ABSTRAK
Minifract telah dikenal dan digunakan sebagai metode pengumpulan data yang akurat dalam
penentuan desain Fracturing. Minifract adalah suatu pemompaan fluida “non compressible” yang
didesain semirip mungkin pemompaannya dengan Mainfract, namun tidak menggunakan pasir/proppant.
Adapun pada sumur dengan masalah tortuosity, pemompaan Minifract akan menemui hambatan
disebabkan oleh naiknya tekanan permukaan saat pemompaan sedangkan rate pemompaan rendah.
Tortuosity adalah bentuk rekahan kecil yang berawal dari perforasi yang dapat/tidak berhubungan dengan
rekahan utama yang terjadi selama operasional Fracturing berlangsung. Tortuosity dapat menyebabkan
terjadinya prematur screen out, dimana pasir/proppant tidak dapat terhantarkan seluruhnya ke dalam
lubang sumur. Sehingga menyebabkan hasil peningkatan produksi tidak tercapai, pada kasus yang berat
sumur akan kehilangan produksi karena tersumbat oleh pasir/proppant. Fenomena tortuosity dapat
dikenali dengan melakukan metode Step Rate Test. Pada saat pemompaan Step Rate Down, sebagai
bagian dari Step Rate Test, fenomena ini dikenali dengan menganalisa kurva-kurva antara tekanan-
tekanan dan laju alir pemompaan yang didapat selama pemompaan.
Tujuan penulisan ini adalah untuk menyajikan suatu situasi/kasus dimana fenomena Tortuosity
tidak terlalu jelas dikenali pada saat Step Rate Test, sehingga pada saat pemompaan Minifract tidak dapat
mencapai rate pemompaan yang diharapkan karena terjadi pressure drop antara lubang umur dan zona
rekahan. Kasus tidak jelasnya Tortuosity yang jarang terjadi ini, disebabkan oleh adanya permasalahan
kerusakan pada lubang perforasi sumur. Modifikasi Minifract dilakukan dengan metode pemompaan slug
untuk mengatasi akibat tortuosity, sehingga laju pemompaan dapat mencapai semaksimal mungkin tanpa
adanya batasan tekanan permukaan.
Keywords : Minifract, Tortuosity, Step Rate Down, Pemompaan
PENDAHULUAN
Fracturing telah dikenal sejak 1948
sebagai salah satu upaya peningkatan produksi
pada sumur minyak dan gas. Kegiatan
Fracturing di struktur Cemara sebagai upaya
peningkatan produksi telah dimulai sejak 2003
dengan memfokuskan sasaran lapisan batupasir
yang direkahkan pada lapisan H.
Pada kegiatan Fracturing umumnya
urutan langkah dibagi berdasarkan 3 tahap yaitu
: Uji Laju Formasi (Formation Injectivity Test),
Pengumpulan DataFrac (MiniFract) dan
Perekahan hidraulik (Fracturing). Keberhasilan
operasional perekahan yang merupakan bagian
utama dari kegiatan Fracturing ditopang dengan
efektivitas tahapan awal yaitu : Injectivity Test
& MiniFract. Dimana tahapan awal tersebut
dipengaruhi oleh pemilihan fluida dan kondisi
lubang sumur. Apabila pemilihan fluida telah
dilakukan dengan baik, maka faktor yang tersisa
selanjutnya adalah kondisi lubang sumur.
Tortuosity adalah suatu bentuk rekahan
kecil yang berawal dari perforasi yang
dapat/tidak berhubungan dengan rekahan utama
yang terjadi selama operasional Fracturing
berlangsung. Fenomena ini terbentuk pada
lubang sumur yang disebabkan oleh kondisi
lubang sumur setelah melewati suatu masa
produksi. Apabila kondisi ini diabaikan maka
tahapan pengumpulan data perekahan akan
gagal yang berakibat pada tidak tercapainya
sasaran Fracturing (prematur screen out).
Berdasarkan pengalaman praktis di
lapangan pada kegiatan Fracturing, untuk
mengatasi permasalahan efek friksi yang
disebabkan oleh fenomena tortuosity dapat
dilakukan beberapa cara yaitu : 1) Melakukan
optimasi desain perforasi ; 2) Melakukan
optimasi perlakuan laju pemompaan ; 3)
Menjaga kualitas rheologi fluida Fract selama
pelaksanaan pemompaan ; 4) Melakukan
modifikasi pemompaan pasir meningkat secara
bertahap. Tulisan ini dibuat dengan
mendasarkan pada kasus Fracturing sumur
CMB-03 di PT.Pertamina EP Region Jawa,
dimana fenomena tortuosity terjadi dan
ditangani dengan menggunakan kombinasi dari
metoda penanganan yang tersedia.
DASAR TEORI
Tahapan pekerjaan Fracturing dimulai
dengan Formation Injectivity Test dimana tahap
ini merupakan suatu pemompaan awal dengan
menggunakan fluida dasar (air atau solar).
Tujuan dari pemompaan ini adalah untuk
membuka/membersihkan selang perforasi guna
mendapatkan nilai transmisibility dan nilai
tekanan reservoir. Besarnya nilai transmisibility
maka permeabilitas dapat dihitung dengan
memasukkan harga net height dari log dan
viskositas dari fluida dasar.
Selanjutnya dilakukan pengumpulan
DataFract atau disebut MiniFract dimana
dilaksanakan pemompaan fluida utama
Fracturing dengan laju pemompaan yang sama
dengan laju yang direncanakan untuk Fracturing
itu sendiri. Perbedaan dengan perekahan utama
adalah proses ini tidak menggunakan pasir dan
volumenya disesuaikan dengan kondisi mekanis
sumur. Tujuan dari pemompaan ini adalah untuk
mendapatkan parameter penting seperti tekanan
closure batuan yang akan digunakan untuk
mengkalibrasi profil stress batuan, mendapatkan
efisiensi fuida untuk rencana desain penempatan
pasir saat perekahan, nilai transmisibillity dan
tekanan reservoir. Dari kedua tahapan diatas
akan didapatkan grafik-grafik hubungan antara
tekanan dan laju alir, dimana dengan grafik-2
tersebut dilakukan suatu analisa macthing guna
mendapatkan kajian tentang kondisi lubang
sumur dan fenomena tortuosity. (gambar 1.)
Ada dua kemungkinan terbentuknya
fenomena tortuosity yaitu bentuk perforasi
sumur yang tidak sejajar dan terbentuknya suatu
jalur dari lubang perforasi menuju rekahan alami
pada sumur yang memiliki letak lubang sumur
yang berarah. Kemungkinan terbentuknya
tortuosity pada perforasi yang tidak sejajar
muncul ketika lubang perforasi tegak lurus
dengan bidang rekahan sehingga jalur bidang
rekahan akan terbentuk. Jalur ini akan
membentuk seperti bentuk jalur berliku-
2/berkelok-2 dan menyempit arahnya secara
tiba-2 yang membuat terjadinya penurunan
tekanan karena friksi yang ditimbulkan oleh
jalur tersebut. (gambar 2)
.Ketidaksesuaian
lubang perforasi mungkin dapat juga menjadi
penyebab hambatan di lubang sumur karena
rekahan tidak selalu dumulai dari lubang
perforasi, fluida dapat juga terhubung dengan
rekahan melalui channel-channel yg sempit di
sekitar casing. Kemungkinan terbentuknya
fenomena tortuosity lainnya adalah pada sumur
dengan letak lubang berarah. Keterkaitan dari
bagian lubang sumur melalui zona produksi
pada lubang sumur dengan sudut lebih besar
dari nol, memerlukan penyesuaian dari jalur
yang berawal pada lubang perforasi yang
berhubungan dengan bentuk rekahan yang
diinginkan. Penyesuaian ini menghasilkan
perubahan mendadak pada arah dan jalur sempit
yang menghubungkan antara rekahan atau
membuat rekahan-rekahan kecil secara pararel
dengan rekahan utama yang terdapat di dalam
lubang sumur.
Perforasi
dapat
mempengaruhi
keberhasilan atau kegagalan kegiatan
Fracturing. Perforasi dapat mengubah
perencanaan dan perlakuan pada tekanan
permukaan yang diinginkan dan tekanan yang
tersedia dibawah perforasi untuk membuat
rekahan yang diinginkan. Perforasi sumur harus
cukup luas untuk membuat aliran fluida yang
dipompakan dapat menciptakan bentuk rekahan
dengan suatu penurunan tekanan yang cukup
rendah sehingga geometri rekahan yang
diinginkan dapat dibuat dengan ketersediaan
horsepower pompa Fracturing dan batasan
tekanan permukaan yang diijinkan pada fasilitas
permukaan yang tersedia.Total luas area
perforasi harus lebih besar daripada total area
tubing yang digunakan untuk Fracturing untuk
mencagah efek penyempitan di lubang perforasi.
Hambatan awal perforasi dapat dikurangi saat
pelaksanaan pekerjaan karena efek pengikisan
dari pemompaan sehingga terdorong melewati
lubang perforasi. Pengikisan ini akan
memperbersar lubang perforasi dengan
menurunkan hambatan sehingga tekanan
permukaan yang dihasilkan selama pemompaan
akan menurun.
Perforasi dan masalah tortuosity dapat
diamati dengan metode Step Down Test dan saat
pemompaan MiniFract sebelum pemompaan
Fracturing dilaksanakan. Hambatan pada lubang
perforasi dapat dikenali dengan kenaikan
tekanan secara tiba-tiba (eksponensial) disaat
laju pemompaan dinaikkan. Tortuosity dapat
dikenali dengan kenaikan tekanan diawal saat
rate dinaikkan dan tekanan menurun saat laju
pemompaan tinggi, adapun bentuk grafik yang
dibuat antara tekanan dan waktu berbentuk
kurva convex.. Terlihat dari gambar 1. bahwa
dengan naiknya laju pemompaan, hambatan
yang berkaitan dengan bentuk tortuosity
menurun seolah karena jalur lebar terbentuk
oleh laju alir yang besar.
STUDI KASUS FRACTURING CMB-03
Struktur Cemara terletak dibagian
baratlau Jawa, ą 70 km sebelah barat Cirebon,
merupakan wilayah operasi Field Jatibarang.
Sejak 1976 telah dikembangkan sebanyak 60
sumur dengan memproduksikan minyak serta
gas bumi dari beberapa lapisan dengan litologi
batuan pasir maupun batuan gamping.
Permeabilitas berkisar 2 -70 md dengan
porositas berkisar 18%-25%. Withdrawal rate
minyak struktur ini tahun 2006 tercatat 7.8%
sementara
kumulatif
minyak
yang
diproduksikan berkisar 12% dari cadangan.
Struktur Cemara terletak di sub cekungan
Jatibarang dimana sebelah Barat dibatasi oleh
tinggian Kandanghaur-Gantar dan sebealh timur
dibatasi oleh tinggian Arjawinangun. Sub
cekungan ini termasuk dalam wilayah cekungan
Jawa Barat Bagian Utara. Struktur yang
berkembang merupakan suatu struktur antiklin
dengan sumbu berarah barat laut – trenggara
yang dipotong oleh beberapa patahan normal
utama yang berarah Utara - Selatan (gambar 3).
Stratigrafi lapangan Cemara mulai dari
umur tertua adalah sebagai berikut :
1. Batuan Dasar, tersusun atas batuan
metasedimen yang berumur Pra-tersier
dan tidak didapat kemungkinan
akumulasi hidrokarbon.
2. Formasi Jatibarang, diendapkan tidak
selaras di atas batuan dasar, terdiri dari
tuffa vulkanik yang berselingan dengan
batuian ekstrusif, andesit dan basalt
dengan umur Eosen Tengah-Oligosen.
3. Formasi Talang Akar, diendapkan
secara tidak selaras diatas formasi
Jatibarang. Secara umum litologi yang
berkembang terdiri dari perselingan
batubara, batupasir dan serpih pada
bagian bawahnya. Pada bagian atas
berubah menjadi perselingan batupasir,
batugamping dan serpih. Lingkungan
pengendapannya adalah Fluvial-Neritik.
4. Foermasi Baturaja, terdiri dari
batugamping berfosil dan pada
beberapa sumur diwilaya Cemara
terbukti menghasilkan minyak dan gas.
5. Formasi Cibulakan, terdiri atas
perselingan batupasir, batugamping dan
serpih. Pada bagian bawah formasi ini
didominasi oleh batugamping dan
bagian atasnya berkembang batuan
pasir dengan resistivitas rendah.
Minyak dan gas dijumpai pada kedua
litologi di formasi ini.
6. Formasi Parigi, terdiri dari batugamping
dengan ketebalan 2 s/d 10 m. Formasi
ini telah terbukti sebagai reservoir gas.
7. Formasi Cisubuh, terdiri atas serrpih
dan batuan pasir tipis pada bagian
bawahnya. Pada struktur Cemara,
formasi ini belum diketemukan adanya
hidrokarbon.
Tekanan reservoir pada struktur ini telah
menurun dan saat ini tercatat dalam kisaran
1400 psia s/d 2290 psia dengan kedalaman
perforasi antara 1600-2500 m sedangkan
temperatur reservoir berkisar antara 232-2750F.
Sisa cadangan pasti status 1 Januari 2006
sebesar 8,753 MSTB dengan produksi minyak
harian 4,016 bopd.
Pemilihan sumur CMB-03 untuk dilakukan
Fracturing berdasarkan parameter berikut :
Produksi gross kecil (Gross : 68 Blpd/ Net : 29
Bopd/ KA : 57%) ; Litologi batuan pasir; sumur
memiliki permeabilitas sebesar 0.218 mD;
Bonding cement di sumur ini baik sebesar 5
mV; dan tersedia shale barrier thickness sebesar
8 m (gambar 4).
ANALISA DAN PEMBAHASAN
Untuk
menganalisa
dan
mengidentifikasi
keberadaan
fenomena
tortuosity telah lama digunakan metode Step
Down Test yang dilakukan bersamaan dengan
tahapan Step Rate Test. Teknik ini digunakan
untuk mendapatkan kepastian apakah terjadi
fenomena tortuosity atau hambatan perforasi di
saat pelaksanaan Fracturing. Step Down Test
dimulai setelah rekahan terbentuk dan dilakukan
dengan menurunkan laju pemompaan sampai
rekahan yang telah terbuka akan menutup
kembali. Adapun pelaksanaan Step Rate test
pada sumur ini dapat dilihat pada gambar 5 s/d .
Pada pelaksanaan pertama dimasukkan
alat pressure gauge ke dalam sumur sambil
dipompakan cairan ke dalam sumur melalui
tubing. Dari gambar pertama dilakukan analisa
dengan pencocokan antara grafik tekanan
terhadap laju alir yang di ubah kedalam grafik
analisa. Pada pelaksanaan pertama dapat
diperhatikan bahwa tidak terlihat jelas adanya
fenomena tortuosity. Selanjutnya dilanjutkan
ketahap berikutnya yaitu pemopaan MiniFract
untuk pengumpulan data. Pada saat ini terlihat
pada grafik bahwa terjadi kenaikan tekanan
secara tiba-tiba (eksponensial) yang tinggi
bahkan mengakibatkan putusnya peralatan
pressure gauge di dalam sumur.
Selanjutnya
dilakukan
kegiatan
pemancingan (fishing) peralatan yang terjatuh.
Setelah itu kembali dilakukan Step Rate Test
ulang untuk memastikan bahwa permasalahan
yang terjadi pada sumur.Untuk pelaksanaan
kedua ini tetap menempatkan alat pressure
gauge di dalam lubang sumur. Hasil
pelaksanaan kedua ini dapat dilihat pada
gambar. Selanjutnya dilakukan kembali analisa
dengan pencocokan antara kurva hasil plot
tekanan dengan laju pemompaan. Dari
pelaksanaan kedua terdapat hasil yang berbeda
dibandingkan pelaksanaan pertama seperti
terlihat pada gambar.
Adapun berdasarkan aplikasi Fracturing
yang telah berkembang sejak 40 tahun silam,
penggunaan pemompaan pasir secara slug untuk
memperbaiki kehilangan fluida ke dalam
rekahan alami yang terdapat pada lubang sumur
telah sering diterapkan dan berhasil mengatasi
permasalahan kehilangan fluida. Pemompaan
pasir secara slug dapat secara efektif
mengurangi permasalahan pada penempatan
pasir ke dalam lubang sumur. Hal ini telah
terbukti efektif untuk mengurangi efek
tortuosity dengan cara mengikis jalur tortuosiry
di dekat lubang sumur dan menutup rekahan-
rekahan alami di dekat lubang sumur sehingga
memperbesar rekahan-rekahan kecil yang ada
membentuk rekahan yang diinginkan.
Selain itu metoda lainnya adalah
menyesuaikan laju pemompaan. Tujuan utama
penyelesaian dengan cara ini adalah untuk
mengendalikan tingginya, lebarnya rekahan dan
mengurangi tortuosity. Semakin tinggi laju
pemompaan akan membuat rekahan semakin
tinggi dibandingkan laju pemompaan yang
rendah. Laju pemompaan yang tinggi dapat
mengurangi tortuosity dengan memberikan
energi lebih banyak untuk menjaga lebar
rekahan tetap terbuka pada rekahan utama pada
fenomena tortuosity, namun metoda ini tidak
akan berguna jika sumur mengalami
permasalahan kerusakan perforasi. Pada sumur
CMB-03 fenomena tortuosity dan kerusakan
perforasi tidak terlihat jelas perbedaannya,
dimana dari grafik-grafik terlihat hasil
pencocokan tidak menghasilkan pola yang jelas.
Dengan memastikan tidak adanya masalah
dengan pemilihan fluida dasar yang digunakan,
maka dapat ditarik kesimpulan bahwa pada
sumur CMB-03 kedua hal tersebut yaitu
fenomena tortuosity dan kerusakan formasi
terjadi.
Berdasarkan pemahaman tersebut maka
dilaksanakan kembali Step Rate Test dengan
memodifikasi pemompaan fluida menggunakan
sedikit pasir, guna mengatasi fenomena
tortuosity dan mendapatkan laju alir yang
diinginkan sesuai rencana perekahan. Pada
grafik terlihat bahwa penggunaan pasir pada
pemompaan fluida dasar menghasilkan plot
tekanan terhadap laju alir dapat mencapai hasil
yang diinginkan. Pada pelaksanaan ketiga ini,
peralatan pressure gauge di dalam lubang sumur
tidak dipergunakan kembali.
KESIMPULAN
Kondisi tortuosity dapat menyebabkan
terjadinya kehilangan tekanan yang besar di
lubang perforasi sehingga operasional
pengumpulan data sebelum Fracturing tidak
dapat terlaksana dengan baik.
Fenomena tortuosity dapat saja tidak terlihat
jelas setelah dilaksanakan pengujian dengan
analisa Step Down Test. Adapun kunci dari
fenomena ini adalah naiknya tekanan
permukaan secara tiba-tiba, apabila hal ini
ditemukan pada saat pelaksanaan MiniFract
maka segera hentikan pemompaan.
Untuk mengatasi fenomena tortuosity pada
Fracturing dapat ditempuh metode :
pemompaan
pasir
secara
slug
dikombinasikan dengan pengaturan laju alir
pemompaan.
Penentuan kandidat Fracturing selanjutnya
diharapkan dapat menyertai juga kondisi
atau sejarah perforasi dan analisa
kemungkinan terjadinya kerusakan pada
lubang perforasi yang dapat menyebabkan
ketidakjelasan
identifikasi
fenomena
tortuosity.
Tidak ada komentar:
Posting Komentar