Click here to load reader
Upload
namikase-ridho-minatho
View
81
Download
14
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Berbagi
Citation preview
EVALUASI PENGINJEKSIAN SCALE INHIBITOR
DENGAN METODA DOWN HOLE SCALE SQUEEZE
TREATMENT DI LAPANGAN MINYAK OCEAN
TUGAS AKHIR
Disusun Sebagai Salah Satu Syarat Untuk Meraih Gelar Sarjana Pada Fakultas Teknik Jurusan Teknik Perminyakan
Universitas Islam Riau
OLEH :
M. HARDIAN 023210181
FAKULTAS TEKNIK JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
UNIVERSITAS ISLAM RIAU
PEKANBARU
2010
EVALUASI PENGINJEKSIAN SCALE INHIBITOR DENGAN
METODA DOWN HOLE SCALE SQUEEZE TREATMENT DI
LAPANGAN MINYAK OCEAN
M. HARDIAN 023210181
Abstrak
Pada lapangan Ocean umur dari pompa ESP rata-rata dibawah 100 hari, hal ini
dikarenakan terjadinya masalah scale pada pompa sehingga menyebabkan terjadinya
kerusakan pada pompa ESP. Untuk mengetahui jenis scale yang terdapat dilapangan
minyak Ocean dilakukan perhitungan scale index dengan methoda Jhon E. Oddo dan
Masaon B Tomson. Metoda DOWNHOLE SCALE SQUEEZE TREATMENT (DSST)
adalah salah satu metoda penempatan scale inhibitor ke dalam pori-pori batuan disekitar
lubang sumur dan kemudian tertahan karena diserap di permukaan batuan, pada akhirnya
dilepaskan bersamaan dengan fluida produksi sedikit demi sedikit.
Setelah dilalukan proses DSST pada masing-masing sumur yang terdapat
dilapangan minyak Ocean, umur pompa pada OC#11 menjadi 583 hari, OC#12 menjadi
194 hari dan OC#13 menjadi 836 hari. Dan biaya yang dikeluarkan untuk kerja ulang
sumur dan reparasi pompa pada OC#11 menjadi 32400 $, OC#12 menjadi 63824 $ dan
OC#13 menjadi 43474 $.
Dari pelaksanaan DSST yang telah dilakukan di lapangan minyak Ocean, terbukti
bahwa umur dari pompa ESP lebih lama dibandingkan dengan tidak melakukan DSST.
Dan biaya yang dikeluarkan untuk kerja ulang sumur dan reparasi pompa menjadi lebih
rendah dibandingkan dengan sebelum dilakukan DSST.
Kata kunci : Scale, Scale Index, Scale Inhibitor.
DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN PENGESAHAN ------------------------------------------------------------- ii
LEMBAR PERSEMBAHAN ------------------------------------------------------------ iii
ABSTRAK----------------------------------------------------------------------------------- iv
ABSTRACK---------------------------------------------------------------------------------- v
KATA PENGANTAR --------------------------------------------------------------------- vi
DAFTAR ISI ------------------------------------------------------------------------------- vii
DAFTAR GAMBAR ---------------------------------------------------------------------- ix
DAFTAR TABEL --------------------------------------------------------------------------- x
DAFTAR SINGKATAN ------------------------------------------------------------------ xi
DAFTAR ISTILAH/SIMBOL---------------------------------------------------------- xii
BAB I PENDAHULUAN --------------------------------------------------------------- 1
1.1. Latar Belakang Masalah----------------------------------------------------- 1
1.2. Tujuan Penulisan ------------------------------------------------------------- 1
1.3. Batasan Masalah ------------------------------------------------------------- 2
1.4. Metodologi Penelitian ------------------------------------------------------- 2
1.5.Sistematika Penulisan -------------------------------------------------------- 4
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN ------------------------------------------- 5
2.1. Sejarah Lapangan Ocean -------------------------------------------------- 5
2.2. Keadaan Geologi dan Stratigrafi Lapangan Ocean ---------------------- 6
2.3. Karakteristik Reservoir Lapangan Ocean --------------------------------10
2.4. Sejarah Produksi dan Pengembangan Lapangan Ocean ---------------11
BAB III. TEORI DASAR -----------------------------------------------------------------14
3.1. Defenisi Scale ---------------------------------------------------------------14
3.2. Proses Terbentuknya Scale ------------------------------------------------16
3.2.1.Batuan Reservoir----------------------------------------------------17
3.2.2. Air Formasi ---------------------------------------------------------17
3.2.3. Kondisi Reservoir --------------------------------------------------20
3.2.4. Faktor-fakror Eksternal--------------------------------------------20
3.3. Karakteristik Scale ---------------------------------------------------------21
3.3.1. Sacale Kalsium Karbonat (CaCO3)---------------------------- 21
3.3.2. Scale Kalsium Sulfat (CaSO4)------------------------------------24
3.3.3. Scale Barium Sulfat (BaSO4) -------------------------------------25
3.3.4. Scale Storium Sulfat -----------------------------------------------26
3.4. Perhitungan Scale Index----------------------------------------------------26
3.4.1. Methoda Stiff and Davis ------------------------------------------26
3.4.2. Methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson ----------------27
BAB IV. EVALUASI PENGINJEKSIAN SCALE INHIBITOR DENGAN
METODA DSST DI LAPANGAN MINYAK OCEAN------------------28
4.1.Pengertian Metoda DSST---------------------------------------------------28
4.2.Prosedur DSST---------------------------------------------------------------29
4.2.1. Pre Squeeze Job------------------------------------------------------30
4.2.2. Squeeze Job Execution----------------------------------------------30
4.2.3. Post Squeeze Job-----------------------------------------------------30
4.2.4. Routine Monitoring and Reporting--------------------------------30
4.3. Keuntungan Dan Kerugian Dari metoda DSST -------------------------31
4.4. Perhitungan Scaling Index ------------------------------------------------32
4.4.1. Stiff And Davis -------------------------------------------------------32
4.4.2. Jhon E. Oddo Dan Mason B. Tomson -----------------------------37
4.5. Evaluasi Umur Pompa ESP------------------------------------------------39
4.6. Evaluasi Perhitungan Biaya Antara Scale Yang Sudah Di Treatment
Dengan Scale Yang Belum Di Treatment ------------------------------42
BAB V. PEMBAHASAN------------------------------------------------------------------46
5.1. Analisa Scaling Index -------------------------------------------------- ------46
5.2. Analisa Umur Pompa ESP -------------------------------------------- 48
5.3. Perbandingan Biaya Sebelum Dilakukan Scale Treatment Dan Setelah
Dilakukan Scale Treatment--------------------------------------------------49
BAB VI. KESIMPULAN --------------------------------------------------------------- 51
DAFTAR PUSTAKA ----------------------------------------------------------------------53
LAMPIRAN
BAB I PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang Masalah
Dalam memproduksi minyak, biasanya minyak yang terdapat dalam sumur
minyak tidaklah murni. Adakalanya mengandung mineralmineral yang terdefosit (scale)
dan air yang bercampur didalamnya. Ini akan menghambat produksi dan mengurangi
kualitas dari pada minyak.
Proses Down Hole Scale Squeeze Treatment merupakan proses penghilangan
pelarutan scale yang terdapat didalam sumur minyak. Dimana untuk melarutkan scale ini
digunakan suatu pelarut yang sesuai dengan jenis scale dan kondisi dari sumur minyak
tempat scale tersebut.
Keberadaan scale didalam sumur sangat mempengaruhi produksi minyak. Karena
itu scale ini harus dilarutkan terlebih dahulu agar produksi minyak lancar dan minyak
yang dihasilkan bermutu tinggi.
Pada lapangan Ocean umur dari pompa ESP selalu rendah, rata-rata umur pompa
ESP dalam kurun waktu satu tahun pada masing-masing sumur yang terdapat pada
lapangan Ocean dibawah 100 hari, hal ini dikarenakan terjadinya masasalah scale di
dalam sumur produksi sehingga menyebabkan terjadinya kerusakan pada pompa ESP.
Untuk mencegah terbentuknya scale yang akan terjadi pada pompa didalam
sumur bisa dilakukan dengan menambahkan beberapa additive ke dalam pelarut. Tetapi
penulis disini menitik beratkan pencegahan terbentuknya scale yang terjadi pada pompa
dari dalam sumur itu dengan metoda DSST atau DOWNHOLE SCALE SQUEEZE
TREATMENT.
1.2 . Tujuan Penulisan
Adapun tujuan penulisan dari tugas akhir ini adalah:
Untuk mengetahui nilai Scaling Index
Untuk mengetahui proses pencegahan scale dengan metoda DSST
Untuk mengetahui pengaruh scale terhadap umur pompa ESP
Untuk mengevaluasi ke ekonomian (besarnya biaya work over dan reparasi pompa).
1.3. Batasan Masalah
Penulisan tugas akhir ini dititik beratkan pada proses dan prosedur dari metoda
DOWNHOLE SCALE SQUEEZE TREATMENT (DSST) dalam mencegah terjadinya scale
pada lapangan minyak Ocean dan mengevaluasi biaya work over dan pergantian
(reparasi) pompa serta biaya Downhole Scale Squeeze Treatment (DSST).
1.4. Metodologi Penelitian
Adapun metoda yang dilakukan dalam penelitian ini adalah berdasarkan
pengumpulan data lapangan, yaitu data-data scale dan data-data pendukung lainnya yang
diperlukan untuk tugas akhir ini serta berdasarkan literature-literatur terkait untuk
menunjang hasil penelitian yang lebih baik. Secara ringkas diagram alir penelitian ini
dapat dilihat pada gambar 1.1.
MENGEVALUASI TIPE SCALE PERHITUNGAN SCALING INDEX STIFF DAN DAVIS JHON E. ODDO DAN MASON B
TOMSON
MENGUMPULKAN DATA ANALISA AIR DILABORATORIUM
MULAI
Gambar 1.1 Diagram Alir
EVALUASI UMUR POMPA ESP
WORK OVER, DSST COST & REPAIR COST
KESIMPULAN
1.5. Sistematika Penulisan
Sistematika penulisan disusun dengan maksud untuk mempermudah pembaca
dalam menerima informasi yang berdasarkan pada aturan serta urutan logis dari
pembahasan yang akan dibahas. Adapun sistematika penulisan ini adalah:
BAB I : Pendahuluan
Bagian ini memuat pendahuluan yang terdiri dari latar belakang masalah,
tujuan penulisan, batasan masalah, metoda penulisan dan sistematika
penulisan.
BAB II : Tinjauan Umum Lapangan
Bagian ini menguraikan teori yang mendasari penulisan ini yaitu teori
teori dasar bagaimana terbentuknya scale dan jenisjenis scale serta
karakteristik dari scale tersebut.
BAB III : Teori Dasar
Bagian ini menguraikan tentang proses pencegahan scale dari dalam
sumur dengan menggunakan metoda DSST.
BAB IV : Perhitungan
BAB V : Pembahasan
BAB VI : Kesimpulan
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN OCEAN
2.1 Sejarah Lapangan Ocean Lapangan Ocean adalah salah satu lapangan minyak yang termasuk dalam area
yang dikelola oleh PT. Central Pacific Indonesia Distrik Minas operation unit. Lapangan
Ocean berlokasi sekitar 40 km di sebelah barat dari Lapangan minyak utama Minas atau
kurang lebih 70 km sebelah barat laut kota Pekanbaru. Lapangan Ocean berada pada
Cekungan Sumatra Tengah yaitu pada Blok Rokan PSC dan sebagian kecil pada Blok
Siak PSC. Peta lokasi Lapangan minyak Ocean ditampilkan pada (Gambar 2.1).
Gambar 2.1. Peta Lokasi Lapangan Minyak Ocean (PT. Central, tahun 2004)
0 300
N
PEKANBAR
INDEX MALAYS
SINGAPOR
P.
P.
PINAN
ANTARA
SO.
NO.
SO. MENGGALA SIKLADI
BATANG
KOPAR KULIN
DUMAI BUAY
PAGER PUNCAK
PETANI JORANG
RANGAU DURI PE
P.
MINAS
LIB
LDK Field
PETAPAHALANGGA
PUDU
INTAN
TANDUN
PUNGU
WADUK
SURA
BEKASA
LINDA
RINTIS
25 25 KMKM
BANGK
PUSIN
DAMAR
T. UJUNG
TANJ
MANDA
SANGSAM
ROKIRI
SEBANG
BAGANBELADA
BENAR UNG RANTAUBAIS
KERANG SERUNI
SINTONG
SE. BALAM KUT
TELINGA
JAMBO
PELITA N. SEBANGA
PUTIH PINGGI
JINGGA KELABU
TOPAZ
PENASA
GARUK AYU MINDAL
NUSA
TALAS HITAM AMI
AS
R U M B A I
IH OKI
Ocean
Lapangan ini ditemukan pada tahun 1952, dan mulai berproduksi pada tahun 1971
dengan 17 buah sumur produksi. Dan pada tahun 1972 dilakukan pengeboran sebanyak
32 buah sumur produksi dengan rate masing-masing sumur 45 MBOPD.
Pada tahun 1992 di mulai aplikasi injeksi air dengan sistem peripheral yang
bertujuan untuk menjaga tekanan reservoir. Sampai tahun 2006, lapangan Ocean telah
menghasilkan 182 sumur produksi, 95 sumur injeksi, dan 1 central GS dengan kapasitas
total fluida treatment sebesar 550 MBFPD. Luas area produksi sekitar 18 km (11 mile)
dan luas pengurasan sekitar 19,905 acre.
2.2 Keadaan Geologi dan Stratigrafi Lapangan Ocean Berdasarkan sejarah geologinya lapangan Ocean diperkirakan terbentuk pada
Cekungan Sumatera Tengah yang masa pembentukannya bersamaan dengan cekungan
Sumatera Selatan. Di sebelah Barat daya cekungan asimetri dibatasi oleh sesar serta
singkapan batuan pratersier yang terangkat sepanjang kaki pegunungan Bukit Barisan. Di
sebelah timur laut dibatasi oleh dataran tinggi yang terletak sejajar dengan pantai timur
Sumatera. Sedangkan sebelah utara dan barat laut di batasi dataran tinggi Asahan. Di
sebelah barat laut Pekanbaru, cekungan ini di batasi oleh batuan tersier.
Cekungan Sumatera tengah merupakan cekungan belakang busur (back arc
bassin) yang berkembang di sepanjang tepian paparan Sunda bagian barat daya dan
selatan. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman lempeng Samudera Hindia dan
lempeng Benua Asia. Deformasi geologi di perkirakan terbentuk pada zaman tersier awal
(Eosen-Oligosen) yang berkembang dari serangkaian blok yang naik turun (horst and
graben blok) akibat gerakan transform yang divergen berarah timur-barat antara lempeng
Sunda dan samudera Hindia.
Lapangan minyak Ocean seperti juga Lapangan minyak Minas merupakan suatu
lipatan orde kedua dari sistem sesar Sumatra. Perlipatan di daerah ini menghasilkan
antiklin utama dengan arah sumbu barat laut-tenggara. Pada bagian barat dan timur
dibatasi oleh sesar-sesar geser dekstral yang diperkirakan merupakan pemicu
pembentukan antiklin yang ada di bagian tengahnya. Antiklin pada Lapangan Ocean
berbentuk asimetris dengan daerah sayap timur laut curam dan daerah barat daya landai.
Lapangan ini memiliki struktur sesar naik utama yang berarah barat laut tenggara dan
juga berkembang sesar-sesar turun berarah barat daya-timur laut pada bagian sayap
antiklin yang landai (barat daya). Antiklin ini memiliki closure vertikal setebal 650 ft.
Lapangan ini memiliki kondisi geologi yang kompleks karena memiliki banyak sesar
yang minor dan chanelisasi pada mayor sand dan mempunyai kontinuitas yang tidak
menerus antar sumur. (Gambar 2.2) menunjukkan peta top struktur lapangan Ocean.
Area-1
Area-2
Area-3
Area-1
Area-2
Area-3
Area-1
Area-2
Area-3
Flank Area
Peripheral Waterflood
PatternWaterflood
Peripheral
Gambar 2.2. Peta Top Struktur Lapangan Ocean (PT. Central, tahun 2004)
Reservoir Produksi pada lapangan Ocean merupakan sederetan batuan pasir yang
berumur miosen awal yang merupakan komponen dasar formasi Telisa (T1, T2, T3, T4
dan T5 sand) dan Bekasap (A, B dan C sand), dengan lapisan-lapisan produktif : 4330
sand, 4650 sand, 4730 sand, 4810 sand. Dan lapisan 4650 sand merupakan lapisan
reservoir yang paling dominan di lapangan Bima.
Formasi Telisa diendapkan di atas formasi Bekasap dan mempunyai hubungan
menjari serta sejajar dengan anggota-anggota formasi Bekasap bagian bawah. Formasi
Telisa terdiri dari marine shale dan lanau agak gampingan, berumur Miosen Awal (N6-
N11) green-gray calcareous, claystone yang berseling dengan dolomite dan limestone,
serta sedikit siltstone dan sandstone. Formasi ini diendapkan selaras pada lingkungan laut
dangkal dengan ketebalan 1600 kaki dan diperkirakan berumur Miosen Awal sampai
Miosen Tengah. Formasi ini dikenal sebagai batuan tudung dari reservoir Kelompok
Sihapas di Cekungan Sumatra Tengah.
Formasi Bekasap diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko dan tersusun
oleh lithologi batupasir halus sampai kasar, bersifat massif dan berselang-seling dengan
serpih tipis dan kadang ditemukan juga lapisan tipis batubara dan batu gamping. Formasi
ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N6). Formasi Bekasap diperkirakan diendapkan
pada daerah intertidal, estuarin, dan inner neritic hingga middle-outer neritic, dengan
ketebalan 1300 kaki.
Pengendapan Formasi Bekasap diperkirakan terjadi selama tingkat transgresi
paleogen yang dipengaruhi oleh inti benua. Bagian bawahnya terendapkan dalam dataran
delta melalui celah pada facies muka delta yang disebabkan oleh perpindahan saluran
distribusi pada bagian atas Formasi Bekasap. Ditinjau dari reservoirnya Formasi Bekasap
dibagi menjadi dua zona produksi :
Anggota Bawah yang ditunjukkan oleh Baji, Jaga dan Dalam. Anggota Atas yang ditunjukkan oleh zona Pertama dan Kedua.
Aktifitas pembentukkan sistem delta ke arah Selatan dan Tenggara menghasilkan
perubahan facies yang sangat cepat. Karena itu, pengendapan dari sekat garis pantai dan
distribusi mulut delta selalu diikuti dengan pengendapan dari batu pasir kompak. Proses
terjadinya ini dapat dipengaruhi oleh energi yang tinggi dan pengendapan selama Miosen.
Berikut ini adalah gambar stratigrafi lapangan Ocean (Gambar 2.3) dan gambar
formasi produktif Bekasap dan Telisa berdasarkan log (Gambar 2.4).
Gambar 2.3. Stratigrafi Lapangan Ocean
WIRE.GR_1GAPI0 200
WIRE.CALI_1IN6 26
WIRE.SP_1MV-160 40
4750
4800
4850
4900
4950
4708.0
4969.0
DepthFEET W
IRE
.LL
D_
1
EL
AN
.VQ
UA
_M
AR
KL
OG
.PA
MA
RK
LO
G.D
WIRE.MSFL_1OHMM0.2 200
Gambar 2.4. Lapisan Produktif Telisa dan Bekasap (Berdasarkan Log)
2.3 Karakteristik Reservoir Lapangan Ocean Lapangan minyak Ocean mempunyai lapisan utama dari beberapa lapisan pada
Formasi Bekasap dan Formasi Telisa. Mekanisme pendorong yang bekerja pada lapangan
ini adalah water drive. Tekanan reservoir awal (initial pressure) diperkirakan sebesar
2600 psi untuk Formasi Bekasap dan 2030 psi untuk Formasi Telisa, dan pada saat ini
reservoir memiliki tekanan rata-rata sebesar 1500 psi, dengan tekanan bubble point 235
psi. Reservoir Bekasap mempunyai temperatur rata-rata 280 F dan 260 oF untuk Formasi
Telisa. Reservoir ini merupakan reservoir tidak jenuh (undersaturated) karena tekanan
reservoirnya berada di atas bubble point.
Tabel 2.1.Sifat Fisik Batuan dan Fluida Reservoir Lapangan Ocean Parameters Unit T-1 T-2 T-3 A-1 A-2 B C
Porosity, Mean % 23.4 23.4 23.4 25 24 24 25
Int. Water Sat.,
Mean % 50 50 50 33 28 28 26
Oil FVF RB/STB 1.1760 1.1760 1.1760 1.076 1.076 1.076 1.076
Permeability,
Mean mD 71 71 71 20 35 53 10
Orig. Pressure, Psig 2039 2039 2039 2500 2500 2600 2600
WIRE.LLS_1OHMM0.2 200
WIRE.LLD_1OHMM0.2 200
ELAN.KHEL_1MD 20002
CORE.CKH_1V/V 20002
ELAN.SWEL_1V/V0 1
MULTIMIN.SWT_3V/V0 1
CORE.CSW_2V/V0 1
WIRE.NPHI_1V/V0.6 0
WIRE.PEF_1B/E0 10
CORE.CPOR_2V/V0.6 0
WIRE.RHOB_1G/C31.65 2.65
A1-TA2-T
A3-T
A4-T
B-T
C1-T
Res
Current Pres.,
Avg. Psig 1200 1200 1200 670 510 6000 590
Datum Pres.,
Depth FT.SS 4261 4261 4261 2106 2106 2106 2106
Oil Sat. Pressure Psig 243 243 243 235 235 235 235
Dissolved Gas
GOR SCF/STB 44 44 44 134 134 134 134
Oil Viscosity, Res cp 2.4 2.4 2.4 3.3 3.3 3.3 3.3
Water Viscosity,
Res cp 0.24 0.24 0.24 0.305 0.305 0.305 0.305
Gas Viscosity, Res cp N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Original Temp.,
Res Deg.F 260 260 260 200 200 270 270
Pour Point, Oil Deg.F 95 95 95 90 90 90 90
Gravity, Oil Deg.API 33 33 33 35 35 35 35
Telisa Formation Bekasap Formation
4400-4900 an ft 4900-5120 an ft
Sumber: PT. Central, Tahun 2004)
2.4 Sejarah Produksi dan Pengembangan Lapangan Ocean Lapangan Ocean pertama kali ditemukan pada tahun 1952. Lapangan ini
merupakan lapangan terbesar kelima dalam area operasi PT. Central Pacific Indonesia
dengan perkiraan original oil in place (OOIP) sebesar 1 BSTB. Lapisan minyak produktif
berada pada Formasi Telisa dan Formasi Bekasap. Formasi Bekasap merupakan lapisan
utama yang memproduksikan minyak pada tiga lapisan pasir utama (A, B dan C sand)
dengan perkiraan OOIP sebesar 760 MMSTB, sedangkan Formasi Telisa mempunyai
lima lapisan pasir produktif (T1-T5) dengan perkiraan OOIP 240 MMSTB. Sumur
pertama pada Lapangan Ocean dibor pada daerah puncak struktur di bagian utara dari
lapangan ini. Sumur ini mengalirkan minyak dengan laju produksi 3750 BOPD dari
Lapisan Bekasap A3 dan A4 sand dengan tebal perforasi 35 ft. Lapangan Ocean mulai
berproduksi pada bulan Juli 1971 dengan 17 sumur produksi. Sampai bulan Januari 1972
Lapangan Ocean mempunyai 32 sumur produksi pada area seluas 247 acre dengan laju
produksi 45 MBOPD. Puncak produksi minyak di Lapangan Ocean dicapai pada bulan
September 1972 dengan laju produksi lebih dari 47 MBOPD.
Perolehan minyak pada Lapangan Ocean sudah memasuki tahap perolehan
sekunder. Tahap perolehan primer sudah dimulai sejak lapangan ini pertama kali
diproduksikan pada tahun 1971, sedangkan perolehan tahap lanjut dimulai sejak tahun
1998 ketika High Grade Area dikembangkan dengan waterflood. Tahun 2000 mulai
dikembangkan area 2 pattern waterflood dan tahun 2001 area 3 pattern waterflood
Tahun 1975 pengembangan sumur dan pressure maintenance (peripheral water
injection) secara luas diintensifkan dimana lebih dari 25 sumur dibor antara tahun 1975-
1977 untuk pengembangan lapangan dan penentuan batas-batas reservoir. Peripheral
water injection dimulai dengan laju 3000 BWPD untuk mempertahankan produksi
sebesar 20 MBOPD, tetapi proyek ini tidak memberikan pengaruh yang besar terhadap
produksinya karena tidak tercukupinya volume injeksi. Peripheral water injection kedua
dimulai pada tahun 1979 dan laju injeksi efektifnya dicapai pada tahun 1981. Antara
tahun 1979 sampai 1982 total telah dibor 9 sumur injeksi dan 9 water supply wells untuk
meningkatkan kinerja peripheral water injection di lapangan ini. 23 sumur produksi
tambahan juga dibor untuk meningkatkan kapasitas produksi lapangan ini. Pertengahan
tahun 1994 mulai diperkenalkan stimulasi sumur yaitu suatu upaya untuk merangsang
produksi sumur agar kembali berproduksi pada kapasitasnya (meningkatkan kapasitas
produksi sumur) dimana pada Lapangan Ocean ini stimulasi sumur dilakukan dengan
metode hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing tidak hanya dilakukan pada sumur
produksi, akan tetapi dilakukan juga pada beberapa sumur injeksi air untuk memperbaiki
performancenya. Tahun 2005-2006 mulai dikembangkan sumur horizontal.
Lapangan Ocean saat ini telah mempunyai lebih dari 182 sumur produksi, 95
sumur injeksi aktif, 13 sumur pengamatan (observation well) dan 25 water source wells.
Laju produksi minyak rata-rata lebih dari 22.6 MBOPD dan laju injeksi air sebesar 230
MBWPD. Kumulatif produksi minyak (Np) sampai 2006 sebesar 266 MMSTB. (Gambar
2.5) di bawah ini menunjukkan performance produksi dari Lapangan Ocean.
71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 061
10
100
L 1 ) 1 000
100 0
100 00
100 000
(R2 ) 100 0000(R 2 ) C DO il,(R 2 ) C DFlu id ,(R 2 ) C DW In j,(L1 ) W C U T ,P e rce n t
VS T im e
Gambar 2.5. Performance Produksi Lapangan Ocean (PT. Central 2004)
BAB III TEORI DASAR
3.1. Definisi Scale
Scale merupakan suatu endapan mineral yang terendapkan (terdefosit) dan
biasanya terbentuk dari air garam. Karena air terus larut dan sedangkan padatannya
terdeposit. Scale bisa terjadi didalam rongga atau retakan yang ada dalam formasi, well
bore (lubang sumur), tubing, casing, flow line dan peralatan peralatan produksi lainnya.
Terjadinya scale pada batuan reservoir umumnya disebabkan oleh beberapa hal
yaitu:
1. Adanya penurunan tekanan (pressure drop).
2. Perubahan temperature.
3. Bercampurnya air yang tidak compatible (air yang mempunyai kandungan
ionion yang berbeda atau air itu sendiri sudah kelewatan jenuh untuk
melarutkan ionion yang terkandung didalamnya).
4. Pengaruh pH.
Kerak (Scale) merupakan suatu penghambat dalam produksi minyak dan gas,
karena dapat menyulitkan proses produksi. Scale ini juga dapat memperkecil porositas
dan permeabilitas batuan (formasi) produktif. Oleh karena itu scale dapat menjadi
penyebab utama menurunnya fluida produksi.
Seperti yang telah disebutkan diatas bahwa scale adalah hasil pengendapan dari
suatu mineralmineral yang terdapat dalam air. Terjadinya pengendapan ini disebabkan
oleh keterbatasan air dalam melarutkan mineralmineral tersebut. Bila mineralmineral
tersebut keluar dari larutan, maka akan terbentuk scale yang kadangkadang terjadi tanpa
adanya perubahan yang nyata dari tekanan, temperature dan laju aliran. Scale yang telah
terbentuk berupa padatan tidak akan dapat dilarutkan dengan air.
Scale yang biasanya terbentuk dilapangan adalah kalsium karbonat (CaCO3),
Gypsum (CaSO4.2H2O), Barium sulfat (BaSO4). Pada penulisan ini penulis hanya
membatasi atau memfokuskan pada masalah kalsium karbonat yang memang sering
terjadi pada lapangan minyak Ocean.
Ketika kegiatan produksi dimulai gas diinjeksikan kedalam sumur minyak untuk
menurunkan viskositas minyak, dan terjadi perubahan tekanan. Perubahan tekanan akan
menghasilkan CO2 dalam larutan yang selanjutnya bisa membentuk CaCO3.
Scale juga bisa terbentuk karena pencampuran air dari zona yang berbeda dalam
sumur minyak atau pencampuran air yang diinjeksikan dengan air formasi yang tidak
compatibel, sehingga menyebabkan mineral dalam larutan membentuk endapan yang
tidak larut. Pencampuran yang tidak kompatibel ini terjadi karena air yang mengandung
ion sulfat dan bikarbonat, pencampuran akan menghasilkan CaSO4, BaSO4, CaCO3.
Defosit mungkin terbentuk pada rod tubing atau pada flow line.
Korosi bisa terbentuk dari scale jenis besi seperti oksida besi dan besi sulfat. H2S
bisa menimbulkan endapan besi dalam larutan dan juga H2S bisa bereaksi dengan baja
besi akan terendap jika oksigen terdapat dalam sistem dimana akan membentuk Fe2O3
pada permukaan logam.
Scale bisa terbentuk dengan cepat dalam beberapa bulan saja . Beberapa scale
seperti CaCO3 terbentuknya relatif cepat tetapi mudah diatasi, sedangkan BaSO4
terbentuknya lama tetapi sulit untuk diatasi atau dibersihkan.
Efek scale pada sumur tergantung pada besarnya scale (besarnya scale bisa
dipengaruhi oleh usia dari area tersebut) dan jumlah yang terdefosit dalam sistem, pada
permukaan pasir atau dalam perforasi. Defosit scale anorganik dalam sumur produksi
sangat merugikan industri minyak, perforasi dan daerah deretan tubing bisa tersumbat,
katub menjadi keras, peralatan rusak, sehingga membutuhkan waktu dan biaya untuk
pemeliharaanya. Scale bisa terdefosit dalam formasi.
Gambar 3.1. Scale yang terjadi pada pipa produksi (PT. Chevron)
3.2. Proses Terbentuknya Scale
Batuan formasi di dalam suatu reservoir terdiri dari beberapa macam mineral,
karena proses pengionan pada mineral-mineral tersebut maka didalam air formasi akan
terlarut sejumlah ion, antara lain kation (Ca2+, Mg2+, Sr2+) dan anion (CO32-, HCO3-,
SO42-, Cl-), ion-ion tersebut akan tetap larut didalam air formasi pada kondisi larutan tak
jenuh, tetapi jika konsentrasi dari ion-ion tersebut telah melampaui batas kelarutan (larut
lewat jenuh), maka ion-ion tidak akan terlarutkan lagi didalam air formasi, sehingga akan
terpisah dari pelarutnya yaitu air formasi. Dengan semakin meningkatnya konsentrasi
ion-ion maka ion-ion yang tidak terlarut tersebut baik kation maupun anion akan
bergabung atau bereaksi menjadi kelompok-kelompok yang biasanya disebut pengintian
(nucleation), pada kondisi tertentu seperti terjadi penurunan tekanan dan tenperatur tinggi
hasil pengintian tadi akan terendapkan dan menempel dengan kuat pada betuan formasi,
lubang perforasi, gravel pack, screen liner, tubing, atau peralatan produksi lainnya. Hasil
dari pengendapan inilah dalam dunia perminyakan dikenal dengan scale.
Adapun beberapa factor yang dapat menyebabkan kecendrungan terbentuknya
scale diantaranya adalah :
Batuan reservoir
Air formasi
Kondisi reservoir
Factor-faktor eksternal
3.2.1. Batuan Reservoir
Secara umum batuan reservoir (terutama batuan sediment) adalah tempat
terakumulasinya fluida reservoir yaitu air, minyak dan gas. Pada umumnya reservoir
dilapangan Ocean terdiri dari batu pasir dengan unsur pengikatnya (cemented) berupa
karbonat dengan beberapa macam mineral yang terkandung didalamnya. Pada saat
sebelum ada perlakuan terhadap suatu reservoir maka reservoir tersebut ada dalam
keadaan ideal dan stabil dan mempunyai pressure yang sama disetiap titik. Ketika
reservoir tersebut telah diproduksikan, maka akan terjadi penurunan tekanan (pressure
drop) disekitar lubang sumur. Bersamaan dengan adanya aliran fluida maka terjadi pula
kontak antara air formasi dengan batuan formasi sehingga beberapa komponen dari
batuan formasi terlepas kemudian komponenkomponen tadi mengalami proses
pengionan yang selanjutnya akan terlarut dalam air formasi. Karena adanya penurunan
tekanan disekitar lubang bor dan koefisien kelarutan air formasi yang terbatas maka ion
ion tadi dapat terlepas dari air formasi dan bereaksi satu sama lainnya sehingga
kecendrungan terbentuknya scale akan cukup tinggi.
3.2.2. Air Formasi
Air formasi yang terdapat dalam reservoir minyak sering disebut juga air antara
ruang (Intertitial Water) yang mengandung sejumlah impurities yang dihasilkan oleh
adanya kontak air formasi dengan batuan formasi sehingga air formasi melarutkan
sejumlah komponen dari batuan reservoir tersebut.
Komponenkomponen mineral yang terlarut dalam air formasi pada reservoir
minyak akan terionisasi sebagai kation dan anion.
1. Kation:
a. Kalsium (Ca 2+)
Ion ini merupakan komponen terbanyak dilapangan minyak dengan reservoir air
asin, konsentrasinya dapat menjadi 30 mg/l walaupun secara normal lebih rendah dari itu.
Ion kalsium sangat penting diperhatikan karena ion ini sangat mudah bereaksi dengan ion
karbonat atau sulfat dan membentuk suspensi padatan atau mengendap menjadi scale.
b. Magnesium (Mg2+)
Ion magnesuium biasanya terdapat dalam larutan dengan konsentrasi yang lebih
rendah dari pada ion kalsium. Tetapi walaupun demikian ion magnesium dapat juga
membuat masalah seperti halnya ion kalsium. Ion magnesium dapat bereaksi dengan ion
karbonat yang dapat membuat penyumbatan atau scale (MgCO3), Tetapi tidak seperti
CaCO3, MgCO3 sangat jarang terjadi.
c. Sodium
Sodium cukup banyak terdapat dalam larutan, tapi biasanya tidak membuat masalah,
kecuali jika terjadi pengendapan NaCl larutan garam yang ekstrim.
d. Besi (Fe3+,Fe2+)
Secara normal komposisi besi dalam air formasi sangat rendah. Ion ini kemungkinan
berada dalam larutan sebagai ferric (fe3+) atau ferrous (fe2+). Jumlah ion besi biasa
digunakan sebagai indikasi monitor korosi dalam sistim air.
e. Barium (Ba2+)
Ion barium sangatlah penting untuk diperhatikan karena kemampuannya untuk
bereaksi dengan ion sulfat membentuk barium sulfat yang sangat tidak dapat dilarutkan.
Walaupun terdapat sangat sedikit tetapi dapat menimbulkan masalah yang sangat besar.
f. Stronsium (Sr2+)
Seperti halnya barium dan kalsium, ion stronsium dapat bereaksi dengan ion sulfat
membentuk stronsium sulfat yang tidak dapat dilarutkan. Stronsium biasa ditemukan
dalam scale bersama dengan barium sulfat.
2. Anion
a. Chlorida (Cl-)
Ion chloride merupakan anion yang hampir selalu ada dalam fluida produksi dan
biasanya terdapat sebagai unsur pokok dalam air. Sumber utama adalah NaCl, sehingga
konsentrasi ion chlorida dipakai sebagai ukuran salinitas air. Masalah pokok yang
ditimbulkan oleh ion chloride ini adalah korosivitas yang tinggi. Karena itu konsentrasi
ion chlorida yang tinggi lebih membuka peluang terjadinya korosi.
b. Karbonat (CO32-) dan Bikarbonat (HCO3-)
Ionion ini dapat membentuk scale yang sukar larut. Konsentrasi ion karbonat
kadang-kadang disebut phenolpthalien alkalinity, sedangkan ion-ion karbonat disebut
metyl-orange alkalinity.
c. Sulfat (SO42-)
Ion sulfat bereaksi dengan kalsium, stronsium atau barium kemudian membentuk
scale yang sukar larut.
Seperti telah disebutkan di atas bahwa kontak antara air formasi dengan batuan
akan mengakibatkan terlepasnya komponen-komponen dari batuan formasi kemudian
terjadi pengionan dari komponen-komponen tersebut menjadi kation maupun anion. Ion-
ion tersebut akan terlarut dalam air formasi sehingga larutan menjadi jenuh seiring
dengan peningkatan konsentrasi ion-ion terlarut, ketika larutan lewat jenuh tercapai maka
ion-ion tidak akan terlarut lagi dalam air formasi sehingga mempunyai kecendrungan
untuk bergabung atau bereaksi dan kemudian terendapkan sebagai scale.
3.2.3. Kondisi Reservoir
Kondisi reservoir sangat besar pengaruhnya terhadap kecendrungan terbentuknya
scale. Secara garis besar terbentuknya scale akan terjadi apabila terdapat kondisi reservoir
sebagai berikut :
- Perubahan Tekanan
- Perubahan Temperature
- Pengaruh pH air formasi
3.2.4. Faktor-Faktor Eksternal
Factor-faktor luar yang ikut mempengaruhi terbentuknya scale adalah pemakaian
fluida kerja ulang sumur (Work Over), dimana biasanya yang digunakan adalah air
sungai. Dan air sungai tersebut mengandung banyak komponen tercampur yang mungkin
tidak sesuai dengan air formasi. Juga beberapa jenis fluida pemberat yang biasa
digunakan untuk mematikan sumur (killing fluid) sementara waktu, fluida pemberat ini
terbuat dari bahan-bahan kimia dan zat tambahan (aditif) yang akan bereaksi dengan ion-
ion air formasi atau ikut mempengaruhi konsentrasi dari air formasi.
Sebagai contoh sering kali digunakan zat kimia CaCl2 sebagai fluida pemberat
(kill fluid) pada saat dilakukan pengerjaan kerja ulang sumur (work over), karena CaCl2
terurai menjadi ion Ca2+ dan Cl- yang jika bereaksi dengan CO3- akan menghasilkan
CaCO3, maka penggunaan CaCl2 sebagain flluida pemberat juga akan meningkatkan
kecendrungan terbentuknya scale (CaCO3).
Reaksi penguraian senyawa CaCl2
CaCl2 Ca2+ + Cl-
Reaksi pembentukan senyawa CaCO3 (scale)
Ca2- + CO3- CaCO3 (scale)
3.3. Karakteristik Scale
Ada empat jenis scale yang sering dijumpai dilapangan yaitu Scale Kalsium
Karbonat (CaCO3), Scale Kalsium Sulfat (CaSO4), Scale Barium Sulfat (BaSO4), dan
Scale Strosium Sulfat (SrSO4). Tetapi yang umum ditemukan dilapangan Ocean adalah
Scale Kalsium Karbonat (CaCO3).
3.3.1. Scale Kalsium Karbonat (CaCO3)
Scale Kalsium karbonat atau sering disebut dengan scale kalsite yaitu jenis
scale yang dominan ditemuka dilapangan minyak Ocean. Dikerak Bumi ini terdapat 12%
calsite yang sangat berhubungan dengan karbonat. Kristral calsite umumnya terdiri dari
kalsium karbonat (CaCO3). Pembentukan scale ini sangat dipengaruhi oleh penurunan
tekanan (pressure drop) yang selalu bersama dengan proses produksi.
Scale ini terbentuk dari kombinasai ion kalsium dengan ion karbonat atau ion
bikarbonat seperti dibawah ini.
Ca2+ + CO32-
Masalah yang timbul pada area minyak dengan CaCO3 ini yaitu kelarutan CaCO3
lebih sedikit larut pada temperature tinggi. Kelarutan semakin kecil bila ada endapan.
Faktor fisik yang menyebabkan terbentuknya scale CaCO3:
- penurunan tekanan
- kenaikan temperature
- kenaikan pH (seperti pembebasan CO2)
- kenyalaan (pada pengolahan panas)
Perubahan temperature sering menyebabkan timbulnya endapan CaCO3 yang
besar. Endapan yang terus menerus akan membentuk scale CaCO3 atau dolomite pada
pipa penghubung. Endapan bisa dihilangkan dengan nukleat agent (seperti Scalehek Lp
65).
Efek pH juga dapat mempengaruhinya, karena jumlah CO2 yang ada dalam air
mempengaruhi pH air dan kelarutan CaCO3. jika pH rendah maka sedikit kemungkinan
CaCO3 mengendap, sebaliknya jika pH tinggi besar kemungkinan pengendapan terjadi.
Jumlah kandungan ion yang terdapat dalam air formasi antara lapisan satu dengan
lapisan yang lainnya berbedabeda, yang belum tentu sesuai (incompatible) sehingga jika
terjadi pencampuran dua atau lebih jenis air formasi dari lapisan yang berbeda maka akan
mempunyai kecenderungan terbentuknya scale.
Kandungan CO2 dalam air formasi juga sangat berpengaruh terhadap
terbentuknya scale. Keberadaaan CO2 dapat meningkatkan kelarutan CaCO3 dalam air
formasi. Saat CO2 larut dalam air formasi, maka akan terbentuk asam karbonat.
Reaksi pembentukan senyawa H2CO3
CO2 + H2O H2CO3
Asam karbonat akan terionisasi pada pH yang berbeda sebagai berikut:
Reaksi penguraian H+ + HCO3-
H2CO3 H+ + HCO3-
Reaksi penguraian H+ + CO32-
HCO3 H+ + CO32-
Bila kita menunjuk pada gambar 3.2 kita dapat melihat pada pH yang rendah,
bikarbonat terdapat dalam bentuk asam karbonat. Maka pada pH rendah tidak akan
terbentuk scale.
Pada pH = 4 jumlah bikarbonat ada sekitar 0,5% dan pH = 6 sekitar 75% antara
pH ini asam karbonat ada sama banyak, dan pada pH yang lebih tinggi asam karbonat
akan terus berkurang hingga tidak ada.
Pada pH = 7 belum terbentuk karbonat sehingga tidak akan menimbulkan scale.
Pada pH = 8 karbonat mulai terbentuk dan bikarbonat akan terionisasi membentuk
bikarbonatalan menurun sebagai akibat dari reaksi menjadi karbonat.
Diatas pH = 11 seluruh bikarbonat sudah berubah menjadi karbonat, jadi jika
dilihat dari uraian diatas maka pembentukan karbonat sangat dipengaruhi oleh tingkat
keasaman (pH) dari air.
Pada pH rendah (
Gambar 3.2 Ionisasi asam karbonat pada nilai pH yang berbeda
(charles patton, 1986).
Jika kita rujuk persamaan kimia untuk pengendapan scale kalsium
Ca(HCO3)2 CaCO3 + H2O + CO2
Kita dapat lihat bahwa reaksi bolakbalik dan kesetimbangan dapat dijaga oleh
sejumlah karbon dioksida terlarut. Karbonat sangat terbatas kelarutannya dalam air dan
kelarutannya berkurang seiring dengan kenaikan temperature.
Jika konsentrasi CO2 berkurang, maka reaksi akan bergerak kekanan dan scale
kalsium karbonat akan terbentuk, sebaliknya jika CO2 diinjeksikan ke dalam air, maka
bergerak kekiri. Demikian juga jika temperature formasi meningkat maka kelarutan CO2
akan berkurang sehingga kecendrungan terbentuknya scale kalsium karbonat akan
semakin tinggi.
Kelarutan CaCO3 juga dipengaruhi oleh konsentrasi garam (NaCL) dalam air
formasi. Kelarutan CaCO3 akan semakin bertambah, dengan semakin bertambahnya
konsentarasi garam (NaCL) di dalam air formasi. Konsentrasi garam dapat ditambahkan
hingga batas maksimum yaitu 200 gr NaCL /1000 gr air. Dengan demikian pembentukan
scale CaCO3 akan berkurang dengan bertambahnya konsentrasi garam (NaCL), tetapi
kelarutan CaCO3 akan berkurang kembali jika konsentrasi garam telah melampaui batas
maksimum.
Efek temperature dari terbentuknya scale CaCO3 ini berlainan dengan kebanyakan
zat, CaCO3 menjadi kurang larut jika temperatur naik. Makin panas air maka makin
mungkin scale CaCO3 terbentuk. Oleh karena itu air yang tidak membentuk scale
dipermukaan mungkin menghasilkan scale disumur atau diformasi jika temperature
tinggi.
3.3.2. Scale Kalsium Sulfat (CaSO4)
Ada tiga jenis kalsium sulfat yang bisa menjadi scale. Ketiganya dibedakan oleh
banyaknya molekul air dalam formasi kristalnya. Gypsum (CaSO4.2H2O). scale ini stabil
pada temperature rendah (dari temperature ruangan hingga 90 0C. Diatas 120 0C, anhidrat
(CaSO4) biasanya terjadi karena pencampuran air yang tidak sesuai (incompatible water)
saat operasi penginjeksian air. Juga pengendapan kalsium sulfat dapat terjadi karena
penurunan tekanan saat proses produksi air formasi yang sudah terjenuhi oleh kalsium
sulfat.
Pengendapan scale kalsium sulfat dari air formasi disebabkan karena adanya
reaksi :
Reaksi pembentukan senyawa CaSO4
Ca2+ + SO4-2 CaSO4 (scale)
Kelarutan CaSO4 (gypsum) lebih tinggi pada temperature dibawah 92 0F. bila
temperature diatas 92 0F maka kelarutannya akan turun. Kelarutan seperti ini akan
menimbulkan masalah dalam sumur dengan BHST (Botom Hole Static Tempratur)
sedang yaitu 100 0F - 140 0F.
Factor penyebab terjadinya pengendapan CaS04 :
Temperatur diatas 140 0f
Penurunan temperature
Kenaikan konsentarsi kalsium atau sulfat karena pencampuran kedua fluida.
Pengurangan NaCl (dengan pengenceran)
3.3.3 Scale Barium Sulfat (BaSO4)
Barite adalah nama mineral dari barium sulfat (BaSO4). Scale BaSO4 biasanya
terbentuk akibat pencampuran dua air formasi yang berbeda, masing-masing
mengandung garam terlarut barium dan yang lainnya mengandung ion sulfat.
Pengendapan barium sulfat juga dapat terjadi karena penurunan tekanan saat proses
produksi air formasi yang sudah dijenuhi oleh barium sulfat (BaSO4).
Pengendapan scale barium sulfat dari air formasi disebabkan karena adanya reaksi
:
Reaksi pembentukan senyawa BaSO4
Ba2+ + SO42- BaSO4 (scale)
BaSO4 merupakan substansi yang kelarutannya tidak tinggi (kelarutannya 2 ppm
dalam air) dan biasanya tidak mudah dilarutkan dengan zat kimia. Penghilangan endapan
BaSO4 hanya dengan cara mekanik, yaitu dengan cara pengikisan. Pembentukan endapan
BaSO4 pada sumur bisa dicegah dengan inhibator scale yang tepat.
Factor penyebab terjadinya endapan BaSO4 :
Tempertur rendah
Pelarut air garam
Pelarut karbonat
Pencampuran air yang tidak kompatibel.
3.3.4. Scale Storium Sulfat (SrSO4)
Pengendapan scale storium sulfat dari air formasi disebabakan kerena adanya
reaksi :
Reaksi pembentukan senyawa SrSO4
Sr2+ + SO42- SrSO4 (scale)
Seperti halnya dengan scale BaSO4. Scale SrSO4 biasanya terbentuk akibat
pencampuran dua air formasi yang berbeda, masing-masing mengandung garam pelarut
storium dan yang lainnya mengandung ion sulfat.
3.4 Perhitungan Scale Index
3.4.1 Methoda Stiff dan Davis
Berdasarkan Rumus Stiff dan Davis scale Index dapat dihitung:
SI = pH K pCa palK ......................................................................... (3-1)
Catatan:
SI = Scale Index
pH = Derajad keasaman air formasi
K = Nilai yang diperoleh dari kekuatan ionik ( ) [ ]( )2log + ca maka dilakukan dengan cara menggunakan grafik penentuan kekuatan ionik pada bab lampiran
hal.
pCa = Nilai grafik yang diperoleh berdasarkan konsentrasi ion kalsium maka
dilakukan dengan cara menggunakan grafik konversi dari ppm calsium dan
alkalinity ke pCa dan pAlk pada bab lampiran.
[ ]AlKlog
palK = Nilai grafik berdasarkan konsentrasi total ( )33 HCoCo + ditentukan dengan cara menggunakan grafik konversi dari ppm calsium dan alkalinity ke pCa dan
pAlk pada bab lampiran.
3.4.2 Methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson
( )IIPx
TxTxpHAlkTcaSI727,005,21037,4
1072,410143,178,2.log2/15
262
+++=
......................... (3-2)
Keterangan :
SI = Scale Index
TCa = pCa = nilai konsentrasi ion kalsium [ ]2+Ca Alk = palK = nilai konsentrasi total ( )3HCo pH = Derajad keasaman air formasi
T = Temperature = Suhu
P = Pressure = Tekanan
I = Harga kekuatan Ionik
Apabila diperoleh harga scaling index negatif (-) berarti menunjukkan air
cenderung korosif, dan sebaliknya apabila diperoleh harga scaling index positif (+)
berarti menunjukkan air cenderung membentuk kerak atau scale.
BAB IV EVALUASI PENGINJEKSIAN SCALE INHIBITOR DENGAN METODA DSST
DI LAPANGAN MINYAK OCEAN.
4.1 Pengertian Metoda DSST
Metoda DSST (Downhole scale squeese treatment) adalah metoda penempatan
scale inhibitor ke dalam pori-pori batuan disekitar lubang sumur dan kemudian tertahan
karena diserap di permukaan batuan, pada akhirnya dilepaskan bersamaan dengan fluida
produksi sedikit demi sedikit.
SCALE INHIBITOR SCALE INHIBITOR + FLUIDA PRODUKSI
Gambar 4.1. Scale Inhibitor Bercampur Dengan Fluida Produksi.
Gambar 4.1 diatas adalah ilustrasi dari proses DSST yang terjadi pada daerah disekitar
lubang sumur, scale inhibitor yang di injeksikan kedalam lubang sumur kemudian diserap
kedalam pori-pori batuan disekitar lubang sumur lalu tertahan beberapa saat untuk
memberikan ruang gerak bagi scale inhibitor untuk mencegah scale-scale yang akan
terbentuk, kemudian pada saat awal sumur mulai di produksikan kembali scale inhibitor
yang di injeksikan kedalam lubang sumur tadi ikut terproduksi sedikit demi sedikit
bersamaan dengan fluida produksi.
Gambar.4.2. Ilustrasi Proses DSST.
Gambar 4.2. diatas merupakan ilustrasi proses DSST melalui annulus didalam sumur,
proses DSST ini juga dapat dilakukan melalui tubing.
4.2 Prosedur DSST
Sebelum melakukan pencegahan/proses penghancuran scale yang terjadi didalam
sumur produksi dengan metoda DSST, kita harus melakukan beberapa tahap prosedur
agar ketika proses penanganan scale ini tidak menghadapi masalah di kemudian hari.
Adupun beberap prosedur yang harus dilakukan dalam proses DSST (Down hole squeeze
scale treatment), antara lain:
4.2.1. Pre Squeeze Job
Membersihkan lubang sumur terlebih dahulu, hal ini harus dilakukan terlebih dahulu agar pada saat pekerjaan dimulai tidak menemukan masalah-
masalah yang dapat menghambat proses kerja dari DSST
4.2.2. Squeeze Job Execution
Pre-flush, menstabilkan keadaan formasi.
Main treatment, memompakan scale inhibitor dengan konsentrasi yang sudah ditentukan (10 15 ppm),
Over flush, menempatkan inhibitor ke dalam formasi.
4.2.3. Post Squeeze Job,
Well di shut-in (soaking) dalam waktu 16 24 jam.
4.2.3. Routine Monitoring & Reporting
Well di-POP kan, memulai untuk memonitor residual content-nya.
Semua prosedur diatas harus kita lakukan agar proses pencegahan scale ini
berjalan dengan semestinya. Scale merupakan salah satu masalah didalam dunia
perminyakan, scale bisa terbentuk didalam sumur maupun dipermukaan, scale yang
terjadi didalam sumur bisa diatasi dengan metoda DSST. Beberapa kerugian yang
ditimbulkan oleh scale ini adalah:
1. Terjadinya tekanan yang tinggi pada well head, karena adanya scale di permukaan
dan terjadinya scale di pompa ESP menyebabkan tingginya amper pada
Submersible Pump System (SPS) motor. Jika hal ini terjadi pompa akan cepat
rusak.
2. Terjadinya pengurangan effisiensi pompa.
3. Terjadinya pengurangan kemampuan pada pompa, ini akan mengakibatkan
terjadinya penurunan produksi dikarenakan terjadinya pengurangan daya hisap
dan effiseinsi pada pompa.(terjadinya penurunan laju alir produksi).
4. Jika point 3 terjadi maka kita perlu penambahan biaya yang cukup besar untuk
mengatasi masalah ini, dengan kata lain kita harus melakukan kerja ulang sumur
dan memerlukan rig, pipeline dan fasilitas/peralatan yang lainya untuk mengatasi
masalah ini.
5. Lubang perforasi, Liner & Tubing tersumbat, Umur dari Sucker Rod Pump lebih
pendek. Katup-katup di permukaan (check, gate valves). Test separator, tangki-
tangki pengumpul. Hambatan untuk akses ke dalam lubang bor
Scale memang bukan satu-satunya masalah didalam dunia perminyakan, tapi dia
harus diperhatikan karena dampak dari scale ini cukup merugikan sekali didalam industri
perminyakan sebagaimana yang telah penulis jelaskan pada dampak dari masalah scale
diatas.
4.3 Keuntungan Dan Kerugian Dari Metoda DSST.
Keuntungan dari metoda DSST.
1. Dapat dilakukan pada semua jenis batuan formasi.
2. Secara umum prosedurnya sederhana, sehingga mudah dilakukan oleh semua
service company.
3. Tidak memerlukan pengangkatan tubing/pompa.
4. Bisa menggunakan hoist/Rig atau tanpa menggunakan hoist/rig.
5. Tidak merusak sifat fisik formasi batuan secara umum.
6. Dapat berbahan netral (tidak bereaksi dengan bahan lain) ataupun asam (acidic).
Kerugian dari metoda DSST
1. Kemungkinan ada inhibitor yang hilang ke dalam reservoir atau terproduksi saat
awal sumur diproduksikan.
2. DSST pada umumnya harus diulang dari mulai setiap 3 bulan. sampai dengan 2
tahun.
3. Umur dari squeeze biasanya tidak selama dengan type lainnya.
4. Kemungkinan terjadi kerusakan di formasi jika dilakukan dengan tidak benar.
4.4 Perhitungan Scaling Index
4.4.1 Stiff And Davis
Scale Index dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (3-1). Apabila
diperoleh harga scaling index negatif (-) berarti menunjukkan air cenderung korosif, dan
sebaliknya apabila diperoleh harga scaling index positif (+) berarti menunjukkan air
cenderung membentuk kerak atau scale.
Seperti yang sudah dibicarakan sebelumnya, salah satu cara untuk mencegah
terbentuknya scale adalah dengan menginjeksikan scale inhibitor (bahan kimia
penghambat kerak). scale inhibitor ini adakalanya berupa tepung (encapsulated powder)
dan ada pula yang berupa liquid.
4.4.1.1 Penentuan kecepatan terbentuknya scale dengan metoda Stiff dan Davis
Contoh perhitungan penentuan kecepatan terbentuknya scale dengan metoda
Stiff dan Davis ini, sampel datanya diambil dari analisa air formasi sumur produksi di
lapangan minyak Ocean pada sumur OC#11, OC#12 dan OC#13.
Tabel 4.1 Konsentrasi Ion Pada Air Formasi Tiap Sumur
Nama sumur Parameter OC#11
(ppm) OC#12 (ppm)
OC#13 (ppm)
Mg2+
Cl-
SO4HCO3-
CO3-2
Ca+2
Na+
4,27
2820,58
48,57
1368,89
0
20,03
2337,94
3,69
2391,52
40,39
1351,34
0
21,95
2002
2,91
1276,65
26
1373,61
0
15,06
1415,50
Tabel 4.2 Data Lapangan Pada Tiap Sumur
Nama sumur Properties
OC#11 OC#12 OC#13
Tekanan reservoir (psi)
Temperatur (oF)
pH
400
285
7,22
400
285
7,59
400
285
7,73
Solusi sumur OC#11
Dari tabel 4.1 maka kekuatan ionik dapat di hitung dengan mengalikan faktor
konveksi dengan konsentrasi tiap ion, hasilnya dapat dilihat pada tabel 4.3.
Tabel 4.3 Penentuan Kekuatan Ionik Dari Sampel Air Formasi Pada Sumur OC#11
Ion Faktor konveksi Konsentrasi
(ppm)
Kekuatan ionik = faktor konveksi x konsentrasi (ppm)
Mg2+
Cl-
SO4HCO3-
CO3-2
Ca+2
Na+
8,2 x 10-5
1,4 x 10-5
2,1 x10-5
0,82 x 10-5
3,3 x 10-5
5,0 x 10-5
2,2 x 10-5
4,27
2820,58
48,57
1368,89
0
20,03
2337,94
0,00035
0,03948
0,00101
0,01122
0
0,00100
0,05143
= 0,10449
Penentuan nilai konsentrasi kalsium (K).
Untuk mendapatkan nilai konsentrasi kalsium (K) dari harga kekuatan ionik ( ) = 0,10449, dengan T = 285 oF maka dilakukan dengan cara menggunakan grafik
penentuan kekuatan ionik. Karena Temperatur pada sumur Ocean 11 sebesar 285 oF,
sehingga methoda Stiff and Davis tidak dapat di gunakan.
Solusi sumur OC#12
Dari tabel 4.1 maka kekuatan ionik dapat di hitung dengan mengalikan faktor
konveksi dengan konsentrasi tiap ion, hasilnya dapat dilihat pada tabel 4.4.
Tabel 4.4 Penentuan Kekuatan Ionik Dari Sampel Air Formasi Pada Sumur OC#12
Ion Faktor konveksi Konsentrasi (ppm) Kekuatan ionik
Mg2+
Cl-
SO4HCO3-
CO3-2
Ca+2
Na+
8,2 x 10-5
1,4 x 10-5
2,1 x10-5
0,82 x 10-5
3,3 x 10-5
5,0 x 10-5
2,2 x 10-5
3,69
2391,52
40,39
1351,34
0
21,95
2002
0,00030
0,03348
0,00048
0,01108
0
0,00109
0,04404
= 0,09047
Penentuan nilai konsentrasi kalsium (K).
Untuk mendapatkan nilai konsentrasi kalsium (K) dari harga kekuatan ionik ( ) = 0,09047, dengan T = 285 oF maka dilakukan dengan cara menggunakan grafik
penentuan kekuatan ionik. Karena Temperatur pada sumur Ocean 12 sebesar 285 oF,
sehingga methoda Stiff and Davis tidak dapat di gunakan.
Solusi sumur OC#13
Dari tabel 4.1 maka kekuatan ionik dapat di hitung dengan mengalikan faktor
konveksi dengan konsentrasi tiap ion, hasilnya dapat dilihat pada tabel 4.5.
Tabel 4.5 Penentuan Kekuatan Ionik Dari Sampel Air Formasi Pada Sumur
OC#13
Ion Faktor konveksi Konsentrasi (ppm) Kekuatan ionik
Mg2+
Cl-
SO4HCO3-
CO3-2
Ca+2
Na+
8,2 x 10-5
1,4 x 10-5
2,1 x10-5
0,82 x 10-5
3,3 x 10-5
5,0 x 10-5
2,2 x 10-5
2,91
1276,65
26
1373,61
0
15,06
1415,50
0,00023
0,01787
0,00054
0,01126
0
0,00075
0,03114
= 0,06179
Penentuan nilai konsentrasi kalsium (K).
Untuk mendapatkan nilai konsentrasi kalsium (K) dari harga kekuatan ionik ( ) = 0,06179, dengan T = 285 oF maka dilakukan dengan cara menggunakan grafik
penentuan kekuatan ionik. Karena Temperatur pada sumur Ocean 13 sebesar 285 oF,
sehingga methoda Stiff and Davis tidak dapat di gunakan.
4.4.2 Methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson
Dikarenakan metode Stiff dan Davis tidak bisa menghitung Scale Index dengan
data temperature yang tinggi seperti yang terjadi pada lapangan minyak Ocean, sehingga
untuk menghitung Scale Index dengan data temperature yang tinggi digunakan metode
Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson pada persamaan (3-2).
Solusi sumur OC#11:
Penentuan kekuatan ionik ( ) dari sampel air formasi pada sumur ocean 11 Tekanan reservoir (psi) = 400
Temperatur (oF) = 285
pH at 77 deg F = 7,22
Sehingga Scale Index dapat di hitung dengan menggunakan persamaan (3-2):
( )IIPx
TxTxpHAlkTcaSI727,005,21037,4
1072,410143,178,2.log2/15
262
+++=
( )10449,0727,010449,005,24001037,4
2851072,428510143,178,222,789,136803,20log2/15
262
xxxxxxxxxSI
+++=
1480375,11=SI Karna harga yang di dapat dari perhitungan scaling index dengan methoda Jhon
E. Oddo dan Mason B. Tomson hasilnya positif (+) berarti menunjukkan air pada sumur
Ocean 11 cenderung membentuk kerak atau scale jenis CaCO3 karna dari data water
analisis diketahui bahwa nilai kalsium nya tinggi.
Solusi sumur OC#12:
Penentuan kekuatan ionik ( ) dari sampel air formasi pada sumur ocean 12 Tekanan reservoir (psi) = 400
Temperatur (oF) = 285
pH at 77 deg F = 7,59
Sehingga Scale Index dapat di hitung dengan persamaan (3-2):
( )IIPx
TxTxpHAlkTcaSI727,005,21037,4
1072,410143,178,2.log2/15
262
+++=
( )09047,0727,009047,005,24001037,4
2851072,428510143,178,259,734,135195,21log2/15
262
xxxxxxxxxSI
+++=
389098526,5=SI Karna harga yang di dapat dari perhitungan scaling index dengan methoda Jhon
E. Oddo dan Mason B. Tomson hasilnya positif (+) berarti menunjukkan air pada sumur
Ocean 12 cenderung membentuk kerak atau scale jenis CaCO3 karna dari data water
analisis diketahui bahwa nilai kalsium nya tinggi.
Solusi sumur OC#13:
Penentuan kekuatan ionik ( ) dari sampel air formasi pada sumur ocean 13 Tekanan reservoir (psi) = 400
Temperatur (oF) = 285
pH at 77 deg F = 7,59
Sehingga Scale Index dapat di hitung dengan persamaan (3-2):
( )IIPx
TxTxpHAlkTcaSI727,005,21037,4
1072,410143,178,2.log2/15
262
+++=
( )06179,0727,006179,005,24001037,4
2851072,428510143,178,273,761,137306,15log2/15
262
xxxxxxxxxSI
+++=
103963,12=SI Karna harga yang di dapat dari perhitunganscaling index dengan methoda Jhon
E. Oddo dan Mason B. Tomson hasilnya positif (+) berarti menunjukkan air pada sumur
Ocean 13 cenderung membentuk kerak atau scale jenis CaCO3 karna dari data water
analisis diketahui bahwa nilai kalsium nya tinggi.
4.5 Evaluasi Umur Pompa ESP
Sumur OC#11.
Tabel 4.6 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#11
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1
2
3
4
5
6
31 - 08 - 2003
18 - 10 - 2003
29 - 02 - 2004
27 - 04 - 2004
06 - 07 - 2004
31 - 08 2004
13 10 2003
29 02 2004
22 04 2004
21 06 2004
24 08 2004
13 10 - 2004
64
134
53
55
49
42
Rata-rata 67 hari
Tabel 4.7 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#11
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1 18 -10 2004 22 05 2006 583
Total umur pompa 583 hari
Sumur OC#12.
Tabel 4.8 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#12
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1
2
3
4
5
6
20 02 2004
29 03 2004
27 04 2004
14 06 2004
11 07 2004
20 06 - 2004
23 03 2004
07 04 2004
01 06 2004
28 06 -2004
20 07 2004
04 11- 2004
32
9
35
14
9
137
Rata-rata 38 hari
Tabel 4.9 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#12
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1
2
12 11 2004
17 05 2005
02 05 2005
18 12 2005
172
215
Rata-rata 194 hari
Pada OC#13.
Tabel 4.10 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#13
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1
2
3
4
5
08 01 2004
25 03 2004
06 05 2004
05 07 2004
02 09 2004
25 03 2004
06 05 2004
23 06 2004
29 08 2004
30 09 - 2004
77
41
48
55
26
Rata-rata 50 hari
Tabel 4.11 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#13
No Tanggal pemasangan
pompa
Tanggal pompa
rusak
Umur pompa
(hari)
1 30 09 2004 12 01 2007 836
Total umur pompa 836 hari
4.6 Evaluasi Perhitungan Biaya Antara Scale Yang Sudah Di Treatment Dengan
Scale Yang Belum Di Treatment
Total biaya yang digunakan sebelum dan sesudah dilakukan scale treatment selama
beberapa bulan pada Ocean 11.
Sumur OC#11 Tabel 4.12 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#11
Sebelum di lakukan scale treatment
No Tanggal Biaya work
over $
Biaya reparasi
pompa $
Keterangan
1 2 3 4 5 6
31 - 08 - 2003 18 10 - 2003 29 - 02 - 2004 27 04 - 2004 06 - 06 2004 31 08 - 2004
4857 6660 14867 9489 6859 5404
25000 25000 25000 25000 25000
Zero meg ESP.Low Efficieny High Ampere Zero meg High Ampere Injeksi scale removal
Total 48136 125000 173136 $
Tabel 4.13 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#11
Sesudah di lakukan scale treatment
No. Tanggal Biaya work
over $
Biaya
DSST $
Biaya reparasi
pompa $
Keterangan
1 18-10-2004 6400 1000 25000 Injeksi scale inhibitor
Total 6400 1000 25000 32400 $
Total biaya yang digunakan sebelum dan sesudah dilakukan scale treatment selama
beberapa bulan pada Ocean 12.
Sumur OC#12
Tabel 4.14 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#12
Sebelum di lakukan scale treatment
No. Tanggal Biaya work
over $
Biaya reparasi
pompa $
Keterangan
1 2 3 4 5 6 7 8
09 - 10 - 2003 11 - 11 - 2003 05 - 01 - 2004 20 - 02 - 2004 29 - 03 - 2004 27 - 04 2004 14 - 06 - 2004 20 - 07 - 2004
7932 5058 4906 3594 4305 3416 5396 7110
25000 25000 25000 25000 25000 25000 25000 25000
ZIA Swab Test PFA Pump Failure ESP Zero meg (recond SPS) Zero meg (Recond DN 440) High ampere High ampere High ampere SPS Recondition
Total 41719 200000 241719 $
Tabel 4.15 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#12
Sesudah di lakukan scale treatment
No. Tanggal Biaya work
over $
Biaya
DSST $
Biaya reparasi
pompa $ Keterangan
1
2
12-11-2004
17-05-2005
6500
5324
1000
1000
25000
25000
PFD - Zero meg
Recondition
Total 11824 2000 50000 63824 $
Total biaya yang digunakan sebelum dan sesudah dilakukan scale treatment selama
beberapa bulan pada Ocean 13.
Sumur OC#13
Tabel 4.16 Sebelum Dilakukan Scale Treatment Pada OC#13
Sebelum di lakukan scale treatment
No. Tanggal Biaya work
over $
Biaya reparasi
pompa $
Ketererangan
1
2
3
4
25 - 03 - 2004
06 - 06 - 2004
05 - 07 2004
02 - 09 - 2004
8856
10517
6526
5006
25000
25000
25000
Low Eficiency
Pump SizeDown ESP
CPC Size down ESP
Injeksi scale removal
Total 30905 75000 105905 $
Tabel 4.17 Setelah Dilakukan Scale Treatment Pada OC#13
Setelah dilakukan scale treatment
No. Tanggal Biaya work
over $
Biaya
DSST $
Biaya reparasi
pompa$
Keterangan
1 30-09-2004 17474 1000 25000 Zero meg
Total 17474 1000 25000 43474 $
BAB V
PEMBAHASAN
Bab ini berisikan pembahasan terhadap hasil perhitungan serta analisa kualitatif
dan kuantitatif untuk sumur-sumur minyak pada lapangan minyak Ocean yang dilakukan
dengan methoda Down Hole Scale Squeeze Treatment.
5.1. Analisa Scaling Index
Dengan menggunakan metode Stiff dan Davis pada persamaan (3-1):
SI = pH K pCa palK
Apabila diperoleh harga scaling index negatif (-) berarti menunjukkan air
cenderung korosif, dan sebaliknya apabila diperoleh harga scaling index positif (+)
berarti menunjukkan air cenderung membentuk kerak atau scale.
Pada methoda Stiff dan Davis nilai K didapat dari interpolasi pada grafik untuk
mementukan kekuatan ionik pada bab lampiran, setelah nilai K didapat dari grafik untuk
menentukan kekuatan ionik, maka selanjutnya kita mencari nilai pCa dan palK dengan
menggunakan grafik konversi dari ppm calsium dan alkalinity ke pCa dan pAlk pada bab
lampiran.
Karena untuk mendapatkan nilai K kita harus melakukan interpolasi pada grafik
untuk menentukan kekuatan ionik terlebih dahulu. Pada grafik untuk menentukan
kekuatan ionik temperatur tertinggi yang bisa dihitung adalah 2120F, sedangkan
temperatur dilapangan minyak Ocean adalah 285 oF sehingga nilai K tidak bisa kita
dapatkan dan menyebabkan perhitungan dengan methoda Stiff dan Davis tidak bisa kita
lanjutkan.
Karena pada methoda Stiff dan davis menggunakan grafik untuk menentukan
kekuatan ionik sehingga memiliki keterbatasan untuk menghitung temperatur yang tinggi
seperti halnya temperatur pada lapangan ocean yang memiliki tempeatur 285 oF, maka
kita menggunakan methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson yang dapat menghitung
tekanan di dalam sistem pada temperature dan tekanan yang tinggi.
Methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson ini pada dasarnya mengikuti
method Stiff dan Davis, tapi pada methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson ini
tidak menggunakan grafik, sehingga kita dapat menghitung tekanan dan temperature
yang tinggi, sedangkan dalam methoda Stiff dan Davis tidak dapat mengetahui nilai K
jika temperaturnya berada diatas 212 oF. dengan menggunakan method Jhon E. Oddo
dan Mason B. Tomson memungkinkan bagi kita untuk menghitung sumur dengan
tekanan dan temperature yang tinggi.
Berdasarkan methoda Jhon E. Oddo dan Mason B. Tomson scale index dapat di
hitung dengan menggunakan persamaan (3-2):
( )IIPx
TxTxpHAlkTcaSI727,005,21037,4
1072,410143,178,2.log2/15
262
+++=
Sehingga kita dapat menghitung Scale Index pada sumur Ocean 11, Ocean 12 dan
Ocean 13. Adapun perhitungan scale index nya telah dilakukan pada bab sebelumnya.
Untuk sumur ocean 11 setelah dihitung scale index dengan methoda Jhon E.
Oddo dan Mason B. Tomson didapatkan nilai scale index sebesar 11,1480375 (hasilnya
positif) berarti menunjukkan air pada sumur Ocean 11 cenderung membentuk kerak
CaCO3, karena diketahui nilai HCO3- pada data water analisis cukup tinggi.
Untuk sumur ocean 12 setelah dihitung scale index dengan methoda Jhon E.
Oddo dan Mason B. Tomson didapatkan nilai scale index sebesar 5,389098526 (hasilnya
positif) berarti menunjukkan air pada sumur Ocean 11 cenderung membentuk kerak
CaCO3, karena diketahui nilai HCO3- pada data water analisis cukup tinggi.
Untuk sumur ocean 13 setelah dihitung scale index dengan methoda Jhon E.
Oddo dan Mason B. Tomson didapatkan nilai scale index sebesar 12,103963 (hasilnya
positif) berarti menunjukkan air pada sumur Ocean 13 cenderung membentuk kerak
CaCO3, karena diketahui nilai HCO3- pada data water analisis cukup tinggi.
Karena dari ketiga sumur yang terdapat pada lapangan minyak Ocean berpotensi
akan terbentuknya scale, maka pada ketiga sumur yang terdapat pada lapangan minyak
Ocean perlu dilakukan proses DSST.
5.2. Analisa Umur Pompa ESP
Perbandingan umur pompa ESP sebelum dan sesudah dilakukan scale treatment
pada lapangan minyak Ocean.
Pada sumur Ocean 11 sebelum dilakukan scale treatment umur pompa ESP rata-
rata selama 67 hari, dengan rata-rata umur pompa ESP yang hannya sekitar 67 hari dalam
kurun waktu satu tahun, sehingga perlu dilakukan scale treatment dengan metode DSST.
Setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 11 umur pompa ESP dapat
mencapai 583 hari.
Pada sumur Ocean 12 sebelum dilakukan scale treatment umur pompa ESP rata-
rata selama 38 hari, dengan rata-rata umur pompa ESP yang hannya sekitar 38 hari dalam
kurun waktu satu tahun, sehingga perlu dilakukan scale treatment dengan metode DSST.
Setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 12 umur pompa ESP rata-rata dapat
mencapai 194 hari.
Pada sumur Ocean 13 sebelum dilakukan scale treatment umur pompa ESP rata-
rata selama 50 hari, dengan rata-rata umur pompa ESP yang hannya sekitar 50 hari dalam
kurun waktu satu tahun, sehingga perlu dilakukan scale treatment dengan metode DSST.
Setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 13 umur pompa ESP dapat
mencapai 836 hari.
Dari ketiga contoh kasus di atas dapat diambil kesimpulan bahwa dengan
melakukan scale treatment umur dari pompa ESP lebih lama dibandingkan dengan tidak
melakukan scale treatment. Ini berarti bahwa dengan dilakukannya scale treatment pada
sumur Ocean 11, Ocean 12 dan Ocean 13 sangat efektif untuk memperpanjang umur
pompa ESP pada lapangan Ocean.
5.3. Perbandingan Biaya Sebelum Dilakukan Scale Treatment Dan Setelah
Dilakukan Scale Treatment.
Perbandingan perhitungan profit antara scale yang sudah di treatment dengan
scale yang belum di treatment pada lapangan minyak Ocean dalam kurun waktu selama
satu tahun.
Pada sumur Ocean 11 sebelum dilakukan scale treatment biaya yang dikeluarkan
selama kurun waktu satu tahun adalah sebesar 173136 $, besarnya biaya ini disebabkan
karena seringnya dilakukan pergantian pompa ESP dan biaya work over pada sumur
Ocean 11, sedangkan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 11 biaya yang
di keluarkan dalam kurun waktu satu tahun hannya sebesar 32400 $, hal ini
dikarenakan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 11 umur pompa
menjadi lebih lama.
Pada sumur Ocean 12 sebelum dilakukan scale treatment biaya yang dikeluarkan
selama kurun waktu satu tahun adalah sebesar 241719 $, besarnya biaya ini disebabkan
karena seringnya dilakukan pergantian pompa ESP dan biaya work over pada sumur
Ocean 12, sedangkan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 12 biaya yang
di keluarkan dalam kurun waktu satu tahun hannya sebesar 63824 $, hal ini
dikarenakan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 12 umur pompa
menjadi lebih lama.
Pada sumur Ocean 13 sebelum dilakukan scale treatment biaya yang dikeluarkan
selama kurun waktu satu tahun adalah sebesar 105905 $, besarnya biaya ini disebabkan
karena seringnya dilakukan pergantian pompa ESP dan biaya work over pada sumur
Ocean 13, sedangkan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 13 biaya yang
di keluarkan dalam kurun waktu satu tahun hannya sebesar 43474 $, hal ini
dikarenakan setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 13 umur pompa
menjadi lebih lama.
Sehingga dari ketiga contoh kasus di atas kita dapat mengambil kesimpulan
bahwa dengan melakukan scale treatment akan lebih menguntungkan dibandingkan
dengan tidak melakukan scale treatment.
Selain mengunakan scale inhibitor disini kita juga menggunakan scale removal,
dari data produksi diketahui bahwa penggunaan scale removal kurang berhasil (run life
pompa hanya bertahan rata-rata 38 hari). Perbedaan scale removal dan scale inhibitor:
Scale removal bersifat menghilangkan scale yang sudah ada dengan menggunakan proses acidicing atau pengasaman dengan menggunakan HCl 7,5%.
Scale inhibitor bersifat mencegah pertumbuhan scale.
BAB VI
KESIMPULAN
Dari hasil penulisan ini maka dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut:
1. Scale yang terjadi di lapangan minyak Ocean adalah jenis scale kalsium karbonat
(CaCo3), karena pada data water analisis diketahui nilai kalsiumnya tinggi. Scale
kalsium karbonat ini terbentuknya relatif cepat tetapi mudah diatasi.
2. Metoda Stiff dan Davis tidak bisa menghitung scale index pada sumur minyak
dengan temperature tinggi (> 212 oF). Karena Temperatur pada lapangan minyak
Ocean lebih besar dari 212 oF, sehingga methoda Stiff and Davis tidak dapat di
gunakan. Untuk temperature yang besar digunakan methoda Jhon E. Oddo dan Mason
B. Tomson.
3. Apabila harga yang di dapat dari perhitungan scaling index dengan methoda Jhon
E. Oddo dan Mason B. Tomson hasilnya positif (+) berarti menunjukkan air pada
sumur tersebut cenderung membentuk kerak atau scale.
Tabel 6.1 Hasil Analisa Scale Index, ESP Run Life dan Work Over & Repair Cost Pada
OC#11, OC#12 dan OC#13
ESP Run Life Work Over & Repair Cost Sumur Scale Index
Before DSST
(Day)
After DSST
(Day)
Before DSST
$
After DSST
$
#11
#12
#13
11,1480375
5,389098526
12,103963
67
38
50
583
194
836
173136 $
241719 $
105905 $
32400 $
63824 $
43474 $
4. Pada lapangan Ocean 11, Ocean 12 dan Ocean 13 harus dilakukan Poreses DSST
untuk menghindari terjadinya scale.
5. Dari pelaksanaan DSST yang telah dilakukan di lapangan minyak Ocean, terbukti
bahwa umur dari pompa ESP lebih lama dibandingkan dengan tidak melakukan
DSST. Dan biaya yang dikeluarkan untuk kerja ulang sumur dan reparasi pompa
menjadi lebih rendah dibandingkan dengan sebelum dilakukan DSST.
DAFTAR PUSTAKA 1. Suryanto, 05 Oktober 1999, Bahan Kimia untuk Perminyakan. Penerbit Kondur petroleum
SA, Kurau.
2. Liza, 2000, Penentuan campuran asam yang compatible untuk pengasaman sumur
minyak di DSF, laporan KP Akademi teknologi Industri Padang (ATIP) padang.
3. Susanto, Eddy R, 2003, Perencanaan terbentuknya scale dengan cara menginjeksikan
scale inhibitor kedalam sumur produksi dilapangan minyak duri dari tugas akhir
Universitas Islam Riau.
4. Nofriani, 2004, Analisa laboratorium pada penentuan campuran asam yang compatible
untuk penanganan scale CaCO3 Dari Kolokium I Universitas Islam Riau.
5. Oddo, J.E., Smitth, J.P and Thompson, M.B., 1982, Inhibition of CaCO3 precipitation at
high temperature and Pressure in Brine Solution: A New Flow System for High
Temperatur and Pressure Studies, J. Pet. Tech 34, pp.2049-2411.
6. Vetter, O.J., An Evaluation of Scale Inhibitor, J. Petrl. Tech. 24 Agustus 1972, pp 99-
1006.
7. Best Pratices series, Scale preventation, Halliburton.
8. Chemical stimulation manual, Halliburton.
9. www.Google.com.