Skripsi STUDI DAN EVALUASI PENERAPAN PER

BAB I
PENDAHULUAN

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.

1

2

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.
2

3

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

Data Reservoir
Unit

Reservoir

Lapaisan D

Porositas rata - rata

%

21,5

Saturasi Air (Sw)

%

27,4

Permeabilitas rata - rata

mD

37,8

Jenis batuan

-

Batu Pasir

API

API

35.6

Factor Volume Formasi Minyak

RB/STB

1.28

Viscositas Minyak

Cp

0.0185

0

4

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 ()

4

5

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. Masingmasing 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
Mini Fall off Test adalah tahap awal dari Data Frac Stages test yang

dilakukan untuk mendiagnosa sumur, yaitu dengan menginjeksikan fluida ke

6

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

(Pad + Proppant), dan Flushing. Pada pelaksanaan main frac, pertama – tama
diinjeksikan pad dengan laju dan tekanan injeksi tertentu. Pad adalah fluida kental
yang fungsinya merekahakan formasi dan membentuk rekahan. Selanjtunya
diinjeksikan slurry dan proppant. Slurry ini adalah media pembawa proppant.

7

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.
Additive adalah bahan tambahan yang sengaja ditambahkan ke dalam
fluida perekah untuk mendapatkan performa yang diinginkan. Penambahan zat ini

8

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 threedimensional (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.
Setelah pekerjaan perekahan hidraulik harus dilakukan suatu evaluasi yang
dapat dianalisa dari kenaikan productivity index sumur yang ditinjau berdasarkan
kinerja aliran fluida formasi ke lubang sumur atau kelakuan formasi produktif

9

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.
Dalam skala kecil, parameter keekonomian yang diperlukan antara lain
adalah POT (Pay Out Time) dan Cash Flow selama rentang waktu pengamatan.
Untuk suatu pekerjaan workover sumur, umumnya mengevaluasi pay out time dan
cash flow sumur telitian untuk rentang waktu tertentu sampai diadakannya work
over berikutnya.

10

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 dilakukannya 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.

10

11

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
Mini Fall Off Test adalah tahap awal dari DataFrac Stages Test yang

dilakukan untuk mendiagnosa sumur. Pada tahapan ini akan didapatkan perkiraan
data tekanan. Tekanan rata - rata selama pemompaan 1201 psi, dan tekanan
maksimum selama pemompaan 1393 psi. Selama Shut in tekanan di permukaan
turun dari 1201 menjadi 649, sehingga diindikasikan total friction pressure
sebesar 552 psi. Mini Fall Off Test dilakukan dengan memompakan 4% KCL 35,2
bbl dengan laju injeksi (Qinj) 7 BPM.

12

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
Hasil akhir setelah membuat desain dengan 3 ( tiga ) dimensi ataupun 2

13

(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
Evaluasi yang dilakukan terhadap perekahan hidraulik pada sumur “X”

lapisan D pada tulisan ini meliputi evaluasi geometri rekahan 2D dengan model
PKN dan KGD dibandingkan dari 3D menggunakan simulasi FracCad, perubahan
permeabilitas

sebelum

dan

sesudah

perekahan,

Fracture

Conductivity,

Productivity Index, IPR sebelum dan sesudah perekahan, dan keekonomiannya.

14

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

permeabilitas batuan tersebut yang diikuti oleh peningkatan laju alir minyak.
Karena tidak ada data dari PBU test disumur ”X” sesudah perekahan, maka
permeabilitas batuan pada sumur ini diperkirakan dari perhitungan. Dari
perhitungan didapat bahwa setelah perekahan hidraulik pada sumur “X” terjadi

15

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 )
Inflow Performance Relationship adalah gambaran kemampuan suatu for-

masi berproduksi yang digambarkan oleh hubungan antara laju produksi (Qo)
dengan tekanan alir dasar sumur (Pwf). Pada tulisan ini, metode yang digunakan
untuk pembuatan IPR adalah metode Vogel. Metode ini digunakan karena formasi
yang dievaluasi memiliki aliran dua phasa dengan water cut tinggi.

16

4.4.6

Keekonomian Perekahan Sumur “X”
Keberhasilan suatu perekahan hidraulik juga perlu dilihat dari segi keeko-

nomiannya. Jika investasi yang ditanamkan tidak berlipat atau minimal kembali
dalam jangka waktu tertentu, maka perekahan hidraulik tersebut dapat dikatakan
gagal. Dari hasil perhitungan POT didapatkan POT perekahan hidraulik di sumur
”X” 63 hari, sehingga dari segi ekonomian perekahan hidraulik pada sumur “X”
lapangan Y dinilai berhasil.

17

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

17

18

kembali dan mempunyai konduktivitas yang baik. Oleh karena itu proppant
tersebut harus dapat menahan tekanan paling sedikit 2066 psi.
Sebelum dilaksanakannya Main Fracturing, terlebih dahulu dilakukan Frac
Stages Test. Parameter yang diperoleh dari test ini adalah clossure pressure 2066
psi, extention pressure 2203 psi, ISIP 2283 psi, perkiraan panjang rekahan (Xf)
224 ft, tinggi rekahan (Hf) 89.54 ft, dan lebar rekahan (W) 0.216 inchi. Sebelum
dilaksanakan Main Frac, harus dibuat geometri rekahan. Geometri rekahan ini
dapat didesain dengan menggunakan simulasi 3D FracCad ataupun 2D dengan
menggunakan metode PKN dan KGD. Dari perbandingan parameter antara 3D
FracCad dengan 2D didapat bahwa metode perhitungan model geometri rekahan
yang cocok pada tulisan ini adalah metode PKN, yang memiliki konsep panjang
rekahan lebih panjang dari pada tinggi rekahan. Namun hasil perhitungan dengan
metode PKN tidak memenuhi syarat konsep metode tersebut. Dari hasil
perhitungan 2D didapatkan panjang rekahan 52.9 ft, lebar rekahan 0.0105 ft,
sedangkan tinggi rekahan dianggap sama dengan tinggi formasi yakni 110.2 ft.
Hasil perhitungan dari 3D FracCad maupun 2D ( PKN dan KGD ) hasilnya
berbeda. Hal ini karena pada 3D FracCad memperhitungkan variasi sifat fisik
batuan sedangkan untuk 2D tidak memperhitungkan variasi sifat fisik batuan,
seperti mengasumsikan tinggi rekahan dianggap sama dengan ketebalan formasi
dan sifat fisik batuan dianggap sama untuk semua lapisan batuan. Dari hasil
simulasi FracCad didapatkan panjang rekahan 224 ft, lebar rekahan 0.216 ft,
tinggi rekahan 89.5 ft, sedangkan untuk konduktifitas efektifnya 6148 mD-ft.

19

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.
19

20

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 mdft. 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.

7. Perekahan hidraulik pada sumur “X” lapisan D dianggap berhasil, dengan
meningkatnya permeabilitas 37.8 mD menjadi 126.9 mD, dan produksi
dari 17 BOPD sebelum perekahan menjadi 30.5 BOPD. Dari perhitungan
POT, menunjukan bahwa perekahan hidraulik pada sumur ini ekonomis
dengan POT 63 hari.

21

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.

i

22

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.

ii