laporan kp pt. pertamina ep field limau

LAPORAN KERJA PRAKTEK

PT. PERTAMINA EP ASSET 2 FIELD LIMAU

PRABUMULIH, SUMATERA SELATAN

TUGAS KHUSUS

MENENTUKAN KECENDERUNGAN PEMBENTUKAN SCALE DENGAN

SIMULASI SCALE TENDENCY DAN METODE STIFF-DAVIS

PADA SUMUR PRODUKSI BELIMBING-XX

DISUSUN OLEH:

GALANG FARIZKY (121110121)

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA

FAKULTAS TEKNOLOGI INDUSTRI

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2015

ii

KATA PENGANTAR

Puji syukur penyusun panjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa yang telah

melimpahkan rahmat dan hidayah–Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan

laporan kerja praktek dan tepat pada waktunya. Oleh karena itu, pada kesempatan

kali ini penyusun mengucapkan terima kasih kepada :

1. Ir. Purwo Subagyo, M.T. selaku dosen pembimbing kerja praktek.

2. Ghani Ripandi Utomo selaku pembimbing lapangan.

3. Field Human Resources yang telah memberi kesempatan kerja praktek di PT.

Pertamina EP Asset 2 Field Limau, Prabumulih, Sumatera Selatan.

4. Semua pihak yang memberikan bantuan dan dukungan dalam menyelesaikan

laporan kerja praktek ini yang tidak dapat penyusun sebutkan satu per satu.

Penyusun menyadari laporan kerja praktek ini masih banyak kekurangan

dan jauh dari kesempurnaan. Oleh karena itu kritik dan saran yang membangun

sangat penyusun harapkan demi perbaikan laporan ini. Semoga laporan ini dapat

bermanfaat bagi pembaca dan pihak lain yang membutuhkan.

Yogyakarta, Agustus 2015

Penyusun

iii

DAFTAR ISI

HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................... i

KATA PENGANTAR ......................................................................................... ii

DAFTAR ISI ...................................................................................................... iii

DAFTAR TABEL ............................................................................................... v

DAFTAR GAMBAR .......................................................................................... vi

INTISARI .......................................................................................................... vii

BAB I PENDAHULUAN

I.1. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 2 Limau ....................................... 1

I.2. Area PT. Pertamina EP Asset 2 Limau ........................................................ 2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA

II.1. Minyak Bumi .............................................................................................. 3

II.2. Sumur Minyak ............................................................................................ 3

II.3. Metode Produksi ......................................................................................... 4

II.3.1. Metode Sembur Alam (Natural Flow) ............................................. 4

II.3.2. Metode Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift).................... 5

II.4. Operasi Produksi ......................................................................................... 7

II.4.1. Stasiun Pengumpul (SP) .................................................................. 8

II.4.2. Stasiun Pengumpul Utama (SPU) .................................................... 9

II.4.3. Stasiun Kompresor Gas (SKG) ...................................................... 10

II.4.4. Water Injection Plant (WIP) .......................................................... 11

BAB III TUGAS KHUSUS

III.1. Latar Belakang .......................................................................................... 12

III.2. Tujuan ....................................................................................................... 13

III.3. Ruang Lingkup.......................................................................................... 13

III.4. Tinjauan Pustaka ....................................................................................... 13

III.4.1. Scale .............................................................................................. 13

III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Terbentuk ........................................ 23

BAB IV PEMBAHASAN

IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan OLI ScaleChem 4.0 ..................... 30

IV.2. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale ....................................... 37

Metode Stiff-Davis .................................................................................... 37

IV.3. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale .................................................... 39

iv

BAB V PENUTUP

V.1. Kesimpulan ............................................................................................... 40

V.2. Saran ......................................................................................................... 40

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 41

LAMPIRAN

v

DAFTAR TABEL

Tabel 1. Komponen Utama dan Sifat Fisik Air Formasi .................................... 18

Tabel 2. Sifat Fisik Air Murni ........................................................................... 18

Tabel 4. Faktor Konversi Perhitungan Ionic Strength ........................................ 25

Tabel 5. Data Sumur Produksi Belimbing-XX................................................... 30

Tabel 6. Harga Kekuatan Ion (µ) ....................................................................... 37

vi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1. Peta Wilayah Operasi PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau ..... 2

Gambar 2. Bagian-Bagian Sumur Minyak .................................................... 4

Gambar 3. Well Head Sumur Sembur Alam ................................................. 5

Gambar 4. Sumur dan Bagian-Bagian Pompa ESP ....................................... 6

Gambar 5. Sumur dengan SRP ..................................................................... 7

Gambar 6. Bagan Laju Alir Produksi Crude Oil Field Limau ....................... 8

Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul Utama .................................... 9

Gambar 8. Ilustrasi Endapan Scale pada Pipa (A) dan Matriks

Formasi (B) .............................................................................. 14

Gambar 9. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap Kelarutan CaCO3

Pada Berbagai Temperatur ........................................................ 20

Gambar 10. Pengaruh Temperatur Terhadap Kelarutan Kalsium Karbonat ... 21

Gambar 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air ...................... 21

Gambar 12. Nilai K Pada Berbagai Suhu dan Kekuatan Ion ......................... 26

Gambar 13. Grafik Penentuan Harga pCa dan pAlk ..................................... 27

Gambar 14. Langkah Analisa Scale Tendency dengan Metode Stiff-Davis .... 28

Gambar 15. Data Air Brine dan Gas Sumur Produksi Belimbing-XX ........... 31

Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 1 (Bagian

Well Head) ............................................................................... 32

Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 2 ............................. 32




Gambar 21. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 6 (Bagian

Reservoir) ................................................................................. 34

Gambar 22. Hubungan Temperatur Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada

Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 35

Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada

Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 36

vii

INTISARI

PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau adalah salah satu aset dari PT.

Pertamina yang terletak di Limau, Prabumulih, Sumatera Selatan, yang memiliki

kegiatan mengambil dan mengeksploitasi minyak bumi dari sumur minyak

(reservoir). Masalah yang sering dihadapi di lapangan adalah adanya scale yang

terbentuk di dalam sumur dan berbagai peralatan produksi. Hal ini dapat

menyebabkan mengecilnya diameter pipa sehingga mengurangi laju produksi. Oleh

karena itu perlu dilakukan upaya pencegahan untuk mengurangi atau meminimalisir

terbentuknya scale.

Kecenderungan pembentukan scale dapat ditentukan dengan bantuan

software maupun dengan perhitungan. Simulasi Scale Tendency menggunakan OLI

ScaleChem 4.0 digunakan untuk memprediksi jenis scale yang terbentuk pada

kondisi tertentu dengan harga Scale Index sebagai parameter terbentuknya scale.

Sedangkan perhitungan dengan metode Stiff-Davis menghasilkan harga Stability

Index (SI) yang menunjukkan indikasi terbentuknya scale CaCO3. Hasil simulasi

Scale Tendency diketahui ada kecenderungan terbentuk scale CaCO3 pada sumur

produksi Belimbing-XX dengan harga Scale Index CaCO3 di bagian reservoir

sebesar 1,6743 dan di bagian well head sebesar 1,0975. Dari perhitungan dengan

metode Stiff-Davis diperoleh harga SI CaCO3 di bagian reservoir sebesar 3,3478

dan di bagian well head sebesar 1,9126.

Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency dan perhitungan dengan metode

Stiff-Davis menunjukkan bahwa ada indikasi scale CaCO3 terbentuk mulai dari

dalam reservoir hingga bagian well head. Oleh karena itu upaya untuk

meminimalisir terbentuknya endapan tersebut dilakukan dengan menginjeksikan

scale inhibitor ke dalam sumur secara kontinyu.

Laporan Kerja Praktek

Galang Farizky (121110121)

1

BAB I

PENDAHULUAN

I.1. Sejarah Singkat PT. Pertamina EP Asset 2 Limau

Lapangan Produksi Limau Barat merupakan salah satu aset Pertamina

Region Sumatra yang terletak di Kecamatan Rambang Dangku, Muara Enim. Pada

tahun 1989 telah ditangani kontrak kerja antara Pertamina UBEP Prabumulih pada

waktu itu dengan perusahaan minyak Husky Oil yang berpusat di Kanada, wilayah

kerjanya terletak di Lapangan Limau Barat. Lapangan ini berpusat di Kecamatan

Rambang Dangku, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan yang pengelolaannya

dikerjakan secara Joint Operating Body (JOB).

Pada tahun 1992 wilayah operasi JOB-Husky Oil Limau bertambah, yaitu :

Lapangan Limau Timur

Lapangan Belimbing

Lapangan Karangan

Lapangan Krayan

yang luasnya meliputi 3 kecamatan yaitu Rambang Dangku, Rambang Lubai, dan

Gunung Megang, dengan sistem pembagian hasil produksi yang sama.

Kemudian pada tanggal 1 Juli 1997 Husky memilih cabut dari Lapangan

Limau dan menjual sahamnya kepada JOB Sea-Union Energy, Hongkong. Produksi

puncak terjadi pada tahun 1998 sebesar 8000 BOPD.

Pada tahun 2005 JOB Pertamina Sea-Union Energi (Limau) berubah menjadi

Unit Bisnis Pertamina EP Limau yang sebelumnya dipegang oleh IPOA selama

setahun sebagai masa transisi. Kemudian pada tanggal 1 Maret 2013 terjadi

perubahan struktur organisasi di PT. Pertamina EP, dari PT. Pertamina EP Field

Limau menjadi PT Pertamina EP Asset 2 Field Limau.

PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau mempunyai kurang lebih 73 sumur

produksi, akan tetapi tidak semua sumur produksi secara bersamaan, ada sebagian

yang terus berproduksi dan ada juga yang berproduksi sebagian. Berdasarkan data

lapangan kapasitas total produksi Field Limau bisa mencapai +/- 76797 barrel/day



2

gross, sedangkan untuk nett nya mencapai +/- 7534 barrel/day, semua minyak hasil

produksi disalurkan menuju Stasiun Pengumpul Utama (SPU).

I.2. Area PT. Pertamina EP Asset 2 Limau

Daerah operasional PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau memiliki luas

area sekitar 211 km2 yang terletak antara Kabupaten Muara Enim dan Kota Limau.

Lebih tepatnya daerah operasional Field Limau berada di 3 kecamatan yaitu,

Rambang Dangku, Rambang Lubai, dan Gunung Megang yang terletak di

Kabupaten Muara Enim, terdiri dari 5 struktur yaitu:

1. Struktur Limau Barat

2. Struktur Limau Tengah

3. Struktur Niru

4. Struktur Belimbing

5. Struktur Karangan

Gambar 1. Peta Wilayah Operasi PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau

TL.Gula Mus

DO

Un

Ray

Jen

Pengle

Ker

Lag

Rambut

Benak

Bar

Kay

Jir

Sel

Tl.Ak

Benak

Uta

Ibu

Benaka

Tin

Jinji Betung B.L

Betung Brt

Der

Sukara

Depa

Loyak

Dewa Se.Ibul

Raja

Benuang G.Kemala

Pandan Petanang

Pbm Barat

Jambu

Lembak

Tl.Jimar TT.Barat

TT.Timur

Tangai Tj.Miring Timur

Tj.Miring Barat

Bar

Betung

Tupai Harimau

Kijang

Siamang

Air Lubai

Beringin B

A

D F

E

H Karang Dewa

Kuang Pagar Dewa Prabumenang

Paninjauan

Merbau

K. Minyak Batu Keras

Suban Jeriji S. Taham

Kijahan L. Langu

Bangko

Tasim

Candi

Karangan Karangan

TEBING TINGGI

MUARA

ENIM

Jay

JOB P-TALISMAN 0 25 KM

Betun

ABAB

Bunian

Sop

Kemang

Tundan PRABUMULIH

Singa

Tepus

A.Padiam

Tj.Bulan Ogan

Kupang

RADIANT PILONA PTR

Senabing

Sengkuang

A.Banjarsari

LAHAT PRODU

NON

PSC, JOB,

AMERADA HESS

SURYA RAYA TELADAN

EXSPA

N

EXSPAN

EXSP

AMERADA HESS WESTERN

RESOURCES

Gambir

MUSI

BERINGIN-A

MERBAU

Bern

ai

AIR

JA

PALE

LAMP

UBEP

Ten



3

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

II.1. Minyak Bumi

Minyak bumi adalah campuran kompleks hidrokarbon ditambah senyawa-

senyawa organik dari sulfur, oksigen, nitrogen, dan senyawa-senyawa yang

mengandung konstituen logam, terutama nikel, besi, dan tembaga. Selain itu,

minyak bumi juga berasal dari kata petroleum yang secara etomologi berarti minyak

bebatuan, sebuah bahan organik alamiah yang terutama tersusun atas hidrokarbon

dalam bentuk cairan atau gas dalam perangkap geologis. Berdasarkan teori organik,

minyak bumi terbentuk dari sisa-sisa tanaman dan hewan yang telah mati jutaan

tahun lalu dan terkumpul pada dasar laut. Melalui proses sedimentasi selama jutaan

tahun dan disertai tekanan yang sangat besar dan kenaikan temperatur secara terus

menerus, minyak bumi dan gas alam akan terbentuk. Minyak bumi terbentuk pada

rentang temperatur 100-200 oC, sedangkan pada temperatur di atas 160 oC

umumnya yang terbentuk adalah gas alam.

II.2. Sumur Minyak

Dalam dunia perminyakan umumnya dikenal tiga macam jenis sumur.

Pertama, sumur eksplorasi (sering disebut juga wildcat) yaitu sumur yang dibor

untuk menentukan apakah terdapat minyak atau gas di suatu tempat yang sama

sekali baru. Jika sumur eksplorasi menemukan minyak atau gas, maka beberapa

sumur konfirmasi (confirmation well) akan dibor di beberapa tempat yang berbeda

di sekitarnya untuk memastikan apakah kandungan hidrokarbonnya cukup untuk

dikembangkan. Ketiga, sumur pengembangan (development well) adalah sumur

yang dibor di suatu lapangan minyak yang telah eksis. Tujuannya untuk mengambil

hidrokarbon semaksimal mungkin dari lapangan tersebut.

Istilah sumuran lainnya :

Sumur produksi yaitu sumur yang menghasilkan hidrokarbon, baik minyak, gas

ataupun keduanya. Aliran fluida dari bawah ke atas.



4

Sumur injeksi yaitu sumur untuk menginjeksikan fluida tertentu ke dalam

formasi. Aliran fluida dari atas ke bawah.

Sumur vertikal : sumur yang bentuknya lurus dan vertikal.

Sumur berarah (directional well) : sumur yang bentuk geometrinya tidak lurus

vertikal, bisa berbentuk huruf S, J, atau L.

Sumur horisontal: sumur dimana ada bagiannya berbentuk horisontal.

Merupakan dari sumur berarah.

Gambar 2. Bagian-Bagian Sumur Minyak

II.3. Metode Produksi

Metode pengangkatan fluida dari dasar sumur ke permukaan disesuaikan

dengan tekanan reservoir nya. Beberapa metode produksi adalah sebagai berikut.

II.3.1. Metode Sembur Alam (Natural Flow)

Apabila tekanan reservoir cukup besar sehingga mampu mendorong

fluida reservoir dari reservoir ke permukaan. Keadaan demikian umumnya hanya



5

ditemui pada masa permulaan produksi dan ini tidak dapat dipertahankan karena

adanya penurunan tekanan reservoir.

Pada metode produksi sembur alam, untuk memproduksikan minyak

dilakukan dengan memanfaatkan energi alamiah reservoir dan tanpa

menggunakan peralatan pembantu untuk mengangkat minyak dari dalam

reservoir sampai ke permukaan. Usaha yang harus dilakukan untuk mengambil

cadangan secara maksimal adalah dengan menganalisa performance dari sumur

yang hasilnya berguna untuk menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai.

Gambar 3. Well Head Sumur Sembur Alam

II.3.2. Metode Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift)

Selama berlangsungnya produksi tekanan reservoir akan mengalami

penurunan. Bila pada suatu saat tekanan reservoir sudah tidak mampu lagi untuk

mengalirkan minyak sampai permukaan atau laju aliran yang dihasilkan sudah

sangat tidak ekonomis lagi, maka untuk mengangkat minyak dari dasar sumur

digunakan cara yang disebut pengangkatan buatan atau artificial lift.

Ada beberapa metode dalam artificial lift ini, di antaranya adalah gas lift,

Sucker Rod Pump (SRP) dan Electrical Submersible Pump (ESP). Yang paling

banyak digunakan saat ini oleh PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau adalah ESP

dan SRP.



6

A. Electrical Submersible Pump (ESP)

Electric Submersible Pump (ESP) adalah pompa yang dimasukkan ke

dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara

pengangkatan buatan dan digerakkan oleh motor listrik. Peralatan pompa listrik

submersible terdiri dari pompa sentrifugal, protector dan motor listrik. Unit ini

ditenggelamkan di cairan, disambung dengan tubing dan motornya

dihubungkan dengan kabel ke permukaan yaitu dengan switchboard dan

transformator.

Gambar 4. Sumur dan Bagian-Bagian Pompa ESP

B. Pompa Angguk (Sucker Rod Pump)

Pompa angguk adalah merupakan salah satu metode pengangkatan di

mana untuk mengangkat minyak dari dalam sumur ke permukaan digunakan

pompa dengan rod (tangkai pompa).



7

Gambar 5. Sumur dengan SRP

Pompa angguk dipakai untuk sumur-sumur lurus dan vertikal. Pompa

angguk (sucker rod) sangat dikenal di lapangan karena menyesuaikan terhadap

fluktuasi laju aliran produksi, tidak mudah rusak, mudah diperbaiki, biaya

operasi dan biaya perawatan relatif lebih murah.

II.4. Operasi Produksi

Kegiatan operasi produksi minyak mentah PT. Pertamina EP Asset 2 Field

Limau dilakukan mulai dari sumur-sumur di lapangan hingga pemisahannya di

berbagai fasilitas yang tersedia.

Stasiun Pengumpul (SP) merupakan fasilitas untuk memisahkan minyak

mentah (crude oil) dengan komponen air dan gas dari fluida produksi yang dialirkan

langsung dari sumur produksi. Minyak mentah yang telah dipisahkan dari air dan

gas kemudian dialirkan ke Stasiun Pengumpul Utama (SPU) yang selanjutnya

ditampung di Pusat Pengumpulan Produksi (PPP). Sebelum dialirkan ke PPP,

minyak mentah dipisahkan lagi di SPU supaya kadar airnya (water cut) tidak

melebihi batas maksimum, yaitu 0,5%. Jika kadar air dalam minyak mentah masih

cukup banyak (≥ 0,5%) maka harus dipisahkan lagi di dalam wash tank.

Minyak mentah yang ditampung di PPP akan dikirimkan ke Refinery Unit

Plaju untuk diolah lebih lanjut. Sementara itu, air hasil pemisahan di SP dan SPU

akan ditreatment untuk dijadikan sebagai air injeksi. Fasilitas yang mengolah air

injeksi ini adalah Water Injection Plant (WIP) yang ada di SPU dan setiap SP.



8

Sedangkan gas yang telah dipisahkan di SP kemudian dialirkan ke Stasiun

Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar.

Gambar 6. Bagan Laju Alir Produksi Crude Oil Field Limau

II.4.1. Stasiun Pengumpul (SP)

PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau memiliki 7 Stasiun Pengumpul (SP),

antara lain SP 2 di blok Limau Barat; SP 3 di blok Limau Tengah; SP 8, SP 11 dan

SP Niru di blok Niru; SP Belimbing di blok Belimbing; dan SP Karangan di blok

Karangan. Stasiun Pengumpul merupakan fasilitas untuk memisahkan minyak

mentah (crude oil) dengan komponen air dan gas dari fluida produksi yang

dialirkan langsung dari sumur produksi.

Fluida produksi dari beberapa sumur masuk ke SP melalui header manifold,

fungsinya adalah untuk menyeragamkan aliran. Selanjutnya fluida dialirkan ke

separator untuk dipisahkan cairan dan gasnya. Minyak mentah yang masih

bercampur dengan air hasil pemisahan oleh separator dimasukkan ke dalam wash

tank untuk dipisahkan lagi. Minyak mentah yang sudah terpisah dengan air akan

masuk ke tangki produksi selanjutnya dialirkan menuju SPU. Ssedangkan air

tersebut masuk ke skim tank untuk diolah dan dijadikan sebagai air injeksi.

Hasil atas separator yang berupa gas masuk ke dalam scrubber, selanjutnya

dikirimkan ke Stasiun Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar.

Berikut adalah bagan laju alir Stasiun Pengumpul.



9

Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul

II.4.2. Stasiun Pengumpul Utama (SPU)

Stasiun Pengumpul Utama merupakan tempat semua minyak mentah yang

telah dipisahkan di berbagai SP dikumpulkan. Minyak hasil pemisahan di SP

masih banyak mengandung air sehingga perlu dipisahkan lagi di SPU. Karena itu

di SPU hanya terdapat fasilitas pemisahan minyak dan air.

Gambar 7. Diagram Alir Stasiun Pengumpul Utama

Minyak dari SP yang masih mengandung air cukup banyak masuk ke SPU

melalui header dan langsung masuk ke wash tank. Di dalam wash tank terjadi



10

pemisahan lagi antara minyak dan air. Setelah dipisahkan, minyak masuk ke tangki

produksi sedangkan air masuk ke skim tank dan water storage tank.

Di dalam SPU terdapat sebuah laboratorium sederhana yang digunakan

untuk menentukan kadar air dalam minyak dari tangki produksi. Batas maksimum

kandungan air yang diijinkan adalah 0,5 %. Apabila kadar air dalam minyak

melebihi 0,5 % maka minyak mentah belum bisa dikirmkan ke Pusat Pengumpulan

Produksi (PPP).

II.4.3. Stasiun Kompresor Gas (SKG)

Stasiun Kompresor Gas adalah fasilitas pengolahan gas dari fluida

produksi. Tepatnya gas hasil pemisahan dari SP diolah di sini. Sebelum dijadikan

bahan bakar, gas tersebut harus kering karena kondisinya masih mengandung

banyak cairan. Jika tidak dipisahkan atau dikeringkan terlebih dahulu dan langsung

dipakai untuk bahan bakar, mesin dapat mengalami kerusakan. Gas yang masih

basah dapat menyebabkan korosi pada mesin.

Gambar 9. Diagram Alir Stasiun Kompresor Gas

Gas dari SP masuk ke scrubber LP, di mana tekanannya kurang lebih 40

psi. Di dalam scrubber LP gas mengalami pemisahan dengan cairan yang terbawa,

kemudian gas yang lebih kering ditampung dalam tangki. Selanjutnya gas tersebut

dikompresi menggunakan kompresor bertingkat sehingga tekanannya menjadi



11

lebih besar, yaitu kurang lebih 500 psi. Setelah dikompresi kemudian gas dialirkan

ke scrubber HP untuk menjamin bahwa gas tersebut benar-benar kering dan bisa

digunakan untuk fuel engine. Gas yang telah ditreatment di SKG akan

dikembalikan ke SP untuk fuel engine dan ke sumur-sumur sebagai fuel engine

untuk menjalankan Electrical Submersible Pump dan Sucker Rod Pump.

II.4.4. Water Injection Plant (WIP)

Fasilitas ini merupakan pengolahan air brine dari fluida produksi yang

berada di Stasiun Pengumpul. Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, air yang

sudah terpisah dengan minyak di dalam wash tank akan masuk ke skim tank. Di

dalam skim tank, air brine yang bercampur dengan kotoran ditampung. Kemudian

air tersebut disaring dengan dilewatkan pada media filter. Air bersih dari media

filter disaring lagi menggunakan catridge filter yang ukuran filternya lebih kecil

dari media filter, yaitu 10 mikron. Sedangkan sebagian air dari media filter yang

masih kotor akan masuk ke backwash tank untuk dikembalikan ke dalam skim

tank. Hasil penyaringan dengan catridge filter kemudian ditampung di dalam

water storage tank. Selanjutnya air brine siap dipompa ke sumur injeksi untuk

dikambalikan ke dalam bumi.

Gambar 10. Diagram Alir Water Injection Plant



12

BAB III

TUGAS KHUSUS

MENENTUKAN KECENDERUNGAN PEMBENTUKAN SCALE DENGAN

SIMULASI SCALE TENDENCY DAN METODE STIFF-DAVIS PADA

SUMUR PRODUKSI BELIMBING-XX

III.1. Latar Belakang

Dalam kegiatan produksi, suatu sumur minyak akan menghasilkan air,

minyak, dan gas. Ketiganya mengalir dari reservoir menuju permukaan melalui

peralatan sub surface kemudian menuju ke peralatan surface melalui flowline ke

stasiun pengumpul. Adanya friksi antara fluida dengan dinding pada flowline

selama aliran fluida, dapat mengakibatkan perubahan tekanan dan laju alir fluida.

Dari fenomena tersebut, dapat menyebabkan terjadinya endapan di dinding pipa

dan menyebabkan terganggunya aliran karena pengecilan diameter dalam (inside

diameter) pipa. Masalah produksi ini umumnya terjadi baik pada bagian sub surface

maupun surface facilities di suatu lapangan minyak, di antaranya adalah masalah

scale, korosi, emulsi, dan lainnya.

Untuk masalah scale, terbentuk dari adanya senyawa ion-ion baik kation

maupun anion yang terbawa oleh air formasi selama sumur berproduksi. Dengan

meningkatnya water cut, adanya perubahan tekanan dan temperatur akan

mempercepat terjadinya pembentukan endapan. Masalah ini harus ditangani secara

efektif dan efisien, karena jika tidak akan mengganggu kinerja produksi minyak dan

mengurangi reliabilitas dari surface facilities itu sendiri.

Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk

pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak

bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO4.

Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Akibat dari pembentukan Scale pada

operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat

tersumbatnya pompa, valve, fitting, dan aliran.



13

Penyebab terbentuknya deposit scale adalah terdapatnya senyawa-senyawa

tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada keadaan

kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan senyawa-

senyawa pembentuk scale ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur, konsentrasi

ion-ion lain dan gas terlarut). Untuk mengidentifikasi jenis scale yang terbentuk

dapat dilakukan melalui perhitungan dari kecenderungan terbentuknya scale yang

dinyatakan dengan Scaling Index. Perhitungan tersebut dapat dilakukan dengan

menggunakan metode Stiff-Davis atau dengan bantuan simulasi Scaling Tendency

menggunakan OLI ScaleChem 4.0.

Setelah diindikasikan jenis scale yang terbentuk di sumur produksi tersebut,

direncanakan langkah preventif dengan melakukan injeksi scale inhibitor pada titik

di mana scale mulai terbentuk.

III.2. Tujuan

Pelaksanaan tugas khusus ini bertujuan untuk mengidentifikasi jenis scale

yang dominan terbentuk dari suatu sumur produksi dan upaya mengurangi

pembentukannya.

III.3. Ruang Lingkup

Ruang lingkup dari tugas ini adalah perhitungan Scale Tendency dan

Stability Index yang dilakukan berdasarkan pada data-data yang diperoleh dari

sumur produksi Belimbing-XX.

III.4. Tinjauan Pustaka

III.4.1. Scale

A. Pengertian

Istilah scale dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk

pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi

minyak bumi sering ditemui mineral scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan

MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO3 adalah jenis

scale yang paling sering ditemui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari



14

pembentukan scale pada operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya

produktivitas sumur akibat tersumbatnya lubang perforasi, pompa, dan peralatan

produksi lainnya.

Scale merupakan endapan yang terbentuk dari proses kristalisasi dan

pengendapan mineral yang terkandung dalam air formasi. Pembentukan scale

biasanya terjadi pada bidang-bidang yang bersentuhan secara langsung dengan air

formasi selama proses produksi, seperti pada matrik dan rekahan formasi, lubang

sumur, rangkaian pompa dalam sumur (downhole pump), pipa produksi, pipa

selubung, pipa alir, serta peralatan produksi di permukaan (surface facilities).

Adanya endapan scale pada peralatan di atas, dapat menghambat aliran

fluida baik dalam formasi, lubang sumur maupun pada pipa-pipa di permukaan.

Pada matriks formasi, endapan scale akan menyumbat aliran dan menurunkan

permeabilitas batuan. Sedangkan pada pipa, hambatan aliran terjadi karena

adanya penyempitan volume alir fluida serta penambahan kekasaran permukaan

pipa bagian dalam.

Penampang Pipa

Endapan Scale

Scale

Aliran Air

Matriks Batuan Minyak

A

B

Gambar 8. Ilustrasi Endapan Scale pada Pipa (A) dan Matriks Formasi (B)

(Sari, 2011)



15

B. Jenis Scale

Senyawa-senyawa yang berbentuk padatan dan mempunyai

kecenderungan untuk membentuk endapan scale antara lain adalah kalsium

karbonat (CaCO3), gipsum atau kalsium sulfat (CaSO4.2H2O), dan barium sulfat

(BaSO4). Endapan scale yang lain adalah stronsium sulfat (SrSO4) yang

mempunyai intensitas pembentukan rendah dan kalsium sulfat (CaSO4), yang

biasa terbentuk pada peralatan pemanas, yaitu boiler dan heater trater, serta scale

dengan komponen besi, seperti besi karbonat (FeCO3), besi sulfida (FeS) dan besi

oksida (Fe2O3).

Dari sekian banyak jenis scale yang dapat terbentuk, hanya sebagian kecil yang

sering kali dijumpai pada industri perminyakan.

Tabel 3. Endapan Scale yang Umum Terdapat di Lapangan Minyak

Jenis Scale Rumus Kimia Faktor yang Berpengaruh

Kalsium Karbonat

(Kalsit) CaCO3

• Penurunan tekanan (CO2)

• Perubahan temperatur

• Kandungan garam terlarut

• Perubahan keasaman (pH)

Kalsium Sulfat

Gypsum

CaSO4

CaSO4 . 2H2O

• Perubahan tekanan dan

temperatur


Barium Sulfate

Strontium Sulfate

BaSO4

SrSO4

• Perubahan tekanan dan

temperatur


Besi Karbonat

Sulfida Besi

Ferrous Hydroxide

Ferric Hydroxide

Oksida Besi

FeCO3

FeS

Fe(OH)2

Fe(OH)3

Fe2O3

• Korosi

• Kandungan gas terlarut

• Derajat keasaman (pH)

(Harberg, 1992)



16

C. Mekanisme Pembentukan Scale

Faktor utama yang berpengaruh terhadap pembentukan, pertumbuhan

kristal serta pengendapan scale antara lain adalah perubahan kondisi reservoir

(penurunan tekanan reservoir dan perubahan temperatur), pencampuran dua jenis

fluida yang mempunyai susunan mineral tidak sesuai, adanya supersaturasi,

penguapan (akibat dari perubahan konsentrasi), pengadukan (agitasi, pengaruh

dari turbulensi), waktu kontak antara padatan dengan permukaan media

pengendapan serta perubahan pH.

Mekanisme pembentukan endapan scale berkaitan erat dengan komposisi

air di dalam formasi. Secara umum, air mengandung ion-ion terlarut, baik itu

berupa kation (Na+, Ca2+, Mg2+, Ba2+, Sr2+ dan Fe3+), maupun anion (Cl-, HCO3-,

SO42-dan CO3

2-). Kation dan anion yang terlarut dalam air akan membentuk

senyawa yang mengakibatkan terjadinya proses dilarutkan dalam zat pelarut pada

kondisi fisik tertentu. Proses terlarutnya ion-ion dalam air formasi merupakan

fungsi dari tekanan, temperatur serta waktu kontak (contact time) antara air

dengan media pembentukan. Air mempunyai batas kemampuan dalam menjaga

senyawa ion-ion tersebut tetap dalam larutan, sehingga pada kondisi tekanan dan

temperatur tertentu, dimana harga kelarutan terlampaui, maka senyawa tersebut

tidak akan terlarut lagi, melainkan terpisah dari pelarutnya dalam bentuk padatan.

Dalam proses produksi, perubahan kelarutan terjadi seiring dengan

penurunan tekanan dan perubahan temperatur selama produksi. Perubahan angka

kelarutan pada tiap zat terlarut dalam air formasi akan menyebabkan

terganggunya keseimbangan dalam air formasi, sehingga akan terjadi reaksi kimia

antara ion positif (kation) dan ion negatif (anion) dengan membentuk senyawa

endapan yang berupa kristal.

Dari penjelasan di atas, kondisi-kondisi yang mendukung pembentukan

dan pengendapan scale antara lain adalah sebagai berikut :

Air mengandung ion-ion yang memiliki kecenderungan untuk membentuk

senyawa-senyawa yang mempunyai angka kelarutan rendah.

Adanya perubahan kondisi fisik atau komposisi air yang akan menurunkan

kelarutan lebih rendah dari konsentrasi yang ada.



17

Kenaikan temperatur akan menyebabkan terjadinya proses penguapan,

sehingga akan terjadi perubahan kelarutan.

Air formasi yang mempunyai derajat keasaman (pH) besar akan mempercepat

terbentuknya endapan scale.

Pengendapan scale akan meningkat dengan lamanya waktu kontak dan ini

akan mengarah pada pembentukan scale yang lebih padat dan keras.

Proses pembentukan endapan scale dapat dikategorikan dalam tiga

tahapan pokok, yaitu:

1. Tahap Pembentukan Inti (Nukleasi)

Pada tahap ini ion-ion yang terkandung dalam air formasi akan mengalami

reaksi kimia untuk membentuk inti kristal. Inti kristal yang terbentuk sangat

halus sehingga tidak akan mengendap dalam proses aliran.

2. Tahap Pertumbuhan Inti

Pada tahap pertumbuhan inti kristal akan menarik molekul-molekul yang lain,

sehingga inti akan tumbuh menjadi butiran yang lebih besar, dengan diameter

0,001 – 0,1 μ (ukuran koloid), kemudian tumbuh lagi sampai diameter 0,1 –

10 μ (kristal halus). Kristal akan mulai mengendap saat pertumbuhannya

mencapai diameter > 10 μ (kristal kasar).

3. Tahap Pengendapan

Kecepatan pengendapan kristal dipengaruhi oleh ukuran dan berat jenis kristal

yang membesar pada tahap sebelumnya. Selain itu proses pengendapan juga

dipengaruhi oleh aliran fluida pembawa, dimana kristal akan mengendap

apabila kecepatan pengendapan lebih besar dari kecepatan aliran fluida.

(Siswoyo, 2005)

C. Komposisi Kimia dan Sifat Fisik Air Formasi

Karakteristik air formasi yang perlu diketahui adalah komposisi kimia

serta sifat fisik dari air formasi tersebut. Air formasi biasanya mengandung

sejumlah zat (impuritis) yang terbentuk sebagai akibat dari kontak antara air

tersebut dengan batuan formasi. Selain itu, air formasi juga mengandung padatan

yang berbentuk suspensi serta gas terlarut. Karakteristik air formasi secara garis



18

besar dipengaruhi oleh keberadaan komponen-komponen tersebut, serta

fenomena yang terjadi pada komponen-komponen tersebut berkaitan dengan

adanya perubahan kondisi reservoir.

Scale terbentuk pada sistem air yang memiliki komponen utama yang

harus diketahui antara lain adalah ion-ion yang terkandung di dalam air, serta sifat

fisik air yang berhubungan dengan proses pembentukan scale. Tabel 1 berikut ini

menunjukkan komponen utama dan sifat fisik dari air formasi, sedangkan pada

Tabel 2 menunjukkan sifat fisik air dalam keadaan murni.

Tabel 1. Komponen Utama dan Sifat Fisik Air Formasi

Ion-Ion Sifat Lainnya

Kation

Kalsium (Ca)

Magnesium (Mg)

Natrium (Na)

Besi (Fe)

Barium (Ba)

Stronsium (Sr)

Anion

Klorida (Cl)

Karbonat (CO3)

Bikarbonat (HCO3)

Sulfat (SO4)

Keasaman (pH)

Padatan tersuspensi

Temperatur

Specific Gravity

Gas terlarut, oksigen,

karbondioksida

Sulfida (pada H2S)

Populasi bakteri

Kandungan minyak

(William, 1990)

Tabel 2. Sifat Fisik Air Murni

Berat molekul

Densitas (4 oC)

Titik beku

Titik didih

18 gr/mol

1 gr/ml

0 oC

100 oC

(Perry, 1997)



19

E. Scale Kalsium Karbonat (CaCO3)

Scale kalsium karbonat merupakan endapan senyawa CaCO3 (kalsit) yang

terbentuk dari hasil reaksi antara ion kalsium (Ca) dengan ion karbonat (CO32-)

ataupun dengan ion bikarbonat (HCO3-), dengan reaksi pembentukan sebagai

berikut:

Ca 2+ + CO3 2- CaCO3

Ca 2+ + 2(HCO3 -) CaCO3 + CO2 + H2O

Kondisi yang mempengaruhi pembentukan scale kalsium karbonat antara

lain adalah perubahan kondisi reservoir (tekanan dan temperatur), alkalinitas air,

serta kandungan garam terlarut, dimana kecenderungan terbentuknya scale

kalsium karbonat akan meningkat dengan:

meningkatnya temperatur

penurunan tekanan parsial CO2

peningkatan pH

penurunan kandungan gas terlarut secara keseluruhan

Selain hal-hal yang telah disebutkan di atas, turbulensi aliran dan lamanya

waktu kontak (contact time) juga berpengaruh terhadap kecepatan pengendapan

dan tingkat kekerasan kristal yang terbentuk.

(Siswoyo, 2005)

F. Faktor yang Mempengaruhi Pembentukan Scale Kalsium Karbonat

1. Pengaruh CO2

Keberadaan CO2 dalam air akan meningkatkan kelarutan CaCO3 dalam

air. Pada waktu CO2 terlarut dalam air, senyawa tersebut akan membentuk asam

karbonat, dengan reaksi ionisasi sebagai berikut:

CO2 + H2O H2CO3

H2CO3 H+ + HCO3-

HCO3- H+ + CO3

2-

Pengaruh lain CO2 adalah meningkatnya tekanan dalam sistem, yang

besarnya dipengaruhi oleh tekanan parsial CO2. Besarnya tekanan parsial CO2

sendiri sebanding dengan fraksi mol CO2 dalam gas dikalikan dengan tekanan



20

total dalam sistem. Apabila terdapat perubahan tekanan dalam sistem maka

jumlah CO2 yang larut dalam air akan semakin banyak, sesuai dengan reaksi

sebagai berikut :

Ca(HCO3)2 (l) ↔ H2O (l) + CO2 (l) + CaCO3 (s)

Apabila konsentrasi CO2 dalam larutan bertambah, maka reaksi di atas

akan bergeser ke kiri dan air akan menjadi lebih asam (pH turun) serta

pembentukan CaCO3 akan berkurang. Sedangkan apabila tekanan dalam sistem

turun, maka CO2 akan terbebaskan dari larutan. Pada kondisi yang demikian,

tekanan parsial CO2 akan berkurang, sehingga reaksi akan bergeser ke arah

kanan, yang menyebabkan pH air akan meningkat dan terjadi pengendapan

CaCO3. Besarnya kelarutan CaCO3 akan bertambah dengan meningkatnya

tekanan parsial CO2, di mana pengaruh tersebut akan berkurang dengan adanya

kenaikan temperatur, seperti yang terlihat pada Gambar 9.

0

20

40

60

80

100

120

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

20o

40

o

80

o

100

o

10o

60

o

Kelarutan CaCO (gr/lt)3

Teka

na

n P

artia

l C

O (

ba

rs)

2

Gambar 9. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap Kelarutan CaCO3 pada

Berbagai Temperatur

(Sari, 2011)

2. Pengaruh Temperatur

Kelarutan kalsium karbonat akan semakin berkurang dengan

bertambahnya temperatur, sehingga semakin besar temperatur air maka tingkat

kecenderungan terbentuknya scale CaCO3 akan semakin besar. Pengaruh

tersebut dapat dilihat pada Gambar 10.



21

Gambar 10. Pengaruh Temperatur Terhadap Kelarutan Kalsium Karbonat

(Sari, 2011)

Pengaruh tersebut dapat terjadi karena kenaikan temperatur air akan

menyebabkan adanya penguapan sehingga jumlah air akan berkurang, sehingga

berdasarkan reaksi di atas maka reaksi akan bergeser ke arah kanan dan scale

kalsium karbonat akan terbentuk.

3. Pengaruh pH

Kandungan CO2 dalam air akan berpengaruh terhadap pH air sehingga

akan mempengaruhi kelarutan CaCO3. Apabila pH air meningkat, maka

semakin besar pula kecenderungan terbentuknya scale kalsium karbonat,

demikian juga sebaliknya, semakin rendah harga pH air, kecenderungan

tersebut akan semakin kecil.

4,2

4,1

4,0

3,9

3,8

3,7

3,6

3,50 0,5 1,0 1,5 2.0

Tekanan Partial CO (bars)2

De

raja

t Ke

asa

ma

n,

pH

15o

25o

40o

Gambar 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air

(Sari, 2011)



22

4. Pengaruh Garam Terlarut

Kadar kelarutan CaCO3 akan meningkat dengan bertambahnya

kandungan garam terlarut dalam air, tetapi apabila garam-garam tersebut sudah

mencapai batas kelarutannya, yaitu suatu kondisi dimana hasil kali kelarutan

zat-zat semula sama dengan hasil kali kelarutan zat-zat yang terbentuk, maka

kadar kelarutan CaCO3 akan menurun.

5. Pressure Drop

Data pressure drop dapat mengindikasikan ada tidaknya scale di

sepanjang aliran produksi. Dari analisis pressure drop pada sistem sumur dan

peralatan permukaan, dapat menunjukkan bahwa terjadi perubahan tekanan

yang berelasi terhadap perubahan laju alir pada wellhead, sebelum dan sesudah

penggantian flowline ataupun sebelum dan sesudah acid job.

Pengamatan ini bertujuan untuk mengetahui adanya perubahan tekanan

antara wellhead (flowline upstream) dan manifold (flowline downstream).

Apabila ada kecenderungan meningkatnya pressure drop dan penurunan laju

alir produksi, maka diindikasikan adanya scale yang terbentuk pada pipa tubing

maupun flowline. Hal ini dapat disebabkan karena adanya penumpukan endapan

di dinding pipa yang menyebabkan inside diameter (ID) pipa mengecil,

sehingga menyebabkan penurunan aliran laju produksi akibat naiknya pressure

drop.

(Harberg, 1992)

G. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale

Pencegahan terbentuknya scale adalah usaha preventif yang dilakukan

sebelum terbentuknya endapan scale. Pada kenyataannya proses pembentukan

scale sama sekali tidak dapat dicegah, sehingga upaya yang dilakukan semata-

mata hanyalah meminimalisir pembentukan dan terutama pengendapan scale,

sehingga permasalahan yang terjadi sebagai akibat dari pengendapan tersebut

dapat dicegah dan diminimalisir. Salah satu cara untuk mencegah terjadinya scale

yaitu dengan cara menjaga kation-kation pembentuk scale tetap berada dalam



23

larutannya. Zat-zat kimia yang ditambahkan dalam air berfungsi sebagai

pencegah terbentuknya scale (scale inhibitor) di dalam larutan tersebut.

Scale inhibitor merupakan suatu bahan kimia yang berfungsi untuk

menjaga anion-kation pembentuk scale tetap berada dalam larutannya. Untuk

memenuhi kebutuhan tersebut, diperlukan kecepatan injeksi yang didasarkan

pada jumlah produksi fluida total dan bahan kimianya yang harus dipompakan

sedemikian rupa, sehingga konsentrasinya tidak kurang dari batas minimum yang

diijinkan dan dosis yang digunakan. Setelah penentuan jenis scale inhibitor, perlu

diperhatikan beberapa hal berikut agar diperoleh hasil yang maksimal, yaitu:

a. Scale inhibitor harus ditambahkan pada titik dimana kristal scale mulai

terbentuk. Ini berarti bahwa inhibitor harus diinjeksikan pada upstream area

yang bermasalah. Dalam hal ini adalah pada sumur produksi.

b. Scale inhibitor harus diinjeksikan secara kontinyu agar selalu mencegah

terbentuknya kristal scale dalam air terproduksi.

(Nasiruddin, 2013)

III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Terbentuk

A. Simulasi Scale Tendency Menggunakan Software

Dalam memprediksi pengendapan scale dapat menggunakan program

simulasi yaitu OLI ScaleChem 4.0. Software ini memerlukan dua jenis analisa,

yaitu brine (air formasi) dan gas. Setiap jenis analisa harus saling berhubungan.

Brine yang digunakan bisa merupakan air permukaan, air injeksi, air formasi,

atau air produksi. Komposisi brine yang dimasukkan adalah konsentrasi ion

yang terkandung di dalamnya. Selain itu, pH air, densitas, dan alkalinitas juga

ditentukan.

Simulasi prediksi pembentukan scale dimulai dengan memasukkan data

sumur dan kondisi fluida reservoir, di antaranya adalah :

1. Konsentrasi kation dan anion yang terdapat dalam air formasi

2. pH air formasi

3. Kedalaman sumur

4. Tipe batuan



24

5. Produksi minyak, gas, dan air

6. Temperatur, baik Bottom Hole Temperature (BHT) maupun Well Head

Temperature (WHT)

7. Tekanan, baik Bottom Hole Pressure (BHP) maupun Well Head Pressure

(WHP)

Hasil running software tersebut menghasilkan suatu data Scale Index

dan prediksi pembentukan scale dari suatu sumur pada temperatur dan tekanan

tertentu. Setelah data-data tersebut diketahui, dapat ditentukan jenis scale yang

terbentuk dan dapat diperkirakan pada rentang temperatur dan tekanan di mana

scale terbentuk sehingga membantu dalam menyusun langkah pencegahannya.

B. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale

Metode Stiff-Davis

Stiff-Davis telah mengembangkan metode analisa air formasi untuk

dapat digunakan pada air garam (brine), yaitu dengan cara memasukkan

parameter kekuatan ion (ionic strength, µ) sebagai koreksi terhadap total

konsentrasi garam dan temperatur.

Untuk mempermudah perhitungan ionic strength, digunakan tabel

faktor konversi untuk mengkonversikan hasil dari analisis contoh air formasi ke

ionic strength, yang merupakan jumlah dari hasil perkalian antara masing-

masing konsentrasi ion dengan faktor konversi.

µ = [ion] x faktor konversi … (1)

Nilai faktor konversi masing-masing ion dapat dilihat pada Tabel 3.



25

Tabel 3. Faktor Konversi Perhitungan Ionic Strength

Ion Faktor Konversi Ionic Strength

dari ppm dari meq/l

Na+

Ca2+

Mg2+

Fe3+

Cl-

HCO3-

SO42-

CO32-

2,20 x 10-5

5,00 x 10-5

8,20 x 10-5

8,10 x 10-5

1,40 x 10-5

0,82 x 10-5

2,10 x 10-5

3,30 x 10-5

5,00 x 10-4

1,00 x 10-3

1,00 x 10-3

1,50 x 10-3

5,00 x 10-4

5,00 x 10-4

1,00 x 10-3

1,00 x 10-3

Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale CaCO3, Stiff-

Davis menggunakan harga indeks stabilitas sistem (Stability Index, SI)

berdasarkan persamaan berikut:

SI = pH – K – pCa – pAlk … (2)

dimana:

pH = pH air sampel

K = konstanta yang merupakan fungsi dari komposisi, salinitas dan suhu air

(harga K diperoleh dari grafik hubungan antara ionic strength dan

temperatur pada Gambar 11)

pCa = ukuran konsentrasi Ca2+

pAlk = ukuran konsentrasi alkalinitas (CO32- dan HCO3

-)

Sedangkan harga pCa dan pAlk ditentukan dengan menggunakan

persamaan-persamaan sebagai berikut:

pCa = log (1

mol Ca2+

liter

) … (3)

pAlk = log (1

equivalent total alkalinity

liter

) … (4)



26

Untuk menentukan harga SI dengan persamaan-persamaan di atas, maka

terlebih dahulu harus diketahui data-data mengenai konsentrasi ion-ion Na+,

Ca2+, Mg2+, Cl-, CO32-, HCO3

- dan SO42- serta pH dan temperatur air.

Gambar 12. Nilai K Pada Berbagai Suhu dan Kekuatan Ion

Kelemahan mencari harga K menggunakan grafik adalah hasil yang

diperoleh kurang akurat. Karena garis suhu pada grafik terbatas dari 0 – 100 °C

dengan interval 10 °C. Sebagai alternatif, harga K bisa ditentukan menggunakan

tabel konversi Value of "K" at Ionic Strength for CaCO3 yang terlampir.

Besarnya harga K tergantung pada temperatur dan konsentrasi total

garam dan air. Adanya kandungan garam terlarut yang berbeda akan



27

mempengaruhi harga K. Pada air brine khususnya dalam air formasi, pengaruh

tersebut harus diperhitungkan yaitu dengan memasukkan parameter kekuatan

ion sebagai koreksi terhadap total konsentrasi garam temperatur.

Selain perhitungan menggunakan persamaan-persamaan di atas, harga

pCa dan pAlk dapat ditentukan dengan grafik pada Gambar 13 berikut.

Gambar 13. Grafik Penentuan Harga pCa dan pAlk

Metode Stiff-Davis akan memberikan hasil yang maksimal apabila data

pH air yang digunakan merupakan data yang akurat. Perkiraan kecenderungan

pembentukan scale kalsium karbonat ditentukan berdasarkan harga SI dengan

ketentuan sebagai berikut:



28

- Jika SI < 0 (negatif), maka sistem tidak terjenuhi oleh CaCO3 dan scale

cenderung tidak terbentuk.

- Jika SI > 0 (positif), maka sistem telah terjenuhi oleh CaCO3 dan terdapat

kecenderungan pengendapan scale.

- Jika SI = 0 maka sistem berada pada titik jenuh (saturation point) dan scale

tidak akan terbentuk.

Di bawah ini merupakan tahapan penentuan Stability Index (SI) dengan

menggunakan metode Stiff-Davis.

Gambar 14. Langkah Analisa Scale Tendency dengan Metode Stiff-Davis

Berdasarkan data hasil analisis air formasi sumur produksi Belimbing-

XX dapat diperoleh harga kekuatan ion. Nilai total kekuatan ion kemudian

Konsentrasi ion dan

valensi ion

Kekuatan ion (µ) dan

temperatur

Diperoleh nilai K

Didapat Stability Index

dengan persamaan:

SI = pH – K – pCa – pAlk

SI (-) : Kecenderungan tidak

terbentuk scale

Konversi [Ca2+] ke pCa

dan [Alk] ke pAlk

SI (+) : Kecenderungan

terbentuk scale



29

digunakan untuk mencari harga K menggunakan grafik pada Gambar 12, atau

bisa juga menggunakan tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 yang

terlampir sesuai dengan temperatur air brine. Sedangkan harga pCa dan pAlk

dihitung menggunakan persamaan yang telah dijelaskan di atas, atau bisa

menggunakan bantuan grafik pada Gambar 13 dengan memasukkan konsentrasi

ion Ca2+ dalam mg/liter untuk harga pCa dan total konsentrasi alkali (CO32- dan

HCO3-) untuk harga pAlk.



30

BAB IV

PEMBAHASAN

IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan OLI ScaleChem 4.0

Data yang diperlukan untuk mengoperasikan program simulasi tersebut

yaitu data sumur yang ingin ditinjau dan data hasil analisis air brine dan gas dari

sumur tersebut. Berikut data-data dari sumur produksi Belimbing-XX.

Tabel 4. Data Sumur Produksi Belimbing-XX

Field

Well

Belimbing

Belimbing-XX

Sonolog Update Field Limau (16 Maret 2015)

Measurement Depth (m)

Perfo (m)

Bottom Hole Temperature (°F)

Top Hole Temperature (°F)

Bottom Hole Pressure (Psi)

Top Hole Pressure (Psi)

Gradient Flowing (Psi/ft)

1560

1481

237,2

155

1902,8

482,2

1,328

Fluid and Gas Production (9 April 2015)

Well Head Temperature (°F)

Gross (BFPD)

Nett (BOPD)

Gas (MSCFD)

155

1592

167

2



31

Gambar 15. Data Air Brine dan Gas Sumur Produksi Belimbing-XX

Data tersebut digunakan dalam simulasi Scale Tendency menggunakan OLI

ScaleChem 4.0 di mana hasil running nya berupa data Scaling Index dan prediksi

pembentukan scale dari sumur Belimbing-XX pada temperatur dan tekanan tertentu.

Temperatur dan tekanan yang digunakan sebagai input dalam program yaitu pada

dasar sumur (reservoir) dan permukaan (well head) dengan pembagian 6 titik.



32

Setelah dikalkulasi akan menghasilkan nilai Scale Tendency dan Scale Index

sebagai berikut :

Point 1 - pada bagian permukaan (well head)

Temperatur : 155 °F

Tekanan : 482,2 psia

Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 1 (Bagian Well Head)

Nilai Scale Tendency (ST) untuk semua jenis scale yang diprediksi terbentuk

pada bagian well head berharga positif, hal tersebut menunjukkan bahwa air

dalam kondisi lewat jenuh. Sedangkan harga Scale Index dari kelima jenis scale,

hanya scale CaCO3 yang berharga positif, yaitu 1,0975 dengan konsentrasi 240,8

mg/liter. Artinya pada bagian well head ada kecenderungan terbentuk scale

kalsium karbonat.

Point 2

Temperatur : 171,4 °F


Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 2

Pada titik di mana kondisi dalam sumur bertemperatur 171,4 °F dengan tekanan

766,32 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar

1,2131 dan konsentrasi endapan CaCO3 sebanyak 251,8 mg/liter.



33

Point 3


Tekanan : 1050 psia



1050 psia terindikasi terbentuk scale CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar


Point 4









34

Point 5







Point 6 - pada bagian reservoir



Gambar 21. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Point 6 (Bagian Reservoir)

Pada bagian dalam sumur (reservoir), dari kelima jenis scale hanya scale

kalsium karbonat (CaCO3) yang memiliki harga Scale Index positif yaitu sebesar



35

1,6743 dengan konsentrasi sebesar 273,7 mg/liter. Hal tersebut menunjukkan

bahwa ada kecenderungan terbentuk scale kalsium karbonat (CaCO3) di dalam

reservoir.

Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 kemudian

disajikan dalam bentuk grafik hubungan temperatur dan tekanan dengan

konsentrasi scale CaCO3 yang terbentuk pada sumur produksi Belimbing-XX.

Gambar 22. Hubungan Temperatur Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada

Sumur Produksi Belimbing-XX



36

Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO3 Pada Sumur

Produksi Belimbing-XX

Kenaikan temperatur dan tekanan berbanding lurus dengan bertambahnya

konsetrasi scale CaCO3. Hal ini menunjukkan bahwa air brine dalam keadaan lewat

jenuh sehingga tidak mampu lagi melarutkan ion-ion pembentuk scale. Hasil

simulasi menggunakan OLI ScaleChem 4.0 dapat diketahui jenis scale yang

terbentuk di sumur produksi Belimbing-XX adalah kalsium karbonat (CaCO3).

Konsentrasi endapan CaCO3 paling tinggi, yaitu sebesar 273,666 mg/liter, terdapat

pada kondisi tekanan 1902,8 psia dan temperatur 237,2 °F. Kondisi tersebut

terdapat pada bagian reservoir dari sumur produksi Belimbing-XX. Sedangkan

pada tekanan 482,2 psia dan temperatur 155 °F atau pada bagian well head,

konsentrasi scale CaCO3 sebesar 240,805 mg/liter.



37

IV.2. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale

Metode Stiff-Davis

Data analisa air formasi di atas bertujuan untuk mengetahui adanya indikasi

terbentuk endapan kalsium karbonat yang secara kuantitatif dapat dihitung dengan

metode Stiff-Davis dengan parameter yang menunjukkan indikasi scale yaitu

Stability Index (SI). Dalam memperkirakan kecenderungan pembentukan scale

CaCO3 dengan metode Stiff-Davis dapat mengunakan harga indeks stabilitas sistem

(Stability Index, SI) berdasarkan persamaan (2).

Dalam menghitung SI menggunakan persamaan (2), perlu diketahui terlebih

dahulu harga total kekuatan ion (µ), K, pCa, dan pAlk.

Menghitung harga total kekuatan ion (µ)

Harga total kekuatan ion diperoleh dari jumlah masing-masing kekuatan ion

yang terkandung dalam air formasi. Hasil perhitungan menggunakan persamaan

(1) adalah sebagai berikut :

Tabel 5. Harga Kekuatan Ion (µ)

Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi Kekuatan Ion

Na+

Ca2+

Mg2+

CO32-

HCO3-

SO42-

Cl-

5103,83

120,00

97,28

90,00

1952,00

28,00

7114,91

2,20 x 10-5

5,00 x 10-5

8,20 x 10-5

3,30 x 10-5

0,82 x 10-5

2,10 x 10-5

1,40 x 10-5

0,1123

0,0060

0,0080

0,0030

0,0160

0,0006

0,0996

Total kekuatan ion 0,2454

Menentukan harga K

Harga K diperoleh dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 dengan

memasukkan nilai total ionic strength (µ) yaitu 0,2454. Pada suhu well head

(155 °F) harga K sebesar 1,7481, sedangkan pada suhu reservoir (237,2 °F)

harga sebesar 0,3129.



38

Menentukan harga pCa

Harga pCa bisa diperoleh menggunakan persamaan (3) atau bisa juga

menggunakan grafik pada Gambar 13. Data yang diperlukan untuk menghitung

pCa yaitu konsentrasi ion Ca2+ dalam air brine sumur Belimbing-XX yang

besarnya 120 mg/liter. Perhitungan menggunakan persamaan (3) menghasilkan

harga pCa sebesar 2,5243.

Menentukan harga pAlk

Harga pAlk bisa diperoleh menggunakan persamaan (4) atau bisa juga

menggunakan grafik pada Gambar 13. Data yang diperlukan untuk menghitung

pAlk yaitu konsentrasi total alkalinitas yang merupakan jumlah dari konsentrasi

ion CO32- dan HCO3

-. Perhitungan menggunakan persamaan (4) menghasilkan

harga pAlk sebesar 1,475.

Setelah mengetahui harga K, pCa, dan pAlk, maka nilai SI dapat dihitung

menggunakan persamaan (2). Hasil dari perhitungan tersebut diperoleh nilai SI

CaCO3 pada temperatur dan tekanan well head sebesar 1,9126 sedangkan pada

temperatur dan tekanan reservoir sebesar 3,3478. Angka tersebut menunjukkan

adanya indikasi terbentuknya scale kalsium karbonat pada sumur produksi

Belimbing-XX mulai dari dalam reservoir hingga bagian well head. Oleh karena

itu perlu dilakukan upaya pencegahan untuk mengurangi terbentuknya scale

kalsium karbonat.



39

IV.3. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale

Program pencegahan dilakukan berdasarkan hasil identifikasi jenis dan

lokasi terbentuknya scale. Upaya yang biasa dilakukan adalah dengan

menginjeksikan zat kimia pengontrol scale (scale inhibitor), baik pada formasi

maupun pada pipa-pipa dan peralatan produksi. Zat kimia tersebut bekerja dengan

cara menjaga partikel pembentuk scale tetap dalam larutan, sehingga diharapkan

tidak terjadi pengendapan.

Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency menggunakan software OLI

ScaleChem 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff-Davis, dari beberapa jenis

scale yang kemungkinan bisa terbentuk, dapat diketahui ada kecenderungan

terbentuk scale kalsium karbonat (CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX.

Hasil running dari OLI ScaleChem menunjukkan bahwa endapan CaCO3 paling

banyak terbentuk pada temperatur 237,2 °F dan tekanan 1902,8 psia, di mana

kondisi tersebut terdapat di reservoir. Dengan demikian scale inhibitor harus

diinjeksikan ke dalam reservoir.

Sebagai langkah untuk mengurangi terbentuknya scale di area sumur

produksi Belimbing-XX, dilakukan metode injeksi scale inhibitor yaitu continuous

treatment dengan tipe scale inhibitor yang digunakan adalah natrium polifosfat.

Metode ini dilakukan dengan cara menginjeksikan scale inhibitor melalui annulus

menggunakan chemical injection pump. Dengan langkah tersebut, zat kimia akan

tersembur ke dasar sumur dan dengan segera dapat menjaga kelarutan ion-ion

pembentuk scale. Akibatnya, scale inhibitor bercampur dengan fluida produksi dari

reservoir dan selanjutnya akan terbawa ke atas melalui peralatan-peralatan produksi.

Jumlah scale inhibitor yang diinjeksikan ke dalam sumur Belimbing-XX yaitu

sebanyak 55 GPD (gallon per day).



40

BAB V

PENUTUP

V.1. Kesimpulan

1. Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem

4.0, diketahui ada kecenderungan terbentuk scale kalsium karbonat

(CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX.

2. Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 diperoleh

harga Scale Index untuk scale CaCO3 di sumur Belimbing-XX sebagai

berikut :

- Pada bagian well head harga Scale Index CaCO3 sebesar 1,0975 dengan

konsentrasi 240,805 mg/liter.

- Pada reservoir harga Scale Index CaCO3 sebesar 1,6743 dengan

konsentrasi 273,666 mg/liter.

3. Hasil perhitungan Stability Index (SI) menggunakan metode Stiff-Davis

diperoleh harga SI sebagai berikut :

- Pada bagian well head harga SI CaCO3 sebesar 1,9126.

- Pada reservoir harga SI CaCO3 sebesar 3,3478.

4. Hasil simulasi OLI ScaleChem 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff-

Davis menunjukkan bahwa terbentuk scale CaCO3 di dalam sumur

(reservoir) hingga bagian well head.

5. Upaya atau untuk meminimalisir terbentuknya scale CaCO3 dilakukan

dengan menginjeksikan scale inhibitor ke dalam sumur secara kontinyu

(continuous treatment).

V.2. Saran

Scale inhibitor sebaiknya diinjeksikan juga pada flowline yang mengalirkan

fluida produksi dari sumur hingga ke Stasiun Pengumpul. Karena injeksi scale

inhibitor di dalam sumur tidak dapat mencegah terbentuknya scale seluruhnya

sehingga ada kemungkinan ion-ion pembentuk scale terbawa ke atas dan

mengendap di bagian flowline.



41

DAFTAR PUSTAKA

Abdassah, Doddy. 1998. Teknik Gas Bumi. Institut Teknologi Bandung.

Brownell, L.E., and Young, E.H. 1959. Process Equipment Design. John Willey &

Sons, Inc: USA.

Harberg, T. Granbakken, D.B. 1992. Scale Formation in Reservoir and Production

Equipment During Oil Recovery. SPE Production Engineering.

http://noezha98.blogspot.com/2011/01/dari-mana-datangnya-minyak-bumi.html

(diakses tanggal 26 April 2015 pukul 11.00 WIB).

http://iatmismmigas.wordpress.com/2013/01/05/artificial-lift/ (diakses tanggal 24

April 2015 pukul 11.00 WIB).

http://mistersukoco.wordpress.com/2011/01/19/dari-mana-datangnya-minyak-

bumi/ (diakses tanggal 26 April 2015 pukul 11.00 WIB).

Nasiruddin, T., M. Baron, dkk. 2013. Tujuh Tahun UBEP LIMAU Unjuk Gigi

Menggenjot Produksi. Pertamina EP UBEP Limau.

OLI System 2010, New Version 4.0. http://www.megaupload.com/?d=359FQRVC

Perry, R.H, and Green, D.W. 1997. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook 7th

Edition. McGraw-Hill Companies: USA.

Rachmat, Sudjati. Reservoir Minyak dan Gas Bumi. Buku Pintar Migas Indonesia.

Komunitas Migas Indonesia.

Sari, P.R. 2011. Studi Penanggulangan Problem Scale dari Near-Wellbore Hingga

Flowline di Lapangan Minyak. Universitas Indonesia.

Siswoyo, K. Erna. 2005. Identifikasi Pembentukan Scale. Jurusan Teknik

Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.

Siswoyo, K. Erna. 2005. Mekanisme Pembentukan dan Jenis Scale. Jurusan Teknik

Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.

Widi, Eko, dkk. 2005. Problem Produksi. Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas

Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yogyakarta.

William D. McCain. 1990. The Properties of Petroleum Fluids, Second Edition.

PennWell Publishing Company. Oklahoma. USA.

http://noezha98.blogspot.com/2011/01/dari-mana-datangnya-minyak-bumi.html

http://iatmismmigas.wordpress.com/2013/01/05/artificial-lift/

http://mistersukoco.wordpress.com/2011/01/19/dari-mana-datangnya-minyak-bumi/

http://mistersukoco.wordpress.com/2011/01/19/dari-mana-datangnya-minyak-bumi/

http://www.megaupload.com/?d=359FQRVC

LAMPIRAN

Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3

Ionic Strength (µ) 25 °C 60 °C 100 °C

0.01 2.16 - 0.635

0.02 2.2 - 0.64

0.03 2.24 - 0.645

0.04 2.28 1.58 0.65

0.05 2.32 1.61 0.655

0.06 2.36 1.64 0.66

0.07 2.41 1.67 0.665

0.08 2.46 1.7 0.67

0.09 2.5 1.72 0.675

0.1 2.54 1.74 0.68

0.11 2.58 1.76 0.685

0.12 2.6 1.78 0.69

0.13 2.62 1.805 0.695

0.14 2.64 1.83 0.7

0.15 2.66 1.855 0.705

0.16 2.68 1.88 0.71

0.17 2.7 1.895 0.715

0.18 2.72 1.91 0.72

0.181 2.722 1.912 0.7205

0.182 2.724 1.914 0.721

0.183 2.726 1.916 0.7215

0.184 2.728 1.918 0.722

0.185 2.73 1.92 0.7225

0.186 2.732 1.922 0.723

0.187 2.734 1.924 0.7235

0.188 2.736 1.926 0.724

0.189 2.738 1.928 0.7245

0.19 2.74 1.93 0.725


0.191 2.742 1.931 0.7255

0.192 2.744 1.932 0.726

0.193 2.746 1.933 0.7265

0.194 2.748 1.934 0.727

0.195 2.75 1.935 0.7275

0.196 2.752 1.936 0.728

0.197 2.754 1.937 0.7285

0.198 2.756 1.938 0.729

0.199 2.758 1.939 0.7295

0.2 2.76 1.94 0.73

0.201 2.762 1.9415 0.7305

0.202 2.764 1.943 0.731

0.203 2.766 1.9445 0.7315

0.204 2.768 1.946 0.732

0.205 2.77 1.9475 0.7325

0.206 2.772 1.949 0.733

0.207 2.774 1.9505 0.7335

0.208 2.776 1.952 0.734

0.209 2.778 1.9535 0.7345

0.21 2.78 1.955 0.735

0.211 2.782 1.9565 0.7355

0.212 2.784 1.958 0.736

0.213 2.786 1.9595 0.7365

0.214 2.788 1.961 0.737

0.215 2.79 1.9625 0.7375

0.216 2.792 1.964 0.738

0.217 2.794 1.9655 0.7385

0.218 2.796 1.967 0.739

0.219 2.798 1.9685 0.7395

0.22 2.8 1.97 0.74

0.221 2.802 1.9715 0.7405

0.222 2.804 1.973 0.741

0.223 2.806 1.9745 0.7415

0.224 2.808 1.976 0.742

0.225 2.81 1.9775 0.7425

0.226 2.812 1.979 0.743

0.227 2.814 1.9805 0.7435

0.228 2.816 1.982 0.744

0.229 2.818 1.9835 0.7445


0.231 2.822 1.9865 0.7455

0.23 2.82 1.985 0.745

0.232 2.824 1.988 0.746

0.233 2.826 1.9895 0.7465

0.234 2.828 1.991 0.747

0.235 2.83 1.9925 0.7475

0.236 2.832 1.994 0.748

0.237 2.834 1.9955 0.7485

0.238 2.836 1.997 0.749

0.239 2.838 1.9985 0.7495

0.24 2.84 2 0.75

0.241 2.842 2.002 0.7505

0.242 2.844 2.004 0.751

0.243 2.846 2.006 0.7515

0.244 2.848 2.008 0.752

0.245 2.85 2.01 0.7525

0.246 2.852 2.012 0.753

0.247 2.854 2.014 0.7535

0.248 2.856 2.016 0.754

0.249 2.858 2.018 0.7545

0.25 2.86 2.02 0.755

1. Perhitungan Kekuatan Ion (Ionic Strength, µ)

Kekuatan ion (µ) = konsentrasi x faktor konversi

Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi

Na+

Ca2+

Mg2+

CO32-

HCO3-

SO42-

Cl-

5103,83

120,00

97,28

90,00

1952,00

28,00

7114,91

2,20 x 10-5

5,00 x 10-5

8,20 x 10-5

3,30 x 10-5

0,82 x 10-5

2,10 x 10-5

1,40 x 10-5

- Menghitung kekuatan ion Na+

µ Na+ = [Na+] x 0,000022

= 5103,83 x 0,000022

= 0,1123

- Menghitung kekuatan ion Ca2+

µ Ca2+ = [Ca2+] x 0,00005

= 120 x 0,00005

= 0,006

- Menghitung kekuatan ion Mg2+

µ Mg2+ = [Mg2+] x 0,000082

= 97,28 x 0,000082

= 0,008

- Menghitung kekuatan ion CO32-

µ CO32- = [CO3

2-] x 0,000033

= 90 x 0,000033

= 0,003

- Menghitung kekuatan ion HCO3-

µ HCO3- = [HCO3

-] x 0,00082

= 1952 x 0,00082

= 0,016

- Menghitung kekuatan ion SO42-

µ SO42- = [SO4

2-] x 0,000021

= 28 x 0,000021

= 0,0006

- Menghitung kekuatan ion Cl-

µ Cl- = [Cl-] x 0,000014

= 7114,91 x 0,000014

= 0,0996

Ion Konsentrasi (mg/l) Faktor Konversi Kekuatan Ion

Na+

Ca2+

Mg2+

CO32-

HCO3-

SO42-

Cl-

5103,83

120,00

97,28

90,00

1952,00

28,00

7114,91

2,20 x 10-5

5,00 x 10-5

8,20 x 10-5

3,30 x 10-5

0,82 x 10-5

2,10 x 10-5

1,40 x 10-5

0,1123

0,0060

0,0080

0,0030

0,0160

0,0006

0,0996

Total kekuatan ion 0,2454

Harga K untuk temperatur pada well head dan reservoir diperoleh dari tabel

Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 dengan cara interpolasi dan

ekstrapolasi.

- Well Head (T = 155 °F = 68,33 °C)

Data K dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 :

µ = 0,245

T = 60 °C → K = 2,01

T = 100 °C → K = 0,7525

Interpolasi :

0,7525 − 𝑥

0,7525 − 2,01 =

100 − 68,33

100 − 60

0,7525 − 𝑥 = −0,9956

𝑥 = 1,7481

T = 68,33 °C → K = 1,7481

- Reservoir (T = 237,2 °F = 114 °C)

Data K dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO3 :

µ = 0,245

T = 60 °C → K = 2,01

T = 100 °C → K = 0,7525

Ekstrapolasi :

𝑥 − 0,7525

𝑥 − 2,01 =

114 − 100

114 − 60

𝑥 − 0,7525 = 0,259𝑥 − 0,5209

0,741𝑥 = 0,23191

𝑥 = 0,3129

T = 114 °C → K = 0,3129

2. Perhitungan Harga pCa

Harga pCa diperoleh dengan cara sebagai berikut :

pCa = log (1

mol Ca2+

liter

)

[Ca2+] = 120 mg/l

BA Ca = 40,08 gr/l

pCa = log (1

120 mg

l

40,08 gr

mol x 1000

mggr

) = 2,5243

3. Perhitungan Harga pAlk

Harga pAlk diperoleh dengan cara sebagai berikut :

pAlk = log (1

equivalent total alkalinityliter

)

= log (1

[CO3 2−] + [HCO3

−]molliter

)

BA, H = 1 C = 12 O = 16

[CO32-] =

90 mg

l

BM=

90 𝑚𝑔

𝑙

60 gr

mol x 1000

mg

gr

= 0,0015 mol

liter

[HCO3-] =

(90 mg

l)

BM=

(1952 mg

l)

61 gr

mol x 1000

mg

gr

= 0,032 mol

liter

pAlk = log (1

0,0015 +0,032) = 1,475

4. Perhitungan Stability Index (SI)

Harga SI pada temperatur well head dan reservoir dapat dihitung dengan

cara sebagai berikut :

- Well Head (T = 155 °F = 68,33 °C)

SI = pH − K − pCa − pAlk

= 7,66 − 1,7481 − 2,5245 − 1,475

= 1,9126

- Reservoir (T = 237,2 °F = 114 °C)

SI = pH − K − pCa − pAlk

= 7,66 − 0,3129 − 2,5245 − 1,475

= 3,3478

PERTANYAAN

1. Rama Tegar (121110104)

Kapan dilakukan penambahan scale inhibitor ke dalam sumur?

2. Adrian Perdana Putra (121110118)

Mengenai masalah scale tersebut, bagaimana prospek ke depannya untuk

lulusan Teknik Kimia?

3. Ilham Zulfa Pradipta (121110063)

Hasil dari simulasi menggunakan ScaleChem menunjukkan indikasi terbentuk

scale CaCO3. Selain menggunakan software tersebut, apakah ada alasan lain

mengapa jenis scale yang terbentuk adalah CaCO3?

4. M. Arif Subarkah (121110066)

Jelaskan proses pemisahan yang terjadi di dalam wash tank!

5. Benny Salda (121110048)

Apa yang menyebabkan harga SI di dalam reservoir dengan SI di bagian

wellhead berbeda?

JAWABAN

1. Scale inhibitor ditambahkan atau diinjeksikan ke dalam sumur pada saat

sumur berproduksi. Ada kalanya suatu sumur minyak berhenti berproduksi

karena sedang diservis, sehingga tidak mengalirkan fluida produksi ke

permukaan. Scale inhibitor ditambahkan setiap hari dengan jumlah tertentu

sesuai jumlah fluida yang diproduksi per hari.

2. Masalah utama yang paling sering dihadapi dalam kegiatan produsi minyak

bumi adalah scale. Orang-orang perminyakan sendiri mengaku belum

mampu menangani masalah scale tersebut secara tepat. Oleh karena itu,

sesuai dengan ilmu pengetahuan yang berkaitan, lulusan teknik kimia sangat

dibutuhkan untuk mengatasi masalah scale di industri perminyakan.

3. Selain menggunakan software, jenis scale yang diprediksi akan terbentuk

dapat diketahui dari jenis batuan di wilayah operasi dan kandungan ion-ion

dalam air formasinya. Jenis batuan di lapangan Limau adalah batuan

berpasir yang mengandung Ca2+, sedangkan dari hasil analisis air formasi

sumur Belimbing-XX dapat diketahui bahwa beberapa ion yang dominan

terkandung di dalamnya yaitu CO32- dan HCO3

- sehingga ada potensi ion-

ion tersebut bereaksi dengan Ca2+ membentuk CaCO3.

4. Di dalam wash tank terjadi pemisahan minyak dan air. Hasil bawah

separator yang berupa campuran minyak dan air masuk ke dalam wash tank

melalui bagian atas. Setelah tertampung di dalam wash tank, lama-kelamaan

minyak akan terpisah di bagian atas dengan air di bagian bawah. Jika tangki

hampir terisi penuh, minyak otomatis akan tertampung dalam suatu wadah

berbentuk mangkuk yang ada di dalam wash tank bagian atas. Selanjutnya

minyak dialirkan ke tangki produksi sedangkan air dikeluarkan dan masuk

ke skim tank atau tangki penampung air.

5. Karena terdapat perbedaan tekanan dan temperatur di dalam reservoir

dengan di bagian wellhead menyebabkan nilai SI di kedua bagian tersebut

berbeda. Semakin besar nilai SI nya, semakin banyak scale yang terbentuk.

Sementara itu, konsentrasi padatan scale yang terbentuk juga akan semakin

banyak seiring bertambahnya tekanan dan temperatur.

laporan kp pt. pertamina ep field limau

Documents