatan jenis (density) fluida peretak pada temperatur sumur

    = 8.43 + W1 + 0.0456W

    16. Tentukan tekanan hidrostatik :

    Ps = 0.052 D

    17. Tentukan kecepatan alir dalam selubung :

    = 17.16(Z)(q; ;) (q; ;) = ;

    18. Hitung Bilangan Reynolds :

    | = 928

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 111

    19. Tentukan harga f dari gambar 29

    20. Tentukan kehilangan tekanan karena gesekan :

    D = :h;25.80

    21. Tentukan tekanan injeksi di permukaan

    Ps = Pt + Pfc Ps

    22. Tentukan Daya Kuda yang diperlukan :

    Hh = 0.0245 Ps qt

    Perhitungan diulangi untuk harga q yang lain dan tentukan harga V dan Hh. Kemudian dicari

    kombinasi qt, V dan Hh yang paling ekonomis.

    Gambar 33 Bagan Penentuan Dimensi Rekahan

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 112

    Gambar 34 Perencanaan Konsentrasi Proppant

    5. CONTOH SOAL

    1. Contoh penyelesalan desain dengan metode langsung

    Diketahui :

    Kedalaman sumur = 2000 ft

    Fluida peretak = lease oil

    Gravity minyak = 35 API pada 60F ( =0.85}

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 113

    Fluida pengganjal (propping agent) = 10-20 mesh sand

    Lebar rekahan = 0.1 inch

    Porositas = 0.135

    Permeabllitas rata-rata = 0.9 md

    Tebal lapisan = 50 ft

    Viskositas minyak (lease oil) pada kondisi reservoir = 4.0 cp

    Kompresibilitas fluida reservoir = 10 10-6

    psi-1

    Tekanan statik dasar sumur = 300 psig

    Temperatur sumur rata-rata = 80 F

    Ukuran casing = 51/2 in, J-55. id = 4.892 in

    Ukuran tubing = 2 - in nominal, ID = 2.375 in

    Peretakan dilakukan melalui anulus

    Spasi sumur = 40 Acres (re = 660 ft)

    Pengalaman masa lalu di daerah tersebut menunjukkan bahwa laju injeksi fluida peretak

    adalah 30 bbl /min dan volume yang dibutuhkan adalah 40.000 gallon lease oil.

    - Tekanan dasar sumur yang diperlukan :

    Pt = Gf D

    = 1.0 2000 = 2000 psig

    - Perbedaan tekanan di muka rekahan :

    P = Pt Pst

    = 2000 300 =1700 psi

    - Harga koefisien fluida perekah (Cc) dihitung dari persamaan :

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 114

    - Waktu pemompaan untuk 40000 gallon fluida peretak dengan laju injeksi 3.0 bbl/min

    adalah:

    / = 4000030W42 = 31.7 N2+ W = 2

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 115

    - Tekanan hidrostatik pada kedalaman 2000 ft

    Ps = 0.052 T D

    = 8.34 + W1 + 0.0456W = 8.43(0.842) + 4.421 + 0.0456(4.42) = 9.5345/34 Ps = (0, 052) (9.53) (2000)

    = 991 psi

    - Annulus geometry parameter

    = ~ /.52+~ 8362+ = 2.3750.485 = 4.896 dari Gambar 28 (Korelasi Crittendon) diperoleh :

    de = 0.74 4.692 = 3.62 in

    - Kecepatan .fluida rata-rata:

    = 17.16(Z, 554N7+2/)(q; ;) =17.16(36.1)(3.62); = 47.3 ://678

    - Bilangan Reynolds :

    | = 928 = (928)(3.62)(47.3)(9.53)4 = 3.79W10n Dari gambar 29 diperoleh f = 0.0040

    - Kehilangan tekanan karena gesekan :

    D = :h;25.80 = (0.0040)(2000)(9.53)(47.3);

    25.80(3.62) = 1826 162 Koreksi Crittendon terhadap line efficiency

    D = 1826(0.90)2 = 2254 162

    - Tekanan injeksi di permukaan (Ps)

    Ps = Pt + Pb - PS

    = 2000 + 2254 - 991 = 3263 Psig

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 116

    - Bursting pressure untuk casing (51/2 in J-55) = 5320 psi. 70% dari bursting pressure.

    Bursting pressure = 0.7 5320 = 3724. Jadi tekanan injeksi masih memadai.

    - Daya Kuda yang diperlukan:

    Hh = 0.0245 Ps qt hp

    = (0.0245) (3263) (36.1) =2886 hp

    - Menghitung PR :

    anggap rekahan yang terjadi horizontal (D = 2000 ft, Gf = 1)

    anggap tekanan yang terjadi adalah lingkaran dengan luas rf2 LDL = 252660 = 0.381

    Dari gambar 30 (untuk 10 - 20 mesh) diperoleh.

    kf = 60000 md

    0Dz0 = (6000)(0.1 12 )(0.9)(50) = 11.1

    Dengan bantuan gambar 31 diperoleh PR = 5

    Kesimpulan :

    qt = 36.1 bbl/min

    V = 40.000 gallon

    A = 198900 ft2

    S = 0.888 lb/sq ft

    Ps = 3263 psig

    Hh = 2886 hp

    PR = 5

    2. Contoh penyelesaian desain dengan metode penjajalan

    Diketahui :

    Kedalaman sumur = 7000 ft

    Fluida perekah = minyak mentah ditambah dengan 0.1 lb/gal

    additive sebagai pencegah fluid loss

    Gravity minyak = 30 API pada 60F ( = 0.876)

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 117

    Kemiringan kurva fluid loss = 1.2 CuCm / (min)1/2

    (Fluid loss diukur pada 1000 psi dan 125 F)

    Luas kertas saring = 22.8 Cm2

    Viskositas minyak pada kondisi sumur = 7 cp

    Bahan pengganjal (propping agent) = 10-20 mesh pasir

    Lebar rekahan = 0.1 in

    Permeabilitas formasi rata-rata = 1.0 md

    Tebal lapisan = 50 ft .

    Tekanan statik dasar sumur = 2500 psig

    Temperatur sumur rata-rata = 125 F

    Ukuran casing = 51/2 in, J-55, ID 4.892 in

    Spasi sumur = 40 Acres (re ; 660 ft)

    Perekahan melalui casing

    Gradien rekah = 0.7 psi/ft

    Penyelesaian :

    - Anggapan : - PR yang diharapkan = 3

    - Rekahan yang terjadi vertikal karena dalamnya sumur

    - Menggunakan gambar 30 :

    Untuk Pt = 0.7 7000 = 4900 psi , kf = 13.000 md

    < = 0Dz0 = (13000)(0.1 12 )1.0 = 108

    - Menggunakan gambar 32; untuk PR = 3 didapat : LDL = 0.25 LD = 0.25 W 660 = 165 :/ = 2 W 165 W 50 = 16500 :/;

    - S = 0,688 (dari contoh 1), banyaknya pasir yang dibutuhkan :

    0.689 16.500 = 14. 650 lb

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 118

    - Untuk mencapai luas rekahan di atas, banyak kombinasi antara q dan V yang memenuhi.

    Dengan cara coba-coba dipilih pasangan mana yang paling ekonomis (ditinjau dari segi

    harga/biaya yang terlibat pada q dan V).

    - Anggap q = 30 bbl/min dan tentukan V dan Kemudian Hh

    - Dengan anggapan q = 30 bbl/min

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 119

    - Specific gravity minyak pada temperatur sumur rata-rata :

    T = o [ 1 (T - 60) ]

    =0.0005

    125 =0.0005 125 = 0.876 [1 0.0005 (125-50) ] = 0.648

    - Kerapatan jenis pada temperatur stunor rata-rata :

    ';n = 8.43W0.848 + 0.391 + 0.0456W0.39 = 7.33 45/34

    - Tekanan hidrostatik :

    Ps = 0.052 D

    = 0.052 7.33 7000 = 2666 psi

    - Kecepatan aliran pada casing :

    = 17.16Z(q; ;) =17.16W30.54.982 = 21.9 ://678

    - Tentukan bilangan Reynolds

    | = 928 = (928)(4.829)(7.33)(21.9)7 = 102767 Dari gambar 29:

    f = 0.0046

    - Hitung kehilangan tekanan karena gesekan :

    D = :h;25.80 = (0.0046)(7000)(7.33)(21.9);

    25.80(4.892) = 897 162

    - Tekanan injeksi di permukaan :

    Ps = 4900 + 897 - 2668 = 3129 psi

    - Daya kuda yang diperlukan :

    Hh = 0.0245 Ps Pt

    = 0.0245 (3129) (30.5) = 2335 hp

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 120

    Perhitungan diulangi untuk harga q yang lain dan tentukan harga V dan Hh. Kemudian dicari

    kombinasi qt, V dan Hh yang paling ekonomis.

    6. DAFTAR PUSTAKA

    1. Priraharjo, Y., Rauf, N., Stemberger, D., and Gilmore, T.: Guide line to success on

    stimulation campaign, 2003.

    2. Craft, B.C., Holden, W. R. and Graves Jr, E. D.: Well Design, Drilling and

    Production.

    3. Prentice Hall Inc, Bab VIII, hal 483 553.

    4. Alien, T, O, and Roberts. A, P.: Production Operation 2, OGCI Bab VIII, a1 141-

    166.

    5. Howard & Fast: Hydraulic fracturing, SPE Monograph.

    7. DAFTAR SIMBOL

    A = luas (acres)

    C = kompresibilitas

    Cf = Kompresibilitas fluida (psi"1)

    d = diameter (inch)

    do = diameter luar (inch)

    di = diameter dalam (inch)

    D = kedalaman (ft)

    Gf = gradien rekah (psi/ft)

    h = tebal formasi

    Hh = daya kuda (Hp)

    k = permeabilitas formasi (md)

    kf = permeabilitas rekaban (md)

    L = panjang (ft)

    m = kemiringan kurva fluid loss (Cm3/fmin)

    P = tekanan (psi)

    Pst = tekanan statik dasar sumur (psi)

    Ps = tekanan injeksi di permukaan (psi)

    PR = Productivity Ratio

  • The 2nd Phase of Well & Reservoir Management

    V.5 - 121

    q = laju alir (bbl/min)

    qi = laju injeksi awal (bbl/min)

    qt = laju injeksi total (bbl/min)

    r = jarak (ft)

    re = radius pengurasan (ft)

    rf = radius peretakan (ft)

    t = waktu (menit)

    T = temperatur (F)

    Ts = temperatur sumur rata-rata (F)

    V = volume total (gallon)

    v = kecepatan alir (ft/sec)

    x = konsentrasi (ib/gal)

    w = lebar rekahan (inch)

    Huruf Yunani

    = specific gravity .

    = Kerapatan jenis [density) (Ib/gal)

    = porositas (fraksi)

    = viskositas (md)