BAB I

PENDAHULUAN1.1 Latar BelakangStimulasi adalah merangsang sumur yang merupakan suatu proses perbaikan terhadap sumur untuk meningkatkan harga permeabilitas formasi yang mengalami kerusakan sehingga dapat memberikan laju produksi yang besar, yang akhirnya produktifitas sumur akan menjadi lebih besar jika dibandingkan sebelum diadakannya stimulasi sumur. Stimulasi dilakukan pada sumur-sumur produksi yang mengalami penurunan produksi yang disebabkan oleh adanya kerusakan formasi (formation damage) disekitar lubang sumur dengan cara memperbaiki permeabilitas batuan reservoir. Metode stimulasi dapat dibedakan menjadi Acidizing dan Hydraulic Fracturing.

Alasan dilakukanya stimulasi antara lain karena adanya hambatan alami yaitu permeabilitas reservoir yang rendah sehingga menyebabkan fluida reservoir tidak dapat bergerak secara cepat melewati reservoir dan hambatan akibat yaitu yang sering disebut dengan kerusakan formasi (formation damage), kerusakan fomasi ini kebanyakan disebabkan oleh operasi pemboran, komplesi, penyemenan dan aktivitas produksi yang menyebabkan permeabilitas batuan menjadi kecil jika dibandingkan dengan permeabilitas alaminya sebelum terjadi kerusakan formasi, pengecilan permeabilitas batuan formasi ini akan mengakibatkan terhambatnya aliran fluida dari formasi menuju ke lubang sumur sehingga pada akhirnya akan menyebabkan turunnya produktivitas dan konduktivitas suatu sumur.

Sasaran dari stimulasi ini adalah formasi produktif, karena itu karakteristik reservoir mempunyai pengaruh besar pada pemilihan stimulasi. Karakteristik reservoir meliputi karakteristik batuan maupun karakteristik fluida reservoir terutama berpengaruh pada pemilihan fluida treatment baik pada acidizing maupun pada hydraulic fracturing, faktor lain yang berpengaruh dalam treatment ini adalah kondisi reservoir yaitu volume pori, tekanan dan temperatur reservoir.

Untuk mendukung analisa hasil pekerjaan stimulasi pengasaman, dilakukan pengumpulan data yang diperlukan meliputi data geologi, data reservoir sumur, serta data produksi sebelum dan setelah pekerjaan stimulasi dilaksanakan. Kemudian dilakukan evaluasi yang bertujuan mengetahui sejauh mana keberhasilan stimulasi pengasaman yang telah dilakukan.1.2 TujuanAdapun tujuan penulisan makalah ini diantaranya :1. Megetahui pemilihan metode stimulasi yang tepat untuk sumur berdasarkan karakteristik formasi dan kondisi reservoir yang akan ditembus.2. Mengetahui mekanisme langkah pekerjaan stimulasi terutama dengan metode pengasaman matriks, jenis-jenis asam serta zat aditif yang digunakan

3. Melakukan evaluasi untuk mengetahui tingkat keberhasilan pengasaman matriks ditinjau dari parameter-parameter seperti Kenaikan laju produksi (Qo), Productivity Index (PI), Flow Effisiency (FE), Perbaikan factor skin (S) dan Perubahan skin (dS), serta perubahan kurva Inflow Performance Relationship (IPR).

4. Memenuhi tugas Mata Kuliah Praktikum Mekanika Reservoir di Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Semeseter II Tahun 2013 dengan jumlah SKS yaitu 1.

1.3 ManfaatAdapun manfaat yang didapat dari penulisan makalah ini adalah :

1. Memahami metode stimulasi yang tepat untuk batuan karbonat (Carbonates Reservoir)

2. Memahami tahapan dalam pengasaman matriks pada suatu sumur3. Memahami keberhasilan stimulasi pengasaman dengan meningkatkan jumlah produksi yang dihasilkan setelah dilakukannya proses pengasaman.

4. Memahami dan pembelajaran dalam proses penyusunan Tugas Akhir.1.4 Metodologi Penulisan

Makalah didapat dan di buat berdasarkan data yang di dapat dari internet dengan menggunakan metode deskriptif. Metode diskriptif yaitu suatu metode penelitian yang bersifat menggambarkan kenyataan atau faktor sesuai data yang di peroleh.Makalah ini juga dibuat berdasarkan Buku Tugas Akhir yang berjudul Evaluasi Hasil Stimulasi Matrix Acidizing Di Sumur RFR-37 PT. PERTAMINA EP REGION SUMATERA FIELD PRABUMULIH oleh Ryan Ferdianzah Rizky, NPM 0803009, Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang Tahun 2011.BAB II

PEMBAHASAN

2.1 Pengasaman Matriks (Matrix Acidizing)Matrix acidizing adalah proses penginjeksian asam ke dalam formasi produktif pada tekanan dibawah tekanan rekah, dengan tujuan agar reaksi dapat menyebar ke dalam batuan secara radial. Asam akan menaikkan permeabilitas matrix dengan cara membesarkan lubang pori-pori ataupun dengan melarutkan partikel-partikel yang menyumbat saluran pori-pori tetrsebut. Matrix acidizing baik digunakan untuk batuan karbonat (batugamping atau dolomite) maupun batupasir, meski jenis acidnya berbeda. Matrix acidizing akan sangat baik bila dilakukan pada sumur dengan kedalaman formasi yang rusak sekitar 1-2 feet. Bila sumur tidak mengalami kerusakan, matrix acidizing tidak akan banyak membantu pada upaya peningkatan produksi. Adapun anggapan-anggapan yang digunakan dalam acidizing ini adalah :

1. Formasinya homogen

2. Ukuran pori-porinya seragam

3. Kecepatan reaksi menurun secara uniform dengan berkurangnya kosentrasi asam.

4. Beratnya limestone yang terlarut pada tiap pertambahan jarak menurun secara uniform sampai seluruh asam terpakai.Berdasarkan anggapan-anggapan di atas, maka jarak radius larutan asam akan menembus formasi sebelum larutan asam digunakan semuanya, persamaannya dapat ditulis sebagai berikut :

Jika qi dinyatakan dalam bbl/menit dan t dalam detik, maka persamaan menjadi :

Keterangan :

ra = jarak radial penetrasi asam, ft

h = ketebalan formasi, ft= porositas

rw = jari-jari sumur, ftqi = rate injeksi asam , bbl/menit

t = spending time, detik

Dari persamaan (2), faktor yang tidak diketahui adalah spending time dan t yang harus ditentukan di laboratorium. Spending time ini tergantung pada perbandingan luas batuan dengan volume larutan asamnya yang disebut specific surface area , dimana untuk matriks acidizing specific surface area dapat ditulis :

Keterangan :

k = permeabilitas, darcy

Sq = specific surface area, cm2/cm3F = -m = Faktor resistivity formasi, dimensionless (dimana m adalah faktor sementasi)

Spending time dari asam tergantung pula pada tekanan dan temperatur, kecepatan asam dalam batuan, konsentrasi retarding additivenya. Banyak factor yang mempengaruhinya maka pengukuran spending time hanya mungkin dilakukan di laboratorium.

Gambar 3.

Proses Reaksi Pengasaman.

(Doherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York, 1979)2.1.1 Mekanisme KerjaMekanisme penempatan fluida asam pada matrik acidizing meliputi beberapa stage atau tahapan, yaitu:

1. Pickling stage. Tahapan ini berfungsi untuk menghindari terjadinya korosi yang disebabkan oleh asam yang diinjeksikan. Jika tubing terdapat karat atau padatan lain seperti paraffin, dengan adanya tahapan ini diharapkan padatan padatan tersebut tidak menambah kerusakan karena asam yang diinjeksikan dapat mengikutsertakan padatan tersebut ke dalam formasi sehingga dapat mengendap dalam formasi. Larutan pickling dasar dapat berupa 5% HCl dengan additive corrosion inhibitor dan iron control agent. Service company juga menyediakan larutan ini dan dapat ditambah dengan surfaktan. Terkadang karena jarak lokasi atau keterbatasan volume tank, larutan yang digunakan untuk preflush dapat digunakan untuk pickling.2. Preflush.Tujuan preflush yaitu menghilangkan scale organik dan inorganik dari tubing, casing maupun perforasi, memindahkan minyak dari daerah disekitar lubang sumur untuk mencegah emulsi atau sluge agar dapat memperlancar injeksi asam (flush). Larutan yang dapat digunakan dapat berupa 3-5% HCl. Aromatic solvent, seperti xylene yang dapat digunakan untuk mengatasi endapan hidrokarbon. Campuran dengan asam asetat (acetic) merupakan alternatif pilihan untuk sumur dengan temperatur tinggi. Asam asetat dapat mencegah terjadinya pengendapan mineral besi.

3. Flush.Tahap ini bertujuan untuk melarutkan material yang menyumbat pori-pori batuan sehingga dapat membentuk wormhole. Asam yang digunakan utamanya adalah HCl dengan konsentrasi yang bervariasi 15-28%. Volume yang digunakan juga bervariasi antara 10-300 gal/ft. Konsentrasi yang tinggi (28%) digunakan untuk menghilangkan kerusakan yang lebih dalam tetapi dalam aplikasinya, 15% HCl sudah cukup efektif. Jika asam yang dibutuhkan konsentrasinya tinggi, maka dapat digunakan 20% HCl. Semakin tinggi konsentrasi asam maka semakin tinggi resiko terbentuknya emulsi, sludge dan bahkan produk hasil reaksi yang tidak dapat larut dalam asam. Campuran HCl dengan asam organik sangat berguna untuk formasi yang temperaturnya tinggi (>300 0F).4. Overflush. Tahap ini berguna untuk membersihkan asam yang tidak bereaksi, material penyumbat, dan produk hasil reaksi dari formasi ke lubang sumur. Selain itu overflush juga berfungsi untuk memperbaiki permeabilitas relatif fluida formasi. Fresh water merupakan fluida yang sering digunakan untuk overflush.

2.1.2 Parameter Perencanaan

Pada operasi acidizing ini selain menentukan volume dan jenis asam yang digunakan (terutama pada matrix acidizing), perlu pula mempertimbangkan laju injeksi, tekanan injeksi maksimum yang sesuai untuk mencegah peretakan formasi. Berikut ini cara-cara untuk menentukan parameter-parameter tersebut:

Tekanan rekah formasi

Tekanan rekah formasi adalah besarnya tekanan saat pertama kali formasi batuan mulai merekah. Sebelum menentukan terjadinya perekahan formasi, maka terlebih dahulu harus ditentukan gradien rekahnya. Penentuan gradien rekahan dapat dicari dengan menggunakan persamaan berikut:

Keterangan :

F = Gradient rekahan, psi/ft

S = Tekanan overburden, psi

D = Kedalaman, ft

P = Tekanan formasi, psi

v = Poisson ratio

Setelah gradient rekahan diperoleh, maka untuk menghitung tekanan rekah formasi adalah dengan cara mengalikan gradient tekanan dengan kedalaman. Tekanan maksimum injeksi

Tekanan maksimum injeksi asam pada dasar sumur harus di bawah tekanan rekah formasinya, yaitu tekanan rekah formasi dikurangi dengan tekanan sebagai faktor keselamatan (25 psi). Dengan mengabaikan tekanan akibat gesekan asam dalam tubing, tekanan maksimum injeksi asam di permukaan dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan:

Pmaks. = (F G) (D) .................................................................... (6)Keterangan :

Pmaks. = Tekanan maksimum injeksi asam di permukaan, psi

F = Gradient tekanan, psi/ft

G = Gradient hidrostatik, psi/ft

D = Kedalaman, ft

Harga gradien hidrostatik asam dapat dicari dengan memakai Gambar 4.

Gambar 4.

Hubungan Gradien Hidrostatik Asam HCl Terhadap Konsentrasi Asamnya (Doherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York, 1979) Laju injeksi asam

Laju injeksi asam dapat ditentukan dari persamaan dibawah ini:

Keterangan :

Qmaks. = Laju maksimum injeksi asam, bbl/menit

kavg = Permeabilitas rata-rata formasi, mD

ha = Tebal formasi yang diasamkan, ft

a = Viskositas asam pada temperatur formasi, cp

re = Jari-jari pengurasan, ft

rw = Jari-jari sumur,ft

Viskositas asam pada berbagai temperatur dapat dicari dengan menggunakan grafik pada Gambar 5.

Gambar 5.

Hubungan Viscositas Asam HCl denganTemperatur pada Berbagai Konsentrasi Asam (Doherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York, 1979)

Daya pompa

Untuk menentukan daya pompa pada kondisi maksimum dapat digunakan persamaan sebagai berikut:

Hh = 0,0245 Pmaks Qmaks .............................................................. (8)

Keterangan :

Hh = Horse power pompa, HP

Pmaks = Tekanan maksimum injeksi pompa di permukaan, psi

Qmaks = Laju maksimum injeksi asam, bbl/menit2.1.3 Prosedur Perencanaan

Perencanaan matrik acidizing harus menjelaskan tidak hanya penentuan volume dan jenis fluida yang akan diinjeksikan, tetapi juga laju injeksi maksimum yang diijinkan dan tekanan penginjeksian (untuk menghindari perekahan pada formasi). Prosedur perencanaan matrik acidizing secara umum dapat dijelaskan sebagai berikut:1. Menentukan fracture gradient dari formasi yang akan diinjeksi asam.

2. Menghitung tekanan dasar sumur bila terjadi rekahan :

Menghitung tekanan maksimum di permukaan untuk dapat injeksi di bawah tekanan rekah

3. Menghitung tekanan maksimum laju injeksi asam dengan anggapan aliran radial Darcy

4. Menentukan volume asam dan jenis asam yang diperlukan. Menginjeksikan asam 50-200gal/ft tergantung dari pengalaman. Kebutuhan volume asam dan kekuatannya yang tepat tidak dapat diprediksi karena ketidakpastian kondisi disekitar lubang sumur dan akan bervariasi dari formasi yang satu ke formasi yang lain.2.1.4 Tahapan Pengasaman MatriksSebuah program pengasaman biasanya terdiri atas injeksi beberapa tahapan fluida yaitu diantaranya sebagai berikut1. Injectivity Test

Injectivity test diperlukan untuk mengetahui laju alir dan tekanan yang tepat saat pemompaan berlangsung. Selain itu, ini bertujuan untuk memastikan bahwa acid yang ada dapat dipompakan ke dalam formasi

2. Preflush

Preflush diperlukan untuk mempersiapkan formasi sebelum stimulasi, sehingga formasi dapat bereaksi dengan asam. Preflush berfungi membersihkan batuan atau endapan yang terselimti oleh minyak. Apabila batuan atau endapan tersebut diselimuti minyak, kerja asam menjadi tidak efektif karena asam tidak dapat bereaksi dengan batuan. Oleh karena itu, minyak yang menyelimuti batuan harus dihilangkan dengan cara pencucian menggunakan solvent.

3. Main Acid Treatment

Setelah preflush, biasanya dilanjutkan dengan injeksi asam utama. Proses utama pemompaan asam ini berfungsi untuk memperbaiki permeabilitas batuan dengan cara melarutkan batuan atau endapan yang menutupi pori-pori batuan. Pemompaan dengan laju rendah dilakukan untuk membentuk aliran radial agar reaksi merata disekitar lubang sumur, sedangkan pemompaan dengan laju tinggi dilakukan untuk jangkauan penetrasi yang lebih jauh kedalam formasi.

4. Overflush

Overflush bertujuan untuk mendorong acid dan solvent kedalam formasi dan mengisolasi asam yang telah bereaksi. Berfungsi juga untuk mensuspensikan hasil reaksi yang tidak dapat larut dengan asam.

5. Displacement

Displacement adalah proses mendorong acid dan solvent kedalam formasi dengan volume pemompaan hanya sebanyak volume string.

2.2 Identifikasi Kerusakan FormasiKerusakan formasi dapat didefinisikan sebagai terjadinya penurunan produktivitas dan injektivitas sumur karena menurunnya harga permeabilitas batuan disekitar lubang sumur yang mana dapat diakibatkan oleh terseumbatnya lubang bor, lubang perforasi, pori-pori dekat lubang bor atau rekahan yang berhubungan langsung dengan lubang bor. Penyebab utama suatu kerusakan formasi adalah adanya kontak antara formasi dengan fluida yang tidak sesuai sehingga mengakibatkan terbentuknya endapan di sekitar formasi yang dapat menghambat jalannya produksi. Sejalan dengan waktu, sumur minyak dan gas akan mengalami penurunan produksi. Penurunan bias disebabkan oleh banyak factor, seperti berkurangnya cadangan di reservoir atau karena adanya kerusakan mekanis pada sumur atau peralatan bawah permukaan, seperti kebocoran casing atau pompa. Jika produksi terus mengalami penurunan, sedangkan jumlah cadangan masih cukup besar serta tidak terjadi masalah mekanis pada sumur dan peralatan, kemungkinan besar penurunan produksi yang terjadi disebabkan karena adanya kerusakan formasi (formation damage)2.2.1 Sebab Terjadinya Kerusakan

Kerusakan yang dialami oleh formasi bervariasi dan dapat terjadi sepanjang waktu akibat adanya aktivitas-aktivitas yang dilakukan terhadap sumur. Penyebab utama suatu kerusakan formasi adalah adanya kontak antara formasi dengan fluida yang tidak sesuai sehingga mengakibatkan terbentuknya endapan di sekitar formasi yang dapat menghambat jalannya produksi. Seumbernya dapat berasal dari fluida lumpur pemboran, fluida kerja ulang atau komplesi, fluida stimulasi atau bahkan fluida reservoir itu sendiri bilamana sifat-sifatnya sudah mengalami perubahan oleh suatu sebab tertentu. Kerusakan diklasifikasikan menjadi dua, yaitu sebagai berikut1. Sebelum Tahap Produksi

Aktivitas yang dapat menimbulkan kerusakan pada formasi sebelum sumur memasuki tahap produksi antara lain adalah operasi pemboran, penyemenan dan komplesi / perforasi. Pada tahap ini, kerusakan terjadi karena adanya pengaruh invasi dari filtrate fluida dan partikel padat yang masuk ke pori-pori batuan formasi disekitar sumur. Hal tersebut akan menyebabkan konduktivitas fluida disekitar formasi berkurang akibat turunya permeabilitas disekitar sumur dari harga mula-mula di formasinya.

Invasi filtrate fluida yang terjadi berasal dari fluida yang digunakan pada operasi pemboran seperti lumpur pemboran, bubur semen dan fluida komplesi. Cairan filtrate tersebut akan terdorong masuk kedalam formasi karena adanya perbedaan tekanan antara lubang bor dengan formasi yang dapat mendesak ataupun bercampur dengan fluida formasi tersebut. Filtrat fluida yang terinvasi kedalam formasi dapat menimbulkan pengaruh negative yang merugikan antara lain seperti :

a. Pengembangan Clay (Clay Swelling)

Invasi filtrate kedalam formasi menyebabkan lempung yang ada di formasi mengembang beberapa kali lipat volumenya, sehingga menimbulkan penyumbatan pori-pori batuan disekitar sumur. Tingkat masalah pengembangan lempung ini antara lain dipengaruhi oleh jumlah dan jenis fluida filtrat dan additif yang digunakan serta jumlah dan jenis lempung yang ada di dalam formasi.

b. Water Block

Invasi filtrate yang terus terjadi sebelum tahap produksi dapat mengakibatkan penurunan permeabilitas efektif minyak di daerah invasi atau kenaikan harga saturasi air disekitar lubang sumur. Pada tahap produksi, kondisi ini akan menyebabkan aliran minyak ke lubang sumur terhalang. Atau karena mobilitas air yang lebih besar daripada minyak menyebabkan produksi air lebih besar daripada minyak.

c. Emulsi

Emulsi antara lain terbentuk karena bertemunya dua macam fluida yang dalam kondisi normal tidap dapat bercampur, dalam hal ini adalah minyak dengan filtrate fluida. Filtrate yang masuk akan mendorong emulsi yang sudah ada semakin jauh dari lubang sumur, sehingga memasuki tahap produksi dapat menghalangi aliran minyak ke lubang sumur. Pengamatan terhadap kehadiran emulsi dapat diamati melalui harga permeabilitas rata-rata dimana permeabilitas rata-rata dari hasil tes injektivitas sumur akan lebih besar dari hasil tes produksi. Untuk informasi batu pasir yang mengalami emulsi dapat diatasi dengan asam HF-HCl dan surfaktan. Untuk kerusakan pada formasi karbonat dilakukan dengan bypass zona kerusakan dengan asam.

d. Perubahan sifat kebasahan (wettabilitas) batuan

Kandungan bahan-bahan kimiawi yang ada dalam fluida filtrate, dapat menyebabkan terjadinya perubahan sifat kebasahan batuan dari basah air (water wet) menjadi basah minyak (oil wet). Perubahan sifat kebasahan ini menyebabkan aliran air menjadi semakin mudah dan minya lebih sulit mengalir sehingga pada akhirnya akan menyebabkan produksi air meningkat dan minyak menurun.

e. Pembentukan endapan scaleSebelum tahap produksi, endapan scale pun cenderung terbentuk akibat bertemunya dua jenis air yang mempunyai kandungan ion yang berbeda. Ion-ion tersebuut bereaksi membentuk senyawa yang tidak dapat larut dengan air. Apabila jumlah senyawa tersebut cukup banyak sehingga melampaui batas kelarutannya pada suatu kondisi, maka senyawa tersebut mengendap dalam bentuk padatan yang disebut scale yang dapat menimbulkan penyumbatan pori-pori diskeitar sumur. Endapan sering ditemukan pada lubang perforasi sumur yang mana dapat menyumbat aliran fluifa sehingga menurunkan produktivitas sumur. Pencegahan scale dapat dilakukan dengan memasukkan bahan kimia tertentu (scale inhibitor) kedalam system aliran.2. Selama Tahap Produksi

Setelah sumur memasuki tahap produksi, kerusakan disebabkan karena adanya penyumbatan baik didalam pori-pori batuan maupun peralatan bawah permukaan seperti di tubing dan casing. Penyumbatan disebabkan oleh karena terjadinya pengendapan inorganic yaitu scale, dan pengendapan organic seperti paraffin dan aspakt disekitar sumur.a. Endapan scale

Scale merupakan endapan mineral yang berasal dari hasil reaksi ion-ion yang terkandung dalam air formasi. Pengendapan dapat terjadi didalm pori-pori batuan formasi, lubang sumur bahkan peralatan di permukaan. Beberapa jenis scale yang sering dijumpai di lapangan antara lain adalah kalsium karbonat, kalsium sulfat, stronsium sulfat, dan senyawa-senyawa besi.

b. Endapan Parafin

Endapan paraffin dipengaruhi oleh kandungan paraffin-wax (lilin), titik kabut (cloud point) crude oil dan wax. Paraffin merupakan persenyawaan hidrokarbon dengan rantai lurus atau bercabang, biasanya C18H38 hingga C40H82, yang bercampur dengan material organic dan inorganic lain.

Pengendapan paraffin dapat terjadi di saluran perforasi, pipa atau didalam peralatan permukaan. Penanganan yang dilakukan biasanya secara mekanik dengan menggunakan wireline scrapper untuk menghilangkan endapan di dalam lubang sumur, atau dapat juga dengan melarutkan endapan lilin dengan minyak panas yang mengandung kandungan aromatic tinggi.

2.3 Perencanaan Asam dan AdditifUntuk mendapatkan hasil yang benar-benar memuaskan dari suatu operasi pengasaman matriks perlu dilakukan pemilihan jenis asam dan aditif yang tepat. Pemilihan jenis asam disesuaikan dengan jenis formasi dan jenis kerusakan, komposisi mineral dan air formasi, kelarutan mineral, dan lain-lain. Asam yang sesuai tidak hanya akan menghilangkan kerusakan formasi yang ada, tetapi juga dapat menghindari pengendapan kembali hasil reaksi yang dihasilkan (secondary damage).

Begitu juga dalam melakukan pemilihan bahan-bahan aditif apa saja yang akan digunakan untuk membantu proses pengasaman. Bahan-bahan additive yang digunakan harus disesuaikan dengan kebutuhan, kondisi sumur dan kemungkinan masalah yang akan timbul selama operasi pengasaman berlangsung.

2.3.1 Faktor yang mempengaruhi pengasamanKelarutan partikel-partikel batuan / efektivitas pengasaman tergantung dari faktor-faktor yang mempengaruhi, diantaranya :

1. Surface area terhadap volume poriSemakin besar permukaan batuan yang akan bersentuhan dengan acid, maka semakin banyak acid yang diperlukan dan semakin cepat acid bereaksi.

Gambar 1

Pengaruh Perbandingan Luas Volume Terhadap Laju Reaksi HCl-CaCO3 (Allen, T.O, Robert, A.P, Production Operations, Well Completion, Workover and stimulation)

Gambar 1. Terlihat pengaruh perbandingan luas-volume pada reaksi asam HCl dengan CaCO3. Harga spesifik surface area semakin besar maka semakin besar laju reaksi asam terhadap batuan sehingga spending time semakin kecil.2. Tekanan ReservoirDiatas tekanan 750 psi, pengaruh zat lebih rendah pada reaksi antara acid dengan batuan calcareous. Tetapi dibawah tekanan 750 psi, perubahan tekanan banyak pengaruhnya, yaitu reaksi akan lebih cepat dengan naiknya tekanan pada tekanan dibawah 750 psi.

3. Temperature ReservoirSemakin tinggi temperature, maka reaksi akan semakin cepat, tetapi perlu diperhatikan bahwa semakin tinggi temperature, viskositas cairan akan semakin kecil, dan berakibat terjadinya rekahan acid, juga korosi yang kemungkinan besar bisa terjadi.

Gambar 3

Pengaruh Temperatur Terhadap Laju reaksi HCl-CaCO3 (Allen, T.O, Robert, A.P, Production Operations, Well Completion, Workover and stimulation)

4. Konsentrasi Acid

Semakin kuat konsentrasi acid, maka semakin lama reaksi berlangsung sehingga kecepatan reaksi juga akan berlangsung lebih cepat. Pada konsentrasi HCl sampai 20 % laju reaksi pengasaman naik hamper sebanding dengan naiknya konsentrasi asam. Sedangkan pada konsentrasi 20-24% laju reaksi pengasaman akan mencapai titik maksimum. Peningkatan konsentrasi HCl melebihi 24% akan menyebabkan penurunan laju reaksi. Hal ini disebabkan karena pada konsentrasi tinggi diatas 24%, volume hasil reaksi yang dihasilkan lebih banyak. Hasil reaksi seperti CaCl2 dan CO2 bersifat memperlambat reaksi antara asam dengan karbonat sehingga dapat mengurangi laju reaksi.

Gambar 4

Pengaruh Konsentrasi Asam Terhadap Laju Reaksi HCl-CaCO3 (Allen, T.O, Robert, A.P, Production Operations)5. Kecepatan Aliran

Kenaikan kecepatan aliran umumnya menurunkan waktu kontak acid dengan batuan yang berakibat tidak seluruh acid bereaksi dengan batuan yang dilalui. Akibatnya acid akan semakin jauh masuk ke dalam formasi.

6. Komposisi Batuan

Komposisi batuan secara fisik banyak pengaruhnya terhadap reaksi. Batu gamping umumnya lebih cepat bereaksi dengan HCl disbanding dolomite. Formasi karbonat sering terdiri dari batugamping dan dolomite juga mineral-mineral lain yang tidak larut. Semakin lambat reaksi berlangsung, maka semakin baik hasil reaksi.

2.3.2 Karakteristik Asam1. Hydrochloric Acid (HCl)

Asam hydrochloric (HCl) merupakan jenis asam yang paling banyak digunakan dalam operasi pengasaman di lapangan. Asam ini merupakan larutan hydrogen chloride yang berupa gas di dalam air dengan berbagai konsentrasi. Konsentrasi asam ini bervariasi antara 535 %. Secara umum yang biasa digunakan di lapangan adalah konsentrasi 15 % HCl. Asam jenis ini akan melarutkan batugamping, dolomite dan karbonat lainnya. Sedangkan untuk pengasaman batupasir digunakan 5-7 % HCl.

Keuntungan penggunaan asam HCl antara lain memiliki daya reaksi yang cukup tinggi terhadap batugamping dan dolomite, serta harganya relatif lebih murah dibandingkan dengan asam jenis lainnya. Sedangkan kerugiannya, asam memiliki sifat korosifitas paling tinggi, terutama pada temperatur tinggi diatas 250oF. Oleh karena itu agar temperatur tidak melebihi tingkat korosifitasnya, maka pada penggunaan asam HCl biasanya ditambahkan additif yaitu corrosion inhibitor sebagai pencegah korosi. Reaksi yang terjadi antara asam HCl dengan beberapa mineral batuan dapat dilihat pada Tabel 1.

Calcite/limestone

2HCl + CaCO3 CaCl2 + CO2 + H2O

Dolmite

4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + CO2 + H2O

Sand/silica/quartz

HCl + SiO2 Tidak bereaksi

Tabel 1

Reaksi Antara HCl Dengan Beberapa Mineral Batuan (Doherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York, 1979)

2. Hydrofluoric Acid (HF)

Asam hydroflouric tersedia sebagai larutan dengan kosentrasi 40-70%. Namun untuk keperluan pengasaman, HF biasanya digunakan bersama-sama atau dicampur dengan HCl. Asam ini mempunyai kemampuan untuk melarutkan padatan-padatan lumpur, mineral-mineral lempung feldspar dan silica. HF juga bersifat korosi, tetapi tingkat korosifitas dari campuran asam ini relatif rendah dibandingkan dengan HCl. Asam HF dapat bereaksi dengan silika dan senyawa-senyawa silika seperti gelas, bangunan beton, karet alam, kulit dan logam-logam tertentu seperti baja serta material organik. Asam ini beracun baik dalam keadaan sendiri maupun bercampur dengan asam HCl sehingga diperlukan penanganan yang hati-hati.

Calcite/limestone

2HF + CaCO3 CaF2 + CO2 + H2O

Dolomite

4HF + CaMg(CO3)2 CaF2 + MgF + 2CO2 + 2H2O

Silicat/feldspar

8HF + Na4SiO4 SiF4 + 4NaF + 4H2O

2HF + SiF4 H2SiF66HF + SiO2 H2SiF6 + 2H2OTabel 2

Reaksi Antara HF Dengan Beberapa Mineral Batuan (Doherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York, 1979)

3. Acetic Acid (CH3COOH)

Asam jenis ini digunakan untuk pengasaman batuan karbonat dengan laju reaksi lebih lambat dibandingkan dengan HCl, karena derajat ionisasinya lebih kecil. Asam acetic lebih mahal dibandingkan HCl dan tidak bersifat korosif terhadap peralatan sumur, sehingga dapat dibiarkan lama dalam tubing maupun casing. Asam acetic mempunyai karakteristik sebagai berikut :

Tidak berwarna dan mudah larut dalam air

Waktu reaksi lebih lambat sehingga jumlah batuan per volume yang dapat bereaksi lebih banyak.

Tidak bersifat korosif dan kosentrasi yang umum digunakan berkisar antara 10-15%.

Beberapa keuntungan yang didapatkan dari penggunaan asam acetic yaitu :

Tidak menimbulkan pengendapan dengan ion besi

Tidak menyebabkan embrittlement atau stress cracking pada baja yang mempunyai strength yang tinggi

Tidak merusak peralatan aluminium

Tidak merusak lapisan chrome pada temperatur di atas 200 oF.4. Formic Acid (COOH)

Jenis asam ini termasuk asam organik yang yang lambat bereaksi dan terionisasi secara lemah. Sifat formic mirip dengan acetic, tetapi pada temperature tinggi asam formic lebih korosif dibanding asam acetic. Keuntungan asam formic yaitu harganya lebih murah dibandingkan asam acetic.2.3.3 Karakteristik Additif

1. Surfactant

Surfactant digunakan selama pekerjaan acidizing dilakukan dan berfungsi menurunkan tegangan permukaan antara cairan dengan batuan sehingga lebih mudah lewat, selain itu juga berfungsi sebagai non emulsifiers, emulsifiers, emulsion breakers, antisludging agents, wetting agents, foaming agents, dan surface tension atau interfacial tension reducers. Surfactan dapat dibagi menjadi empat kategori berdasarkan muatan ionnya, yaitu :

Cationic bermuatan positif

Anionic bermuatan negatif

Non-ionic tidak bermuatan

Amphoteric muatan tergantung PH dari sistem

Kempat kategori di atas terdiri dari dipolar. Setiap surfactant terdiri dari water soluble hydrophylic group dan oil soluble lipophilic group. Water soluble dapat mengandung muatan ion sehingga dapat dibagi menjadi empat macam kategori di atas.

Beberapa jenis surfactant surfactant yang biasa digunakan berdasarkan fungsinya antara lain :

a. Anti Sludge Agent

Jika asam diinjeksikan ke dalam formasi dan kontak dengan crude oil akan menyebabkan terbentuknya sludge (partikel-partikel seperti lumpur) di bidang antar permukaan minyak dengan asam. Hal ini umumnya terjadi pada crude oil yang mempunyai prosentase aspalt yang tinggi. Padatan sludge hanya sedikit larut dalam minyak, karena itu jika sudah terbentuk akan sulit untuk dihilangkan. Dengan demikian material tersebut dapat terakumulasi di dalam formasi dan dapat menurunkan harga permeabilitas batuan di sekitar sumur. Anti sludge agent dapat mencegah terbentuknya endapan sludge yang terjadi selama treatment pengasaman dengan cara menjaga bahan-bahan coloidal terdispersi. Terbentuknya sludge oil di dalam formasi akan meningkat dengan naiknya konsentrasi asam.

b. Suspending Agent

Suspending agent digunakan untuk mencegah terbentuknya endapan butiran yang tidak larut dalam asam dengan cara mensuspensikannya dalam larutan asam, sehingga dapat terangkut ke permukaan bersama larutan asam sisa.

c. Non Emulsifying Agent

Reaksi antara asam dengan fluida formasi dapat menyebabkan terbentuknya emulsi karena fluida formasi mungkin mengandung zat-zat kimia yang terbentuk sebagai zat yang menstabilkan emulsi. Kecenderungan terbentuknya emulsi akan meningkat dengan bertambahnya konsentrasi asam. Non-emulsifying agent digunakan untuk mencegah terbentuknya emulsi, karena dapat larut atau terdispersi dalam larutan asam ataupun dapat bercampur dengan bahan-bahan lainnya. Non-emulsifying agent menghasilkan tegangan permukaan dan tegangan antar muka yang rendah sehingga mencegah natural emulsifier di dalam crude oil membentuk emulsi.d. Retarder Agent

Additif retarder agent digunakan untuk mengontrol laju reaksi asam sehingga spending timenya menjadi lebih lama. Additif ini diperlukan terutama jika volume asam yang digunakan besar dan sumur relatif dalam.

2. Corrosion Inhibitor

Corrosion Inhibitor adalah campuran dari beberapa persenyawaan termasuk quaternary amines, acetylenic, alcohols, methanol, dan surfactant. Kebanyakan corrosion inhibitor adalah cationic (membuat batugamping menjadi bersifat water wet).

Corrosion inhibitor merupakan additif yang selalu digunakan dalam setiap operasi pengasaman, dengan mengingat kondisi asam yang korosif terhadap peralatan logam. Dengan adanya corrosion inhibitor, walaupun tidak bisa 100% menghilangkan korosi, tetapi dapat mengurangi laju korosi hingga batas yang dapat ditolerir. Corrosion inhibitor mengurangi laju korosi dengan cara membentuk lapisan film ujungis di permukaan peralatan logam tubing atau casing. Dengan adanya lapisan ini, dapat dicegah reaksi penembusan asam terhadap logam sehingga laju korosi terhambat.

Kesesuaian antara corrosion inhibitor dengan additif lain perlu diperhatikan. Ketidaksesuaian dapat menimbulkan masalah merugikan yang tidak diinginkan seperti misalnya terjadi reaksi yang menghasilkan pengendapan. Fluida corrosion inhibitor biasanya cenderung terpisah dari fluida asam. Pemisahan akan dapat dilihat pada permukaan fluida asam yang telah didiamkan sekitar 15 menit berupa lapisan film berminyak dan berwarna gelap. Karena itu pencampurannya harus selalu dilakukan pengadukan agar tidak terpisah dari asam.

3. Iron Control Additive

Pada semua projek pengasaman, besi di pipa atau di formasi akan terlarut. Jika besinya Fe3+, maka bisa menyebabkan kerusakan formasi jika asam telah terpakai (spent acid) dan pH naik. Pada pH 2.2, Fe3+ (ferric) akan mengendap sebagai ferric hydroxide, Fe(OH)3, suatu gel sangat kental yang akan mengakibatkan kerusakan formasi. Kebanyakan ion besi di asam adalah Fe2+ (ferrous) dan ini akan mengandap jika pH > 7 atau pH = 7. Dalam kebanyakan pengasaman, harga 7 dan ke atas ini tidak akan pernah dicapai oleh spent acid maupun fluida formasinya, sehingga ferrous cukup aman. Ada tiga cara untuk mengontrol pengendapan ferric oxide, yaitu sebagai berikut :

Mengontrol pH agar tetap di bawah 2.2

Menggunakan sequestering agent yang akan membuuat produk yang terlarut di dalam air.

Menggunakan reducing agent untuk merubah ferric ke ferrous.

Ketiga metode ini tidak dapat dipakai secara kombinasi tetapi masing-masing mempunyai keuntungan tersendiri tergantung situasinya.

4. Alcohol

Alcohol digunakan untuk membantu meningkatkan effisiensi pembersihan sumur pada operasi pengasaman untuk sumur gas. Alcohol dan campuran antara alcohol-asam mempunyai tegangan permukaan yang lebih rendah daripada campuran asam. Alcohol yang biasa digunakan konsentrasinya berkisar antara 5 50% volume. Hal ini memudahkan sumur dengan tekanan dasar sumur yang rendah untuk mendorong keluar fluida treatmen dari lubang sumur. Untuk sumur dengan formasi yang sensitif terhadap air, alcohol dapat digunakan untuk menggantikan sebagian air pada campuran asam, sehingga penggunaan air dapat dikurangi. Alcohol yang paling banyak digunakan adalah methanol. Pada temperatur dingin methanol dapat ditambahkan dalam asam utnuk menurunkan titik beku asam.

5. Mutual Solvent

Umumnya mutual solvent digunakan pada saat after flush (overlfush) di belakang campuran HF-HCl. Fungsinya adalah untuk membersihkan formasi dari sisa-sisa pengasaman. Dalam operasi pengasaman yang banyak digunakan yaitu ethylene glycol monobuthyl ether (EGMBE) yang berguna untuk mengurangi tegangan antar permukaan minyak-air, sebagai solvent untuk melarutkan minyak dalam air, sebagai pencuci untuk merubah bahan-bahan basah minyak menjadi basah air, serta meningkatkan aksi surfactant dan demuslifier saat kontak dengan material-material formasi. Secara empiris EGMBE diketahui sangat bermanfaat untuk mengurangi emulsi dan mempercepat clean-up pada pengasaman batupasir.

6. Clay Stabilizer

Clay stabilizer dikembangkan untuk meminimalkan kerusakan formasi akibat pengembangan lempung (clay swelling) atau migrasi clay.

Clay stabilizer yang digunakan dalam pengasaman dimasukan dalam kategori polyquartenery amines, polyamines, cationic organic polymer dan cationic surfactant. Material-material ini dapat juga digunakan dalam fluida fracturing, tetapi hanya baik untuk masalah clay swelling. Zirconium oxychloride salt dan hydroxy aluminum merupakan clay stabilizar yang banyak digunakan untuk mengatasi masalah migrasi clay. Clay stabilizer tidak perlu digunakan kecuali memang diperlukan yang didasarkan pada hasil pengujian di laboratorium atau berdasarkan pengalaman sebelumnya yang menunjukkan perlunya penggunaan material ini.

Stabilizer dapat digunakan sebagai overflush dengan konsentrasi 0,1 2,0 % volume. Walaupun clay stabilizer tidak menunjukkan potensi untuk menyebebkan terjadinya kerusakan pada formasi, sebaiknya jangan digunakan dengan konsentrasi yang terlalu tinggi.7. Diverting Agents

Dalam setiap treatmen pengasaman, penting untuk menangani seluruh zona produktif. Biasanya permeabilitas tidak seragam di setiap interval produksi sehingga penyebaran asam di tiap interval berbeda, lebih banyak masuk ke permeabilitas tinggi.Karena itulah perlu penggunaan diverting agent untuk memblok sementara saluran perforasi pada zone permeabilitas tinggi. Dengan ini asam dapat diarahkan masuk ke zona permeabilitas rendah. Penggunaan diverting agent terutama diperlukan untuk interval panjang melebihi 20 ft.

Material diversi yang digunakan antara lain particulate, gel, foam atau ball sealer. Material particulate yang digunakan seperti rock salt, benzoic acid flake, wax bead dan oil soluble resin. Particulate menghasilkan diversi dengan menyumbat perforasi atau membentuk cake di dinding saluran perforasi. Ini akan menyebabkan pressure drop di depan perforasi dan menekan fluida ke perforasi yang lain.Ball sealer merupakan jenis yang paling banyak digunakan sebagai diverting agent. Ball sealer akan memblok aliran fluida ke interval pemeabilitas tinggi sehingga fluida asam masuk ke zona permeabilitas rendah. Ball sealer dapat digunakan baik dalam acid fracturing dengan laju penginjeksian tinggi dan tekanan lebih besar daripada tekanan rekah formasi. Dan dapat pula digunakan pada operasi pengasaman matriks dengan laju injeksi rendah, tergantung pada specific gravitynya. Separti disebutkan sebelumnya, ball sealer digunakan pada cased hole completion untuk memblok sementara lubang perforasi permeabilitas tinggi. Bola-bola ditempatkan di perforasi karena pengaruh differential pressure antara bola dengan perforasi. Dan jika treatmen telah selesai dilakukan, bola-bola akan lepas dengan sendirinya dan setelah dilakukan pembersihan sumur siap diproduksikan.

8. Nitrogen

Nitrogen sering dipakai pada proses pengasaman. Pertama untuk foaming acid, kedua untuk enersi clean up pada reservoir bertekanan rendah, dan ketiga sebagai sumber gas bagi foam untuk diverter. Selain itu, nitrogen kadang digunakan untuk sumber gas lift sementara.

Foaming acid digunakan pada acid fracturing dimana viskositas foam membantu membuat rekahan dan sebagai retarder acidnya. Foamed acid tidak boleh dipakai untuk matrix acidizing karena viskositas foamed acid lebih besar dari abiasa, maka bisa terjadi fracture. Dengan adanya fracture, maka semua asam akan masuk ke rekahan.

9. Aromatic Solvent

Formasi dengan minyak berat, sludge (gumpalan atau endapan), asphalt dan scale berlapis minyak perlu digunakan aromatic solvent untuk melarutkannya agar kerja asam lebih baik lagi.

Solvent digunakan sebagai preflush atau pendispersi dalam fluida asam treatment untuk melarutkan hidrokarbon sehingga asam dapat bereaksi dengan material formasi atau materail asing penyumbat pori. Aromatic solvent yang umum digunakan yaitu xylene dan toluene. Jenis lain seperti A-Sol, N.L.Chekersol, Paravan G-15 dan Torgan. Kesemua jenis solvent ini memberikan fungsi yang sama untuk menghilangkan lapisan hidrokarbonBAB III

PENUTUP

Kesimpulan1. Stimulasi pengasaman matriks dilakukan bertujuan untuk memperbaiki permeabilitas batuan dan meningkatkan laju produksi migas.2. Konsep dasar stimulasi pengasaman matriks yaitu melarutkan batuan formasi dan material-material lain dengan zat asam dan beberapa additive

3. Pemilihan jenis asam dan additive akan menentukan keberhasilan dari stimulasi ini.

4. Pengasaman matriks bisa digunakan pada batuan karbonat (limestone, dolomite) maupun batu pasir (sandstone) walaupun jenis asam dan additive nya berlainan.

5. Stimulasi pengasaman (matrix stimulation) dikatakan berhasil jika laju produksi harian setelah pengasaman lebih besar dari laju produksi sebelum pengasaman.DAFTAR PUSTAKA

Allen, T.O, Robert, A.P, Production Operations, Well Completion, Workover and

stimulationDoherty, Henry L., Acidizing Fundamentals, Society of Petroleum Engineering, New York,

1979

Ferdianzah Rizky, Ryan. 2011. Tugas Akhir Evaluasi Hasil Stimulasi Matrix Acidizing Di

Sumur RFR-37 PT PERTAMINA EP REGION SUMATERA.Palembang : PAP

Halliburton Services. 2005. Chemical Services; Chemical Well Stimulation. A Halliburton

CompanyTjondrodipoetro, Bambang. 2005. Stimulation (Acidizing and Hydraulic Fracturing). Yayasan

IATMI : Yogyakarta

16