EVALUASI KERUSAKAN FORMASI EVALUASI KERUSAKAN FORMASI.

4.1. Produktivitas Formasi4.1.1. Pengertian Produktivitas FormasiProduktivitas formasi adalah kemampuan reservoir untuk mengalirkan fluida dari formasi ke sumur-sumur produksiKemampuan reservoir untuk mengangkat fluida ke permukaan tidak berlangsung terus menerus sampai seluruh fluida yang terdapat direservoir tersebut terangkat habis, akan tetapi menurun sejalan dengan tekanan reservoir. Produktivitas formasi dapat dinilai berdasarkan perbandingan antara laju produksi terhadap perbedaan tekanan antara tekanan static formasi dengan tekanan alir dasar sumur. Dapat pula ditentukan secara grafis yang biasanya disebut Inflow Performance Relationship (kurva IPR)Faktor-faktor yang mempengaruhi produktivitas formasi, antara lain tekanan reservoir (Ps dan Pwf), kerusakan formasi, sifat fisik batuan, sifat fisik fluida, dimensi dari sistem yaitu drainage radius (re) dan ketebaln formasi.

4.1.2. Penentuan Produktivity Index (PI).Produktivity indeks (PI) adalah indeks yang digunakan untuk menyatakan kemampuan dari suatu sumur untuk berproduksi, pada suatu kondisi tertentu secara kwalitatif.. Secara definisi PI adalah perbandingan antara laju produksi (q) suatu sumur pada suatu hatga tekanan alir dasar sumur tertentu (Pwf) dengan perbedaan tekanan statik formasi (Ps). Secara matematis dapat dituliskan dalam persamaan :.......(4-1)Keterangan :q = Laju produksi, bbl/dayps = Tekanan static reservoir, psipwf = Tekanan alir dasar sumur, psiPI = Produktivity index, bbl/day.psiFaktor-faktor yang mempengaruhi harga PI dapat ditentukan dengan penurunan persamaan PI dari persamaan Darcy, untuk aliran radial dapat berbentuk: ............(4-2)Jika yang dialirkan minyak, maka persamaan menjadi :........................................................................................(4-3)Bila yang dialirkan terdiri dari minyak dan air maka pesamaan menjadi ............................................................(4-4)Keterangan :K = Permeabilitas, mdKo = Permeabilitas minyak, mdKw = Permeabilitas air, mdo = Viscositas minyak, cpw = Viscositas air, cpBo = Faktor volume vormasi minyak, bbl/STBBw = faktor folume formasi air,bbl/STBre = Jari-jari pengurasan, ftrw = Jari-jari sumur, fth = Ketebalan formasi, ftBentuk lain yang sering digunakan untuk mengukur produktivitas sumur adalah Specific Produktivity Indeks (SPI) yaitu perbandingan antara PI dengan ketebalan. Bisa dirumuskan sebagai berikut....................................................................................................(4-5)Keterangan : h = ketebalan, ftPI = Produktivitas formasiSPI ini biasanya digunakan untuk membandingkan produktivitas formasi pada sumur-sumur yang berbeda tetapi masih dalam satu lapangan.Untuk perencanaan suatu sumur atau untuk melihat ulah laku suatu sumur untuk berproduksi, maka hubungan antara kapasitas produksi minyak dengan tekanan alir dasar sumur biasanya digambarkan secara grafis dan sering disebut sebagai kurva Inflow Performance Relationship (IPR). Untuk aliran fluida, jika tekanan alira lebih besar dari tekanan gelembung maka harga PI akan tetap, kurva IPR dapat dibuat dengan persamaan :..............................................................................................(4-6)Berdasarkan dari persamaan diatas maka secara grafis dapat dapat diperoleh garis lurus seperti yang terlihat pada Gambar 4.1, maka qo = PI x Ps dan harga laju produksi ini merupakan harga yang maksimum yang disebut sebagai potensial sumur an merupakan laju produksi maksimum yang diperbolehkan dari suatu sumur. Harga PI merupakan kemiringan dari garis IPR.

Gambar 4.1Grafik IPR yang Linear

Bentuk dari garis IPR akan linear jika fluida yang mengalir satu fasa, tapi jika fluida yang mengalir terdiri dari dua fasa (fasa minyak dan fasa air) maka bentuk grafik IPR akan melengkung, dan harga PI tidak konstan lagi. Karena kemiringan grafik IPR akan berubah secara kontinyu untuk setiap harga Pwf , maka dalam hal ini Vogel memberikan pemecahannya yaitu dengan mengeplot IPR antara Pwf/Ps vs q/qmax. Persaman yang diberikan oleh Vogel adalah sebagai berikut :...............................................................(4-7)Keterangan : qo = Laju produksi minyak, bblqo max = Laju produksi maksimum, bblPwf = Tekanan alir dasr sumur, psiPr = Tekanan rata-rata reservoir,psi

Gambar 4.2 Grafik IPR untuk Aliran Dua Fasa

Faktor yang mempengaruhi PI :1. Turbulensi yang terjadi pada laju aliran tinggi Ini tejadi karena aliran fluida terlalu cepat sehingga friksi antar fluida menjadi naik dan pressure loss bertambah besar atau energi yang dibutuhkan lebih besar dari laju alir fluida. Gejala ini menyebabkan penurunan kapasitas aliran, sehingga harga PI turun, karena 2. Penyimpangan Harga PermeabilitasDari persamaan 4.1 dapat dilihat jika harga k semakin kecil, maka harga PI akan kecil atau turun. Dalam hal ini faktor-faktor penyebab penyimpangan permeabilitas juga perlu diketahui, karena secara tidak langsung akan mempengaruhi harga PI. Faktor-faktor tersebut adalah: Pengaruh energi pengaliran fluida, yaitu semakin besar tekanan pengaliran yang dialami maka harga k semakin beasar dan jika tekanan pengaliran kecil maka harga k juga kecil. Efek cairan reaktif, yaitu pada formasi yang mengandung unsur-unsur yang menyebabkan terjadinya reaksi didalam batuan, yaitu seperti shaly sand. Pada batuan ini jika terkena fresh water secara tiba-tiba maka batuan tersebut akan cenderung mengembang , sehingga akan mempengaruhi permeabilitas batuan menjadi kecil. Pengaruh overburden, yaitu besarnya k akan dipengaruhi oleh porositas batuan, dan porositas sendiri akan dipengaruhi oleh overburden pressure yang identik dengan kedalaman. Sehingga semakin besar tekanan overburden maka formasi tersebut makin dalam dan mempunyai porositas yang kecil. Dengan demikian, semakin besar tekanan overburden maka permeabilitas akan kecil dan permeabilitas berkurang karena adanya kompresibilitas batuan yang besar. Pengaruh satuarasi, yaitu suatu fluida akan mengalir bila fluida tersebut telah memiliki kemampuan pengaliran atau permeabilitas yang merupakan fungsi saturasi fluida. Bila suatu sumur telah lama diproduksikan, maka saturasi fluidanya akan mengalami penurunan, hal ini akan menyebabkan permeabilitasnya juga turun. Sifat kebasahan batuan, yaitu sifat kebasahan akan menentukan akan mempengaruhi permeabilitasnya. Untuk batuan yang basah air, kenaikan permeabilitas minyak akan lebih cepat dengan bertambah kecilnya saturasi air dibandingkan dengan batuan yang sama yang basah minyak. Turunnya permeabilitas akibat timbulnya gas bebas dalam sumur, yaitu untuk tekanan reservoir yang lebih kecil dari tekanan gelembung, maka tidak mengakibatkan perubahan terhadap permeabilitas karena fluida yang mengalir masih terdiri satu fasa dan jika tekanan reservoirnya lebih kecil dari tekanan gelembung maka akan mengakibatkan permeabilitasnya berkurang karena adanya saturasi gas yang menghambat aliran minyak ke permukaan dan fasa gas tersebut akan membentuk gelembung yang nantinya akan mengisi ruang pori-pori batuan yang akan menghalangi.3. Pengaruh Viskositas Jika viskositas besar maka akan mempengaruhi penurunan harga PI dan jika viskositas kecil maka harga PI akn besar.

4.1.3. Penentuan Tekanan ReservoirTekanan reservoir adalah tekanan yang diberikan oleh zat yang mengisi rongga reservoir baik berupa gas, minyak, atau air.Tekanan reservoir ini hanya diderita atau diberikan oleh fluida yang ada dan bergerak dalam pori-pori batuan. Dengan adanya tekanan reservoir ini akan menyebabkan terjadinya aliran fluida didalam formasi kedalam lubang sumur yang mempunyai tekanan relatif rendah dan besarnya tekanan reservoir ini akan berkurang jika adanya kegiatan produksi.Tekanan yang bekerja didalam reservoir pada dasarnya disebabkan oleh tiga hal, yaitu :1. Tekanan HidrostatisAdalah tekanan yang berasal dari fluida yang berada didalam pori-pori batuan formasi. Faktor yang mempengaruhi tekanan hidrostatik adalah jenis dari fluida itu sendiri dan kondisi geologi. Persamaan yang digunakan untuk mencari tekanan ini adalah :................................................................................................(4-8)Keterangan :Pf = tekanan hidrostatis, psiGr = gradien tekanan formasi, psi/ftD = kedalaman, ftGradien tekanan fluida disebut normal bila berharga antara 0.433 psi/ft sampai 0.465 psi/ft. Tetapi jika harga Gf lebih besar dari 0.465 disebut tekanan abnormal, sedangkan bila Gf lebih kecil dai0.433 psi/ft disebut tekanan subnormal.

2. Tekanan KapilerTekanan kapiler disebabkan oleh adanya gaya-gaya yang dipengaruhi tegangan antar permukaan antar fluida yang bersinggungan, besar volume dan bentuk pori serta sifat kebasahan batuan reservoi.Tekanan kapiler dapat dihitung dengan persamaan:.....................................................................................(4-9)Keterangan :Pc = tekanan kapiler, psih = ketinggian dari bidang diantara minyak dan air dimana tekanan kapiler sama dengan nol pada WOC, fto = densitas minyak, lb/cuftw = densitas air, lb/cuft

3. Tekanan OverburdenTekanan overburden adalah tekanan yang diderita oleh formasi akibat berat batuan yang berada diatas formasi trsebut. Secara matematis tekanan overburden (Po) dapat ditulis sebagai berikut :

..........................................................................(4-10)Keterangan :D = kedalaman vertikal lapisan, ft= porositas batuan formasiGmb = berat matrik batuan formasiGft = berat fluida yang terkandung dalam batuan formasift = densitas fluida ,lb/cuftma = densitas matrik batuan, lb/cuftBesarnya pertambahan tekanan overburden sebanding dengan bertambahnya kedalaman.

4.1.4. Flow EfficiencyFlow efficiency adalah perbandingan antara selisih tekanan statik reservoir dengan tekanan alir reservoir jika disekitar lubang tidak terjadi perubahan permeabilitas (ideal drawdown) terhadap besarpenurunan sebenarnya (actual drawdown). Secara matematis dinyatakan sebagai berikut :.................. (4-11)Dimana : ........(4-12)..................(4-13)Sehingga : .......................................(4-14)dimana Pskin = kehilangan tekanan pada zone damageDengan mengetahui harga FE maka dapat diperkirakan kondisi formasi di sekitar lubang bor yaitu dengan adanya kerusakan formasi, maka besarnya FE akan berkurang. Harga laju produksi maksimum yang dihasilkan adalah harga laju produksi maksimum pada harga skin sama dengan nol, bukan laju produksi pada harga FE yang dimaksud. Untuk menghitung harga laju produksi maksimum pada harga FE yang dimaksud, maka harga tekanan alir dasar sumur besarnya harus sama dengan nol sehingga diubah menjadi tekanan alir dasar sumur pada kondisi ideal, kemudian dihitung laju produksinya.

4.1.5. Penentuan Perubahan Skin.Adalah suatu besaran yang menunjukkan ada tidaknya kerusakan pada formasi sebagai akibat dari operasi pemboran.Biasanya ini diakibatkan oleh adnya filtrat lumpur pemboran yang masuk kedalam formasi atau adanya endapan lumpur (mud cake) disekeliling lubang bor pada formasi produktif tersebut. Secara matematis besarnya perubahan skin dapat dinyatakan dengan persamaan berikut ini :...............(4-15)Biasanya harga dipilih satu (1) jam, sehingga Pws pada persamaan 4.3menjadi P1jam. P1jam ini harus diambil pada garis lurus atau garis ekstrapolasinya. Kemudian faktor log dapat diabaikan sehingga :..........................................(4-16)dimana harga m harus berharga positifApabila s berharga positif maka dalam formasi produktif tersebut terjadi kerusakan (damaged), bila S = 0 maka tidak terdapat kerusakan maupun perbaikan pada formasinya, dan bila S berharga negatif maka formasi produktif tersebut menunjukkan adanya perbaikan (stimulated) yang biasanya setelah dilakukan pengasaman (acidizing) atau suatu perekahan hidraulik fracturing).

4.2. Kerusakan Formasi.Kerusakan formasi adalah turunnya produktifitas sumur akibat tersumbatnya lubang bor, lubang perforasi, pori-pori dekat lubang bor atau rekahan yang berhubungan langsung dengan lubang bor. Kerusakan formasi ini dapat terjadi pada saat operasi pemboran, komplesi maupunselama operasi produksi. Kerusakan formasi tersebut akan merugikan karena permeabilitas formasi tersebut menjadi lebih kecil dari permeabilitas batuan mula-mula, sehingga hal ini akan mempengaruhi terhadap produktifitas formasi.Kerusakan formasi disebabkan oleh hubungan antara formasi dengan fluida tau padatan asing, seperti fluida pemboran, fluida komplesi, fluida reservoir sendiri yang telah mengalami perubahan atau pengembangan partikel clay pada formasi yang mengandung partikel-partikel clay. Menurut Carl Gatlin ada beberapa kemungkinan mekanisme terjadinya kerusakan formasi :1. Penyumbatan oleh partikel padatanPenyumbatan tersebut dapat terjadi di sekitar lubang bor, pada daerah perforasi maupun pada formasi. Padatan infasi tersebut dapat berupa material pada lumpur pemboran, clay, aditif-aditif yang digunakan untuk meningkatkan viscositas, material loss circulation, cutting hasil pemboran, partikel semen dan partikel hasil runtuhan perforasi.1. Penyumbatan oleh filtrat fluida Fluida filtrat adalah air dengan konsentrasi ion negatif dan positif serta surfactan.Fluida filtrat pendorong masuk ke dalam formasi karena adanya beda tekanan pada kolom lumpur dengan tekanan formasi, dan bila tekanan kolom lumpur lebih besar dari tekanan formasi maka filtrat ini akan masuk kedalam formasi yang akan menyebabkan penyumbatan seperti terjadinya water blockage dan pembentukan emulsi yang akan memperkecil harga permeabilitas akibat penyumbatan oleh fluida filtrat tersebut. Berdasarkan mekanismenya maka kerusakan formasi dapat diklasifikasikan sebagai berikut :- Penurunan permeabilitas absolut formasi, akibat dari penyumbatan ronga pori-pori batuan oleh partikel-partikel yang masuk ke dalam rongga pori tersebut.- Penurunan permeabilitas relatif minyak, akibat dari meningkatnya saturasi air dalam formasi.- Meningkatnya viscositas fluida reservoir akibat emulsi atau fluida treating berviscositas tinggi yang digunakan atau ditambahkan ke dalam material yang digunakan pemboran maupun komplesi.

4.2.1. Sebab Kerusakan Formasi Sebab terjadinya kerusakan formasi dapat diklasifikasikan menjadi tiga, yaitu akibat aktivitas pemboran , akibat aktivitas komplesi dan akibat aktivitas produksi.

4.2.1.1. Akibat Aktivitas Pemboran Penyebab terjadinya kerusakan formasi pada saat aktifitas pemboran disebabkan oleh efek dari invasi fluida lumpur pemboran, pengaruh komposisi kimia filtrat lumpur pemboran, pengaruh partikel padatan dari lumpur pemboran dan adanya clay dalam formasi yang sabgat sensitif terhadap fluida pemboran.

4.2.1.1.1. Efek Infasi Lumpur Pemboran Operasi pemboran biasa dilakukan dengan menggunakan lumpur pemboran, pengontrolan tekanan lumpur (hydrostatic pressure) sering dilakukan sepanjang kedalaman pemboran dan menyesuaikan dengan perubahan tekanan formasi dan jenis batuan yang ditembus mata bor. Oleh karena itu, biasanya fluida pemboran dibuat sedemikian rupa agar dapat memberikan tekanan hidrostatik yang lebih besar dari tekanan formasi. Tekanan yang lebih ini diperlukan untuk menahan endapan lumpur pada dinding lubang bor agar jangan terlalu banyak cairan dari fluida pengebor masuk ke dalam formasi dari fluida pemboran dan untuk menahan well kick yang dapat menyebabkan blow out.Jika tekanan lumpur lebih besar dari tekanan formasi (Ph > Pf), menyebabkan partikel dan filtrat akan menginvasi ke formasi produktif. Selain itu disebabkan pula oleh rate penetrasi yang lebih besar dari sirkulasi lumpur, sehingga menyebabkan sebagian cutting akan tergilas kembali oleh bit dan menginvasi ke formasi. Partikel-partikel material yang terkandung dlam fluida pemboran seperti clay, cutting, material pemberat, dan material loss sirkulasi akan menyebabkan kerusakan formasi. Material-material tersebut akan mengisi pori-pori batuan reservoir yang dapat menyebabkan terjadinya penurunan permeabilitas batuan tersebut. Invasi fluida pemboran ke formasi disebabkan oleh :- Ukuran rongga yang lebih besar dari ukuran partikel yang menginvasi.- Adanya perekahan alamiah dari reservoir- Laju pemboran yang rendah yang dapat menyebabkan kerusakan mud cake sehingga terjadi invasi fluida keformasi.- Densitas fluida yang besar menyebabkan tekanan overbalanced yang tinggi.- Komposisi lumpur yang digunakan.

I. Mekanisme Invasi Lumpur Pemboran ke dalam Lapisan ProduktifDalam sistem lumpur bor, Gatlin membagi 2 (dua) komponen utama yaitu: filtrat lumpur (mud filtrate) dan partikel padatan (solid particle). Kedua komponen ini berperan dalam pembentukan kualitas mud cake yang terbentuk pada dinding sumur dan memberikan tingkat perubahan kondisi sekitar zona produktif atau dikenal sebagai kerusakan formasi.Masuknya filtrat lumpur bor ke dalam formasi yang tidak mengandung clay (clean sand) tidak menimbulkan masalah rumit, karena pada clean sand filtrat lumpur pemboran akan didesak lagi keluar oleh minyak pada waktu sumur diproduksi. Tetapi masalah akan timbul jika formasi mengandung clay (dirty sand). Dimana filtrat lumpur pemboran tidak bisa diatasi oleh minyak yang diproduksikan. Invasi filtrat lumpur oleh Ferguson dibagi ke dalam 2 (dua) fasa, yaitu:a. Filtrasi DinamikFiltrasi dinamik adalah filtrasi yang terjadi pada saat adanya sirkulasi lumpur pemboran dan berputarnya rangkaian batang bor (drill string). Filtrasi ini merupakan invasi filtrat lumpur paling besar yaitu sekitar 70-90 % dari volume filtratnya. Beberapa faktor yang mempengaruhi filtrasi dinamik, yaitu:- Kecepatan filtrasi- Jenis lumpur yang digunakan- Tekanan filtrasi- Viskositas dan temperaturSelama sirkulasi lumpur pemboran dan rotasi drill string berlangsung, maka lumpur bor dalam keadaan dinamik. Dalam keadaaan demikian akan merusak sifat gel dari lumpur dan mengikis lapisan transisi pada shear strength rendah antara mud cake dengan lumpur.Semakin tebal kerak lumpur (filtrate cake) menyebabkan filtrasi yang melalui zone transisi menurun sampai mencapai keadaan seimbang antara hydrodynamic shear strength dengan mud cake. Hal ini menyebabkan pengendapan dan pengikisan menjadi seimbang sampai ukuran mud cake mencapai ketebalan yang konstan.Pada umumnya lumpur emulsi, limestarch dan lumpur minyak mempunyai kenaikan kapasitas kesetimbangan kerak filter dengan bertambahnya kecepatan lumpur. Sedangkan untuk lumpur bentonit, filtrasinya diukur dengan sirkulasi lumpur pada kecepatan sirkulasi lumpur dengan kecepatan antara 2.25 - 3.5 ft/sec. Dengan bertambahnya kecepatan sirkulasi gradien tekanan filtrasi sampai pada zona transisi mendekati gradien hidrodinamis sehingga kerak lumpur yang terbentuk akan semakin tebal.

b. Filtrasi Statik Filtrasi statik adalah filtrasi dimana tidak adanya sirkulasi lumpur bor dan drill string tidak berotasi. Beberapa faktor yang mempengaruhi filtrasi statik, antara lain:- Jenis lumpur yang dipakai- Tekanan filtrasi- Viskositas dan temperatur lumpurPada filtrasi statik, mud cake dapat terbentuk secara sempurna, akibatnya invasi filtrat lumpur lebih kecil dibandingkan dengan filtrasi dinamik. Untuk menentukan jumlah volume invasi filtrat lumpur pada kondisi statik dapat ditentukan dengan teori klasik, yaitu:V = C T 0.5 .............(4-17)Dari Persamaan (4-22) dapat diubah menjadi besaran yang berlaku untuk filtrat lumpur dinamik, yaitu:(V + Vo) = C (T + To)............................................................................(4-18)Keterangan:V = volume filtrat, ml/in2Vo = volume filtrat dinamik/statik awal, ml/in2To = waktu filtrasi selama Vo, detikTerinvasinya filtrat lumpur yang terserap ke dalam formasi adalah saat permulaan dimana mud cake belum terbentuk, peristiwa ini disebut surge loss. Glenn, Slusser & Huitt memberikan ukuran besarnya surge loss pada berbagai ukuran partikel lumpur seperti Gambar 4.3Glen, Slusser dan Huitt membagi masa filtrasi ke dalam tiga tahapan:1. Periode surge, merupakan masa sebelum mud cake terbentuk pada dinding.2. Periode transisi, merupakan masa filter cake sudah terbentuk tetapi belum sempurna (seragam) atau gradien tekanan belum konstan3. Periode gradien tekanan konstan, merupakan masa volume filtrat sudah konstan atau pembentukan kerak lumpur sudah konstan

Gambar 4.3Besarnya Surge Loss untuk Berbagai Ukuran Partikel Lumpur(Carl Gatlin; Petroleum Engineering Drilling and Well Completions)

Periode filtrasi dapat ditentukan dengan persamaan sebagai berikut:t = m V2 + n V .....................................................................................(4-19)Keterangan :t = waktu filtrasi, detikV = volume kumulatif air tapisan, cm3/in2m = koefisien karakteristik kerak lumpur n = konstanta yang tergantung pada kertas saring atau formasi berporiPada awal filtrasi harga m = 0, sehingga belum terbentuk kerak filter. Tidak lama kemudian partikel-partikel pemboran mulai menyumbat pori-pori batuan dan meningkatkan ketahanan dinding lubang bor terhadap aliran lumpur dan filtratnya. Periode surge loss berakhir pada saat ketahanan kerak filter terhadap filtrasi sudah cukup besar selama pembentukan kerak lumpur akibat ketidakseragaman dalam ketebalan. Pada saat ini harga m naik cepat dan akhirnya tetap, dan periode ini disebut dengan periode gradient tekanan konstanta.

II. Pengaruh Komposisi Kimia dari Filtrat LumpurSelalu ditemukannya invasi filtrat lumpur saat pemboran adalah fenomena alamiah. Filtrat yang terinvasi ini sangat mempengaruhi pori-pori dan permeabilitas formasi, karena pada umumnya batuan formasi mengandung lempung (clay). Clay sifatnya hiperaktif terhadap air tawar (fresh water).Dari matrik seperti clay, kalsit dan fine sand, ditinjau dari lokasi clay di dalam batuan sedimen diperoleh dengan cara pengisian rongga (pore filling) dimana butir-butir lempung mengisi rongga pori (biasanya kaolinit) dan melapisi butiran (pore lining) dimana lempung melekat atau menutupi butiran.Chilingarian mengelompokkan clay menurut sifat fisik seperti pada Tabel 4.1. Dari keempat jenis clay, hanya montmorillonite yang memiliki kemampuan mengembang, jika kontak dengan air khususnya fresh water. Sedangkan montmorillonite clay atau disebut juga bentonit terbagi menjadi dua jenis, yaitu Na-bentonit dan Ca-bentonit. Sodium (Na)-bentonit lebih mudah mengembang bila dibandingkan dengan Ca-montmorillonite, karena mampu mengembang sampai 8 kali bila dicampur dengan air. Kemampuan mengembang (swelling) yang besar diantara tipe lempung yang lainnya, montmorillonite clay akan membentuk suatu larutan dengan viskositas yang cukup besar, hal ini penting untuk pembersihan dasar.

Tabel IV-1.Sifat Fisik Beberapa Jenis Clay(Chilingarian, G.V. & Vorabuar, D.; Drilling and Drilling Fluid)

Jenis Luas Permukaan(Surface Area)(m2/gram) RentangCation Exchange Capacity (CEC)Montmorillonite 82 80 - 150Illite 113 10 - 40Kaolinite 22 3 - 15Chlorite - 10 - 40

Fresh water sebagai fasa kontinu dalam water base mud, invasi mud filtrate menyebabkan lempung mengembang dalam pori batuan sehingga pori-pori batuan mengalami clay blocking. Lempung (clay) adalah material dari tanah dengan ukuran koloid yang mengembang bila basah dan bersifat mengabsorbsi terhadap air. Oleh karena itu disebut hydrophilic, sedangkan perbedaan clay dengan shale adalah kalau clay bersifat hydrophilic sedangkan shale bersifat hydrophobic (mempunyai sifat dapat menghidrat). Bentuk partikel lempung adalah mirip timbunan dari plat-plat datar yang tipis yang bentuknya menyerupai mika. Plat-plat ini terdiri atas lapisan molekul yang terikat satu diatas lainnya. Kisi-kisinya terikat secara kovalen dan sulit terputuskan. Untuk berbagai kation Na+ dan Ca++ atau ion-ion lainnya terikat lemah di antara plat-plat tersebut.Ikatan antara ion terjadinya karena adanya gaya Van der Wall yang begitu lemah dan mudah berputar sehingga menyebabkan molekul-molekul air masuk ke dalam ruang antara plat-plat.Hal ini menyebabkan partikel-partikel clay akan terdispersi bila bertemu dengan air. Proses ini menyebabkan terhidrasi dan mengembang pada clay. Air yang terperangkap diantara plat-plat, begitu terikat akan mengandung sebagian besar dari total air yang ditahan oleh sistem koloid clay.Banyaknya air yang diserap oleh partikel clay tergantung pada sifat-sifat ikatan ionnya. Na adalah kation monovalen oleh karena itu, ion-ion ini terikat begitu lemah pada batas-batas permukaan memungkinkan masuknya air lebih banyak yang menyebabkan clay lebih mudah mengembang.

III. Efek Invasi Partikel Padatan dari Lumpur Pemboran Invasi filtrat lumpur ke dalam formasi membawa pula partikel-partikel padatan lumpur pemboran ke formasi produktif. Adanya partikel-partikel padatan dalam lumpur pemboran dapat menimbulkan penyumbatan dalam pori-pori batuan dan sangat mempengaruhi permeabilitasnya.Partikel-partikel padat bisa berasal dari weighting materials, clay, fluid loss control material, drilled solids dan cement particles.Untuk dapat masuk ke dalam pori-pori batuan, partikel-partikel padatan harus mempunyai ukuran butir lebih kecil daripada pori-pori batuan. Radius invasi solids particle lebih dekat daripada radius invasi mud filtrate. Krueger & Vogel menyebutkan bahwa invasi partikel padatan lumpur mencapai 12 inchi atau lebih dalam dari core, batuan yang mempunyai permeabilitas 350-550 md dalam waktu 5 hari. Selain itu kerusakan formasi akan turun pada jarak yang jauh dari lubang bor (Glenn dan Slusser, 1957). Lubang bor yang mengandung partikel padatan berukuran sama dengan ukuran pori-pori batupasir akan membentuk bridging yang lebih cepat.Bridge mulai terbentuk ketika dua partikel yang besar-besar akan lebih dahulu masuk dalam waktu yang sama dan memberikan tempat antara yang satu dengan yang lainnya. Kemudian partikel lebih kecil akan menutup ruang yang terdapat di antara partikel-partikel yang lebih besar sehingga partikel yang besar sehingga partikel yang besar akan tertutup.Jika ukuran partikel padatan sama dengan pori-pori batuan, maka akan berjalan terus sampai semua ruang pori batuan yang ada menjadi lebih kecil untuk dapat ditembus oleh padatan. Dalam keadaan seperti ini hanya mud filtrate yang mampu melewati mud cake, secara teori jika partikel-partikel berukuran kecil lebih banyak mengisi ruang pori batuan, maka ruang pada filter cake menjadi lebih kecil, sekalipun molekul seperti air akan dapat menembusnya.

4.2.1.2. Kerusakan Formasi Akibat Penyelesaian Sumur Selain dari aktifitas pemboran kerusakan formasi juga dapat tejadi pada saat komplesi sumur dilakukan.4.2.1.2.1. Kerusakan Formasi pada Operasi PenyemenanSemen sebagai bahan dan operasi penyemenan sebagai aktivitas ternyata memiliki potensi untuk menimbulkan kerusakan formasi. Penyemenan yang tidak sempurna dapat menyebabkan aliran dan invasi fluida antar zona. Hal ini dapat dideteksi dengan teknologi akuisisi data (perbandingan antara interpretasi cased dan open hole). Adapun faktor-faktor yang memungkinkan terjadinya invasi filtrat semen adalah: Rate sirkulasi yang tinggi Mud cake tidak ada karena sebelum dilakukan cementing, mud cake terhilangkan Mutu dari semen yang dipakai Tekanan hidrostatik kolom semen Viskositas semenBeberapa mekanisme penyebab kerusakan formasi selama aktivitas penyemenan antara lain :1. Filtrat semen, fluid spacer, preflush fluid yang masuk ke dalam formasi akan meningkatkan saturasi fluida di sekitar lubang bor dan mempengaruhi ikatan alami lempung.2. Tambahan beban, seperti gerakan naik turun maupun putaran pipa, pemakaian scratcher dan centralizer akan meningkatkan hilangnya filtrat ke dalam formasi.3. Semen yang kurang sempurna menyebabkan komunikasi fluida antar zona (yang seharusnya terisolasi) selama produksi maupun pada waktu treatment sumur.4. Gas dalam semen dapat menyebabkan komunikasi antar zona.5. Semen dengan berat berlebihan dapat menyebabkan rekahnya formasi sehingga menyebabkan komunikasi antar zona.6. Fluid loss (biasanya air) selama squezee cementing yang umumnya kotor, dapat mengurangi permeabilitas formasi, baik secara fisika maupun kimiawi. Partikel-partikel semen yang berukuran 20 100 mikron terlalu besar untuk dapat masuk ke dalam sebagian besar ukuran pori atau rekahan alami. Oleh karenanya semen sendiri biasanya tidak menyebabkan kerusakan formasi, tetapi filtrat yang masuk ke dalam formasi selama penyemenan yang merupakan sumber kerusakan.

4.2.1.2.1.1 Pengaruh Filtrat SemenPada kondisi statik, fluid loss terjadi setelah semen berada di tempatnya, yaitu di annulus antara dinding sumur dengan casing. Kelebihan kandungan air dalam semen akan menyebabkan invasi air ke dalam formasi saat semen kering. Bila kelebihan air dalam adonan semen tidak banyak, maka jumlah air yang terinvasi hanya sedikit begitu juga sebaliknya. Umumnya volume air yang menginvasi formasi selama operasi penyemenan lebih sedikit dibandingkan dengan water loss selama operasi pemboran atau pendorongan lumpur sewaktu penyemenan. Ini menunjukkan penetrasi filtrat semen lebih dangkal dari invasi filtrat lumpur bor.Jumlah air maksimum sebagai air bebas (free water) yang masih mungkin ditambahkan ke dalam adonan semen tidak lebih dari 1.5 %. Jumlah air optimum pada adonan semen harus memenuhi persyaratan adonan baik, dapat dipompakan dan menghasilkan volume semen kering maksimum tanpa air bebas. Kelebihan air akan mengurangi viskositas semen, kurangnya kekuatan semen dan daya hambat korosi yang rendah. Dengan jumlah air yang optimum atau menggunakan additif untuk mengikat kelebihan air, maka hanya sejumlah kecil air yang dapat menyebabkan kerusakan formasi. Dynamic fluid loss dari semen terjadi pada waktu semen melewati zona permeabel yang memungkinkan akumulasi semen dalam jumlah yang cukup banyak. Jika pre-flush atau usaha mekanik lainnya dilakukan untuk membersihkan filter cake, maka akan cukup banyak filtrat semen hilang masuk ke dalam formasi. Fluid loss ini memungkinkan semen mengalami dehidrasi prematur dan menyebabkan kesulitan tambahan dalam penyelesaian operasi penyemenan. Karenanya, penambahan filtrate loss additives harus dilakukan agar kemungkinan kerusakan tersebut dapat diminimasi.Sebagai kesimpulan, fluid loss selama proses penempatan dan pengerasan semen relatif tidak berati jika dibandingkan dengan potensi kerusakan formasi oleh mekanisme lainnya. Hal yang perlu diwaspadai adalah pengaruh filtrat semen (berupa air tawar/fresh water) terhadap lempung dalam formasi. Hidrasi lempung merupakan kemungkinan kerusakan utama dari formasi yang terinvasi oleh filtrat semen.

4.2.1.2.1.2 Pengaruh Penyemenan yang Tidak SempurnaSalah satu fungsi utama penyemenan adalah mengisolasi zona produktif, yang berarti mengeliminasi kemungkinan fluida reservoir yang tidak dikehendaki masuk ke dalam sumur. Kerusakan formasi dapat terjadi dalam zona produktif yang disebabkan air dari zona lain mengalir ke dalam zona produktif minyak dan gas, baik melalui belakang casing produksi maupun dari dalam sumur (back-flow ke dalam zona bertekanan lebih rendah dari tekanan sumur). Komunikasi antar zona akibat penyemenan tidak sempurna yang dapat menyebabkan kerusakan formasi:1. Air masuk ke dalam zona minyak dan gas memungkinkan terjadinya water block, emulsion block, clay dan scale.2. Invasi minyak dari suatu zona ke dalam zona minyak lainnya dapat menimbulkan endapan aspalt atau parafin. 3. Invasi minyak ke dalam zona gas akan menurunkan permeabilitas relatif terhadap gas.4. Daya/kemampuan bahan kimia stimulasi/treatment untuk mencegah scale atau parafin akan berkurang akibat bahan kimia tersebut keluar dariformasi disebabkan adanya komunikasi antar zona.Komunikasi di belakang casing setelah penyemenan umumnya disebabkan mud channel yang tertinggal di dalam lubang dan kemudian terdisplace oleh fluida stimulasi atau oleh fluida terproduksi. Hal ini semakin mungkin terjadi pada sumur dengan kemiringan tinggi karena kesulitan untuk menempatkan pipa agar berada tepat di tengah. Evaluasi terhadap beberapa sistem pre-flush dan spacer menghasilkan berbagai rekomendasi mengenai campuran adonan semen yang dapat meningkatkan keberhasilan pekerjaan penyemenan. Desain centralizers, scratchers, rotasi pipa, gerakan naik turun pipa dan aliran turbulen yang baik akan memperbaiki pendesakan lumpur dan ikatan semen.

4.2.1.2.2. Kerusakan Formasi Selama PerforasiTujuan pengerjaan perforasi adalah menghubungkan zona produktif dengan lubang sumur agar terjadi aliran fluida formasi. Hal ini baru efektif bila perforasi dapat menembus zona terinvasi (zona dimana terdapat kerusakan formasi). Dalam hal tertentu, upaya perforasi justru menambah kerusakan meskipun secara teoritis perforasi didesain agar selalu dapat menembus zona terinvasi. Masalahnya terletak pada jumlah perfotrasi yang efektif (berhasil) dan jumlah kegagalan (tidak sempurna/berhasil baik) atau bahkan menghambat aliran. Setiap analisis tingkat keefektifan perforasi harus dilatarbelakangi oleh analisis pengaruh dari kerusakan formasi sebelumnya (pre-analysis) terhadap kinerja perforasi.Pengujian terhadap Core Flow Efficiency (CFE) memperlihatkan bahwa dengan menggunakan fluida perforasi yang bersih, tidak merusak dan beda tekanan negatif maka akan didapatkan kerusakan formasi minimum akibat pekerjaan perforasi. Contoh teoritis efektivitas pengamatan di atas ditunjukkan dalam Tabel 4.2.Tabel IV-2.Pengaruh Kondisi Perforasi pada Produktivitas Sumur(OH-Potential 800 BOPD)(S.Sudomo; Mitigasi Kerusakan Formasi)

Perforating Conditions Well Productivity BPD, Perforation DepthCFE Fluid Pressure 4 in 8 in0.3 Hi solids, mud in hole Overbalance 115 0.18 154 0.190.5 Unfilterred salt water Overbalance 253 0.39 330 0.420.7 Filterred salt water Overbalance 429 0.66 569 0.710.8 Filterred salt water Underbalance 538 0.82 689 0.870.9 Clean non damaging fluid Underbalance 653 1.00 792 1.00

Tabel tersebut memperlihatkan perbedaan produktivitas sumur dan sebagai acuannya adalah kasus dimana fluida perforasi bersih, tidak merusak dan perforasi underbalance. Kesimpulan adalah perforasi underbalance lebih baik dari overbalance, dan penggunaan fluida perforasi bersih, tidak merusak meminimasi kerusakan formasi. Sehingga direkomendasikan untuk selalu mengacu pada kombinasi penggunaan fluida perforasi bersih, tidak merusak dan perforasi underbalance. Faktor-faktor utama yang paling besar pengaruhnya terhadap produktivitas formasi dalam kaitannya dengan upaya meminimasi kerusakan formasi dari sisi pandang perforasi dan fluida komplesi adalah sebagai berikut:1. Fluida perforasi/komplesi2. Crushed (compacted) zone dan pecahan perforasi (perforation debris)3. Besar dan arah beda tekanan antara sumur formasi sewaktu perforasi4. Jangkauan penetrasi dengan ekstensi kerusakan5. Diameter dari lubang perforasi6. Jumlah spf (shot per foot, shot density)7. Fase penembakan (shot pashing)

Meskipun sulit untuk mempelajari faktor-faktor tersebut secara terpisah, tetapi pengaruhnya perlu dimengerti sehingga hasil perforasi dari sumur dapat dioptimalkan.1. Fluida Perforasi/KomplesiSetiap fluida yang kontak dengan formasi mempunyai potensi untuk merusak. Pengaruh ini akan semakin besar bila fluida terinvasi melalui perforasi sehingga mencapai kedalaman tertentu. Lumpur bor dan semen mungkin mengandung aditif yang dimaksudkan untuk mengurangi fluid loss ke dalam formasi, tetapi fluid loss additive di dalam fluida perforasi dapat menyumbat lubang perforasi dan sulit dihilangkan. Tindakan mitigasi yang harus dilakukan untuk menghindari penyumbatan perforasi dan pori formasi dengan jalan membersihkan secara keseluruhan casing, rangkaian peralatan dan alat-alat permukaan dengan bahan kimia pencuci, asam, caustic serta bahan abrasive sebelum casing diperforasi. Sumur harus diisi dengan fluida yang bersih dan telah disaring. Jika setelah perforasi, fluid loss terlihat berlebihan, maka densitas dari fluida harus diturunkan seminimum mungkin dalam kadar aman. Fluid loss additive berupa padatan harus dihindari, untuk itu hanya padatan yang cukup kasar yang dipakai agar invasinya minimal dan harus larut dengan air, asam atau minyak agar mudah dihilangkan. 2. Pecahan Perforasi, Compacted dan Crushed ZoneKerusakan formasi pada saat perforasi menembus suatu formasi akibat injeksi material dari perforating gun. Tembaga, timbal (lead) dan karbon merupakan komponen-komponen pecahan yang paling banyak dijumpai dari pengujian Jet Perforating Gun. Bila peluru perforasi ditembakkan, maka peluru perforasi akan menembus casing, semen, formasi dan membuat lubang. Material pada alur peluru tidak hilang, sebagian logam dan semen mengalami disintegrasi/hancur dan sebagian lainnya dalam bentuk pecahan.3. Underbalance PerforationEkstensi compacted zone dan permeabilitasnya tergantung pada sifat fisik batuannya, perforating charge dan kerusakan sebelum perforasi. Perforasi underbalance dapat mengurangi pengaruh kerusakan dengan jalan memecah compacted zone tersebut, dengan kata lain semakin kuat suatu batuan, semakin tinggi beda tekanan yang dibutuhkan 4. Surging perforationPerorasi kadang-kadang dilakukan pada saat sumur sedang flowing, akan tetapi hal ini tidak memberikan cukup tenaga untuk memecah compacted zone pada beberapa formasi. Cara lain yang lebih baik digunakan adalah menggunakan surge tool, dengan chamber bertekanan atmosfer. Cara ini berhasil baik dalam penyiapan sumur-sumur gravel packing dan dipakai untuk perforasi balance atau overbalance.5. Kedalaman PenetrasiSaucier menyimpulkan bahwa kedalaman penetrasi dari suatu perforasi tidak dipengaruhi oleh beda tekanan selama perforasi. Kedalaman dan diameter perforasi ditentukan oleh ukuran dan desain dari perforating gun, ukuran charge, jarak gun dengan dinding casing dan kekuatan formasi. Kinerja sumur meningkat bila dipakai perforating gun yang penetrasinya melampaui zona terinvasi dan perforasi terbatas dan dalam lebih efektif dibanding dengan perforasi banyak tapi dangkal.6. Diameter PerforasiUntuk ukuran gun dan charge tetap, maka penetrasi akan berkurang bila diameter bertambah. Diameter lebih dipentingkan pada formasi pasir unconsolidated, karena penetrasi akan dalam jika batuannya lunak dan aliran melewati perforasi gravel pack akan makin baik jika diameter perforasinya lebih besar. Pada formasi keras, penetrasi lebih dipentingkan dibanding diameter, sehingga lubang perforasi cenderung 3/8 inci atau lebih kecil. 7. Densitas PerforasiWell Flow Analysis atau Nodal Analysis (Mach) adalah cara yang paling baik untuk menghitung pengaruh shot density terhadap kapasitas produksi sumur. Dua uji analisis hasil, pertama memberikan data se-realistik mungkin dan hitung kinerja perforasi optimum. Kedua menghitung perforation density berdasar kondisi ideal dan usahakan mencapai sedekat mungkin dengan hasil sebelumnya (matched) dengan meminimalkan kerusakan formasi dan memaksimalkan keefektifan perforasi.

4.2.1.3. Kerusakan Formasi Akibat ProduksiYang dimaksudkan kerusakan formasi akibat produksi adalah kerusakan yang diakibatkan oleh adanya pengecilan permeabilitas yang disebabkan oleh adanya perpindahan butiran formasi dan pengembangan clay.

4.2.1.3.1. ClayClay sebagian besar dapat ditemukan di semua batuan reservoir. Clay mempunyai sifat dan karakter yang spesifik sehingga perlu dipelajari. Clay dapat menimbulkan pengaruh negatif baik dalam reservoir, operasi pemboran maupun dalam operasi produksi. Lapisan clay dapat berupa lapisan tebal atau lapisan tipis berselang-seling dengan lapisan batupasir atau lapisan karbonat. Clay tersebar dalam batupasir sebagai butiran-butiran yang mengisi celah antar butiran pasir yang bertindak sebagai semen.Clay umumnya terdapat di dalam batu pasir. Di dalam batuan karbonat clay tidak bereaksi dalam jumlah yang besar. Material yang dapat diklasifikasikan ke dalam clay adalah butiran yang mempunyai ukuran lebih kecil dari pada 5 mikron. Clay bisa mempunyai bermacam-macam komposisi kimia, reaktivitas yang berbeda terhadap pori batuan dan secara fisik mempunyai banyak susunan. Clay mempunyai sifat plastis, dengan perkataan lain ia dapat mengisap air dan dapat dibentuk suatu benda yang dapat dibentuk sesuka hati (seperti lempung). Sifat plastik clay bila basah tidak akan menghidrat (inerd solid) dan akan mempengaruhi viscositas dan densitas bahkan dapat membentuk gumpalan. Clay terdiri dari mineral-mineral silika, aluminium, dengan kation-kation alkali tanah seperti Na, K, Ca, Mg dan Ba.Kenampakan clay tidak berarti bahwa akan terjadi masalah selama produksi berlangsung. Clay akan menjadi masalah apabila dalam reservoir terdapat dalam jumlah yang besar dan bereaksi terhadap aliran fluida yang melalui pori-pori batuan. Tabel 4.3 menunjukkan komponen penyusun utama clay yang umum terjadi pada sumur produksi. Luas permukaan clay per unit berat menggambarkan pentingnya analisa clay terhadap sumbatan yang ditimbulkan pada sumur.Tabel IV-3.Komposisi Penyusun Utama Clay pada Masing-masing Tipe Clay(King, George E.; Acidizing Concepts-Matrix vs Fracturing Acidizing, JPT)

Particle Major Components Common Surface Aream2/gmQuartz Si,O 0.000015Kaolinite Al,Si,O,H 22Chlorite Mg,Fe,Al,Si,O,H 60Illite K,Al,Si,O,H 113(Smectile or Montmorillonite) Na,Mg,Ca,Al,Si,O,H 82(From Davies)Perbandingan antara massa dan luas permukaan dari clay membuat clay menjadi sangat penting. Clay dapat dilibatkan dalam penyerapan dan reaksi kimia.

4.2.1.3.2. KepasiranKepasiran adalah peristiwa ikut terproduksinya pasir bersama-sama dengan fluida produksi dari formasi yang mengandung pasir itu sendiri ke dalam lubang sumur. Problem kepasiran terjadi akibat rusaknya kestabilan ikatan antar butir-butir pasir. Hal ini disebabkan karena adanya gaya gesekan serta tumbukan yang ditimbulkan oleh suatu aliran fluida, dimana laju alir yang terjadi melampaui batas maksimum dari laju alir kritis yang diperbolehkan, sehingga butiran-butiran pasir akan ikut terproduksi ke permukaan. Butiran-butiran pasir yang terkumpul dalam suatu sistem akan membentuk suatu ikatan antar butiran-butiran itu sendiri dalam suatu ikatan sementasi. Semakin besar harga faktor sementasi, maka akan semakin kuat ikatan antar butiran. Demikian sebaliknya, semakin rendah faktor sementasinya, maka tingkat konsolidasi antar butiran pasir juga semakin rendah dan akhirnya butiran-butiran pasir tersebut akan mudah lepas.Faktor-faktor yang menyebabkan ikut terproduksinya pasir unconsolidated, pasir friable dan sandstone adalah:1. Hydrodinamic dragPartikel-partikel sandstone yang tersemen lemah dapat terlepas dan bergerak bebas kemudian tertransportasikan oleh adanya gaya gesekan hidrodinamik yang berlebihan sebagai akibat penurunan tekanan yang tinggi, rate aliran yang tinggi atau akibat viskositas fluida reservoir yang besar. Mekanisme gerakan pasir ini hampir sama dengan migrasi fines yang bergerak bebas oleh karena gaya gesek hidrodinamik melampaui kekuatan koloidal antara partikel pasir (Gambar 4.22). Pada formasi yang unconsolidated memiliki berat jenis (gravity) yang rendah, sehingga crude oil yang memiliki viscositas yang tinggi akan berada bersama-sama dengan butiran pasir.2. Penurunan kekuatan formasi akibat kenaikan saturasi air, hal ini sering dihubungkan dengan produksi air karena akan melarutkan material penyemen atau pengurangan gaya kapiler dengan meningkatnya saturasi air.3. Penurunan tekanan reservoir akibat penurunan permeabilitas relatif hidrokarbon, dengan penurunan ini akan mengganggu sifat semen antar batuan.4. Peningkatan kekuatan kompaksi yang dihasilkan dari penurunan tekanan pori reservoir. Penurunan tekanan pori reservoir selama produksi, matriks batuan di dekat sumur bor berpengaruh menyebabkan kenaikan vertikal beban intergranular, akibat butiran pasi terkompaksi dan menjadi tidak stabil.5. Penurunan silika selama operasi thermal recovery dengan uap panas. Kontak butiran pasir dengan kondesat staem pH tinggi selama thermal recovery pada pasir yang mengandung minyak berat dapat menimbulkan produksi pasirIdentifikasi problem kepasiran dilakukan dengan analisa core spesial yang akan diperoleh harga faktor sementasinya. Harga faktor sementasi yang diperoleh dapat digunakan untuk mengidentifikasikan adanya kemungkinan problem kepasiran yang akan timbul. Secara umum, problem kepasiran dapat diindikasikan dengan kriteria parameter sebagai berikut :a. Faktor sementasi batuan yang relatif kecil (kurang dari 1.8)b. Kekuatan formasi yang relatif kecil (kurang dari 0.8 x 1012 psi 2)c. Laju produksi yang besar (lebih besar dari laju produksi kritis) menyebabkan gaya seret fluida yang besar. Hal ini mengakibatkan lengkungan kestabilan pasir menjadi runtuh.d. Pertambahan saturasi air akan menyebabkan clay yang ada dalam formasi mengembang. Hal ini mengakibatkan lengkungan kestabilan pasir menjadi berkurang, sehingga lengkungan kestabilan pasir mudah runtuh.

4.2.2. Dampak Kerusakan Formasi Dengan terjadinya peristiwa mengecilnya permeabilitas formasi di sekitar lubang sumur, tentunya akan mengakibatkan bertambah besar resistensi aliran fluida ke lubang sumur. Formasi disekeliling lubang sumur yang mengalami kerusakan disebut zonal skin dan pressure drop pada zonal skin disebut dengan skin effect. Harga skin dinyatakan dengan simbol (S).

4.2.2.1. Skin Factor Dalam membahas kerusakan formasi ini hanya akan dibicarakan pressure drop yang terjadi di dalam formasi sampai lubang sumur. Persamaan aliran fluida unsteady state dari sumur yang telah berproduksi dengan rate produksi constan (q), selam waktu t maka persamaan tersebut dapat dinyatakan dalam :.......................................................(4-20)Keterangan :Pe = Tekanan reservoir mula-mula, psi-1Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi-1q = Laju produksi, bbl/dayke = Permeabilitas formasi, mDh = Tebal formasi, ftrw = jari-jari sumur, ftc = Kompresibilitas fluida, psi-1t = Waktu, dt = Viscositas fluida= Porositas formasiPersamaan diatas dikembangkan tanpa memperhatikan pertambahan pressure drop yang disebabkan oleh kerusakan formasi. Apabila permeabilitas formasi disekitar lubang bor mengalami penurunan, maka akan terjadi kenaikan pressure drop. Untuk mencakup kenaikan pressure drop, maka harus ditambah dengan besaran yang tidak berdimensi atau dengna skin faktor, sehingga diperoleh persamaan :......................................................(4-21)Dimana : Pt = Pressure drop total, psiBesarnya pressure disebabkan oleh kerusakan formasi dengan pendekatan persamaan aliran fluida incompressible steady state sebagai berikut :..............................................................(4-22)....................................................................................(4-23)Keterangan :Ps = Pressure drop akibat kerusakan formasi, psi-1Rs = radius zonal damage, ftks = Permeabilitas pada zonal damage, mDke = Permeabilitas formasi, mD................................(4-24)Dengan membandingkan persamaan (4.-22) (4-23).dan (4-24) maka dapat diperoleh harga skin factor sebagai berikut :..................................................................................(4-25)Jika harga :S > 0 , maka sumur terjadi kerusakan atau damageS = 0 , maka sumur tidak terjadi kerusakan atau perbaikan S < 0 , mak sumur mengalami perbaikan 4.2.2.2. Productivity Ratio, Damage Ratio dan Damage Factor Dengan pendekatan persamaan aliran fluida imcompressible steady state, maka permeabilitas rata-rata antara zonal damage dan zonal eksternal dapat dinyatakan dengan persamaan sebagai berikut : .....................................................................(4-26) Keterangan : kavg = Permeabilitas rata-rata, mD ks = Permeabilitas pada zonal damage, mD ke = Permeabilitas formasi, mD rs = Radius zonal damage, ft re = Radius atau jari-jari pengurasan, ft rw = Jari-jari sumur, ft Productivity Ratio (PR) adalah perbandingan antara permeabilitas rata-rata dengan permeabilitas alamiah formasi : ..........................................................(4-27) dengan mensubstitusika ke ln pada persamaan 4.25 ke dalam persamaan 4.27 maka diperoleh persamaan : ......................................................................................(4-28) Damage Ratio dinyatakan sebagai kebalikan dari PR (Productivity Ratio) : ......................................................(4-29) Sehingga diperoleh persamaan besarnya Damage Factor (DF), yaitu : .................................................................(4-30) Keterangan : DF = Damage Faktor PR = Productivity Ratio Ps = Selisih pressure drop akibat formsition damage, psi Pe = Tekanan reservoir, psi Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psi Ps = Pressure drop akibat formation damage, psi. 4.2.3. Pencegahan Kerusakan Formasi Kerusakan formasi yang terjadi akibat kegiatan pemboran, produksi, komplesi sumur perlu dicegah agar menurunnya produktivitas formasi tidak terlalu besar karena rusaknya permeabilitas di sekitar lubang sumur akibat adanya penyumbatan pada pori-pori dan saluran pori, sehingga produksi minyak di permukaan yang diinginkan dapat dicapai. 4.2.3.1. Pada Saat Kegiatan Pemboran Aspek praktis dan upaya pencegahan kerusakan formasi selama pemboran, antara lain: 1. Keselamatan dan keamanan Faktor keselamatan dan keamanan dalam pemboran harus tetap diperhatikan tanpa mengabaikan upaya perolehan hasil optimum dan minimasi kerusakan formasi yang ditimbulkan. 2. Desain sistem lumpur Untuk meminimasi kerusakan formasi maka sistem lumpur yang ideal adalah yang dapat memberikan membran tipis-impermeabel pada permukaan formasi. Maka lumpur harus memiliki fluid loss rendah, spurt loss rendah dan salinitas filtrat yang serupa dengan air formasi. 3. Operasi pemboran Laju pemboran harus maksimum dengan WOB tinggi dan RPM rendah untuk meminimasi turbulensi di sekitar mata bor dan waktu kontak dari lumpur dengan zona produktif. Berat lumpur harus dipertahankan pada batas minimum aman (overbalance minimal). Pemakaian barite harus dihindari karena tidak larut dalam asam dan kimiawi lain di lapangan. Berat lumpur dapat dinaikkan dengan aditif yang larut dalam asam/air, seperti garam-garam karbonat (kalsium besi) dan oksida besi. 4. Penggunaan oil base Oil base mengurangi masalah pemboran pada formasi lempungan dan disarankan penggunaannya pada formasi ini, karena invert emulsion menghasilkan filter cake tipis (dengan filtrat minyak). Namun oil emulsion mud bila menghadapi zone tekanan tinggi memerlukan bahan pemberat yang lebih banyak yang dapat menimbulkan kerusakan formasi, terutama bila menggunakan barite. Bila perlu pemboran memakai udara atau gas untuk mencegah kerusakan formasi, tetapi hal ini berlaku bila keadaan lubang bor dapat dikontrol dan tidak menimbulkan semburan liar (blowout). 4.2.3.1.1. Pencegahan Terjadinya Invasi Air Filtrat Aktivitas pemboran dan komplesi sumur selalu mengakibatkan invasi filtrat dan padatan ke dalam formasi produktif yang disebabkan oleh tekanan hidrostatik kolom fluida pada lubang bor lebih besar daripada tekanan formasi. Filtrasi yang terlalu besar menghasilkan invasi air filtrat yang besar, hal ini tidak diinginkan sehingga perlu pencegahan segera mungkin Beberapa cara untuk mencegah terjadinya kerusakan formasi yang diakibatkan oleh invasi air filtrat ke dalam formasi produktif, antara lain: 1. Menggunakan additif yang bersifat menurunkan laju alir filtrat (filtration loss) pada lumpur pemboran dan fluida stimulasi. 2. Mengurangi perbedaan tekanan yang terjadi antara tekanan hidrostatik kolom lumpur dan tekanan formasi sampai pada harga yang aman. 3. Menggunakan fluida pemboran atau komplesi sumur yang sesuai dengan kondisi tiap-tiap formasi produktif, sehingga air filtrat yang masuk ke dalam formasi tidak mengganggu kesetimbangan antara fluida dan batuan yang ada dalam formasi. 4. Menggunakan lumpur pemboran udara atau gas untuk mencegah invasi air filtrat yang mengganggu kestabilan formasi. 4.2.3.1.2. Pencegahan Terjadinya Invasi Padatan Gatlin memberikan beberapa cara untuk mencegah terjadinya kerusakan formasi akibat invasi padatan asing ke dalam formasi, antara lain: 1. Penambahan padatan koloid secara tepat agar pembentukan sumbat (bridge) yang efisien segera tercapai. 2. Mengurangi perbedaan tekanan yang terjadi antara tekanan hidrostatik kolom lumpur dan tekanan formasi sampai pada harga yang aman. 3. Menggunakan fluida pemboran udara atau gas pada sumur-sumur tertentu. 4.2.3.2. Pencegahan Kerusakan Formasi Pada Kegiatan Penyemenan Untuk mengurangi dampak negatif kerusakan formasi akibat kehilangan filtrat maupun padatan selama proses penyemenan, disarankan hal-hal sebagai berikut: 1. Fluid loss diminimasi dengan penambahan material pencegah fluid loss. 2. Penggunaan water wetting surfactants agar formasi permeabel yang diinvasi fluida menjadi water wet. 3. Penggunaan partikel pengikis yang berukuran cukup besar agar tidak masuk ke dalam pori formasi. Dianjurkan menggunakan pasir/sintered-bauxite berukuran minimum 100 mesh. 4. Penambahan ammonium klorida dan kalium klorida ke dalam air untuk mengurangi pengaruhnya terhadap lempung formasi dengan catatan garam tersebut kompatibel dengan lumpur dan semen. 5. Hindari pemakaian bahan pemberat, kecuali mutlak diperlukan dengan syarat harus larut dalam air, minyak atau asam. 4.2.3.3. Pencegahan Kerusakan Formasi Pada Kegiatan Perforasi Untuk meminimasi kerusakan formasi pada kegiatan perforasi dianjurkan untuk mengkombinasikan penggunaan fluida perforasi yang bersih atau tidak merusak dan perforasi underbalance dengan perbedaan tekanan maksimum aman. Perforasi underbalance dapat mengurangi pengaruh kerusakan dengan jalan memecah compacted zone. Dengan catatan, semakin kuat suatu batuan maka semakin tinggi beda tekanan yang dibutuhkan. Penggunaan fluid loss additive disarankan yang dapat larut dan berada dalam kontak dengan asam atau minyak sehingga dapat dihilangkan dengan disertai catatan bahwa meskipun lubang perforasi bersih oleh asam atau minyak tersebut, perforasi tetap dapat tersumbat oleh aditif. Dengan demikian aditif tetap termasuk sebagai sumber potensial kerusakan formasi. Tindakan mitigasi yang harus dilakukan untuk menghindari penyumbatan perforasi dan pori formasi dengan jalan membersihkan secara keseluruhan casing, rangkaian peralatan dan alat-alat permukaan dengan bahan pencuci, asam, caustic serta bahan abrasive sebelum casing diperforasi. Sumur harus diisi dengan fluida yang bersih dan telah disaring. Jika setelah perforasi, fluida loss terlihat berlebihan, maka densitas dari fluida harus diturunkan seminimum mungkin dalam kadar aman, meskipun kadang-kadang diperlukan suatu fluida dengan viskositas tinggi (kental, viscous pill). Fluid loss additive berupa padatan harus dihindari kecuali merupakan jalan terakhir; untuk itu hanya padatan yang cukup kasar yang dipakai agar invasinya minimal dan harus larut dengan air, asam atau minyak agar mudah dihilangkan. Anjuran praktis: Gunakan HEC dengan konsentrasi 4.2 lb/bbl brine untuk memperoleh kondisi minimum fluid loss. Pada konsentrasi ini viskositas akan pecah secara perlahan dan mencapai 10 % dari viskositas awalnya setelah 24 jam pada 200 0F. Penggunaan konsentrasi 5 lb/bbl HEC dalam brine sebagai fluid loss control pill memberikan dampak viskositas terlalu tinggi, meskipun akan tetap stabil selama kurang lebih tiga hari pada temperatur 200 0F. Satu keuntungan dari HEC pill adalah setiap fluida yang bocor dari pill selama pemakaiannya memberikan efek minimal terhadap permeabilitas formasi. HEC adalah polimer yang paling kurang daya rusaknya bagi industri saat ini. 4.2.3.4. Pencegahan Kerusakan Formasi Pada Kegiatan Komplesi Penggunaan fluida komplesi dan kerja ulang yang kotor atau dengan garam berkualitas rendah cenderung mengandung padatan yang dapat menyumbat formasi produktif, sehingga akan menurunkan kemampuan alir/permeabilitasnya. Untuk itu, penggunaan fluida komplesi dan kerja ulang yang bersih dan berkualitas tinggi merupakan keharusan untuk meminimasi dampak negatifnya terhadap kemampuan alir alaminya. Dari manapun sumber air dan garam, setiap brine sebelum digunakan harus disaring dan disaring kembali sebelum dire-sirkulasi. Semua fluida komplesi dan kerja ulang harus yang dipakai di dalam sumur harus diuji kompabilitasnya terhadap fluida formasi dan matriks formasi. Semua fluida komplesi dan kerja ulang harus mengandung oxygen scavenger, biocide dan water wetting surfactant penurun tegangan muka untuk mencegah pengendapan padatan di dalam formasi, water block dan untuk membuat permukaan formasi water wet. Aditif lain yang harus disertakan di dalam fluida komplesi dan kerja ulang adalah corrosion inhibitor, clay stabilizer, viscofier, fluid loss control dan demulsifying surfactant. 4.2.3.5. Pencegahan Terjadinya Pengembangan Clay (Clay Swelling) Clay berisikan partikel-partikel silikon dan aluminium oksida di dalamnya. Dalam clay terdapat muatan positif (aluminium) dan muatan negatif (oksigen). Anion dikelilingi oleh kation, setiap partikel saling tolak menolak dan cenderung akan saling berpindah, bila salah satu partkel clay memisahkan diri maka mereka dapat menempati ruang pori di dalam batuan dan menurunkan permeabilitas. Pemisahan partikel-partikel di dalam clay itu biasanya disebabkan bertemunya air dengan clay sehingga clay mengembang. Salah satu cara untuk mencegah terjadinya pengembangan clay, pada kegiatan stimulasi di dalam fluida perekahnya ditambahkan clay stabilizer. Jenis clay stabilizer ada beberapa macam, salah satunya adalah clay stabilizer yang tidak permanen (KCl, NaCl dan NH4Cl). Di antara ketiga garam tersebut yang sering digunakan sebagai clay stabilizer dalam fluida perekah adalah KCl. K+ merupakan clay stabilizer yang terbaik melawan desakan air dan menjaga swelling clay. Clay stabilizer yang lebih permanen (inorganic polynuclear cation, material ini antara lain zirconium oxichloride dan hydroxy aluminium). Kedua material tersebut cukup efektif menetralisir perubahan permukaan pada clay. Kelemahan dari inorganic polynuclear cation adalah dibatasi dengan penggunaan pH yang tinggi pada fluida perekah. 4.2.3.6. Pencegahan Problem Kepasiran Usaha yang dilakukan untuk mencegah terjadinya kepasiran adalah dengan cara memproduksikan minyak pada laju optimum tanpa terjadi kepasiran. Sand free flow rate merupakan besarnya laju produksi kritis, dimana apabila sumur diproduksikan melebihi laju kritisnya akan menimbulkan masalah kepasiran. Maximum sand free flow rate atau laju produksi maksimum tanpa menimbulkan kepasiran dapat ditentukan dengan suatu anggapan bahwa gradien tekanan maksimum di permukaan kelengkungan pasir, yaitu suatu laju produksi maksimum tanpa kepasiran berbanding langsung dengan kekuatan formasi. Dengan kata lain jika produksi menyebabkan tekanan kelengkungan pasir lebih besar dari kekuatan formasi, maka butiran pasir formasi akan ikut bergerak. Selain tindakan di atas, usaha yang perlu dilakukan adalah sand control, yaitu menahan gerak pasir ke arah lubang sumur dengan menggunakan sand screen, gravel packing dan gravel consolidated. Gravel pack adalah suatu cara untuk menanggulangi pasir yang masuk ke lubang sumur dengan memasang gravel atau kerikil di depan formasi produktif. Gravel-gravel tersebut akan membentuk suatu packing yang berfungsi sebagai penyaring sehingga dapat menahan butiran pasir yang lepas. Metode ini terdiri dari pipa saringan dan gravel, dimana ukuran celah pipa saringan tergantung dari ukuran gravel yang dipakai, sedangkan gravel ditentukan besarnya dari ukuran keseragaman butir formasi yang terikut. Ukuran celah pipa saringan harus lebih kecil dari ukuran gravel terkecil, bila lebih besar dari ukuran gravel terkecil, maka untuk gravel yang mempunyai sorting baik, akan terproduksi sejumlah gravel secara bersamaan sampai di celah pipa saringan. Ada dua cara pemasangan gravel, yaitu: 1. Open Hole Gravel Pack Sebelum pipa saringan dipasang, diameter dasar lubang sumur diperbesar dengan menggunakan under reamer atau hole opener untuk mendapatkan ruang yang cukup untuk meletakkan gravel. Selanjutnya lubang bor dibersihkan dengan dengan fluida polymer sampai bersih, dan siap untuk dilakukan proses penempatan gravel. Pipa saringan dipasang dan butiran gravel ditempatkan di antara formasi dengan pipa saringan. Tipe ini umumnya dipakai untuk sumur dengan productivity index yang tidak mengalami penurunan yang besar selama berproduksi. 2. Inside Casing Gravel Pack Pipa saringan dipasang pada casing yang diperforasi, dilanjutkan dengan menempatkan pipa gravel di antara saringan dan perforasi produktif. Pemasangan gravel pack dengan cara ini diterapkan pada formasi produktif yang berlapis. Perforasi di sini berperan sangat penting, dimana perforasi harus bersih dari material-material yang tertinggal yang akan menghambat aliran fluida yang masuk ke dalam lubang sumur. Penempatan gravel dilakukan dengan metode satu tahap (one stage method) dan metode dua tahap (two stage method). Single Stage Method Pada metode ini dilakukan dengan menggunakan suatu rangkaian screen yang diturunkan dengan menggunakan packer pada puncak susunan crossover dan wash pipe. Alat ini mampu melakukan squeeze dan pemadatan gravel sekaligus. Two Stage Method Pada metode ini, tahap pertama dilakukan dengan menekan gravel ke daerah perforasi dengan menggunakan tekanan squeeze. Kemudian tahap kedua, berhubungan dengan sirkulasi gravel ke dalam annulus casing dan pipa saringan. 4.2.4. Penanggulangan Kerusakan Formasi Stimulasi pada sumur-sumur produksi adalah salah satu usaha untuk merangsang formasi agar berproduksi lebih besar lagi atau dengan kata lain bertujuan untuk mengembalikan atau memperbaiki produktifitas formasi. Stimulasi dilakukan bilamana produktifitas sumur turun sebagai akibat turunnya permeabilitas formasi atau naiknya viscositas fluida formasi (minyak) sebagai dampak dari kerusakan formasi yang terjadi.Persamaan untuk produktifitas adalah : .....................................................................................(4-35) Keterangan : PI = Produktifitas Indeks Ko = Permeabilitas minyak. mD h = Ketebalan atau kedalaman lapisan, ft = Viscositas minyak, cp Bo = faktor Volume Formasi Minyak, bll/STB re = Jari-jari pengurasan sumur, ft rw = Jari-jari sumur,ft Dari persamaan diatas maka bisa dilihat besarnya produktifitas dipengaruhi oleh permeabilitas (k) dan viscositas fluida (). Dengan demikian bila permeabilitas besar maka produktifitas akan besar dan jika viscositas kecil maka produktifitas sumur tersebut juga akan besar. Oleh karena itu stimulasi dilakukan pada dasarnya untuk memperbesar permeabilitas dan memperkecil viscositas fluida. Stimulasi yang dilakukan untuk mengatasi problem kerusakan formasi dapat dibagi menjadi : - Acidizing (pengasaman) - Acid Fracturing - Hydraulic Fracturing 4.2.4.1. Acidizing Acidizing adalah penginjeksian asam ke dalam pori-pori batuan formasi pada tekanan injeksi di bawah tekanan rekah batuan formasi tersebut. Pengasaman ini dilakukan untuk menghilangkan pengaruh penurunan permeabilitas formasi di sekitar lubang sumur dengan cara memperbesar pori-pori batuan dan melarutkan partikel-partikel lumpur pemboran yang menutupi ruang pori tersebut. Asam yang di injeksikan mengalir dari lubang sumur secara radial ke dalam formasi dan bereaksi dengan matriks batuan ataupun partikel-partikel lumpur pemboran. Terjadinya penurunan produktifitas disebabkan oleh terjadinya proses pemboran, komplesi, dan produksi yang menyebabkan kerusakan formasi atau penyumbatan pori-pori lubang perforasi. Tujuan dilakukan pengasaman adalah untuk meningkatkan atau memperbaiki permeabilitas formasi di sekitar lubang sumur yang mengalami kerusakan dengan cara injeksi larutan asam ke dalam formasi produktif. Jenis-jenis asam : Asam mempunyai sifat terurai menjadi ion dan anion hidrogen jika tercampur dengan air. Ion hidrogen akan bereaksi dengan batuan karbonat (gamping, dolomit) akan membentuk air dan karbon dioksida. Jenis-jenis asam yang umum digunakan untuk pengasaman pada sumur-sumur yang ada di lapangan, yaitu : 1. Asam hydrochlorida (HCL) Jenis asam ini sering dipakai di lapangan minyak atau gas. Asam ini merupakan larutan Hydrogen Chlorida yang berupa gas di dalam air dengan berbagai konsentrasi. Asam hydrochlorida dengan konsentrasi 15% HCL dikenal dengan nama reguler acids dan paling banyak digunakan di lapangan. Reguler acids biasanya digunakan untuk pengasaman batu gamping dan dolomit. Keuntungan dari asam ini adalah mempunyai daya reaksi yang cukup tinggi terhadap batu gamping dan dolomit, serta harganya murah. Kerugiannya adalah dapat bereaksi dengan logam-logam di dalam lubang sumur atau dengan kata lain daya korosi sangat tinggi dan biasanya pada kondisi temperatur di atas 250o F, untuk itu maka diperlukan pertimbangan yang baik supaya temperaturnya tidak melebihi 250o Fatau melebihi tingkat korosinya. 2. Asam Lumpur (mud Acids) Adalah asam yang terdiri dari campuran antara asam hydrochloric dengan perbandingan komposisi 12% HCL dan 3% HF. HF ini diperoleh dengan menambah NH4F2 ke dalam larutan asam HCL. Dimana asam ini tidak akan bereaksi dengan batuan pasir, mud cake dan juga sisa-sisa silikon dari semen dapat dihilangkan dengan HF. Asam lumpur khusus digunakan untuk pengasaman matriks yang digunakan untuk melarutkan lempung alamiah maupun lempung yang bermigrasi dalam formasi lubang sumur. Kerusakan permeabilitas akan terjadi bila asam lumpur ini dipergunakan pada formasi batuan dolomite. Pada campuran asam ini biasanya ditambahkan corrosion inhibitor, weting agent dan emulsion preventer. Kadang-kadang juga dimasukkan seguestering agent agar ion besi (Fe) tidak terendapkan. 3. Asam Organik Asam organik yang sering digunakan dalam pengasaman di lapangan adalah Asam Acetic (HC2H3O2 atau CH3COOH) dan asam formic (HCHO2 atau CHOOH). Kekurangan asam ini lebih lemah dibandingkan dengan asam inorganik dan kecepatannya lebih lambat, tetapi keuntungan dari asam ini adalah tidak menimbulkan kerusakan yang dapat terjadi pada pipa yang dilapisi dengan allumuniaum atau chrome. Asam acetic merupakan satu-satunya asam yang tidak menimbulkan kerusakan karena asam ini termasuk melakukan stimulasi sumur. Karena sifat yang demikian asam acetic pada umumnya digunakan sebagai fluida perforasi untuk membersihkan sumur produksi dari lapisan batuan gamping. Untuk melakukan stimulasi sumur dimana konsentrasi asam acetic biasanya digunakan sebesar 10% berat asam dalam air. Disamping itu kekurangan yang lainnya adalah harganya yang relatif mahal dibandingkan asam HCL sehingga terbatas penggunaan dilapangan. Asam formic ini lebih kecil berat molekulnya, lebih mudah daya larut batuannya dan lebih kuat asamnya dibandimgkan dengan asam acetic. Keuntungan dari asam ini adalah dapat digunakan pada temperatur tinggi sekitar 400 oF dan juga harganya lebih murah.. Keburukan dari asam ini yaitu sulit mencegah korosinya.walaupun lebih korosif dari asam acetic, tetapi lebih rendah derajat korosinya dibandingkan dengan HCL.Pada operasi pengasaman sumur minyak konsentrasi yang dipergunakan untuk asam formic sekitar 8% sampai 10%. 4. Asam sulfanic (HSO2NH2) Adalah asam yang tidak mudah mengalami penguapan, berbebtuk kristal dengan warna putih, dimana asam ini cepat mengalami pelarutan di dalam air. Keuntungan dari menggunakan asam ini adalah : 1. Asam ini tidak susah untuk di bawa ke lokasi karena asm ini berbentuk padatan. 2. Laju reaksinya cepat seperti asam HCL 3. Asam ini kurang korosif dibanding dengan asam HCL Kerugian dari asam ini adalah : 1. Asam ini tidak dapat melarutkan oksida besi. 2. Asam ini tidak dapat digunakan pada temperatur lebih dari 180o F, karena akan menghidrolisis membentuk asam sulfat (H2SO4), dan bila asam ini bereaksi dengan batuan karbonat membentuk endapan CaSO4 3. Asam ini harganya lebih mahal 5. Asam Retarder Laju reaksi asam dapat diperlambat dengan cara, seperti mengejelkan atau mengemulsikan asam dengan hidrocarbon. Jenis asam retarder dapat dibagi menjadi : a. Asam Gelled Berfungsi untuk memperlambat laju reaksi asam yang terjadi sewaktu terjadinya perekahan pengasaman pada formasi batuan karbonat. b. Asam Retarder kimiawi Asam ini banyak mengandung surfactan oil-wet yang berfungsi untuk membentuk halangan fisik agar asam tidak kontak dengan batuan pada formasi yang mengalami perawatan. c. Asam Emulsified Asam ini dapat mengandung suatu asam yang dapat terjadi pada bagian internal maupun eksternal. Oil exsternal Emulsion merupakan suatu susunan fluida hidrokarbon yang merupakan suatu tahap perantara dan HCL yang merupakan suatu tahap internal, dari asam ini maka didisain supaya terjadi suatu perlambatan reaksi kimia HCL pada batuan karbonat, dengan jumlah kecil dapat digunakan pada operasi pengasaman yang konvensional. Sedangkan untuk Acid External Emulsion, tersusun dari asam sebagai tahap eksternal, dimana dilakukan pemilihan asam yang tergantung pada kondisi sumur tersebut. Banyaknya asam yang digunakan dapat mencapai 80% sampai 90% dari volume total. Penggunaan sistem asam ini terutama untuk membersihkan material hidrokarbon seperti parafin, minyak yang mengalami pembekuan dan terdapatnya endapan lain agar asam kontak dengan material larutan asam. Bahan-Bahan Tanbahan (additive) Kegunaan dari additive pada operasi pengasaman, yaitu : - untuk memecah emulsi pada formasi - untuk mengubah wettabilitas yang terjadi pada formasi agar pembersihan dan daya kerja asam lebih baik. - untuk mengurangi terjadinya gesekan di sepanjang pipa pada laju pemompaan yang tinggi. - untuk mengurangi terjadinya fluid loss dari formasi yang rekah. - untuk mengalirkan asam dari suatu zone ke zone yang lainnya dengan lebih merata. - untuk mengurangi laju korosi. - untuk menghindari terjadinya pengendapan material yang larut tidak larut dalam asam. Macam-macam additive yang ditambahkan : 1. Corrosion Inhibitor Additive ini ditambahkan untuk mengurangi atau mencegah terjadinya korosi. Ada dua macam corrosion inhibitor yaitu : a. Organic corrosion Inhibitor, ini dapat digunakan pada berbagai konsentrasi asam, tapi akan lebih effektif bila digunakan pada temperatur 250o F. b. Inorganic Corrosion Inhibitor, sangat effektif untuk pengasaman pada sumur-sumur bertemperatur tinggi, tetapi kekurangannya adalah sifatnya yang beracun dan tidak dapat dipakai pada konsentrasi HCL yang tinggi karena effektifitas inhibitor akan menurundan dapat berbentuk padatan yang dapat menimbulkan kerusakan pada formasi. 2. Surfactant Surfactan active agent digunakan pada operasi stimulasi pengasaman untuk mencegah terjadinya pembentukan emulsi asam dan minyak, mengurangi tegangan permukaan, memperbaiki kebasahan formasi dan mempercepat pembersihan formasi. 3. Mutual solvent Adalah material yang mempunyai kelarutan yang baik di dalam minyak ataupun air. Dalam operasi pengasaman mutual solven diharapkan dapat berfungsi sebagai: - Menurunkan tegangan antar permukaan dan interfacial di gunakan untuk memperlambat pembersihan. - Untuk memisahkan lapisan minyak dari material asam - Untuk mencegah terjadinya pembentukan emulsi dan juga untuk mencegah terjadinya emulsi. - Untuk membantu mencegah terjadinya water block. 4. Friction Reducer Asam ini terdiri dari polymer sintetis, biasanya digunakan pada operasi pengasaman dengan perekahan untuk mengurangi horse power (HP) pompa untuk keperluan injeksi asam. 5. Fluid Loss Controlle Agent Biasanya digunakan untuk mengurangi terjadinya kehilangan asam yang tidak di gunakan biasanya pada acid fracturing. Apabila banyak rekahan kecil juga digunakann pasir merah 100 MESH 6. Diverting Agent Biasanya ditambahkan pada asam untuk memperoleh stimulasi yang seragam pada waktu operasi pengasaman. Diverting agent digunakan untuk menghalangi aliran asam masuk ke daerah yang lebih permeabel dan mengarah aliran tersebut ke arah yang kurang permeabel, jika permeabel formasi tidak seragam. 7. Complexing Agent Complexing agent yang dipakai terdiri dari asam acetic, citric dan lactic. Bahan ini digunakan untuk mencegah terjadinya pengendapan ion-ion besi ke dalam larutan asam yang tersisa. Sering digunakan pada sumur-sumur yang tubingnya telah mengalami pengaratan. Pemilian jenis asam ditinjau dari jenis batuannya dibagi menjadi dua, yaitu pengasaman matriks formasi batuan pasir dan pengasaman matriks formasi karbonat : I. Pengasaman Matriks Formasi Batu Pasir Pada pengasaman reservoir batu pasir, alasan utama dilakukan acidizing adalah untuk meningkatkan permeabilitas yang kecil akibat mineral clay. Clay ini berasal dari formasi itu sendiri, akibat praktek pemboran, well completion. Asam yang digunakan pada formasi batu pasir adalah campuran dari hydrochloric acid dengan hydrofluoric acid yang dinaakan mud acid. Asam jenis ini cukup reaktif untuk melarutkan clay dari batu pasir yang tersemen dengan karbonat. Reaksi dari hydrochloric acid dengan batu pasir yang tersemen dengan karbonatadalah sebagai berikut : CaCO3 + 2 HF CaF2 + CO2 + H2O Sedangkan reaksi HF terhadap batu pasir dan clay adalah sebagai berikut : SiO2 + 6 HF H2SiF + H2O (sand) (Fluosilicic acid) Al2Si2O10(OH)2 + 36 HF 4H2SiF6 + 12H2O + 2H3AlF6 (Clay) (Fluosilicic acid) (fluoluminic acid) Dalam perencanaan perbaikan dengan menggunakan asam HF untuk mengatasi masalah clay, faktor-faktor utama yang harus dipertimbangkan adalah kedalaman kerusakan dan persen berat dari clay alam yang terjadidi dalam formasi ditambah dengan berat clay yang telah dipindahkan ke dalam formasi porous di sekitar lubang bor. Additif yang biasa digunakan dalam pengasaman batu pasir adalah surfactant, corrosion inhibitor dan mutual solvent. Operasi pengasaman untuk batu pasir umumnya terdiri dari tahap-tahap yang sesuai dengan fluida yang diinjeksikan seperti preflush, HCL - HF ataupu overflush. a. Preflush Preflush adalah fluida yang digunakan pada tahap awal operasi pengasaman dan dipompakan sebelum campuran asam utama diinjeksikan (main acid). Fungsi dari fluida preflush adalah : 1. Menghilangkan calcite di daerah sekitar lubang sumur agar calcite tidak bereaksi dengan asam HF. 2. Membentuk suatu penghalang antara campuran asam HCLHF dan air formasi. Fluida preflush yang sering digunakan antara lain : 1. larutan HCL 5 15 % dan asam acetic yang berfungsi untuk melarutkan limestone atau dolomite dan dapat mengurangi terbentuknya calcium fluoride, penghalang antara fluida formasi dengan asam HF (karena flida formasi mengandung unsur K, Na dan Ca) dan menghancurkan karbonat sehingga memperkecil endapan CaF2. 2. Larutan NH4CL 3 % digunakan sebagai fluida preflush jika CaCl2 telah digunakan sebagai Fluida workover. b. Main Acid Treatment Setelah fluida preflush diinjeksikan dalam operasi pengasaman adalah campuran asam HCL-HF (main acid). Campuran yang umum di gumakan adalah campuran asam 12 % dan HF 3 %. Asam HF akan bereaksi dengan Clay, pasir, partikel lumpur penboran atau filtrat semen di sekitar lubang sumur. Sedangkan HCL tidak bereaksi, hanya berfungsi untuk mempertahankan Ph supaya tetap rendah dan mempertahankan asam HF agar tidak kehilangan fungsinya. Beberapa konsentrasidari main acid treatment yang umum digunakan adalah : 1. HCL 12 % - Hf 3 %, merupakan konsentrasi yang normal untuk digunakan dalam menghilangkan kerusakan suatu formasi clay yang rendah atau formasi quartz yang tinggi. 2. HCL 13,3 % - HF 1,5 %, digunakan untuk formasi feldspar yang tinggi. 3. HCL 6,5 % - HF 1 %,digunakan untuk formasi dengan kandungan clay yang tinggi. 4. HCL 3 7 % - HF 0,5 %, digunakan untukformasi ketat dimana permeabilitasnya lebih kecil dari dari 1 md. Prosedur standar yang biasanya digunakan untuk menginjeksi asam HCL 12 % - HF 3% pada batuan pasir adalah sebesar 200 gal/ft dan dibawah tekanan rekah formasi, untuk pasir yang sangat impermeabel atau pasir dengan kerusakan clay yang luas, maka digunakan treatment lebih besar dari 200 gal/ft. c. Overflush Merupakan tahap akhir dari suatu operasi pengasaman matriks pada formasi batu pasir. Tujuan dari overflush adalah : 1. Pemindahan asam HF yang tidak bereaksi dengan matriks batuan ke dalam formasi. 2. Pembersihan hasil reaksi antara asam HF dan mtriks batuan formasi yang keluar dari lubang sumur. 3. Sebagai penyeinbang clay dan serpih. 4. Sebagai penyeimbang saturasi minyak atau gas di sekitar lubang bor. Tujuan utama darioverflush adalah untuk mendorong main acid lebih dari 4 ft dari lubang sumur. Jika overflush tidak dilakukan, maka endapan hasil dari asam yang telah diinjeksikan akan mengurangi laju produksi. Umumnya overflush digunakan untuk : - Sumur minyak seperti dengan minyak diesel atau HCL 15 % - Sumur-sumur injeksi air dengan HCL - Sumur-sumur gas, baik denagn asam atau gas (H2 atau gas alam) Mekanisme bekerjanya asam pada formasi batuan pasir adalah bahwa penurunan permeabilitas awal disebabkan oleh disintegrasi parsial dari matriks batu pasir dan migrasi downstrem dari serpih halus yang menyumbat saluran aliran dalam core.Pembukaan yang terus menerus dengan asam HF dapat menghasilkan penghancuran, oleh karena itu peningkatan permeabilitas diperkirakan berasal dari pembersihan saluran pori yang tersumbat oleh serpih halus dan perbesaran saluran pori lain oleh asam. II. Pengasaman Matriks Formasi Batuan Karbonat Pada pengasaman reservoir karbonat, biasanya digunakan HCL yang diinjeksikan pada tekanan dan laju yang cukup rendah untuk mencegah prekahan formasi. Pada formasi penggunaan hydrochloric acid (HCL) ini didasarkan pada kemampuannya dalam melarutkan batuan karbonat (limestone dan dolomite). Reaksi HCL dengan limestone dan dolomite adalah sebagai berikut : 1. Untuk Limestone 2. Untuk Dolomite Hasil dari reaksi-reaksi diatas dapat larur dalam air, sehingga mudah untuk mengalir dari formasi ke sumur. Jenis asam yang umum digunakan pada formasi karbonat adalah : - Untuk mineral acid adalah menggunakan asam HCL (MW = 36,47) - Untuk organic acid adalah menggunakan asam formic (MW =46,03) dan asam acetic (MW = 60,05) Semua jenis asam tersebut jika bereaksi dengan karbonat akan membentuk karbon dioksida (CO2), air dan calsium atau garam-garam magnesium seperti pada reaksi diatas. Dalam proses acidizing ini diharapkan penginjeksian larutan asam masuk kedalam formasi sejauh mungkain, sehingga daerah pengurasan (drainage area) akan bertambah luas dan memperbaiki jaringan penghubung di dalam formasi. Kedalaman penetrasi larutan asam ke dalam formasi akan bergantung pada kecepatan reaksi antara larutan asam tersebut dengan batuannya. Sedangkan kecepatan reaksinya akan tergantung dari komposisi kimia batuan, tekanan formasi, temperatur formasi dan konsentrasi larutan asam yang digunakan. Faktor pengontrol kecepatan reaksi acidizing terhadap formasi karbonat adalah: 1. Effek dari perbandingan volume area terhadap waktu yang dibutuhkan asam 2. Effek dari temperatur terhadap kecepatan reaksi yang dibutuhkan asam 3. Effek dari tekanan terhadap waktu yang dibutuhkan asam. 4. Effek kekuatan asam terhadap waktu yang dibutuhkan asam . 5. Effek dari komposisi formasi terhadap waktu yang dibutuhkan asam. Jika asam dipompakan ke reservoir karbonat, asam akan mengalir ke daerah yang yang mempunyai permeabilitas besar. Reaksi asam dalam pori-pori biasanya menyebabkan formasi bersifat konduktif sepanjang zone yang rusak dan membantu dalam perolehan asam yang tidak dapat larut akibat reaksi asam. Panjang lubang-lubang dibatasi oleh kehilangan fluida dan bukan oleh laju reaksi. Asam yang memberikan lubang dan ratio stimulasi yang cukup baik adalah : - Asam-asam organik - HCL - Campuran asam dan chemical retarder acid Asam dengan additive fluid controlle akan membantu mengontrol laju kehilangan fluida ke formasi. Tetapi dengan reservoir yang mempunyai permeabilitas yang rendah maka jenis-jenis asam ini tidak praktis karena injektifitasnya rendah. III. metode Penempatan Asam Metode-metode yang di gunakan untuk menempatkan asam yaitu : 1. Ball Sealler Gambar 4.25. Metode Ball Sealler untuk Penempatan Asam (Rudirubiandini. R, 1994) Gambar 4.4. Metode Ball Sealler untuk Penempatan Asam (Rudirubiandini . R, 1994) 2. Packer Gambar 4.5. Metode Packer untuk Penempatan Asam (Rudirubiandini . R, 1994) 3. Sraddle Packer Metode ini menggunakan dua buah packer Gambar 4.6. Metode Straddle Packer untuk Penempatan Asam (Rudirubiandini. R, 1994) 4. Sand Plug Gambar 4.7. Metode Sand Plug untuk Penempatan Asam (Rudirubiandini. R, 1994) 4.2.4.2. Acid Fracturing Acid fracturing adalah suatu teknik stimulasi dengan cara menggabung antara acidizing dengan hydraulic fracturing. Alasan dilakukannya acid fracturing adalah : 1. Permeabilitas formasi yang rendah sehingga sumur tidak dapat dapat diproduksi dengan aliran radial dengan laju yang ekonomis. Ketika asam di pompakan ke dalam formasi dengan kecepatan tinggi, hanya sebagian saja dari asam yang masuk ke formasi secara radial. Untuk menanggulangi masalh tersebut maka perlu di lakukan perekahan formasi, kemudian asam dialirkan melalui rekahan tersebut dan masu ke formasi secara rateral. Hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.29. 2. Untuk menanggulangi kerusakan yang luas pada kedalaman yang sulit dijangkau dengan pengasaman matriks. Gambar 4.8. Mekanisme Teknik acidizing Fracturing (Rudirubiandini. R, 1994) Rekahan yang terbentuk tergantung dari permeabilitas formasi. Untuk permeabilitas tinggi (lebih dari 1 Darcy), acidizing bisa dilakukan dengan rate lebih dari 100 bbl/menit. Untuk permeabilitas lebih rendah dari 100 mD, rate acidazing adalah 20 bbl/menit. Setelah dilakukan perekahan dan terjadi reaksi antara asam dengan batuan maka terbentuk semacam lubang (rekahan) dan channel di formasi. Faktor yang menentukan panjang rekahan yang terbentuk adalah : 1. Permeabilitas dari formasi. 2. Rate pemompaan asam ke dalam formasi ( semakin tinggi pemompaan akan semakin panjang rekahan terbentuk) 3. Viscositas dari liquid yang dipompakan. Pengasaman jenis ini biasanya dilakukan untuk stimulasi batu gamping dan dolomite. Acid fracturing tidak dilakukan pada formasi batu pasir karena perekahan batu pasir akan memperbesar permeabilitas vertikal alamiah sehingga dapat menembus zona gas atau air. 4.2.4.3. Hydraulic fracturing Adalah salah satu cara teknik stimulasi sumur, yang dilakukan untuk memperbaiki kerusakan formasi dan permeabilitas di sekitar lubang bor, dengan jalan menginjeksikan fluida peretak ke dalam formasi sampai tekanan tertentu, yang cukup besar untuk meretakkan formasi tersebut, hal ini dapat dilihat pada Gambar 4.30. Tujuan dilakukannya hydraulic fracturing adalah : 1. Meningkatkan produktifitas dari sumur dengan jalan membuat rekahan menembus reservoir. 2. Memperbaiki recovery dari sumur dengan jalan membuat saluran (channel) ke dalam formasi. 3. Membantu dalam operasi secondary recovery. Hampir semua sumur dilakukan perekahan pada awal komplesi, di fracturing untuk meningkatkan produktifitas sumur setelah diproduksi. Dengan dilakukannya perekahan ini produktifitas sumur bisa meningkat dua sampai empat kali lipat dari produksi sumur sebelum dilakukan perekahan. Pada dasarnya hasil dari hydraulic fracturing adalah tergantung pada karakteristik batuan reservoir, cara penyelesaian sumur dan juga parameter-parameter hydraoulic fracturing itu sendiri, yang meliputi faktor tekanan , fluida peretak serta pengganjal untuk menahan retakan yang terjadi. Gambar 4.9. Proses Penempatan Bahan Pengganjal yang Baik Dalam Rekahan untuk Menghasilkan Konduktifitas Fluida yang Diharapkan. (Rudirubiandini. R,1994) I. Bahan Pengganjal Bahan pengganjal dalam operasi hydraulic fracturing diperlukan untuk mengganjal atau menahan retakan yang terjadi agar tetap terbuka sebagai saluran-saluran. Dengan sendirinya pengganjal yang akan dikehendaki adalah yang baik dan dapat memberikan konduktifitas rekahan yang besar. Untuk memilih bahan pengganjal yang baik, maka perlu diketahui sifat-sifat bahannya. Sifat-sifat dari bahan yang diinginkan adalh : 1. Mempunyai kebulatan dan ukuran yang seragam. 2. Mempunyai kekuatan cukup sehingga retakan tetap terbuka. 3. Tahan terhadap semua fluida atau bahan kimia yang digunakan. 4. Mudah diinjeksikan. 5. Mudah didapat dan murah. Semakin kecil ukuran partikel (dalam MESH). Semakin besar beban yang dapat ditahan dan semakin besar pula permeabilitas retakannya.Keseragaman ukuran partikel juga berpengaruh terhadap permeabilitas rekahan, misal ukuran pasir 10 16 mesh, mempunyai permebilitas 50 % lebih besar dibanding pasir yang berukuran 10 -20 mesh. Dengan adanya bahan pengganjal di dalam rekahan maka sifat pengaliran fluida melalui rekahan akan berubah.dari hasil percobaan menunjukkan bahwa pada distribusi partial monolayer akan memberikan konduktifitas rekahan tinggi dengan tidak memerlukan rekahan yang terlalu besar dan jumlah bahan pengganjal yang sedikit. Untuk menciptakan kondisi bahan pengganjal untuk membentuk satu lapisan atau monolayer dapat digunakan dua cara Yaitu : 1. Menggunakan fluida perekah yang mempunyai sifat viscositas tinggi dengan konsentrasi bahan pengganjal rendah serta diinjeksikan dengan cara berselang-seling antara fluida dengan dan tanpa pengganjal. 2. Dengan menggunakan bantuan oil soluble atau water soluble spacer dengan massa jenis dan ukuran butiran yang sama besar dengan bahan pengganjal. Spacer yang digunakan di sini tidak larut dalam fluida perekah. Untuk melarutkan spacer tersebut dibentuk suatu pelarut yang sengaja diinjeksikan pada akhir operasi perekahan, sehingga dengan ini diharapkan dapat tercipta pori-pori dan permeabilitas yang besar dalam rekahan. Spacer yang digunakan adalah :Urea (NH2CONH2), Hidrokarbon dan Sodium Bisulfat. Pada umumnya jenis bahan pengganjal yang digunakan adalah pasir, tempurung, serbuk gelar dan alumunium, tetapi bahan pengganjal yang sering digunakan adalah pasir. II. Fluida Peretak Fluida peretak merupakan media penyalur tekanan untuk meretakkan formasi dan membawa bahan penganjal ke dalam rekahan. Kebersihan hydraulic fracturing sangat bergantung pada jenis fluida perekahnya. Dalam peranannya, maka API menyarankan untuk setiap fluida peretak sebaiknya mempunyai sifat-sifat sebagi berikut : - mampu untuk membawa dan menahan dalam suspensi nahan pengganjal ke dalam rekahan yang terjadi. - Stabil pada temperatur formasi. - Dengan mudah dapat di bersihkan dari lubang sumur setelah operasi peretakan selesai. - Tidak membebtuk emulsi yang stabil dengan fluida formasi. - Mempunyai friction loss pemompaan yang rendah. - Mudah didapat dan murah. - Mempunyai titik nyala, titik tuang dan kandungan solids yang sesuai dengan keperluan. Selain sifat-sifat tersebut ada juga parameter lain yang sangat berpengaruh adalah sifat lapisan, viscositas dan kehilangan cairan serta mempunyai sifat yang sepadan dengan fluida reservoir, dimana tidak akan terjadi reaksi dengan fluida reservoir, yang akan menyebabkanpenyumbatan pori-pori batuan dan akan mengurangi produktifitas sumur atau kerusakan formasi. Berdasarkan bahan dasarnya, fluida perekah dapat dibagi menjadi tiga ,yaitu: 1. Fluida Peretak Bahan Dasar Minyak Fluida peretak jenis ini sering digunakan dalam operasi hydraolic fracturing, kecuali untuk reservoir gas karena mempunyai titik nyala yang rendah sehingga mudah terbakar. Jenis fluida peretak ini antara lain ; - Crude oli (dengan atau tanpa additive) - Viscositas refined oil (dengan atau tanpa additive) - Galled oil. 2. Fluida peretak Bahan Dasar Air. Penggunaan fluida jenis ini mempunyai banyak keuntungan karena : - Dapt digunakan pada reservoir gas atau minyak. - Mudah didapat dan murah - Mempunyai tekanan gesek yang rendah (friction rendah), sehingga dapat menghasilkan tekanan hidrostatik yang besar. Kelemahan dari fluida peretak ini adalah : - Tidak semua atau jenis formasi dapat diretakkan dengan fluida peretak air. - Digunakan terutama pada formasi yang peka terhadap air. - Akan terjadi kerusakan swelling dari partikel clay yang ada pada formasi tersebut. Macam bahan peretak dasar adalah : - Fresh atau salt water - Low friction Acid (LFA) - Aquqfrac 3. Fluida Peretak Emulsi Fluida peretak emulsi ini sangat effektif digunakan pada formasi yang mempunyai kelarutan asam yang tinggi seperti pada formasi kapur dan dolomite. Dan pada umumnya juga digunakan untuk gabungan dengan acidizing fracturing. Pada formasi pasir atau yang rendah kelarutan asamnya, lebih ekonomis menggunakan fluida peretak bahan dsar air atau minyak. Contoh bahan dasar peretak nahan dasar emulsi yaitu : Emulsified Crude dan Geofrac. III. Persiapan Sumur Sebelum dilakukan perekahan maka sumur harus dibersihkan terlebih dahulu karena kemungkinan perforasi tertutup oleh scale, parafin atau material lainnya. Adanya plug pada perforasi maka menyebabkan adanya tekanan yang tinggi ketika dilakukan treatment atau juga kegagalan perekahan karena perekahan bisa terjadi pada zona lainnya diluar target. Sebelum dilakukan perekahan sebaiknya dilakukan buil-up testing, hal ini berguna untuk mengaetahui : - Pengurangan permeabilitas di dekat sumur. - Permeabilitas rendah dalam reservoir. - Tekanan reservoirnya depleted. Jika tekanan reservoirnya telah depleted maka tidak akan dilakukan hydraulic fracturing. Danm juga data analisis core dan drill steam test dapat juga digunakan untuk membantu identifikasi penyebab rendahnya permeabilitas IV. Teknik Perekahan A. Mekanisme Pecah Batuan Formasi dapat direkahkan dengan menggunakn fluida bertekanan tinggi yang melebihi sress minimum dalam srtuktur batuan. Biasanya rekahan menyebar ke arah tegak lurus terhadap stress minimum batuannya. Untuk memulai rekah, tekanan fluida perekah harus ditransmisikan ke formasi dan untuk mengetahui arah rekah, tekanan harus dijaga lebih besar dari stress minimum batuannya. Oleh karena itu penggunaan fluida yang berviscositas rendah lebih baik untuk menentukan gradient rekah formasinya. Dalam prakteknya, gradien rekah formasi ditentukan dengan leak off test. Test ini biasanya dilakukan setelah casing shoe di bor dengan maksud untuk mengetahui gradient lumpur maksimum yang diinjeksikan untuk trayek lubang bor berikutnya. B. Penentuan Arah Retakan Retakan bisa diketahui pada saat dilakukan selama operasi peretakan berlangsung, yaitu berdasarkan hasil p