M. Hardian Teknik(Minyak)

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



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





Solusi sumur OC#13



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





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


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:



pH at 77 deg F = 7,59

Sehingga Scale Index dapat di hitung dengan persamaan (3-2):

( )IIPx


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




Solusi sumur OC#13:



pH at 77 deg F = 7,59

Sehingga Scale Index dapat di hitung dengan persamaan (3-2):

( )IIPx


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




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


pompa

Tanggal pompa

rusak

Umur pompa

(hari)

1 18 -10 2004 22 05 2006 583

Total umur pompa 583 hari

Sumur OC#12.



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



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.



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



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 $


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 $



Sumur OC#12




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 $


Sesudah di lakukan scale treatment


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 $



Sumur OC#13




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 $


Setelah dilakukan scale treatment


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


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.









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.




Setelah dilakukan scale treatment pada sumur Ocean 12 umur pompa ESP rata-rata dapat

mencapai 194 hari.




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.







menjadi lebih lama.







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.

M. Hardian Teknik(Minyak)

Documents

Transcript of M. Hardian Teknik(Minyak)