laporan kp pt. pertamina ep field limau
TRANSCRIPT
LAPORAN KERJA PRAKTEK
PT. PERTAMINA EP ASSET 2 FIELD LIMAU
PRABUMULIH, SUMATERA SELATAN
TUGAS KHUSUS
MENENTUKAN KECENDERUNGAN PEMBENTUKAN SCALE DENGAN
SIMULASI SCALE TENDENCY DAN METODE STIFF-DAVIS
PADA SUMUR PRODUKSI BELIMBING-XX
DISUSUN OLEH:
GALANG FARIZKY (121110121)
PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA
FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI
UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”
YOGYAKARTA
2015
ii
KATA PENGANTAR
Puji syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa yang telah
melimpahkan rahmat dan hidayah–Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan
laporan kerja praktek dan tepat pada waktunya. Oleh karena itu, pada kesempatan
kali ini penyusun mengucapkan terima kasih kepada :
1. Ir. Purwo Subagyo, M.T. selaku dosen pembimbing kerja praktek.
2. Ghani Ripandi Utomo selaku pembimbing lapangan.
3. Field Human Resources yang telah memberi kesempatan kerja praktek di PT.
Pertamina EP Asset 2 Field Limau, Prabumulih, Sumatera Selatan.
4. Semua pihak yang memberikan bantuan dan dukungan dalam menyelesaikan
laporan kerja praktek ini yang tidak dapat penyusun sebutkan satu per satu.
Penyusun menyadari laporan kerja praktek ini masih banyak kekurangan
dan jauh dari kesempurnaan. Oleh karena itu kritik dan saran yang membangun
sangat penyusun harapkan demi perbaikan laporan ini. Semoga laporan ini dapat
bermanfaat bagi pembaca dan pihak lain yang membutuhkan.
Yogyakarta, Agustus 2015
Penyusun
iii
DAFTAR ISI
HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................... i
KATA PENGANTAR ......................................................................................... ii
DAFTAR ISI ...................................................................................................... iii
DAFTAR TABEL ............................................................................................... v
DAFTAR GAMBAR .......................................................................................... vi
INTISARI .......................................................................................................... vii
BAB I PENDAHULUAN
I.1. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 2 Limau ....................................... 1
I.2. Area PT. Pertamina EP Asset 2 Limau ........................................................ 2
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
II.1. Minyak Bumi .............................................................................................. 3
II.2. Sumur Minyak ............................................................................................ 3
II.3. Metode Produksi ......................................................................................... 4
II.3.1. Metode Sembur Alam (Natural Flow) ............................................. 4
II.3.2. Metode Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift).................... 5
II.4. Operasi Produksi ......................................................................................... 7
II.4.1. Stasiun Pengumpul (SP) .................................................................. 8
II.4.2. Stasiun Pengumpul Utama (SPU) .................................................... 9
II.4.3. Stasiun Kompresor Gas (SKG) ...................................................... 10
II.4.4. Water Injection Plant (WIP) .......................................................... 11
BAB III TUGAS KHUSUS
III.1. Latar Belakang .......................................................................................... 12
III.2. Tujuan ....................................................................................................... 13
III.3. Ruang Lingkup.......................................................................................... 13
III.4. Tinjauan Pustaka ....................................................................................... 13
III.4.1. Scale .............................................................................................. 13
III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Terbentuk ........................................ 23
BAB IV PEMBAHASAN
IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan OLI ScaleChem 4.0 ..................... 30
IV.2. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale ....................................... 37
Metode Stiff-Davis .................................................................................... 37
IV.3. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale .................................................... 39
iv
BAB V PENUTUP
V.1. Kesimpulan ............................................................................................... 40
V.2. Saran ......................................................................................................... 40
DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 41
LAMPIRAN
v
DAFTAR TABEL
Tabel 1. Komponen Utama dan Sifat Fisik Air Formasi .................................... 18
Tabel 2. Sifat Fisik Air Murni ........................................................................... 18
Tabel 4. Faktor Konversi Perhitungan Ionic Strength ........................................ 25
Tabel 5. Data Sumur Produksi Belimbing-XX................................................... 30
Tabel 6. Harga Kekuatan Ion (µ) ....................................................................... 37
vi
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1. Peta Wilayah Operasi PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau ..... 2
Gambar 2. Bagian-Bagian Sumur Minyak .................................................... 4
Gambar 3. Well Head Sumur Sembur Alam ................................................. 5
Gambar 4. Sumur dan Bagian-Bagian Pompa ESP ....................................... 6
Gambar 5. Sumur dengan SRP ..................................................................... 7
Gambar 6. Bagan Laju Alir Produksi Crude Oil Field Limau ....................... 8
Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul Utama .................................... 9
Gambar 8. Ilustrasi Endapan Scale pada Pipa (A) dan Matriks
Formasi (B) .............................................................................. 14
Gambar 9. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap Kelarutan CaCO3
Pada Berbagai Temperatur ........................................................ 20
Gambar 10. Pengaruh Temperatur Terhadap Kelarutan Kalsium Karbonat ... 21
Gambar 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air ...................... 21
Gambar 12. Nilai K Pada Berbagai Suhu dan Kekuatan Ion ......................... 26
Gambar 13. Grafik Penentuan Harga pCa dan pAlk ..................................... 27
Gambar 14. Langkah Analisa Scale Tendency dengan Metode Stiff-Davis .... 28
Gambar 15. Data Air Brine dan Gas Sumur Produksi Belimbing-XX ........... 31
Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 1 (Bagian
Well Head) ............................................................................... 32
Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 2 ............................. 32
Gambar 18. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 3 ............................. 33
Gambar 19. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 4 ............................. 33
Gambar 20. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 5 ............................. 34
Gambar 21. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 6 (Bagian
Reservoir) ................................................................................. 34
Gambar 22. Hubungan Temperatur Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada
Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 35
Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada
Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 36
vii
INTISARI
PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau adalah salah satu aset dari PT.
Pertamina yang terletak di Limau, Prabumulih, Sumatera Selatan, yang memiliki
kegiatan mengambil dan mengeksploitasi minyak bumi dari sumur minyak
(reservoir). Masalah yang sering dihadapi di lapangan adalah adanya scale yang
terbentuk di dalam sumur dan berbagai peralatan produksi. Hal ini dapat
menyebabkan mengecilnya diameter pipa sehingga mengurangi laju produksi. Oleh
karena itu perlu dilakukan upaya pencegahan untuk mengurangi atau meminimalisir
terbentuknya scale.
Kecenderungan pembentukan scale dapat ditentukan dengan bantuan
software maupun dengan perhitungan. Simulasi Scale Tendency menggunakan OLI
ScaleChem 4.0 digunakan untuk memprediksi jenis scale yang terbentuk pada
kondisi tertentu dengan harga Scale Index sebagai parameter terbentuknya scale.
Sedangkan perhitungan dengan metode Stiff-Davis menghasilkan harga Stability
Index (SI) yang menunjukkan indikasi terbentuknya scale CaCO3. Hasil simulasi
Scale Tendency diketahui ada kecenderungan terbentuk scale CaCO3 pada sumur
produksi Belimbing-XX dengan harga Scale Index CaCO3 di bagian reservoir
sebesar 1,6743 dan di bagian well head sebesar 1,0975. Dari perhitungan dengan
metode Stiff-Davis diperoleh harga SI CaCO3 di bagian reservoir sebesar 3,3478
dan di bagian well head sebesar 1,9126.
Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency dan perhitungan dengan metode
Stiff-Davis menunjukkan bahwa ada indikasi scale CaCO3 terbentuk mulai dari
dalam reservoir hingga bagian well head. Oleh karena itu upaya untuk
meminimalisir terbentuknya endapan tersebut dilakukan dengan menginjeksikan
scale inhibitor ke dalam sumur secara kontinyu.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
1
BAB I
PENDAHULUAN
I.1. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 2 Limau
Lapangan Produksi Limau Barat merupakan salah satu aset Pertamina
Region Sumatra yang terletak di Kecamatan Rambang Dangku, Muara Enim. Pada
tahun 1989 telah ditangani kontrak kerja antara Pertamina UBEP Prabumulih pada
waktu itu dengan perusahaan minyak Husky Oil yang berpusat di Kanada, wilayah
kerjanya terletak di Lapangan Limau Barat. Lapangan ini berpusat di Kecamatan
Rambang Dangku, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan yang pengelolaannya
dikerjakan secara Joint Operating Body (JOB).
Pada tahun 1992 wilayah operasi JOB-Husky Oil Limau bertambah, yaitu :
Lapangan Limau Timur
Lapangan Belimbing
Lapangan Karangan
Lapangan Krayan
yang luasnya meliputi 3 kecamatan yaitu Rambang Dangku, Rambang Lubai, dan
Gunung Megang, dengan sistem pembagian hasil produksi yang sama.
Kemudian pada tanggal 1 Juli 1997 Husky memilih cabut dari Lapangan
Limau dan menjual sahamnya kepada JOB Sea-Union Energy, Hongkong. Produksi
puncak terjadi pada tahun 1998 sebesar 8000 BOPD.
Pada tahun 2005 JOB Pertamina Sea-Union Energi (Limau) berubah menjadi
Unit Bisnis Pertamina EP Limau yang sebelumnya dipegang oleh IPOA selama
setahun sebagai masa transisi. Kemudian pada tanggal 1 Maret 2013 terjadi
perubahan struktur organisasi di PT. Pertamina EP, dari PT. Pertamina EP Field
Limau menjadi PT Pertamina EP Asset 2 Field Limau.
PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau mempunyai kurang lebih 73 sumur
produksi, akan tetapi tidak semua sumur produksi secara bersamaan, ada sebagian
yang terus berproduksi dan ada juga yang berproduksi sebagian. Berdasarkan data
lapangan kapasitas total produksi Field Limau bisa mencapai +/- 76797 barrel/day
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
2
gross, sedangkan untuk nett nya mencapai +/- 7534 barrel/day, semua minyak hasil
produksi disalurkan menuju Stasiun Pengumpul Utama (SPU).
I.2. Area PT. Pertamina EP Asset 2 Limau
Daerah operasional PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau memiliki luas
area sekitar 211 km2 yang terletak antara Kabupaten Muara Enim dan Kota Limau.
Lebih tepatnya daerah operasional Field Limau berada di 3 kecamatan yaitu,
Rambang Dangku, Rambang Lubai, dan Gunung Megang yang terletak di
Kabupaten Muara Enim, terdiri dari 5 struktur yaitu:
1. Struktur Limau Barat
2. Struktur Limau Tengah
3. Struktur Niru
4. Struktur Belimbing
5. Struktur Karangan
Gambar 1. Peta Wilayah Operasi PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau
TL.Gula Mus
DO
Un
Ray
Jen
Pengle
Ker
Lag
Rambut
Benak
Bar
Kay
Jir
Sel
Tl.Ak
Benak
Uta
Ibu
Benaka
Tin
Jinji Betung B.L
Betung Brt
Der
Sukara
Depa
Loyak
Dewa Se.Ibul
Raja
Benuang G.Kemala
Pandan Petanang
Pbm Barat
Jambu
Lembak
Tl.Jimar TT.Barat
TT.Timur
Tangai Tj.Miring Timur
Tj.Miring Barat
Bar
Betung
Tupai Harimau
Kijang
Siamang
Air Lubai
Beringin B
A
D F
E
H Karang Dewa
Kuang Pagar Dewa Prabumenang
Paninjauan
Merbau
K. Minyak Batu Keras
Suban Jeriji S. Taham
Kijahan L. Langu
Bangko
Tasim
Candi
Karangan Karangan
TEBING TINGGI
MUARA
ENIM
Jay
JOB P-TALISMAN 0 25 KM
Betun
ABAB
Bunian
Sop
Kemang
Tundan PRABUMULIH
Singa
Tepus
A.Padiam
Tj.Bulan Ogan
Kupang
RADIANT PILONA PTR
Senabing
Sengkuang
A.Banjarsari
LAHAT PRODU
NON
PSC, JOB,
AMERADA HESS
SURYA RAYA TELADAN
EXSPA
N
EXSPAN
EXSP
AMERADA HESS WESTERN
RESOURCES
Gambir
MUSI
BERINGIN-A
MERBAU
Bern
ai
AIR
JA
PALE
LAMP
UBEP
Ten
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
3
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
II.1. Minyak Bumi
Minyak bumi adalah campuran kompleks hidrokarbon ditambah senyawa-
senyawa organik dari sulfur, oksigen, nitrogen, dan senyawa-senyawa yang
mengandung konstituen logam, terutama nikel, besi, dan tembaga. Selain itu,
minyak bumi juga berasal dari kata petroleum yang secara etomologi berarti minyak
bebatuan, sebuah bahan organik alamiah yang terutama tersusun atas hidrokarbon
dalam bentuk cairan atau gas dalam perangkap geologis. Berdasarkan teori organik,
minyak bumi terbentuk dari sisa-sisa tanaman dan hewan yang telah mati jutaan
tahun lalu dan terkumpul pada dasar laut. Melalui proses sedimentasi selama jutaan
tahun dan disertai tekanan yang sangat besar dan kenaikan temperatur secara terus
menerus, minyak bumi dan gas alam akan terbentuk. Minyak bumi terbentuk pada
rentang temperatur 100-200 oC, sedangkan pada temperatur di atas 160 oC
umumnya yang terbentuk adalah gas alam.
II.2. Sumur Minyak
Dalam dunia perminyakan umumnya dikenal tiga macam jenis sumur.
Pertama, sumur eksplorasi (sering disebut juga wildcat) yaitu sumur yang dibor
untuk menentukan apakah terdapat minyak atau gas di suatu tempat yang sama
sekali baru. Jika sumur eksplorasi menemukan minyak atau gas, maka beberapa
sumur konfirmasi (confirmation well) akan dibor di beberapa tempat yang berbeda
di sekitarnya untuk memastikan apakah kandungan hidrokarbonnya cukup untuk
dikembangkan. Ketiga, sumur pengembangan (development well) adalah sumur
yang dibor di suatu lapangan minyak yang telah eksis. Tujuannya untuk mengambil
hidrokarbon semaksimal mungkin dari lapangan tersebut.
Istilah sumuran lainnya :
Sumur produksi yaitu sumur yang menghasilkan hidrokarbon, baik minyak, gas
ataupun keduanya. Aliran fluida dari bawah ke atas.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
4
Sumur injeksi yaitu sumur untuk menginjeksikan fluida tertentu ke dalam
formasi. Aliran fluida dari atas ke bawah.
Sumur vertikal : sumur yang bentuknya lurus dan vertikal.
Sumur berarah (directional well) : sumur yang bentuk geometrinya tidak lurus
vertikal, bisa berbentuk huruf S, J, atau L.
Sumur horisontal: sumur dimana ada bagiannya berbentuk horisontal.
Merupakan dari sumur berarah.
Gambar 2. Bagian-Bagian Sumur Minyak
II.3. Metode Produksi
Metode pengangkatan fluida dari dasar sumur ke permukaan disesuaikan
dengan tekanan reservoir nya. Beberapa metode produksi adalah sebagai berikut.
II.3.1. Metode Sembur Alam (Natural Flow)
Apabila tekanan reservoir cukup besar sehingga mampu mendorong
fluida reservoir dari reservoir ke permukaan. Keadaan demikian umumnya hanya
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
5
ditemui pada masa permulaan produksi dan ini tidak dapat dipertahankan karena
adanya penurunan tekanan reservoir.
Pada metode produksi sembur alam, untuk memproduksikan minyak
dilakukan dengan memanfaatkan energi alamiah reservoir dan tanpa
menggunakan peralatan pembantu untuk mengangkat minyak dari dalam
reservoir sampai ke permukaan. Usaha yang harus dilakukan untuk mengambil
cadangan secara maksimal adalah dengan menganalisa performance dari sumur
yang hasilnya berguna untuk menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai.
Gambar 3. Well Head Sumur Sembur Alam
II.3.2. Metode Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift)
Selama berlangsungnya produksi tekanan reservoir akan mengalami
penurunan. Bila pada suatu saat tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi untuk
mengalirkan minyak sampai permukaan atau laju aliran yang dihasilkan sudah
sangat tidak ekonomis lagi, maka untuk mengangkat minyak dari dasar sumur
digunakan cara yang disebut pengangkatan buatan atau artificial lift.
Ada beberapa metode dalam artificial lift ini, di antaranya adalah gas lift,
Sucker Rod Pump (SRP) dan Electrical Submersible Pump (ESP). Yang paling
banyak digunakan saat ini oleh PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau adalah ESP
dan SRP.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
6
A. Electrical Submersible Pump (ESP)
Electric Submersible Pump (ESP) adalah pompa yang dimasukkan ke
dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara
pengangkatan buatan dan digerakkan oleh motor listrik. Peralatan pompa listrik
submersible terdiri dari pompa sentrifugal, protector dan motor listrik. Unit ini
ditenggelamkan di cairan, disambung dengan tubing dan motornya
dihubungkan dengan kabel ke permukaan yaitu dengan switchboard dan
transformator.
Gambar 4. Sumur dan Bagian-Bagian Pompa ESP
B. Pompa Angguk (Sucker Rod Pump)
Pompa angguk adalah merupakan salah satu metode pengangkatan di
mana untuk mengangkat minyak dari dalam sumur ke permukaan digunakan
pompa dengan rod (tangkai pompa).
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
7
Gambar 5. Sumur dengan SRP
Pompa angguk dipakai untuk sumur-sumur lurus dan vertikal. Pompa
angguk (sucker rod) sangat dikenal di lapangan karena menyesuaikan terhadap
fluktuasi laju aliran produksi, tidak mudah rusak, mudah diperbaiki, biaya
operasi dan biaya perawatan relatif lebih murah.
II.4. Operasi Produksi
Kegiatan operasi produksi minyak mentah PT. Pertamina EP Asset 2 Field
Limau dilakukan mulai dari sumur-sumur di lapangan hingga pemisahannya di
berbagai fasilitas yang tersedia.
Stasiun Pengumpul (SP) merupakan fasilitas untuk memisahkan minyak
mentah (crude oil) dengan komponen air dan gas dari fluida produksi yang dialirkan
langsung dari sumur produksi. Minyak mentah yang telah dipisahkan dari air dan
gas kemudian dialirkan ke Stasiun Pengumpul Utama (SPU) yang selanjutnya
ditampung di Pusat Pengumpulan Produksi (PPP). Sebelum dialirkan ke PPP,
minyak mentah dipisahkan lagi di SPU supaya kadar airnya (water cut) tidak
melebihi batas maksimum, yaitu 0,5%. Jika kadar air dalam minyak mentah masih
cukup banyak (≥ 0,5%) maka harus dipisahkan lagi di dalam wash tank.
Minyak mentah yang ditampung di PPP akan dikirimkan ke Refinery Unit
Plaju untuk diolah lebih lanjut. Sementara itu, air hasil pemisahan di SP dan SPU
akan ditreatment untuk dijadikan sebagai air injeksi. Fasilitas yang mengolah air
injeksi ini adalah Water Injection Plant (WIP) yang ada di SPU dan setiap SP.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
8
Sedangkan gas yang telah dipisahkan di SP kemudian dialirkan ke Stasiun
Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar.
Gambar 6. Bagan Laju Alir Produksi Crude Oil Field Limau
II.4.1. Stasiun Pengumpul (SP)
PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau memiliki 7 Stasiun Pengumpul (SP),
antara lain SP 2 di blok Limau Barat; SP 3 di blok Limau Tengah; SP 8, SP 11 dan
SP Niru di blok Niru; SP Belimbing di blok Belimbing; dan SP Karangan di blok
Karangan. Stasiun Pengumpul merupakan fasilitas untuk memisahkan minyak
mentah (crude oil) dengan komponen air dan gas dari fluida produksi yang
dialirkan langsung dari sumur produksi.
Fluida produksi dari beberapa sumur masuk ke SP melalui header manifold,
fungsinya adalah untuk menyeragamkan aliran. Selanjutnya fluida dialirkan ke
separator untuk dipisahkan cairan dan gasnya. Minyak mentah yang masih
bercampur dengan air hasil pemisahan oleh separator dimasukkan ke dalam wash
tank untuk dipisahkan lagi. Minyak mentah yang sudah terpisah dengan air akan
masuk ke tangki produksi selanjutnya dialirkan menuju SPU. Ssedangkan air
tersebut masuk ke skim tank untuk diolah dan dijadikan sebagai air injeksi.
Hasil atas separator yang berupa gas masuk ke dalam scrubber, selanjutnya
dikirimkan ke Stasiun Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar.
Berikut adalah bagan laju alir Stasiun Pengumpul.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
9
Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul
II.4.2. Stasiun Pengumpul Utama (SPU)
Stasiun Pengumpul Utama merupakan tempat semua minyak mentah yang
telah dipisahkan di berbagai SP dikumpulkan. Minyak hasil pemisahan di SP
masih banyak mengandung air sehingga perlu dipisahkan lagi di SPU. Karena itu
di SPU hanya terdapat fasilitas pemisahan minyak dan air.
Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul Utama
Minyak dari SP yang masih mengandung air cukup banyak masuk ke SPU
melalui header dan langsung masuk ke wash tank. Di dalam wash tank terjadi
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
10
pemisahan lagi antara minyak dan air. Setelah dipisahkan, minyak masuk ke tangki
produksi sedangkan air masuk ke skim tank dan water storage tank.
Di dalam SPU terdapat sebuah laboratorium sederhana yang digunakan
untuk menentukan kadar air dalam minyak dari tangki produksi. Batas maksimum
kandungan air yang diijinkan adalah 0,5 %. Apabila kadar air dalam minyak
melebihi 0,5 % maka minyak mentah belum bisa dikirmkan ke Pusat Pengumpulan
Produksi (PPP).
II.4.3. Stasiun Kompresor Gas (SKG)
Stasiun Kompresor Gas adalah fasilitas pengolahan gas dari fluida
produksi. Tepatnya gas hasil pemisahan dari SP diolah di sini. Sebelum dijadikan
bahan bakar, gas tersebut harus kering karena kondisinya masih mengandung
banyak cairan. Jika tidak dipisahkan atau dikeringkan terlebih dahulu dan langsung
dipakai untuk bahan bakar, mesin dapat mengalami kerusakan. Gas yang masih
basah dapat menyebabkan korosi pada mesin.
Gambar 9. Diagram Alir Stasiun Kompresor Gas
Gas dari SP masuk ke scrubber LP, di mana tekanannya kurang lebih 40
psi. Di dalam scrubber LP gas mengalami pemisahan dengan cairan yang terbawa,
kemudian gas yang lebih kering ditampung dalam tangki. Selanjutnya gas tersebut
dikompresi menggunakan kompresor bertingkat sehingga tekanannya menjadi
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
11
lebih besar, yaitu kurang lebih 500 psi. Setelah dikompresi kemudian gas dialirkan
ke scrubber HP untuk menjamin bahwa gas tersebut benar-benar kering dan bisa
digunakan untuk fuel engine. Gas yang telah ditreatment di SKG akan
dikembalikan ke SP untuk fuel engine dan ke sumur-sumur sebagai fuel engine
untuk menjalankan Electrical Submersible Pump dan Sucker Rod Pump.
II.4.4. Water Injection Plant (WIP)
Fasilitas ini merupakan pengolahan air brine dari fluida produksi yang
berada di Stasiun Pengumpul. Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, air yang
sudah terpisah dengan minyak di dalam wash tank akan masuk ke skim tank. Di
dalam skim tank, air brine yang bercampur dengan kotoran ditampung. Kemudian
air tersebut disaring dengan dilewatkan pada media filter. Air bersih dari media
filter disaring lagi menggunakan catridge filter yang ukuran filternya lebih kecil
dari media filter, yaitu 10 mikron. Sedangkan sebagian air dari media filter yang
masih kotor akan masuk ke backwash tank untuk dikembalikan ke dalam skim
tank. Hasil penyaringan dengan catridge filter kemudian ditampung di dalam
water storage tank. Selanjutnya air brine siap dipompa ke sumur injeksi untuk
dikambalikan ke dalam bumi.
Gambar 10. Diagram Alir Water Injection Plant
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
12
BAB III
TUGAS KHUSUS
MENENTUKAN KECENDERUNGAN PEMBENTUKAN SCALE DENGAN
SIMULASI SCALE TENDENCY DAN METODE STIFF-DAVIS PADA
SUMUR PRODUKSI BELIMBING-XX
III.1. Latar Belakang
Dalam kegiatan produksi, suatu sumur minyak akan menghasilkan air,
minyak, dan gas. Ketiganya mengalir dari reservoir menuju permukaan melalui
peralatan sub surface kemudian menuju ke peralatan surface melalui flowline ke
stasiun pengumpul. Adanya friksi antara fluida dengan dinding pada flowline
selama aliran fluida, dapat mengakibatkan perubahan tekanan dan laju alir fluida.
Dari fenomena tersebut, dapat menyebabkan terjadinya endapan di dinding pipa
dan menyebabkan terganggunya aliran karena pengecilan diameter dalam (inside
diameter) pipa. Masalah produksi ini umumnya terjadi baik pada bagian sub surface
maupun surface facilities di suatu lapangan minyak, di antaranya adalah masalah
scale, korosi, emulsi, dan lainnya.
Untuk masalah scale, terbentuk dari adanya senyawa ion-ion baik kation
maupun anion yang terbawa oleh air formasi selama sumur berproduksi. Dengan
meningkatnya water cut, adanya perubahan tekanan dan temperatur akan
mempercepat terjadinya pembentukan endapan. Masalah ini harus ditangani secara
efektif dan efisien, karena jika tidak akan mengganggu kinerja produksi minyak dan
mengurangi reliabilitas dari surface facilities itu sendiri.
Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk
pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak
bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO4.
Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Akibat dari pembentukan Scale pada
operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat
tersumbatnya pompa, valve, fitting, dan aliran.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
13
Penyebab terbentuknya deposit scale adalah terdapatnya senyawa-senyawa
tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada keadaan
kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan senyawa-
senyawa pembentuk scale ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur, konsentrasi
ion-ion lain dan gas terlarut). Untuk mengidentifikasi jenis scale yang terbentuk
dapat dilakukan melalui perhitungan dari kecenderungan terbentuknya scale yang
dinyatakan dengan Scaling Index. Perhitungan tersebut dapat dilakukan dengan
menggunakan metode Stiff-Davis atau dengan bantuan simulasi Scaling Tendency
menggunakan OLI ScaleChem 4.0.
Setelah diindikasikan jenis scale yang terbentuk di sumur produksi tersebut,
direncanakan langkah preventif dengan melakukan injeksi scale inhibitor pada titik
di mana scale mulai terbentuk.
III.2. Tujuan
Pelaksanaan tugas khusus ini bertujuan untuk mengidentifikasi jenis scale
yang dominan terbentuk dari suatu sumur produksi dan upaya mengurangi
pembentukannya.
III.3. Ruang Lingkup
Ruang lingkup dari tugas ini adalah perhitungan Scale Tendency dan
Stability Index yang dilakukan berdasarkan pada data-data yang diperoleh dari
sumur produksi Belimbing-XX.
III.4. Tinjauan Pustaka
III.4.1. Scale
A. Pengertian
Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk
pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi
minyak bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan
MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO3 adalah jenis
scale yang paling sering ditemui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
14
pembentukan scale pada operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya
produktivitas sumur akibat tersumbatnya lubang perforasi, pompa, dan peralatan
produksi lainnya.
Scale merupakan endapan yang terbentuk dari proses kristalisasi dan
pengendapan mineral yang terkandung dalam air formasi. Pembentukan scale
biasanya terjadi pada bidang-bidang yang bersentuhan secara langsung dengan air
formasi selama proses produksi, seperti pada matrik dan rekahan formasi, lubang
sumur, rangkaian pompa dalam sumur (downhole pump), pipa produksi, pipa
selubung, pipa alir, serta peralatan produksi di permukaan (surface facilities).
Adanya endapan scale pada peralatan di atas, dapat menghambat aliran
fluida baik dalam formasi, lubang sumur maupun pada pipa-pipa di permukaan.
Pada matriks formasi, endapan scale akan menyumbat aliran dan menurunkan
permeabilitas batuan. Sedangkan pada pipa, hambatan aliran terjadi karena
adanya penyempitan volume alir fluida serta penambahan kekasaran permukaan
pipa bagian dalam.
Penampang Pipa
Endapan Scale
Scale
Aliran Air
Matriks Batuan Minyak
A
B
Gambar 8. Ilustrasi Endapan Scale pada Pipa (A) dan Matriks Formasi (B)
(Sari, 2011)
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
15
B. Jenis Scale
Senyawa-senyawa yang berbentuk padatan dan mempunyai
kecenderungan untuk membentuk endapan scale antara lain adalah kalsium
karbonat (CaCO3), gipsum atau kalsium sulfat (CaSO4.2H2O), dan barium sulfat
(BaSO4). Endapan scale yang lain adalah stronsium sulfat (SrSO4) yang
mempunyai intensitas pembentukan rendah dan kalsium sulfat (CaSO4), yang
biasa terbentuk pada peralatan pemanas, yaitu boiler dan heater trater, serta scale
dengan komponen besi, seperti besi karbonat (FeCO3), besi sulfida (FeS) dan besi
oksida (Fe2O3).
Dari sekian banyak jenis scale yang dapat terbentuk, hanya sebagian kecil yang
sering kali dijumpai pada industri perminyakan.
Tabel 3. Endapan Scale yang Umum Terdapat di Lapangan Minyak
Jenis Scale Rumus Kimia Faktor yang Berpengaruh
Kalsium Karbonat
(Kalsit) CaCO3
• Penurunan tekanan (CO2)
• Perubahan temperatur
• Kandungan garam terlarut
• Perubahan keasaman (pH)
Kalsium Sulfat
Gypsum
CaSO4
CaSO4 . 2H2O
• Perubahan tekanan dan
temperatur
• Kandungan garam terlarut
Barium Sulfate
Strontium Sulfate
BaSO4
SrSO4
• Perubahan tekanan dan
temperatur
• Kandungan garam terlarut
Besi Karbonat
Sulfida Besi
Ferrous Hydroxide
Ferric Hydroxide
Oksida Besi
FeCO3
FeS
Fe(OH)2
Fe(OH)3
Fe2O3
• Korosi
• Kandungan gas terlarut
• Derajat keasaman (pH)
(Harberg, 1992)
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
16
C. Mekanisme Pembentukan Scale
Faktor utama yang berpengaruh terhadap pembentukan, pertumbuhan
kristal serta pengendapan scale antara lain adalah perubahan kondisi reservoir
(penurunan tekanan reservoir dan perubahan temperatur), pencampuran dua jenis
fluida yang mempunyai susunan mineral tidak sesuai, adanya supersaturasi,
penguapan (akibat dari perubahan konsentrasi), pengadukan (agitasi, pengaruh
dari turbulensi), waktu kontak antara padatan dengan permukaan media
pengendapan serta perubahan pH.
Mekanisme pembentukan endapan scale berkaitan erat dengan komposisi
air di dalam formasi. Secara umum, air mengandung ion-ion terlarut, baik itu
berupa kation (Na+, Ca2+, Mg2+, Ba2+, Sr2+ dan Fe3+), maupun anion (Cl-, HCO3-,
SO42-dan CO3
2-). Kation dan anion yang terlarut dalam air akan membentuk
senyawa yang mengakibatkan terjadinya proses dilarutkan dalam zat pelarut pada
kondisi fisik tertentu. Proses terlarutnya ion-ion dalam air formasi merupakan
fungsi dari tekanan, temperatur serta waktu kontak (contact time) antara air
dengan media pembentukan. Air mempunyai batas kemampuan dalam menjaga
senyawa ion-ion tersebut tetap dalam larutan, sehingga pada kondisi tekanan dan
temperatur tertentu, dimana harga kelarutan terlampaui, maka senyawa tersebut
tidak akan terlarut lagi, melainkan terpisah dari pelarutnya dalam bentuk padatan.
Dalam proses produksi, perubahan kelarutan terjadi seiring dengan
penurunan tekanan dan perubahan temperatur selama produksi. Perubahan angka
kelarutan pada tiap zat terlarut dalam air formasi akan menyebabkan
terganggunya keseimbangan dalam air formasi, sehingga akan terjadi reaksi kimia
antara ion positif (kation) dan ion negatif (anion) dengan membentuk senyawa
endapan yang berupa kristal.
Dari penjelasan di atas, kondisi-kondisi yang mendukung pembentukan
dan pengendapan scale antara lain adalah sebagai berikut :
Air mengandung ion-ion yang memiliki kecenderungan untuk membentuk
senyawa-senyawa yang mempunyai angka kelarutan rendah.
Adanya perubahan kondisi fisik atau komposisi air yang akan menurunkan
kelarutan lebih rendah dari konsentrasi yang ada.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
17
Kenaikan temperatur akan menyebabkan terjadinya proses penguapan,
sehingga akan terjadi perubahan kelarutan.
Air formasi yang mempunyai derajat keasaman (pH) besar akan mempercepat
terbentuknya endapan scale.
Pengendapan scale akan meningkat dengan lamanya waktu kontak dan ini
akan mengarah pada pembentukan scale yang lebih padat dan keras.
Proses pembentukan endapan scale dapat dikategorikan dalam tiga
tahapan pokok, yaitu:
1. Tahap Pembentukan Inti (Nukleasi)
Pada tahap ini ion-ion yang terkandung dalam air formasi akan mengalami
reaksi kimia untuk membentuk inti kristal. Inti kristal yang terbentuk sangat
halus sehingga tidak akan mengendap dalam proses aliran.
2. Tahap Pertumbuhan Inti
Pada tahap pertumbuhan inti kristal akan menarik molekul-molekul yang lain,
sehingga inti akan tumbuh menjadi butiran yang lebih besar, dengan diameter
0,001 – 0,1 μ (ukuran koloid), kemudian tumbuh lagi sampai diameter 0,1 –
10 μ (kristal halus). Kristal akan mulai mengendap saat pertumbuhannya
mencapai diameter > 10 μ (kristal kasar).
3. Tahap Pengendapan
Kecepatan pengendapan kristal dipengaruhi oleh ukuran dan berat jenis kristal
yang membesar pada tahap sebelumnya. Selain itu proses pengendapan juga
dipengaruhi oleh aliran fluida pembawa, dimana kristal akan mengendap
apabila kecepatan pengendapan lebih besar dari kecepatan aliran fluida.
(Siswoyo, 2005)
C. Komposisi Kimia dan Sifat Fisik Air Formasi
Karakteristik air formasi yang perlu diketahui adalah komposisi kimia
serta sifat fisik dari air formasi tersebut. Air formasi biasanya mengandung
sejumlah zat (impuritis) yang terbentuk sebagai akibat dari kontak antara air
tersebut dengan batuan formasi. Selain itu, air formasi juga mengandung padatan
yang berbentuk suspensi serta gas terlarut. Karakteristik air formasi secara garis
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
18
besar dipengaruhi oleh keberadaan komponen-komponen tersebut, serta
fenomena yang terjadi pada komponen-komponen tersebut berkaitan dengan
adanya perubahan kondisi reservoir.
Scale terbentuk pada sistem air yang memiliki komponen utama yang
harus diketahui antara lain adalah ion-ion yang terkandung di dalam air, serta sifat
fisik air yang berhubungan dengan proses pembentukan scale. Tabel 1 berikut ini
menunjukkan komponen utama dan sifat fisik dari air formasi, sedangkan pada
Tabel 2 menunjukkan sifat fisik air dalam keadaan murni.
Tabel 1. Komponen Utama dan Sifat Fisik Air Formasi
Ion-Ion Sifat Lainnya
Kation
Kalsium (Ca)
Magnesium (Mg)
Natrium (Na)
Besi (Fe)
Barium (Ba)
Stronsium (Sr)
Anion
Klorida (Cl)
Karbonat (CO3)
Bikarbonat (HCO3)
Sulfat (SO4)
Keasaman (pH)
Padatan tersuspensi
Temperatur
Specific Gravity
Gas terlarut, oksigen,
karbondioksida
Sulfida (pada H2S)
Populasi bakteri
Kandungan minyak
(William, 1990)
Tabel 2. Sifat Fisik Air Murni
Berat molekul
Densitas (4 oC)
Titik beku
Titik didih
18 gr/mol
1 gr/ml
0 oC
100 oC
(Perry, 1997)
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
19
E. Scale Kalsium Karbonat (CaCO3)
Scale kalsium karbonat merupakan endapan senyawa CaCO3 (kalsit) yang
terbentuk dari hasil reaksi antara ion kalsium (Ca) dengan ion karbonat (CO32-)
ataupun dengan ion bikarbonat (HCO3-), dengan reaksi pembentukan sebagai
berikut:
Ca 2+ + CO3 2- CaCO3
Ca 2+ + 2(HCO3 -) CaCO3 + CO2 + H2O
Kondisi yang mempengaruhi pembentukan scale kalsium karbonat antara
lain adalah perubahan kondisi reservoir (tekanan dan temperatur), alkalinitas air,
serta kandungan garam terlarut, dimana kecenderungan terbentuknya scale
kalsium karbonat akan meningkat dengan:
meningkatnya temperatur
penurunan tekanan parsial CO2
peningkatan pH
penurunan kandungan gas terlarut secara keseluruhan
Selain hal-hal yang telah disebutkan di atas, turbulensi aliran dan lamanya
waktu kontak (contact time) juga berpengaruh terhadap kecepatan pengendapan
dan tingkat kekerasan kristal yang terbentuk.
(Siswoyo, 2005)
F. Faktor yang Mempengaruhi Pembentukan Scale Kalsium Karbonat
1. Pengaruh CO2
Keberadaan CO2 dalam air akan meningkatkan kelarutan CaCO3 dalam
air. Pada waktu CO2 terlarut dalam air, senyawa tersebut akan membentuk asam
karbonat, dengan reaksi ionisasi sebagai berikut:
CO2 + H2O H2CO3
H2CO3 H+ + HCO3-
HCO3- H+ + CO3
2-
Pengaruh lain CO2 adalah meningkatnya tekanan dalam sistem, yang
besarnya dipengaruhi oleh tekanan parsial CO2. Besarnya tekanan parsial CO2
sendiri sebanding dengan fraksi mol CO2 dalam gas dikalikan dengan tekanan
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
20
total dalam sistem. Apabila terdapat perubahan tekanan dalam sistem maka
jumlah CO2 yang larut dalam air akan semakin banyak, sesuai dengan reaksi
sebagai berikut :
Ca(HCO3)2 (l) ↔ H2O (l) + CO2 (l) + CaCO3 (s)
Apabila konsentrasi CO2 dalam larutan bertambah, maka reaksi di atas
akan bergeser ke kiri dan air akan menjadi lebih asam (pH turun) serta
pembentukan CaCO3 akan berkurang. Sedangkan apabila tekanan dalam sistem
turun, maka CO2 akan terbebaskan dari larutan. Pada kondisi yang demikian,
tekanan parsial CO2 akan berkurang, sehingga reaksi akan bergeser ke arah
kanan, yang menyebabkan pH air akan meningkat dan terjadi pengendapan
CaCO3. Besarnya kelarutan CaCO3 akan bertambah dengan meningkatnya
tekanan parsial CO2, di mana pengaruh tersebut akan berkurang dengan adanya
kenaikan temperatur, seperti yang terlihat pada Gambar 9.
0
20
40
60
80
100
120
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5
20o
40
o
80
o
100
o
10o
60
o
Kelarutan CaCO (gr/lt)3
Teka
na
n P
artia
l C
O (
ba
rs)
2
Gambar 9. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap Kelarutan CaCO3 pada
Berbagai Temperatur
(Sari, 2011)
2. Pengaruh Temperatur
Kelarutan kalsium karbonat akan semakin berkurang dengan
bertambahnya temperatur, sehingga semakin besar temperatur air maka tingkat
kecenderungan terbentuknya scale CaCO3 akan semakin besar. Pengaruh
tersebut dapat dilihat pada Gambar 10.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
21
Gambar 10. Pengaruh Temperatur Terhadap Kelarutan Kalsium Karbonat
(Sari, 2011)
Pengaruh tersebut dapat terjadi karena kenaikan temperatur air akan
menyebabkan adanya penguapan sehingga jumlah air akan berkurang, sehingga
berdasarkan reaksi di atas maka reaksi akan bergeser ke arah kanan dan scale
kalsium karbonat akan terbentuk.
3. Pengaruh pH
Kandungan CO2 dalam air akan berpengaruh terhadap pH air sehingga
akan mempengaruhi kelarutan CaCO3. Apabila pH air meningkat, maka
semakin besar pula kecenderungan terbentuknya scale kalsium karbonat,
demikian juga sebaliknya, semakin rendah harga pH air, kecenderungan
tersebut akan semakin kecil.
4,2
4,1
4,0
3,9
3,8
3,7
3,6
3,50 0,5 1,0 1,5 2.0
Tekanan Partial CO (bars)2
De
raja
t Ke
asa
ma
n,
pH
15o
25o
40o
Gambar 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air
(Sari, 2011)
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
22
4. Pengaruh Garam Terlarut
Kadar kelarutan CaCO3 akan meningkat dengan bertambahnya
kandungan garam terlarut dalam air, tetapi apabila garam-garam tersebut sudah
mencapai batas kelarutannya, yaitu suatu kondisi dimana hasil kali kelarutan
zat-zat semula sama dengan hasil kali kelarutan zat-zat yang terbentuk, maka
kadar kelarutan CaCO3 akan menurun.
5. Pressure Drop
Data pressure drop dapat mengindikasikan ada tidaknya scale di
sepanjang aliran produksi. Dari analisis pressure drop pada sistem sumur dan
peralatan permukaan, dapat menunjukkan bahwa terjadi perubahan tekanan
yang berelasi terhadap perubahan laju alir pada wellhead, sebelum dan sesudah
penggantian flowline ataupun sebelum dan sesudah acid job.
Pengamatan ini bertujuan untuk mengetahui adanya perubahan tekanan
antara wellhead (flowline upstream) dan manifold (flowline downstream).
Apabila ada kecenderungan meningkatnya pressure drop dan penurunan laju
alir produksi, maka diindikasikan adanya scale yang terbentuk pada pipa tubing
maupun flowline. Hal ini dapat disebabkan karena adanya penumpukan endapan
di dinding pipa yang menyebabkan inside diameter (ID) pipa mengecil,
sehingga menyebabkan penurunan aliran laju produksi akibat naiknya pressure
drop.
(Harberg, 1992)
G. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale
Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha preventif yang dilakukan
sebelum terbentuknya endapan scale. Pada kenyataannya proses pembentukan
scale sama sekali tidak dapat dicegah, sehingga upaya yang dilakukan semata-
mata hanyalah meminimalisir pembentukan dan terutama pengendapan scale,
sehingga permasalahan yang terjadi sebagai akibat dari pengendapan tersebut
dapat dicegah dan diminimalisir. Salah satu cara untuk mencegah terjadinya scale
yaitu dengan cara menjaga kation-kation pembentuk scale tetap berada dalam
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
23
larutannya. Zat-zat kimia yang ditambahkan dalam air berfungsi sebagai
pencegah terbentuknya scale (scale inhibitor) di dalam larutan tersebut.
Scale inhibitor merupakan suatu bahan kimia yang berfungsi untuk
menjaga anion-kation pembentuk scale tetap berada dalam larutannya. Untuk
memenuhi kebutuhan tersebut, diperlukan kecepatan injeksi yang didasarkan
pada jumlah produksi fluida total dan bahan kimianya yang harus dipompakan
sedemikian rupa, sehingga konsentrasinya tidak kurang dari batas minimum yang
diijinkan dan dosis yang digunakan. Setelah penentuan jenis scale inhibitor, perlu
diperhatikan beberapa hal berikut agar diperoleh hasil yang maksimal, yaitu:
a. Scale inhibitor harus ditambahkan pada titik dimana kristal scale mulai
terbentuk. Ini berarti bahwa inhibitor harus diinjeksikan pada upstream area
yang bermasalah. Dalam hal ini adalah pada sumur produksi.
b. Scale inhibitor harus diinjeksikan secara kontinyu agar selalu mencegah
terbentuknya kristal scale dalam air terproduksi.
(Nasiruddin, 2013)
III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Terbentuk
A. Simulasi Scale Tendency Menggunakan Software
Dalam memprediksi pengendapan scale dapat menggunakan program
simulasi yaitu OLI ScaleChem 4.0. Software ini memerlukan dua jenis analisa,
yaitu brine (air formasi) dan gas. Setiap jenis analisa harus saling berhubungan.
Brine yang digunakan bisa merupakan air permukaan, air injeksi, air formasi,
atau air produksi. Komposisi brine yang dimasukkan adalah konsentrasi ion
yang terkandung di dalamnya. Selain itu, pH air, densitas, dan alkalinitas juga
ditentukan.
Simulasi prediksi pembentukan scale dimulai dengan memasukkan data
sumur dan kondisi fluida reservoir, di antaranya adalah :
1. Konsentrasi kation dan anion yang terdapat dalam air formasi
2. pH air formasi
3. Kedalaman sumur
4. Tipe batuan
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
24
5. Produksi minyak, gas, dan air
6. Temperatur, baik Bottom Hole Temperature (BHT) maupun Well Head
Temperature (WHT)
7. Tekanan, baik Bottom Hole Pressure (BHP) maupun Well Head Pressure
(WHP)
Hasil running software tersebut menghasilkan suatu data Scale Index
dan prediksi pembentukan scale dari suatu sumur pada temperatur dan tekanan
tertentu. Setelah data-data tersebut diketahui, dapat ditentukan jenis scale yang
terbentuk dan dapat diperkirakan pada rentang temperatur dan tekanan di mana
scale terbentuk sehingga membantu dalam menyusun langkah pencegahannya.
B. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale
Metode Stiff-Davis
Stiff-Davis telah mengembangkan metode analisa air formasi untuk
dapat digunakan pada air garam (brine), yaitu dengan cara memasukkan
parameter kekuatan ion (ionic strength, µ) sebagai koreksi terhadap total
konsentrasi garam dan temperatur.
Untuk mempermudah perhitungan ionic strength, digunakan tabel
faktor konversi untuk mengkonversikan hasil dari analisis contoh air formasi ke
ionic strength, yang merupakan jumlah dari hasil perkalian antara masing-
masing konsentrasi ion dengan faktor konversi.
µ = [ion] x faktor konversi … (1)
Nilai faktor konversi masing-masing ion dapat dilihat pada Tabel 3.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
25
Tabel 3. Faktor Konversi Perhitungan Ionic Strength
Ion Faktor Konversi Ionic Strength
dari ppm dari meq/l
Na+
Ca2+
Mg2+
Fe3+
Cl-
HCO3-
SO42-
CO32-
2,20 x 10-5
5,00 x 10-5
8,20 x 10-5
8,10 x 10-5
1,40 x 10-5
0,82 x 10-5
2,10 x 10-5
3,30 x 10-5
5,00 x 10-4
1,00 x 10-3
1,00 x 10-3
1,50 x 10-3
5,00 x 10-4
5,00 x 10-4
1,00 x 10-3
1,00 x 10-3
Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale CaCO3, Stiff-
Davis menggunakan harga indeks stabilitas sistem (Stability Index, SI)
berdasarkan persamaan berikut:
SI = pH – K – pCa – pAlk … (2)
dimana:
pH = pH air sampel
K = konstanta yang merupakan fungsi dari komposisi, salinitas dan suhu air
(harga K diperoleh dari grafik hubungan antara ionic strength dan
temperatur pada Gambar 11)
pCa = ukuran konsentrasi Ca2+
pAlk = ukuran konsentrasi alkalinitas (CO32- dan HCO3
-)
Sedangkan harga pCa dan pAlk ditentukan dengan menggunakan
persamaan-persamaan sebagai berikut:
pCa = log (1
mol Ca2+
liter
) … (3)
pAlk = log (1
equivalent total alkalinity
liter
) … (4)
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
26
Untuk menentukan harga SI dengan persamaan-persamaan di atas, maka
terlebih dahulu harus diketahui data-data mengenai konsentrasi ion-ion Na+,
Ca2+, Mg2+, Cl-, CO32-, HCO3
- dan SO42- serta pH dan temperatur air.
Gambar 12. Nilai K Pada Berbagai Suhu dan Kekuatan Ion
Kelemahan mencari harga K menggunakan grafik adalah hasil yang
diperoleh kurang akurat. Karena garis suhu pada grafik terbatas dari 0 – 100 °C
dengan interval 10 °C. Sebagai alternatif, harga K bisa ditentukan menggunakan
tabel konversi Value of "K" at Ionic Strength for CaCO3 yang terlampir.
Besarnya harga K tergantung pada temperatur dan konsentrasi total
garam dan air. Adanya kandungan garam terlarut yang berbeda akan
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
27
mempengaruhi harga K. Pada air brine khususnya dalam air formasi, pengaruh
tersebut harus diperhitungkan yaitu dengan memasukkan parameter kekuatan
ion sebagai koreksi terhadap total konsentrasi garam temperatur.
Selain perhitungan menggunakan persamaan-persamaan di atas, harga
pCa dan pAlk dapat ditentukan dengan grafik pada Gambar 13 berikut.
Gambar 13. Grafik Penentuan Harga pCa dan pAlk
Metode Stiff-Davis akan memberikan hasil yang maksimal apabila data
pH air yang digunakan merupakan data yang akurat. Perkiraan kecenderungan
pembentukan scale kalsium karbonat ditentukan berdasarkan harga SI dengan
ketentuan sebagai berikut:
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
28
- Jika SI < 0 (negatif), maka sistem tidak terjenuhi oleh CaCO3 dan scale
cenderung tidak terbentuk.
- Jika SI > 0 (positif), maka sistem telah terjenuhi oleh CaCO3 dan terdapat
kecenderungan pengendapan scale.
- Jika SI = 0 maka sistem berada pada titik jenuh (saturation point) dan scale
tidak akan terbentuk.
Di bawah ini merupakan tahapan penentuan Stability Index (SI) dengan
menggunakan metode Stiff-Davis.
Gambar 14. Langkah Analisa Scale Tendency dengan Metode Stiff-Davis
Berdasarkan data hasil analisis air formasi sumur produksi Belimbing-
XX dapat diperoleh harga kekuatan ion. Nilai total kekuatan ion kemudian
Konsentrasi ion dan
valensi ion
Kekuatan ion (µ) dan
temperatur
Diperoleh nilai K
Didapat Stability Index
dengan persamaan:
SI = pH – K – pCa – pAlk
SI (-) : Kecenderungan tidak
terbentuk scale
Konversi [Ca2+] ke pCa
dan [Alk] ke pAlk
SI (+) : Kecenderungan
terbentuk scale
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
29
digunakan untuk mencari harga K menggunakan grafik pada Gambar 12, atau
bisa juga menggunakan tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 yang
terlampir sesuai dengan temperatur air brine. Sedangkan harga pCa dan pAlk
dihitung menggunakan persamaan yang telah dijelaskan di atas, atau bisa
menggunakan bantuan grafik pada Gambar 13 dengan memasukkan konsentrasi
ion Ca2+ dalam mg/liter untuk harga pCa dan total konsentrasi alkali (CO32- dan
HCO3-) untuk harga pAlk.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
30
BAB IV
PEMBAHASAN
IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan OLI ScaleChem 4.0
Data yang diperlukan untuk mengoperasikan program simulasi tersebut
yaitu data sumur yang ingin ditinjau dan data hasil analisis air brine dan gas dari
sumur tersebut. Berikut data-data dari sumur produksi Belimbing-XX.
Tabel 4. Data Sumur Produksi Belimbing-XX
Field
Well
Belimbing
Belimbing-XX
Sonolog Update Field Limau (16 Maret 2015)
Measurement Depth (m)
Perfo (m)
Bottom Hole Temperature (°F)
Top Hole Temperature (°F)
Bottom Hole Pressure (Psi)
Top Hole Pressure (Psi)
Gradient Flowing (Psi/ft)
1560
1481
237,2
155
1902,8
482,2
1,328
Fluid and Gas Production (9 April 2015)
Well Head Temperature (°F)
Gross (BFPD)
Nett (BOPD)
Gas (MSCFD)
155
1592
167
2
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
31
Gambar 15. Data Air Brine dan Gas Sumur Produksi Belimbing-XX
Data tersebut digunakan dalam simulasi Scale Tendency menggunakan OLI
ScaleChem 4.0 di mana hasil running nya berupa data Scaling Index dan prediksi
pembentukan scale dari sumur Belimbing-XX pada temperatur dan tekanan tertentu.
Temperatur dan tekanan yang digunakan sebagai input dalam program yaitu pada
dasar sumur (reservoir) dan permukaan (well head) dengan pembagian 6 titik.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
32
Setelah dikalkulasi akan menghasilkan nilai Scale Tendency dan Scale Index
sebagai berikut :
Point 1 - pada bagian permukaan (well head)
Temperatur : 155 °F
Tekanan : 482,2 psia
Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 1 (Bagian Well Head)
Nilai Scale Tendency (ST) untuk semua jenis scale yang diprediksi terbentuk
pada bagian well head berharga positif, hal tersebut menunjukkan bahwa air
dalam kondisi lewat jenuh. Sedangkan harga Scale Index dari kelima jenis scale,
hanya scale CaCO3 yang berharga positif, yaitu 1,0975 dengan konsentrasi 240,8
mg/liter. Artinya pada bagian well head ada kecenderungan terbentuk scale
kalsium karbonat.
Point 2
Temperatur : 171,4 °F
Tekanan : 766,32 psia
Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 2
Pada titik di mana kondisi dalam sumur bertemperatur 171,4 °F dengan tekanan
766,32 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar
1,2131 dan konsentrasi endapan CaCO3 sebanyak 251,8 mg/liter.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
33
Point 3
Temperatur : 187,9 °F
Tekanan : 1050 psia
Gambar 18. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 3
Pada titik di mana kondisi dalam sumur bertemperatur 187,9 °F dengan tekanan
1050 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar
1,3319 dan konsentrasi endapan CaCO3 sebanyak 260,3 mg/liter.
Point 4
Temperatur : 204,3 °F
Tekanan : 1334,6 psia
Gambar 19. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 4
Pada titik di mana kondisi dalam sumur bertemperatur 204,3 °F dengan tekanan
1334,6 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar
1,4507 dan konsentrasi endapan CaCO3 sebanyak 268,5 mg/liter.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
34
Point 5
Temperatur : 220,8 °F
Tekanan : 1618,7 psia
Gambar 20. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 5
Pada titik di mana kondisi dalam sumur bertemperatur 220,8 °F dengan tekanan
1618,7 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar
1,5577 dan konsentrasi endapan CaCO3 sebanyak 270,9 mg/liter.
Point 6 - pada bagian reservoir
Temperatur : 237,2 °F
Tekanan : 1902,8 psia
Gambar 21. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 6 (Bagian Reservoir)
Pada bagian dalam sumur (reservoir), dari kelima jenis scale hanya scale
kalsium karbonat (CaCO3) yang memiliki harga Scale Index positif yaitu sebesar
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
35
1,6743 dengan konsentrasi sebesar 273,7 mg/liter. Hal tersebut menunjukkan
bahwa ada kecenderungan terbentuk scale kalsium karbonat (CaCO3) di dalam
reservoir.
Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 kemudian
disajikan dalam bentuk grafik hubungan temperatur dan tekanan dengan
konsentrasi scale CaCO3 yang terbentuk pada sumur produksi Belimbing-XX.
Gambar 22. Hubungan Temperatur Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada
Sumur Produksi Belimbing-XX
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
36
Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada Sumur
Produksi Belimbing-XX
Kenaikan temperatur dan tekanan berbanding lurus dengan bertambahnya
konsetrasi scale CaCO3. Hal ini menunjukkan bahwa air brine dalam keadaan lewat
jenuh sehingga tidak mampu lagi melarutkan ion-ion pembentuk scale. Hasil
simulasi menggunakan OLI ScaleChem 4.0 dapat diketahui jenis scale yang
terbentuk di sumur produksi Belimbing-XX adalah kalsium karbonat (CaCO3).
Konsentrasi endapan CaCO3 paling tinggi, yaitu sebesar 273,666 mg/liter, terdapat
pada kondisi tekanan 1902,8 psia dan temperatur 237,2 °F. Kondisi tersebut
terdapat pada bagian reservoir dari sumur produksi Belimbing-XX. Sedangkan
pada tekanan 482,2 psia dan temperatur 155 °F atau pada bagian well head,
konsentrasi scale CaCO3 sebesar 240,805 mg/liter.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
37
IV.2. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale
Metode Stiff-Davis
Data analisa air formasi di atas bertujuan untuk mengetahui adanya indikasi
terbentuk endapan kalsium karbonat yang secara kuantitatif dapat dihitung dengan
metode Stiff-Davis dengan parameter yang menunjukkan indikasi scale yaitu
Stability Index (SI). Dalam memperkirakan kecenderungan pembentukan scale
CaCO3 dengan metode Stiff-Davis dapat mengunakan harga indeks stabilitas sistem
(Stability Index, SI) berdasarkan persamaan (2).
Dalam menghitung SI menggunakan persamaan (2), perlu diketahui terlebih
dahulu harga total kekuatan ion (µ), K, pCa, dan pAlk.
Menghitung harga total kekuatan ion (µ)
Harga total kekuatan ion diperoleh dari jumlah masing-masing kekuatan ion
yang terkandung dalam air formasi. Hasil perhitungan menggunakan persamaan
(1) adalah sebagai berikut :
Tabel 5. Harga Kekuatan Ion (µ)
Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi Kekuatan Ion
Na+
Ca2+
Mg2+
CO32-
HCO3-
SO42-
Cl-
5103,83
120,00
97,28
90,00
1952,00
28,00
7114,91
2,20 x 10-5
5,00 x 10-5
8,20 x 10-5
3,30 x 10-5
0,82 x 10-5
2,10 x 10-5
1,40 x 10-5
0,1123
0,0060
0,0080
0,0030
0,0160
0,0006
0,0996
Total kekuatan ion 0,2454
Menentukan harga K
Harga K diperoleh dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 dengan
memasukkan nilai total ionic strength (µ) yaitu 0,2454. Pada suhu well head
(155 °F) harga K sebesar 1,7481, sedangkan pada suhu reservoir (237,2 °F)
harga sebesar 0,3129.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
38
Menentukan harga pCa
Harga pCa bisa diperoleh menggunakan persamaan (3) atau bisa juga
menggunakan grafik pada Gambar 13. Data yang diperlukan untuk menghitung
pCa yaitu konsentrasi ion Ca2+ dalam air brine sumur Belimbing-XX yang
besarnya 120 mg/liter. Perhitungan menggunakan persamaan (3) menghasilkan
harga pCa sebesar 2,5243.
Menentukan harga pAlk
Harga pAlk bisa diperoleh menggunakan persamaan (4) atau bisa juga
menggunakan grafik pada Gambar 13. Data yang diperlukan untuk menghitung
pAlk yaitu konsentrasi total alkalinitas yang merupakan jumlah dari konsentrasi
ion CO32- dan HCO3
-. Perhitungan menggunakan persamaan (4) menghasilkan
harga pAlk sebesar 1,475.
Setelah mengetahui harga K, pCa, dan pAlk, maka nilai SI dapat dihitung
menggunakan persamaan (2). Hasil dari perhitungan tersebut diperoleh nilai SI
CaCO3 pada temperatur dan tekanan well head sebesar 1,9126 sedangkan pada
temperatur dan tekanan reservoir sebesar 3,3478. Angka tersebut menunjukkan
adanya indikasi terbentuknya scale kalsium karbonat pada sumur produksi
Belimbing-XX mulai dari dalam reservoir hingga bagian well head. Oleh karena
itu perlu dilakukan upaya pencegahan untuk mengurangi terbentuknya scale
kalsium karbonat.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
39
IV.3. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale
Program pencegahan dilakukan berdasarkan hasil identifikasi jenis dan
lokasi terbentuknya scale. Upaya yang biasa dilakukan adalah dengan
menginjeksikan zat kimia pengontrol scale (scale inhibitor), baik pada formasi
maupun pada pipa-pipa dan peralatan produksi. Zat kimia tersebut bekerja dengan
cara menjaga partikel pembentuk scale tetap dalam larutan, sehingga diharapkan
tidak terjadi pengendapan.
Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency menggunakan software OLI
ScaleChem 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff-Davis, dari beberapa jenis
scale yang kemungkinan bisa terbentuk, dapat diketahui ada kecenderungan
terbentuk scale kalsium karbonat (CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX.
Hasil running dari OLI ScaleChem menunjukkan bahwa endapan CaCO3 paling
banyak terbentuk pada temperatur 237,2 °F dan tekanan 1902,8 psia, di mana
kondisi tersebut terdapat di reservoir. Dengan demikian scale inhibitor harus
diinjeksikan ke dalam reservoir.
Sebagai langkah untuk mengurangi terbentuknya scale di area sumur
produksi Belimbing-XX, dilakukan metode injeksi scale inhibitor yaitu continuous
treatment dengan tipe scale inhibitor yang digunakan adalah natrium polifosfat.
Metode ini dilakukan dengan cara menginjeksikan scale inhibitor melalui annulus
menggunakan chemical injection pump. Dengan langkah tersebut, zat kimia akan
tersembur ke dasar sumur dan dengan segera dapat menjaga kelarutan ion-ion
pembentuk scale. Akibatnya, scale inhibitor bercampur dengan fluida produksi dari
reservoir dan selanjutnya akan terbawa ke atas melalui peralatan-peralatan produksi.
Jumlah scale inhibitor yang diinjeksikan ke dalam sumur Belimbing-XX yaitu
sebanyak 55 GPD (gallon per day).
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
40
BAB V
PENUTUP
V.1. Kesimpulan
1. Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem
4.0, diketahui ada kecenderungan terbentuk scale kalsium karbonat
(CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX.
2. Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 diperoleh
harga Scale Index untuk scale CaCO3 di sumur Belimbing-XX sebagai
berikut :
- Pada bagian well head harga Scale Index CaCO3 sebesar 1,0975 dengan
konsentrasi 240,805 mg/liter.
- Pada reservoir harga Scale Index CaCO3 sebesar 1,6743 dengan
konsentrasi 273,666 mg/liter.
3. Hasil perhitungan Stability Index (SI) menggunakan metode Stiff-Davis
diperoleh harga SI sebagai berikut :
- Pada bagian well head harga SI CaCO3 sebesar 1,9126.
- Pada reservoir harga SI CaCO3 sebesar 3,3478.
4. Hasil simulasi OLI ScaleChem 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff-
Davis menunjukkan bahwa terbentuk scale CaCO3 di dalam sumur
(reservoir) hingga bagian well head.
5. Upaya atau untuk meminimalisir terbentuknya scale CaCO3 dilakukan
dengan menginjeksikan scale inhibitor ke dalam sumur secara kontinyu
(continuous treatment).
V.2. Saran
Scale inhibitor sebaiknya diinjeksikan juga pada flowline yang mengalirkan
fluida produksi dari sumur hingga ke Stasiun Pengumpul. Karena injeksi scale
inhibitor di dalam sumur tidak dapat mencegah terbentuknya scale seluruhnya
sehingga ada kemungkinan ion-ion pembentuk scale terbawa ke atas dan
mengendap di bagian flowline.
Laporan Kerja Praktek
Galang Farizky (121110121)
41
DAFTAR PUSTAKA
Abdassah, Doddy. 1998. Teknik Gas Bumi. Institut Teknologi Bandung.
Brownell, L.E., and Young, E.H. 1959. Process Equipment Design. John Willey &
Sons, Inc: USA.
Harberg, T. Granbakken, D.B. 1992. Scale Formation in Reservoir and Production
Equipment During Oil Recovery. SPE Production Engineering.
http://noezha98.blogspot.com/2011/01/dari-mana-datangnya-minyak-bumi.html
(diakses tanggal 26 April 2015 pukul 11.00 WIB).
http://iatmismmigas.wordpress.com/2013/01/05/artificial-lift/ (diakses tanggal 24
April 2015 pukul 11.00 WIB).
http://mistersukoco.wordpress.com/2011/01/19/dari-mana-datangnya-minyak-
bumi/ (diakses tanggal 26 April 2015 pukul 11.00 WIB).
Nasiruddin, T., M. Baron, dkk. 2013. Tujuh Tahun UBEP LIMAU Unjuk Gigi
Menggenjot Produksi. Pertamina EP UBEP Limau.
OLI System 2010, New Version 4.0. http://www.megaupload.com/?d=359FQRVC
Perry, R.H, and Green, D.W. 1997. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook 7th
Edition. McGraw-Hill Companies: USA.
Rachmat, Sudjati. Reservoir Minyak dan Gas Bumi. Buku Pintar Migas Indonesia.
Komunitas Migas Indonesia.
Sari, P.R. 2011. Studi Penanggulangan Problem Scale dari Near-Wellbore Hingga
Flowline di Lapangan Minyak. Universitas Indonesia.
Siswoyo, K. Erna. 2005. Identifikasi Pembentukan Scale. Jurusan Teknik
Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.
Siswoyo, K. Erna. 2005. Mekanisme Pembentukan dan Jenis Scale. Jurusan Teknik
Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.
Widi, Eko, dkk. 2005. Problem Produksi. Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas
Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.
William D. McCain. 1990. The Properties of Petroleum Fluids, Second Edition.
PennWell Publishing Company. Oklahoma. USA.
Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3
Ionic Strength (µ) 25 °C 60 °C 100 °C
0.01 2.16 - 0.635
0.02 2.2 - 0.64
0.03 2.24 - 0.645
0.04 2.28 1.58 0.65
0.05 2.32 1.61 0.655
0.06 2.36 1.64 0.66
0.07 2.41 1.67 0.665
0.08 2.46 1.7 0.67
0.09 2.5 1.72 0.675
0.1 2.54 1.74 0.68
0.11 2.58 1.76 0.685
0.12 2.6 1.78 0.69
0.13 2.62 1.805 0.695
0.14 2.64 1.83 0.7
0.15 2.66 1.855 0.705
0.16 2.68 1.88 0.71
0.17 2.7 1.895 0.715
0.18 2.72 1.91 0.72
0.181 2.722 1.912 0.7205
0.182 2.724 1.914 0.721
0.183 2.726 1.916 0.7215
0.184 2.728 1.918 0.722
0.185 2.73 1.92 0.7225
0.186 2.732 1.922 0.723
0.187 2.734 1.924 0.7235
0.188 2.736 1.926 0.724
0.189 2.738 1.928 0.7245
0.19 2.74 1.93 0.725
Ionic Strength (µ) 25 °C 60 °C 100 °C
0.191 2.742 1.931 0.7255
0.192 2.744 1.932 0.726
0.193 2.746 1.933 0.7265
0.194 2.748 1.934 0.727
0.195 2.75 1.935 0.7275
0.196 2.752 1.936 0.728
0.197 2.754 1.937 0.7285
0.198 2.756 1.938 0.729
0.199 2.758 1.939 0.7295
0.2 2.76 1.94 0.73
0.201 2.762 1.9415 0.7305
0.202 2.764 1.943 0.731
0.203 2.766 1.9445 0.7315
0.204 2.768 1.946 0.732
0.205 2.77 1.9475 0.7325
0.206 2.772 1.949 0.733
0.207 2.774 1.9505 0.7335
0.208 2.776 1.952 0.734
0.209 2.778 1.9535 0.7345
0.21 2.78 1.955 0.735
0.211 2.782 1.9565 0.7355
0.212 2.784 1.958 0.736
0.213 2.786 1.9595 0.7365
0.214 2.788 1.961 0.737
0.215 2.79 1.9625 0.7375
0.216 2.792 1.964 0.738
0.217 2.794 1.9655 0.7385
0.218 2.796 1.967 0.739
0.219 2.798 1.9685 0.7395
0.22 2.8 1.97 0.74
0.221 2.802 1.9715 0.7405
0.222 2.804 1.973 0.741
0.223 2.806 1.9745 0.7415
0.224 2.808 1.976 0.742
0.225 2.81 1.9775 0.7425
0.226 2.812 1.979 0.743
0.227 2.814 1.9805 0.7435
0.228 2.816 1.982 0.744
0.229 2.818 1.9835 0.7445
Ionic Strength (µ) 25 °C 60 °C 100 °C
0.231 2.822 1.9865 0.7455
0.23 2.82 1.985 0.745
0.232 2.824 1.988 0.746
0.233 2.826 1.9895 0.7465
0.234 2.828 1.991 0.747
0.235 2.83 1.9925 0.7475
0.236 2.832 1.994 0.748
0.237 2.834 1.9955 0.7485
0.238 2.836 1.997 0.749
0.239 2.838 1.9985 0.7495
0.24 2.84 2 0.75
0.241 2.842 2.002 0.7505
0.242 2.844 2.004 0.751
0.243 2.846 2.006 0.7515
0.244 2.848 2.008 0.752
0.245 2.85 2.01 0.7525
0.246 2.852 2.012 0.753
0.247 2.854 2.014 0.7535
0.248 2.856 2.016 0.754
0.249 2.858 2.018 0.7545
0.25 2.86 2.02 0.755
1. Perhitungan Kekuatan Ion (Ionic Strength, µ)
Kekuatan ion (µ) = konsentrasi x faktor konversi
Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi
Na+
Ca2+
Mg2+
CO32-
HCO3-
SO42-
Cl-
5103,83
120,00
97,28
90,00
1952,00
28,00
7114,91
2,20 x 10-5
5,00 x 10-5
8,20 x 10-5
3,30 x 10-5
0,82 x 10-5
2,10 x 10-5
1,40 x 10-5
- Menghitung kekuatan ion Na+
µ Na+ = [Na+] x 0,000022
= 5103,83 x 0,000022
= 0,1123
- Menghitung kekuatan ion Ca2+
µ Ca2+ = [Ca2+] x 0,00005
= 120 x 0,00005
= 0,006
- Menghitung kekuatan ion Mg2+
µ Mg2+ = [Mg2+] x 0,000082
= 97,28 x 0,000082
= 0,008
- Menghitung kekuatan ion CO32-
µ CO32- = [CO3
2-] x 0,000033
= 90 x 0,000033
= 0,003
- Menghitung kekuatan ion HCO3-
µ HCO3- = [HCO3
-] x 0,00082
= 1952 x 0,00082
= 0,016
- Menghitung kekuatan ion SO42-
µ SO42- = [SO4
2-] x 0,000021
= 28 x 0,000021
= 0,0006
- Menghitung kekuatan ion Cl-
µ Cl- = [Cl-] x 0,000014
= 7114,91 x 0,000014
= 0,0996
Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi Kekuatan Ion
Na+
Ca2+
Mg2+
CO32-
HCO3-
SO42-
Cl-
5103,83
120,00
97,28
90,00
1952,00
28,00
7114,91
2,20 x 10-5
5,00 x 10-5
8,20 x 10-5
3,30 x 10-5
0,82 x 10-5
2,10 x 10-5
1,40 x 10-5
0,1123
0,0060
0,0080
0,0030
0,0160
0,0006
0,0996
Total kekuatan ion 0,2454
Harga K untuk temperatur pada well head dan reservoir diperoleh dari tabel
Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 dengan cara interpolasi dan
ekstrapolasi.
- Well Head (T = 155 °F = 68,33 °C)
Data K dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 :
µ = 0,245
T = 60 °C → K = 2,01
T = 100 °C → K = 0,7525
Interpolasi :
0,7525 − 𝑥
0,7525 − 2,01 =
100 − 68,33
100 − 60
0,7525 − 𝑥 = −0,9956
𝑥 = 1,7481
T = 68,33 °C → K = 1,7481
- Reservoir (T = 237,2 °F = 114 °C)
Data K dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 :
µ = 0,245
T = 60 °C → K = 2,01
T = 100 °C → K = 0,7525
Ekstrapolasi :
𝑥 − 0,7525
𝑥 − 2,01 =
114 − 100
114 − 60
𝑥 − 0,7525 = 0,259𝑥 − 0,5209
0,741𝑥 = 0,23191
𝑥 = 0,3129
T = 114 °C → K = 0,3129
2. Perhitungan Harga pCa
Harga pCa diperoleh dengan cara sebagai berikut :
pCa = log (1
mol Ca2+
liter
)
[Ca2+] = 120 mg/l
BA Ca = 40,08 gr/l
pCa = log (1
120 mg
l
40,08 gr
mol x 1000
mggr
) = 2,5243
3. Perhitungan Harga pAlk
Harga pAlk diperoleh dengan cara sebagai berikut :
pAlk = log (1
equivalent total alkalinityliter
)
= log (1
[CO3 2−] + [HCO3
−]molliter
)
BA, H = 1 C = 12 O = 16
[CO32-] =
90 mg
l
BM=
90 𝑚𝑔
𝑙
60 gr
mol x 1000
mg
gr
= 0,0015 mol
liter
[HCO3-] =
(90 mg
l)
BM=
(1952 mg
l)
61 gr
mol x 1000
mg
gr
= 0,032 mol
liter
pAlk = log (1
0,0015 +0,032) = 1,475
4. Perhitungan Stability Index (SI)
Harga SI pada temperatur well head dan reservoir dapat dihitung dengan
cara sebagai berikut :
- Well Head (T = 155 °F = 68,33 °C)
SI = pH − K − pCa − pAlk
= 7,66 − 1,7481 − 2,5245 − 1,475
= 1,9126
- Reservoir (T = 237,2 °F = 114 °C)
SI = pH − K − pCa − pAlk
= 7,66 − 0,3129 − 2,5245 − 1,475
= 3,3478
PERTANYAAN
1. Rama Tegar (121110104)
Kapan dilakukan penambahan scale inhibitor ke dalam sumur?
2. Adrian Perdana Putra (121110118)
Mengenai masalah scale tersebut, bagaimana prospek ke depannya untuk
lulusan Teknik Kimia?
3. Ilham Zulfa Pradipta (121110063)
Hasil dari simulasi menggunakan ScaleChem menunjukkan indikasi terbentuk
scale CaCO3. Selain menggunakan software tersebut, apakah ada alasan lain
mengapa jenis scale yang terbentuk adalah CaCO3?
4. M. Arif Subarkah (121110066)
Jelaskan proses pemisahan yang terjadi di dalam wash tank!
5. Benny Salda (121110048)
Apa yang menyebabkan harga SI di dalam reservoir dengan SI di bagian
wellhead berbeda?
JAWABAN
1. Scale inhibitor ditambahkan atau diinjeksikan ke dalam sumur pada saat
sumur berproduksi. Ada kalanya suatu sumur minyak berhenti berproduksi
karena sedang diservis, sehingga tidak mengalirkan fluida produksi ke
permukaan. Scale inhibitor ditambahkan setiap hari dengan jumlah tertentu
sesuai jumlah fluida yang diproduksi per hari.
2. Masalah utama yang paling sering dihadapi dalam kegiatan produsi minyak
bumi adalah scale. Orang-orang perminyakan sendiri mengaku belum
mampu menangani masalah scale tersebut secara tepat. Oleh karena itu,
sesuai dengan ilmu pengetahuan yang berkaitan, lulusan teknik kimia sangat
dibutuhkan untuk mengatasi masalah scale di industri perminyakan.
3. Selain menggunakan software, jenis scale yang diprediksi akan terbentuk
dapat diketahui dari jenis batuan di wilayah operasi dan kandungan ion-ion
dalam air formasinya. Jenis batuan di lapangan Limau adalah batuan
berpasir yang mengandung Ca2+, sedangkan dari hasil analisis air formasi
sumur Belimbing-XX dapat diketahui bahwa beberapa ion yang dominan
terkandung di dalamnya yaitu CO32- dan HCO3
- sehingga ada potensi ion-
ion tersebut bereaksi dengan Ca2+ membentuk CaCO3.
4. Di dalam wash tank terjadi pemisahan minyak dan air. Hasil bawah
separator yang berupa campuran minyak dan air masuk ke dalam wash tank
melalui bagian atas. Setelah tertampung di dalam wash tank, lama-kelamaan
minyak akan terpisah di bagian atas dengan air di bagian bawah. Jika tangki
hampir terisi penuh, minyak otomatis akan tertampung dalam suatu wadah
berbentuk mangkuk yang ada di dalam wash tank bagian atas. Selanjutnya
minyak dialirkan ke tangki produksi sedangkan air dikeluarkan dan masuk
ke skim tank atau tangki penampung air.
5. Karena terdapat perbedaan tekanan dan temperatur di dalam reservoir
dengan di bagian wellhead menyebabkan nilai SI di kedua bagian tersebut
berbeda. Semakin besar nilai SI nya, semakin banyak scale yang terbentuk.
Sementara itu, konsentrasi padatan scale yang terbentuk juga akan semakin
banyak seiring bertambahnya tekanan dan temperatur.