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 DENGAN SIMULASI SCALE TENDENCY DAN DAN METODE STIFF-DAVIS PADA SUMUR PRODUKSI BELIMBING-XX

DISUSUN OLEH: GALANG FARIZKY

(121110121)

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNOLOGI TEKNOLOGI INDUSTRI I NDUSTRI UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA 2015

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 mengucapkan terima ter ima 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 sat u. 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 lain yang membutuhkan. membutuhkan.

Yogyakarta, Agustus 2015

Penyusun

ii

DAFTAR ISI

HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................... i KATA PENGANTAR PENGANTAR ............................... ................................................ .................................. ................................. ........................ ........ii DAFTAR DAFTAR ISI ............................... ................................................ .................................. .................................. ................................. .................... .... iii DAFTAR DAFTAR TABEL TABEL ................................ ................................................ .................................. .................................. ............................. ............. v DAFTAR DAFTAR GAMBAR GAMBAR .................................. .................................................. ................................. ................................. ....................... ....... vi INTISARI INTISARI .............................. ................................................ .................................. ................................. .................................. ......................... ........ vii BAB I PENDAHULUAN I.1. Sejarah Singkat PT. PT. Pertamina Pertamina EP Asset Asset 2 Limau ................... ......... ................... ................... ............ 1 I.2. Area PT. Pertamina EP Asset 2 Limau ................... ......... ................... .................. ................... ................... ......... 2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA II.1. Minyak Minyak Bumi ...................... ....................................... ................................. .................................. .................................. ..................... ..... 3 II.2. Sumur Minyak ................... ......... ................... .................. ................... ................... ................... ................... ................... ................. ....... 3 II.3. Metode Produksi ................... .......... ................... ................... .................. ................... ................... .................. ................... .............. .... 4 II.3.1. Metode Sembur Sembur Alam ( Natural Flow) ............................... ............................................. .............. 4 II.3.2. Metode Produksi Produksi Pengangkatan Buatan (Artificial Lift)............... 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) Plant (WIP) ....................................... ....................................................... ................... ... 11 BAB III TUGAS KHUSUS III.1. Latar Belakang Belakang ........................................ ......................................................... ................................. ................................. ................. 12 III.2. Tujuan Tujuan.................................. .................................................. ................................. .................................. ................................. ................... ... 13 III.3. Ruang Lingkup.......................................................................................... 13 III.4. Tinjauan Tinjauan Pustaka ................................... ................................................... ................................. ................................. ................... ... 13 III.4.1. Scale ................................. ................................................. .................................. .................................. ........................... ........... 13 III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Scale yang Terbentuk ................... ......... ................... ................... ............ .. 23 BAB IV PEMBAHASAN IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan Tendency Menggunakan OLI ScaleChem 4.0 4.0 ..................... 30 IV.2. Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scale Pembentukan Scale . ...................................... ...................................... 37 Metode Stiff-Davis ............................... ................................................ .................................. ................................. ................... ... 37 IV.3. Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale ................................. ................................................. ................... ... 39

iii

BAB V PENUTUP V.1. Kesimpulan Kesimpulan ............................... ................................................ .................................. ................................. .............................. .............. 40 V.2. Saran ..................... ....................................... .................................. ................................. ................................. ................................. ................. 40 DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................ 41 LAMPIRAN

iv

DAFTAR TABEL

Tabel 1. Tabel 2. Tabel 4. Tabel 5. Tabel 6.

Komponen Utama dan Sifat Fisik Air Formasi ....................... ............. ................... ............. .... 18 Sifat Fisik Air Murni .................. ........ ................... ................... ................... ................... ................... .................. ........... 18 Faktor Konversi Konversi Perhitungan Perhitungan Ionic Ionic Strength ................................ ........................................ ........ 25 Data Sumur Produksi Belimbing-XX................ Belimbing-XX...... ................... .................. ................... ................. ....... 30 Harga Kekuatan Kekuatan Ion (µ) ................... ......... ................... .................. ................... ................... .................. ............... ...... 37

v

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1. Gambar 2. Gambar 3. Gambar 4. Gambar 5. Gambar 6. Gambar 7. Gambar 8.

Peta Wilayah Operasi PT. Pertamina Pertamina EP Asset 2 Field Field Limau ..... 2 Bagian-Bagian Sumur Minyak .................. ......... ................... ................... .................. ............... ...... 4 Well Head Sumur Sumur Sembur Alam ................................................. 5 Sumur dan Bagian-Bagian Pompa ESP .................. ........ ................... .................. ............ ... 6 Sumur dengan SRP .................. ......... ................... ................... .................. ................... ................... ............. .... 7 Bagan Laju Alir Produksi Crude Oil Field Field Limau ................... .......... ............. .... 8 Diagram Alir Stasiun Pengumpul Utama ................... .......... ................... ................. ....... 9 Ilustrasi Endapan Scale pada Scale pada Pipa (A) dan Matriks Formasi 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 21 Gambar 11. 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air ...................... ................. ..... 21 Gambar 12. Nilai K Pada Berbagai Suhu dan Kekuatan Kekuatan Ion .................. ......... ................ ....... 26 26 Gambar 13. 13. Grafik Penentuan Penentuan Harga pCa dan pAlk .................. ........ ................... .................. ........... 27 Gambar 14. Langkah Analisa Scale Tendency dengan Tendency dengan Metode Stiff-Davis.... Stiff-Davis .... 28 Gambar 15. Data Air Air Brine dan Brine dan Gas Sumur Produksi Belimbing-XX ........... ......... .. 31 Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 1 (Bagian Well Head ) ............................... ................................................ .................................. ............................... .............. 32 Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 2 ................... .......... ................... .......... 32 Gambar 18. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 3 ................... .......... ................... .......... 33 Gambar 19. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 4 ................... .......... ................... .......... 33 Gambar 20. Hasil Simulasi Scale Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 5 ................... .......... ................... .......... 34 Gambar 21. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 6 (Bagian Reservoir ) .................................. .................................................. ................................. ............................... .............. 34 Gambar 22. 22. Hubungan Temperatur Dengan Konsentrasi Scale CaCO Scale CaCO3 Pada Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 35 Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO Scale CaCO3 Pada Sumur Produksi Belimbing-XX ................................................ 36

vi

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 terbentuknya scale.. Kecenderungan pembentukan scale scale dapat ditentukan dengan bantuan software maupun software maupun dengan perhitungan. Simulasi Scale Tendency menggunakan Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 4.0 digunakan untuk memprediksi jenis scale scale yang terbentuk pada kondisi tertentu dengan harga Scale Index sebagai Index sebagai parameter terbentuknya scale. scale. Sedangkan perhitungan dengan metode Stiff-Davis Stiff-Davis menghasilkan harga Stability Index Index (SI) yang menunjukkan indikasi terbentuknya scale CaCO scale CaCO3. Hasil simulasi Scale Tendency diketahui Tendency diketahui ada kecenderungan terbentuk scale CaCO scale CaCO3 pada sumur produksi Belimbing-XX dengan harga Scale Index Index CaCO3 di bagian reservoir sebesar 1,6743 dan di bagian well head sebesar sebesar 1,0975. Dari perhitungan dengan metode Stiff-Davis diperoleh Stiff-Davis diperoleh harga SI CaCO 3 di bagian reservoir sebesar sebesar 3,3478 dan di bagian well head sebesar sebesar 1,9126. Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency dan Tendency dan perhitungan dengan metode Stiff-Davis Stiff-Davis menunjukkan bahwa ada indikasi scale scale CaCO3 terbentuk mulai dari dalam reservoir hingga bagian well head. head. Oleh karena itu upaya untuk meminimalisir terbentuknya endapan tersebut dilakukan dengan menginjeksikan scale inhibitor ke ke dalam sumur secara kontinyu.

vii

Laporan Kerja Praktek Praktek Galang Farizky (121110121)

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 E nim. 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, 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, Megang, dengan siste m pembagian hasil produksi yang sama. Kemudian pada tanggal 1 Juli 1997 Husky memilih cabut dari Lapangan Limau dan menjual sahamnya kepada JOB Sea-Union Sea -Union Energy, Hongkong. Produksi puncak terjadi pada tahun 1998 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 t idak 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

1


gross, sedangkan untuk nett nya mencapai +/- 7534 barrel/day, semua minyak hasil produksi disalurkan menuju menuju Stasiun Pengumpul 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 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

ABAB

Loyak Dewa

SURYA RAYA TELADAN

Betun Se.Ibul TL.Gula EXSPAN Candi

ern aiBetung B.L

Benuang

Pandan Petanang G.Kemala

Lembak Kemang Gambir

PRABUMULIH Tundan

Betung Betung Brt

EXSPA

Pbm Barat

Tl.Jimar TT.Barat Karangan TT.Timur Tj.Bulan Ogan Karangan Bunian Kupang

AMERADA HESS

TEBING TINGGI

Harimau Singa

PILONA PTR Sengkuang RADIANT A.Banjarsari Senabing

UARA

LAHAT

L. Langu Bangko

MERBAU 25 KM

Tj.Miring Barat Tj.Miring Tangai Timur WESTERN RESOURCES

AMERADA D HESS Kijang F E Beringin A.Padiam K. Minyak Siamang B Batu Keras A Suban Jeriji

S. Taham Kijahan

0

Jambu Tepus

Raja

Air Lubai H Tasim Karang Dewa

Merbau

BERINGIN-A

Pagar Dewa Kuang Prabumenang Paninjauan JOB P-TALISMAN

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

2


BAB II TINJAUAN PUSTAKA

II.1.

Minyak Bumi

Minyak bumi adalah campuran kompleks hidrokarbon ditambah senyawasenyawa organik dari sulfur, oksigen, nitrogen, dan senyawa-senyawa yang mengandung konstituen logam, terutama nikel, besi, dan tembaga. Selain itu, minyak bumi juga berasal berasal dari kata kat a petroleum yang secara etomologi berarti minyak bebatuan, sebuah bahan organik o rganik alamiah yang terutama tersusun t ersusun 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 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

o

C, sedangkan pada temperatur di atas 160

o

C

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 (confirmation well ) akan dibor di beberapa te mpat yang 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 mungkin dari lapangan tersebut. Istilah sumuran lainnya : 

Sumur produksi yaitu sumur yang menghasilkan hidrokarbon, hidro karbon, baik minyak, gas ataupun keduanya. Aliran fluida dari bawah ke atas.

3




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. vertikal.



Sumur berarah (directional ( 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 Bagian-Bagian Sumur 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. ow) II.3.1. Metode Sembur Alam (Natural Fl ow)

Apabila tekanan reservoir cukup besar sehingga mampu mendorong fluida reservoir dari reservoir ke ke permukaan. per mukaan. Keadaan demikian umumnya hanya

4


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 sampai ke permukaan. Usaha yang harus dilakukan untuk mengambil cadangan secara maksimal adalah dengan menganalisa performance dari performance dari sumur yang hasilnya berguna untuk menentukan peralatan-peralatan sumur yang sesuai.

Gambar 3. Well Head Sumur Sumur Sembur Alam II.3.2. Metode Produksi Produksi Pengangkatan Buatan (Artifi cial L ift)

Selama berlangsungnya produksi tekanan reservoir akan mengalami penurunan. Bila pada pada suatu saat tekanan reservoir sudah 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, ini, di antaranya antar anya adalah gas adalah gas lift , Sucker Rod Pump (SRP) 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.

5


A. Electrical Submersible Pump Pump (ESP) Electric Submersible Pump (ESP) Pump (ESP) adalah pompa yang dimasukkan ke dalam lubang sumur yang digunakan untuk memproduksi minyak secara pengangkatan buatan buatan dan digerakkan digerakkan oleh motor motor listrik. Peralatan Peralatan pompa listrik listrik submersible terdiri submersible terdiri dari pompa sentrifugal, sentr ifugal, protector protector dan 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 Sumur dan Bagian-Bagian Bagian-Bagian Pompa ESP B. Pompa Angguk ( Sucker Rod Pump) Pump ) Pompa angguk adalah merupakan salah satu metode pengangkatan di mana untuk mengangkat minyak dari dalam sumur ke permukaan digunakan pompa dengan rod (tangkai (tangkai pompa).

6


Gambar 5. 5. Sumur dengan SRP Pompa angguk dipakai untuk sumur-sumur lurus dan vertikal. Pompa angguk ( sucker rod ) sangat dikenal di lapangan karena menyesuaikan t erhadap fluktuasi laju aliran produksi, tidak mudah rusak, mudah diperbaiki, biaya operasi dan biaya perawatan relatif lebih murah.

II.4.

Operasi Produ k si si

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 (crude oil ) dengan komponen air dan gas dar i 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 d ipisahkan 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.

7


Sedangkan gas yang telah dipisahkan di SP kemudian dialirkan ke Stasiun Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar.

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

II.4.1. Stasiun Pengumpul (SP)

PT. Pertamina EP Asset 2 Field Limau memiliki 7 St asiun Pengumpul 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 (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 separato r dimasukkan ke dalam wash tank untuk 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 ke skim tank untuk untuk diolah dan dijadikan sebagai air injeksi. Hasil atas separator yang berupa gas masuk ke dalam da lam scrubber scrubber , selanjutnya dikirimkan ke Stasiun Kompresor Gas (SKG) untuk diolah menjadi bahan bakar. Berikut adalah bagan laju alir Stasiun Pengumpul.

8


Gambar 7. Diagram Diagram Alir Stasiun Pengumpul 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 Diagram Alir Stasiun Pengumpul 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

9


pemisahan lagi lagi antara antara minyak minyak dan air. Setelah dipisahkan, minyak masuk ke tangki produksi sedangkan sedangkan air masuk ke skim ke skim tank dan 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 dikeringkan terlebih dahulu dan langsung langsung dipakai untuk bahan bakar, mesin dapat mengalami kerusakan. Gas yang masih basah dapat menyebabkan korosi pada mesin.

Gambar 9. Diagram Diagram Alir Stasiun Kompresor Kompresor Gas

Gas dari SP masuk ke scrubber LP, LP, di mana tekanannya kurang lebih 40 psi. Di dalam scrubber dalam scrubber LP LP gas mengalami pemisahan dengan cairan yang terbawa, kemudian gas yang lebih kering ditampung dalam tangki. Se lanjutnya gas tersebut dikompresi menggunakan kompresor bertingkat sehingga tekanannya menjadi

10


lebih besar, yaitu yaitu kurang lebih 500 ps psi. i. Setelah dikompresi kemudian gas dialirkan ke scrubber ke scrubber HP HP untuk menjamin bahwa gas tersebut benar-benar kering dan bisa digunakan untuk fuel engine. engine. Gas yang telah ditreatment ditreatment di SKG akan dikembalikan ke SP untuk fuel engine dan engine dan ke sumur-sumur sebagai fuel engine untuk menjalankan Electrical menjalankan Electrical Submersible Pump dan Pump dan Sucker Rod Pump. Pump .

Water I nj ection Plant II.4.4. Water (WIP) (WIP)

Fasilitas ini merupakan pengolahan air brine brine dari fluida produksi yang berada di Stasiun Pengumpul. Seperti yang telah te lah dijelaskan sebelumnya, air yang sudah terpisah dengan minyak di dalam wash tank akan akan masuk ke skim ke skim tank . Di dalam skim dalam skim tank, air tank, air brine yang 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 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 brine siap dipompa ke sumur injeksi untuk dikambalikan ke dalam bumi.

Gambar 10. Diagram Diagram Alir Alir Water Water Injection Plant

11


BAB III TUGAS KHUSUS MENENTUKAN KECENDERUNGAN PEMBENTUKAN SCALE DENGAN DENGAN SIMULASI SCAL E TENDEN CY 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 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. diameter) pipa. Masalah produksi ini umumnya terjadi ter jadi baik pada bagian sub bagian sub surface maupun surface facilities di facilities di suatu lapangan minyak, di antaranya adalah masalah scale, scale, korosi, emulsi, dan lainnya. Untuk masalah scale, 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 t idak akan mengganggu kinerja kinerja produksi minyak dan mengurangi reliabilitas dari surface dari surface facilities itu facilities itu sendiri. Istilah scale Istilah scale dipergunakan dipergunakan secara luas untuk deposit keras yang terbentuk pada peralatan yang kontak atau atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak bumi sering ditemui mineral scale scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO 4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Akibat dari pembentukan Scale pada Scale pada operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat tersumbatnya pompa, valve, valve, fitting, dan aliran.

12


Penyebab terbentuknya deposit scale deposit scale adalah adalah terdapatnya senyawa-senyawa tersebut dalam air dengan jumlah yang melebihi kelarutannya pada keadaan kesetimbangan. Faktor utama yang berpengaruh besar pada kelarutan senyawasenyawa pembentuk scale pembentuk scale ini ini adalah kondisi fisik (tekanan, temperatur, konsentrasi ion-ion lain dan gas terlarut). Untuk mengidentifikasi jenis scale scale yang terbentuk dapat dilakukan melalui perhitungan dari kecenderungan terbentuknya scale yang scale yang dinyatakan dengan Scaling Index. Index. Perhitungan tersebut dapat dilakukan dengan menggunakan metode Stiff-Davis atau Stiff-Davis atau dengan bantuan simulasi Scaling Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0. 4.0 . Setelah diindikasikan jenis scale jenis scale yang yang terbentuk di sumur produksi tersebut, direncanakan langkah preventif dengan melakukan injeksi scale injeksi scale inhibitor pada inhibitor pada titik di mana scale mana scale mulai 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. pembentukannya.

III.3. Ruang Lingkup

Ruang lingkup dari tugas ini adalah perhitungan Scale Tendency Tendency dan Stability Index 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 Istilah scale dipergunakan dipergunakan secara luas untuk deposit deposit keras yang terbentuk pada peralatan yang kontak atau berada dalam air. Dalam operasi produksi minyak bumi sering ditemui mineral scale scale seperti CaSO4, FeCO3, CaCO3, dan MgSO4. Senyawa-senyawa ini dapat larut dalam air. Scale CaCO Scale CaCO3 adalah jenis scale yang scale yang paling sering ditemui dite mui pada operasi produksi minyak bumi. Akibat dari

13


pembentukan scale scale pada operasi produksi minyak bumi adalah berkurangnya produktivitas produktivitas sumur akibat tersumbatnya lubang perforasi, pompa , dan , dan peralatan produksi lainnya. 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 secara langsung langsung dengan air air formasi selama proses produksi, seperti pada matrik matr ik dan rekahan formasi, lubang sumur, rangkaian pompa dalam sumur ( downhole pump), pump ), pipa produksi, pipa selubung, pipa alir, serta peralatan produksi di permukaan ( surface facilities). 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. Pena mpa ng Pipa Pipa Enda pa n Sca Sca le

Matriks Batuan

Minyak

Alir A liran an Air

Scale

Gambar 8. Ilustrasi Ilustrasi Endapan Endapan Scale pada Scale pada Pipa (A) dan Matriks Formasi (B) (Sari, 2011)

14


B.

Jenis Scale

Senyawa-senyawa

yang

berbentuk

padatan

dan

mempunyai

kecenderungan untuk membentuk endapan scale scale antara lain adalah kalsium karbonat (CaCO3), gipsum atau kalsium sulfat (CaSO4.2H2O), dan barium sulfat (BaSO4). Endapan scale scale yang lain adalah stronsium sulfat (SrSO4) yang mempunyai intensitas pembentukan rendah dan kalsium sulfat (CaSO 4), yang biasa terbentuk pada peralatan pemanas, yaitu yaitu boiler dan dan heater trater , serta scale serta scale dengan komponen besi, seperti besi karbonat (FeCO 3), besi sulfida (FeS) dan besi oksida (Fe2O3). Dari sekian banyak jenis scale yang 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 • Penurunan tekanan (CO 2)

Kalsium Karbonat (Kalsit)

CaCO3

• Perubahan temperatur • Kandungan garam terlarut • Perubahan keasaman (pH)

Kalsium Sulfat

CaSO4

Gypsum

CaSO4 . 2H2O

• Perubahan tekanan dan temperatur • Kandungan garam terlarut • Perubahan tekanan dan

Barium Sulfate

BaSO4

Strontium Sulfate

SrSO4

Besi Karbonat

FeCO3

• Korosi

Sulfida Besi

FeS

• Kandungan gas terlarut

Ferrous Hydroxide

Fe(OH)2

• Derajat keasaman (pH)

Ferric Hydroxide

Fe(OH)3

Oksida Besi

Fe2O3

temperatur • Kandungan garam terlarut

(Harberg, 1992)

15


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 dan perubahan temperatur), pencampuran pencampuran dua jenis fluida yang mempunyai susunan mineral tidak sesuai, adanya supersaturasi, penguapan (akibat dari perubahan konsentrasi), pengadukan pengadukan (agitasi, pengaruh dari turbulensi), waktu kontak antara padatan dengan permukaan media pengendapan serta perubahan perubahan pH. Mekanisme pembentukan endapan scale endapan scale berkaitan berkaitan erat dengan komposisi komposisi air di dalam formasi. Secara umum, air mengandung ion-ion terlarut, baik itu berupa kation (Na+, Ca2+, Mg2+, Ba2+, Sr 2+ dan Fe3+), maupun anion (Cl -, HCO3-, SO42-dan CO32-). 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 ( contact time) time) antara air dengan media pembentukan. Air mempunyai batas kemampuan dalam menjaga senyawa ion-ion tersebut tetap t etap dalam larutan, sehingga pada kondisi tekanan dan temperatur tertentu, dimana harga kelarutan terlampaui, maka senyawa tersebut tidak akan terlarut lagi, melainkan terpisah dari pelarut nya dalam bentuk padatan. Dalam proses produksi, perubahan kelarutan terjadi seiring dengan penurunan tekanan dan perubahan temperatur temperatur selama produksi. Perubahan angka angka kelarutan pada tiap zat terlarut dalam air formasi akan menyebabkan terganggunya keseimbangan dalam air formasi, sehingga akan terjadi reaks i 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 pengendapan scale antara lain adalah sebagai berikut : 

Air mengandung ion-ion yang memiliki kecenderungan untuk membentuk senyawa-senyawa yang mempunyai angka kelarutan re ndah.



Adanya perubahan kondisi fisik atau komposisi air yang akan menurunkan kelarutan lebih rendah dari konsentrasi yang ada.

16




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 endapan scale..



Pengendapan scale akan meningkat dengan lamanya waktu kontak dan ini akan mengarah pada pembentukan scale 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 – 0,001 – 0,1 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

17


besar dipengaruhi oleh keberadaan komponen-komponen tersebut, serta fenomena yang terjadi pada komponen-komponen tersebut berkaitan dengan adanya perubahan kondisi ko ndisi 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 pe mbentukan scale mbentukan 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)



Keasaman (pH)

Magnesium (Mg)



Padatan tersuspensi



Temperatur



Specific Gravity



Gas terlarut, oksigen, o ksigen,

Natrium (Na) Besi (Fe) Barium (Ba) Stronsium (Sr)

karbondioksida

Anion Klorida (Cl) Karbonat Karbonat (CO3) Bikarbonat Bikarbonat (HCO3)



Sulfida (pada H 2S)



Populasi bakteri



Kandungan Kandungan minyak

Sulfat (SO4) (William, 1990)

Tabel 2. Sifat Fisik Air Murni Berat molekul

18 gr/mol

Densitas (4 oC)

1 gr/ml

Titik beku

0 oC

Titik didih

100 oC (Perry, 1997)

18


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 (CO 32-) ataupun dengan ion bikarbonat (HCO 3-), dengan reaksi pembentukan sebagai berikut: Ca 2+ + CO3 2- Ca 2+ + 2(HCO3 -)

CaCO3

CaCO3 + CO2 + H2O

Kondisi yang mempengaruhi pembentukan scale pembentukan scale kalsium karbonat antara lain adalah perubahan kondisi reservoir (tekanan (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 kandungan gas terlarut secara keseluruhan Selain hal-hal yang telah disebutkan di atas, turbulensi aliran dan lamanya

waktu kontak (contact ( contact time) time) juga berpengaruh terhadap kecepatan pengendapan dan tingkat kekerasan kristal yang terbentuk. (Siswoyo, 2005) F.

Faktor yang Mempengaruhi Pembentukan Scale Kalsium Kalsium Karbonat K arbonat

1. Pengaruh CO 2 Keberadaan CO2 dalam air akan meningkatkan kelarutan CaCO3 dalam air. Pada waktu CO 2 terlarut dalam air, senyawa tersebut akan membentuk membentuk asam asa m karbonat, dengan reaksi ionisasi sebagai berikut: CO2 + H2O

H2CO3

H2CO3

H+ + HCO3-

HCO3-

H+ + CO32-

Pengaruh lain CO 2 adalah meningkatnya tekanan dalam sistem, yang besarnya dipengaruhi oleh t ekanan parsial CO 2. Besarnya tekanan parsial CO 2 sendiri sebanding dengan fraksi mol CO 2 dalam gas dikalikan dengan tekanan

19


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) 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 CaCO CaCO3 akan berkurang. Sedangkan apabila tekanan dalam sistem turun, maka CO 2 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. 120 )

sr a 100 b( 2

O C

o

l

iat r

a P n a n a k eT

o

0 0 1

80

o

0 8

0 6

o

0 4

60

o

2 0

40 20 0

0

o

1 0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

Kela elarutan rutan CaCO 3 (gr/lt)

Gambar 9. Pengaruh Pengaruh Tekanan Tekanan Parsial CO CO2 Terhadap Kelarutan CaCO3 pada Berbagai Temperatur (Sari, 2011) 2. Pengaruh Temperatur Kelarutan

kalsium

karbonat

akan

semakin

berkurang

dengan

bertambahnya temperatur, sehingga semakin besar besar temperatur air maka tingkat kecenderungan terbentuknya scale CaCO3 akan semakin besar. Pengaruh tersebut dapat dilihat pada Gambar 10.

20


Gambar 10. Pengaruh Temperatur Terhadap Kelarutan Kelarutan Kalsium Karbonat 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 at as maka reaksi akan bergeser ke arah ar ah kanan dan da n scale kalsium karbonat akan terbentuk. ter bentuk. 3. Pengaruh pH Kandungan CO 2 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

H p , n a m as a e K t aj ar e D

4,1 4,0 3,9

40

3,8

25 15

3,7

o

o

o

3,6 3,5

0

0,5

1,0

1,5

2.0

Teka na n Pa rtia rtiall CO 2 (ba rs rs))

Gambar 11. Pengaruh Tekanan Parsial CO2 Terhadap pH Air (Sari, 2011)

21


4. Pengaruh Garam Terlarut Kadar kelarutan CaCO3 akan meningkat dengan bertambahnya kandungan garam terlarut dalam air, tetapi apabila garam-gara m 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 5. Pressure Drop Data pressure drop dapat mengindikasikan ada tidaknya scale di sepanjang aliran produksi. Dari analisis analisis pressure s istem sumur dan pressure drop pada drop pada sistem peralatan permukaan, dapat menunjukkan menunjukkan bahwa terjadi perubahan tekanan yang berelasi terhadap perubahan laju alir pada wellhead , sebelum dan sesudah penggantian flowline penggantian flowline ataupun sebelum dan sesudah acid job. job. Pengamatan ini bertujuan untuk mengetahui adanya perubahan tekanan antara wellhead ( flowline flowline upstream) upstream) dan manifold ( flowline flowline downstream). downstream). Apabila ada kecenderungan meningkatnya pressure drop dan penurunan laju alir produksi, maka diindikasikan adanya scale adanya scale yang terbentuk pada pipa tubing maupun flowline 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 naiknya pressure drop. drop. (Harberg, 1992)

G.

Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale

Pencegahan terbentuknya scale scale adalah usaha preventif yang dilakukan sebelum terbentuknya endapan scale. scale. Pada kenyataannya proses pembentukan scale sama scale sama sekali tidak dapat dicegah, sehingga upaya yang dilakukan sematamata hanyalah meminimalisir pembentukan dan terutama pengendapan scale, scale, sehingga permasalahan yang terjadi sebagai akibat dari pengendapan tersebut dapat dicegah dan diminimalisir. Salah satu sat u cara untuk mencegah terjadinya scale terjadinya scale yaitu dengan cara menjaga kation-kation pembentuk scale scale tetap berada dalam

22


larutannya. Zat-zat kimia yang ditambahkan dalam air berfungsi sebagai pencegah terbentuknya terbentuknya scale ( scale ( scale inhibitor ) di dalam larutan tersebut. Scale inhibitor merupakan suatu bahan kimia yang berfungsi untuk menjaga anion-kation pembentuk scale 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 digunak d igunakan. an. Setelah penentuan pe nentuan jenis scale jenis scale inhibitor , perlu diperhatikan beberapa hal berikut agar diperoleh hasil yang maksimal, yaitu: a. Scale inhibitor harus ditambahkan pada titik dimana kristal scale scale mulai terbentuk. Ini berarti bahwa inhibitor harus harus diinjeksikan pada upstream area yang bermasalah. Dalam hal ini adalah pada sumur produksi. b. b. Scale inhibitor harus diinjeksikan secara kontinyu agar selalu mencegah terbentuknya kristal scale kristal scale dalam dalam air terproduksi. (Nasiruddin, 2013) III.4.2. Menentukan Jenis Scale yang Terbentuk Scale e T endency Menggunakan Sof Softwar twar e A. Simulasi Scal

Dalam memprediksi pengendapan scale scale dapat menggunakan program simulasi yaitu OLI ScaleChem 4.0. 4.0. Software ini Software ini memerlukan dua jenis analisa, yaitu brine (air brine (air formasi) dan gas. Setiap Set iap jenis analisa harus saling berhubungan. Brine yang Brine yang digunakan bisa merupakan air permukaan, air injeksi, air formasi, atau air produksi. Komposisi brine brine yang dimasukkan adalah konsentrasi ion yang terkandung di dalamnya. Selain itu, pH air, densitas, dan alkalinitas juga ditentukan. Simulasi prediksi pembentukan scale pembentukan scale dimulai 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

23


5. Produksi minyak, gas, dan air 6. Temperatur, baik Bottom Hole Temperature Temperature (BHT) maupun Well Head Temperature (WHT) Temperature (WHT) 7. Tekanan, baik Bottom Hole Pressure Pressure (BHP) maupun Well Head Pressure (WHP) Hasil running software tersebut menghasilkan suatu data Scale Index dan prediksi pembentukan scale pembentukan scale dari dari suatu sumur pada temperatur dan tekanan tertentu. Setelah data-data t ersebut diketahui, dapat ditentukan jenis scale jenis scale yang yang terbentuk dan dapat diperkirakan pada rentang temperatur dan tekanan di mana scale terbentuk scale terbentuk sehingga membantu dalam menyusun langkah pencegahannya.

B. Perhitungan Kecenderungan Kecenderungan Pembentukan Pembentukan Scale Metode Stiff-Davis

Stiff-Davis telah mengembangkan metode analisa air formasi untuk dapat digunakan pada air garam (brine ( 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 mengkonversikan hasil dari analisis contoh conto h air formasi ke ionic strength, strength, yang merupakan jumlah dari hasil perkalian antara masingmasing konsentrasi ion dengan faktor konversi. µ = [ion] x faktor konversi konversi

… (1) (1)

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

24


Tabel 3. Faktor Konversi Perhitungan Ionic Perhitungan Ionic Strength Ion

Faktor Konversi Ionic Konversi Ionic Strength dari ppm

dari meq/l

Na+

2,20 x 10 -5

5,00 x 10 -4

Ca2+

5,00 x 10 -5

1,00 x 10 -3

Mg2+

8,20 x 10 -5

1,00 x 10 -3

Fe3+

8,10 x 10 -5

1,50 x 10 -3

Cl-

1,40 x 10 -5

5,00 x 10 -4

HCO3-

0,82 x 10 -5

5,00 x 10 -4

SO42-

2,10 x 10 -5

1,00 x 10 -3

CO32-

3,30 x 10 -5

1,00 x 10 -3

Untuk memperkirakan kecenderungan pembentukan scale pembentukan scale CaCO3, Stiff Davis Davis menggunakan harga indeks stabilitas sistem (Stability ( Stability Index, SI ) berdasarkan persamaan berikut: SI = pH – pH – K – K – pCa – pCa – pAlk pAlk

… (2) (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 strength dan temperatur pada Gambar 11)

pCa = ukuran konsentrasi konsentrasi Ca 2+ pAlk = ukuran konsentrasi konsentrasi alkalinitas (CO 32- dan HCO 3-) Sedangkan harga pCa dan pAlk ditentukan dengan menggunakan persamaan-persamaan sebagai berikut:

pCa=log   pAlk=log  

… (3) (3)

… (4) (4)

25


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 gra fik terbatas dari 0 – 0 – 100 100 °C dengan interval 10 °C. Sebagai alternat if, harga K bisa ditentukan menggunakan tabel konversi Value of "K" at Ionic Strength for CaCO 3 yang terlampir. Besarnya harga K tergantung pada temperatur dan konsentrasi total garam dan air. Adanya kandungan garam terlarut yang berbeda akan

26


mempengaruhi harga K. Pada air brine khususnya 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 ditentukan dengan grafik pada Gambar 13 berikut. berikut.

Gambar 13. Grafik Penentuan Harga pCa dan pAlk

Metode Stiff-Davis akan Stiff-Davis akan memberikan hasil yang maksimal apabila data pH air yang digunakan merupakan data yang akurat. Perkiraan kecenderungan pembentukan scale pembentukan scale kalsium kalsium karbonat ditentukan berdasarkan harga SI dengan ketentuan sebagai berikut:

27


-

Jika SI < 0 (negatif), maka sistem tidak terjenuhi oleh CaCO 3 dan scale cenderung tidak terbentuk.

-

Jika SI > 0 (positif), maka sistem telah terjenuhi oleh CaCO 3 dan terdapat kecenderungan pengendapan scale. pengendapan scale.

-

Jika SI = 0 maka sistem berada pada titik tit ik jenuh (saturation point) dan point) dan scale scale tidak akan terbentuk. Di bawah ini merupakan tahapan penentuan Stability Index ( Index (SI SI ) dengan

menggunakan metode Stiff-Davis. Stiff-Davis.

Konsentrasi ion dan valensi ion

Kekuatan ion ( µ) dan tem tem eratu raturr Konversi [Ca2+] ke pCa dan [Alk] ke pAlk Diperoleh nilai K

Didapat Stability Index dengan persamaan: SI = pH – pH – K – K – pCa – pCa – pAlk pAlk

SI (-) : Kecenderungan tidak terbentuk scale terbentuk scale

SI (+) : Kecenderungan terbentuk scale terbentuk scale

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

Berdasarkan data hasil analisis air formasi sumur produksi BelimbingXX dapat diperoleh harga kekuatan ion. Nilai total kekuatan ion kemudian

28


digunakan untuk mencari harga K menggunakan grafik pada Gambar 12, atau bisa juga menggunakan tabel Value of “K” at Ionic Strength f or f or CaCO3 yang terlampir sesuai dengan temperatur air brine. 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 (CO 32- dan HCO3-) untuk harga pAlk.

29


BAB IV PEMBAHASAN

IV.1. Simulasi Scale Tendency Menggunakan Menggunakan OL I Scal cal eChem 4.0

Data yang diperlukan untuk mengoperasikan program simulasi tersebut yaitu data sumur yang ingin ditinjau dan data hasil analisis air brine dan brine dan gas dari sumur tersebut. Berikut data-data dari sumur produksi Belimbing-XX. Tabel 4. 4. Data Sumur Sumur Produksi Belimbing-XX Field

Belimbing

Well

Belimbing-XX Sonolog Update Field Limau (16 Maret 2015)

Measurement Depth (m)

1560

Perfo (m)

1481

Bottom Hole Temperature (°F)

237,2

Top Hole Temperature (°F)

155

Bottom Hole Pressure (Psi)

1902,8

Top Hole Pressure (Psi)

482,2

Gradient Flowing (Psi/ft)

1,328

Fluid and Gas Production (9 April 2015) Well Head Temperature (°F)

155

Gross (BFPD)

1592

Nett (BOPD)

167

Gas (MSCFD)

2

30


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

Data tersebut digunakan dalam simulasi Scale Tendency Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 di 4.0 di mana hasil running nya berupa data Scaling Index dan Index dan prediksi pembentukan scale pembentukan scale dari dari sumur Belimbing-XX pada temperatur dan tekanan t ekanan tertentu. Temperatur dan tekanan yang digunakan sebagai input dalam program yaitu pada dasar sumur (reservoir (reservoir ) dan permukaan (well ( well head ) dengan pembagian 6 titik.

31


Setelah dikalkulasi akan menghasilkan nilai Scale Tendency Tendency dan Scale Index sebagai berikut : 

Point 1 - pada bagian permukaan ( well ) well head

Temperatur : 155 °F Tekanan

: 482,2 psia

Gambar 16. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 1 (Bagian Well Head) Nilai Scale Tendency Tendency (ST) untuk semua jenis scale scale yang diprediksi terbentuk pada bagian well head berharga positif, hal tersebut menunjukkan bahwa air dalam kondisi lewat jenuh. Sedangkan harga Scale Index dari Index dari kelima jenis scale, jenis scale, hanya scale hanya scale CaCO CaCO3 yang berharga positif, posit if, yaitu 1,0975 dengan konsentrasi 240,8 mg/liter. Artinya pada bagian well head ada kecenderungan terbentuk scale kalsium karbonat. 

Point 2

Temperatur : 171,4 °F Tekanan

: 766,32 psia

Gambar 17. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 2 Pada titik di mana kondisi dalam sumur berte mperatur 171,4 °F dengan tekanan 766,32 psia terindikasi terbentuk scale terbentuk scale CaCO CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar Index sebesar 1,2131 dan konsentrasi endapan CaCO 3 sebanyak 251,8 mg/liter.

32




Point 3


: 1050 psia

Gambar 18. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 3 Pada titik di mana kondisi ko ndisi dalam sumur bertemperatur 187,9 °F dengan tekanan 1050 psia terindikasi terbentuk scale terbentuk scale CaCO CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar Index sebesar 1,3319 dan konsentrasi endapan CaCO 3 sebanyak 260,3 mg/liter. 

Point 4


: 1334,6 psia

Gambar 19. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 4 Pada titik di mana kondisi dalam sumur berte mperatur 204,3 °F dengan tekanan 1334,6 psia terindikasi terbentuk scale terbentuk scale CaCO CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar Index sebesar 1,4507 dan konsentrasi endapan CaCO 3 sebanyak 268,5 mg/liter.

33




Point 5


: 1618,7 psia

Gambar 20. Hasil Simulasi Scale Tendency Pada Tendency Pada Point 5 Pada titik di mana kondisi dalam sumur su mur bertemperatur 220,8 °F dengan tekanan 1618,7 psia terindikasi terbentuk scale terbentuk scale CaCO CaCO3 dengan harga Scale Index sebesar Index sebesar 1,5577 dan konsentrasi endapan CaCO 3 sebanyak 270,9 mg/liter. 

Point 6 - pada bagian reservoir


: 1902,8 psia

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

Pada bagian dalam sumur (reservoir ( reservoir ), ), dari kelima jenis scale scale hanya scale kalsium karbonat (CaCO3) yang memiliki harga Scale Index positif Index positif yaitu sebesar

34


1,6743 dengan konsentrasi sebesar 273,7 mg/liter. Hal tersebut menunjukkan bahwa ada kece nderungan terbentuk scale terbentuk scale kalsium kalsium karbonat (CaCO 3) di dalam reservoir . Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 kemudian 4.0 kemudian disajikan dalam bentuk grafik hubungan temperatur dan tekanan dengan konsentrasi scale konsentrasi scale CaCO CaCO3 yang terbentuk pada sumur produksi Belimbing-XX.

Gambar 22. Hubungan Temperatur Dengan Dengan Konsentrasi Scale CaCO Scale CaCO3 Pada Sumur Produksi Belimbing-XX

35


Gambar 23. Hubungan Tekanan Dengan Konsentrasi Scale CaCO Scale CaCO3 Pada Sumur Produksi Belimbing-XX

Kenaikan temperatur dan tekanan berbanding lurus dengan bertambahnya konsetrasi scale konsetrasi scale CaCO CaCO3. Hal ini menunjukkan bahwa air brine dalam brine dalam keadaan lewat jenuh sehingga tidak mampu lagi melarutkan ion-ion pembentuk scale. scale. Hasil simulasi menggunakan OLI ScaleChem 4.0 4.0 dapat diketahui jenis scale scale yang terbentuk di sumur produksi Belimbing-XX adalah kalsium karbonat (CaCO 3). 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 konsentrasi scale CaCO CaCO3 sebesar 240,805 mg/liter.

36


IV.2.

Perhitungan Kecenderungan Pembentukan Scal Scale e

Metode Stiff-Davis

Data analisa air formasi di atas at as bertujuan untuk mengetahui adanya indikasi indikasi terbentuk endapan kalsium karbonat yang secara kuantitatif dapat dihitung dengan metode Stiff-Davis dengan parameter yang menunjukkan indikasi scale scale yaitu Stability Index Index (SI). Dalam memperkirakan kecenderungan pembentukan scale CaCO3 dengan metode Stiff-Davis dapat Stiff-Davis dapat mengunakan harga indeks stabilitas sistem (Stability Index, 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 Konversi

Kekuatan Ion

Na+

5103,83

2,20 x 10 -5

0,1123

Ca2+

120,00

5,00 x 10 -5

0,0060

Mg2+

97,28

8,20 x 10 -5

0,0080

CO32-

90,00

3,30 x 10 -5

0,0030

HCO3-

1952,00

0,82 x 10 -5

0,0160

SO42-

28,00

2,10 x 10 -5

0,0006

Cl-

7114,91

1,40 x 10 -5

0,0996

Total kekuatan ion



0,2454

Menentukan harga K Harga K diperoleh dari tabel t abel Value of “K” at Ionic Strength f or f or 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.

37




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 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 yaitu konsentrasi total alkalinitas yang merupakan jumlah 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 scale kalsium karbonat pada sumur produksi Belimbing-XX mulai dari dalam reservoir hingga hingga bagian well head . Oleh karena itu perlu dilakukan upaya pencegahan untuk mengurangi terbentuknya scale kalsium karbonat.

38


IV.3.

Upaya Mengurangi Terbentuknya Scale

Program pencegahan dilakukan berdasarkan hasil identifikasi jenis dan lokasi terbentuknya scale. scale. Upaya yang biasa dilakukan adalah dengan menginjeksikan zat kimia pengontrol pengontrol scale (scale inhibitor), inhibitor), baik pada formasi maupun pada pipa-pipa dan peralatan produksi. Zat kimia tersebut bekerja dengan cara menjaga partikel pembentuk scale tetap scale tetap dalam larutan, sehingga diharapkan tidak terjadi pengendapan. Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency Tendency menggunakan menggunakan software OLI ScaleChem 4.0 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff-Davis, Stiff-Davis, dari beberapa jenis scale scale yang kemungkinan bisa terbentuk, dapat diketahui ada kecenderungan terbentuk scale scale kalsium karbonat (CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX. Hasil running dari OLI ScaleChem ScaleChem menunjukkan bahwa endapan CaCO 3 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 scale di area sumur produksi Belimbing-XX, Belimbing-XX, dilakukan dilakukan metode injeksi scale injeksi scale inhibitor yaitu continuous yaitu continuous treatment dengan tipe scale inhibitor yang digunakan adalah natrium polifosfat. Metode ini dilakukan dengan cara menginjeksikan scale inhibitor melalui melalui annulus menggunakan chemical injection pump. pump. Dengan langkah tersebut, zat kimia akan tersembur ke dasar sumur dan dengan segera dapat menjaga kelarutan ion-ion pembentuk scale pembentuk scale.. Akibatnya, scale Akibatnya, scale inhibitor inhibitor bercampur 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). day).

39


BAB V PENUTUP

V.1.

Kesimpulan

1. Berdasarkan hasil simulasi Scale Tendency Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0, 4.0, diketahui ada kecenderungan terbentuk scale scale kalsium karbonat (CaCO3) pada sumur produksi Belimbing-XX. 2. Hasil simulasi Scale Tendency menggunakan Tendency menggunakan OLI ScaleChem 4.0 diperoleh 4.0 diperoleh harga Scale Index Index untuk scale CaCO3 di sumur Belimbing-XX sebagai berikut : -

Pada bagian well head harga harga Scale Index CaCO Index CaCO3 sebesar 1,0975 dengan konsentrasi 240,805 mg/liter.

-

Pada reservoir harga Scale Index Index CaCO3 sebesar 1,6743 dengan konsentrasi 273,666 mg/liter.

3. Hasil perhitungan Stability Index Index (SI) menggunakan metode Stiff-Davis diperoleh harga SI sebagai berikut : -

Pada bagian well head harga harga SI CaCO 3 sebesar 1,9126.

-

Pada reservoir harga harga SI CaCO3 sebesar 3,3478.

4. Hasil simulasi OLI ScaleChem 4.0 dan 4.0 dan perhitungan dengan metode Stiff Davis Davis menunjukkan bahwa terbentuk scale scale CaCO3 di dalam sumur (reservoir ) hingga bagian well head . 5. Upaya atau untuk meminimalisir terbentuknya scale scale CaCO3 dilakukan dengan menginjeksikan scale inhibitor ke dalam sumur secara kontinyu (continuous treatment ). ).

V.2.

Saran

Scale inhibitor sebaiknya sebaiknya diinjeksikan juga pada flowline pada flowline yang yang mengalirkan fluida produksi dari sumur hingga ke Stasiun Pengumpul. Karena injeksi scale inhibitor di dalam sumur tidak dapat mencegah terbentuknya scale scale seluruhnya sehingga ada kemungkinan ion-ion pembentuk scale scale terbawa ke atas dan mengendap di bagian flowline bagian flowline..

40


DAFTAR PUSTAKA

Abdassah, Doddy. 1998. Teknik Gas Bumi. Institut Bumi. Institut Teknologi Bandung. Brownell, L.E., and Young, E.H. 1959. Process Equipment Design. Design. John Willey & Sons, Inc: USA. Harberg, T. Granbakken, D.B. 1992. Scale Formation in Reservoir and Production Equipment During Oil Recovery. SPE 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. Produksi. Pertamina EP UBEP Limau. OLI System 2010, New Version Vers ion 4.0. http://www.megaupload.com/?d=359FQRVC Perry, R.H, and Green, D.W. 1997. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook 7 th Edition. Edition. McGraw-Hill Companies: USA. Rachmat, Sudjati. Reservoir Sudjati. Reservoir Minyak dan Gas Bumi. Bumi . Buku Pintar Migas Indonesia. Komunitas Komunitas Migas Indonesia. I ndonesia. Sari, P.R. 2011. Studi Penanggulangan Problem Scale dari Near-Wellbore Hingga Flowline di Lapangan Minyak Minyak . Universitas Indonesia. Siswoyo, K. Erna. 2005. Identifikasi Pembentukan Scale. Scale. Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yo gyakarta. Siswoyo, K. Erna. 2005. Mekanisme 2005. Mekanisme Pembentukan Pembentukan dan Jenis Scale. Scale. Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral. UPN “Veteran” Yo gyakarta. gyakarta. Widi, Eko, dkk. 2005. Problem Produksi. 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.

41

LAMPIRAN

Value of “K” at Ionic Strength for CaCO 3 Ionic Strength ( µ)

25 °C

60 °C

100 °C

0.01

2.16

-

0.635

0.02

2.2

-

0.64

0.03

2.24

-

0.645

0.04

2.28

1.58

0.65

0.05

2.32

1.61

0.655

0.06

2.36

1.64

0.66

0.07

2.41

1.67

0.665

0.08

2.46

1.7

0.67

0.09

2.5

1.72

0.675

0.1

2.54

1.74

0.68

0.11

2.58

1.76

0.685

0.12

2.6

1.78

0.69

0.13

2.62

1.805

0.695

0.14

2.64

1.83

0.7

0.15

2.66

1.855

0.705

0.16

2.68

1.88

0.71

0.17

2.7

1.895

0.715

0.18

2.72

1.91

0.72

0.181

2.722

1.912

0.7205

0.182

2.724

1.914

0.721

0.183

2.726

1.916

0.7215

0.184

2.728

1.918

0.722

0.185

2.73

1.92

0.7225

0.186

2.732

1.922

0.723

0.187

2.734

1.924

0.7235

0.188

2.736

1.926

0.724

0.189

2.738

1.928

0.7245

0.19

2.74

1.93

0.725

Ionic Strength ( µ)

25 °C

60 °C

100 °C

0.191

2.742

1.931

0.7255

0.192

2.744

1.932

0.726

0.193

2.746

1.933

0.7265

0.194

2.748

1.934

0.727

0.195

2.75

1.935

0.7275

0.196

2.752

1.936

0.728

0.197

2.754

1.937

0.7285

0.198

2.756

1.938

0.729

0.199

2.758

1.939

0.7295

0.2

2.76

1.94

0.73

0.201

2.762

1.9415

0.7305

0.202

2.764

1.943

0.731

0.203

2.766

1.9445

0.7315

0.204

2.768

1.946

0.732

0.205

2.77

1.9475

0.7325

0.206

2.772

1.949

0.733

0.207

2.774

1.9505

0.7335

0.208

2.776

1.952

0.734

0.209

2.778

1.9535

0.7345

0.21

2.78

1.955

0.735

0.211

2.782

1.9565

0.7355

0.212

2.784

1.958

0.736

0.213

2.786

1.9595

0.7365

0.214

2.788

1.961

0.737

0.215

2.79

1.9625

0.7375

0.216

2.792

1.964

0.738

0.217

2.794

1.9655

0.7385

0.218

2.796

1.967

0.739

0.219

2.798

1.9685

0.7395

0.22

2.8

1.97

0.74

0.221

2.802

1.9715

0.7405

0.222

2.804

1.973

0.741

0.223

2.806

1.9745

0.7415

0.224

2.808

1.976

0.742

0.225

2.81

1.9775

0.7425

0.226

2.812

1.979

0.743

0.227

2.814

1.9805

0.7435

0.228

2.816

1.982

0.744

0.229

2.818

1.9835

0.7445

1.

Ionic Strength ( µ)

25 °C

60 °C

100 °C

0.231

2.822

1.9865

0.7455

0.23

2.82

1.985

0.745

0.232

2.824

1.988

0.746

0.233

2.826

1.9895

0.7465

0.234

2.828

1.991

0.747

0.235

2.83

1.9925

0.7475

0.236

2.832

1.994

0.748

0.237

2.834

1.9955

0.7485

0.238

2.836

1.997

0.749

0.239

2.838

1.9985

0.7495

0.24

2.84

2

0.75

0.241

2.842

2.002

0.7505

0.242

2.844

2.004

0.751

0.243

2.846

2.006

0.7515

0.244

2.848

2.008

0.752

0.245

2.85

2.01

0.7525

0.246

2.852

2.012

0.753

0.247

2.854

2.014

0.7535

0.248

2.856

2.016

0.754

0.249

2.858

2.018

0.7545

0.25

2.86

2.02

0.755

Strength, µ) Perhitungan Kekuatan Ion ( I onic Strength,

Kekuatan ion (µ) = konsentrasi x faktor konversi Ion

Konsentrasi (mg/l)

Faktor Konversi

Na+

5103,83

2,20 x 10 -5

Ca2+

120,00

5,00 x 10 -5

Mg2+

97,28

8,20 x 10 -5

CO32-

90,00

3,30 x 10 -5

HCO3-

1952,00

0,82 x 10 -5

SO42-

28,00

2,10 x 10 -5

Cl-

7114,91

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 Ca 2+ µ Ca2+

= [Ca2+] x 0,00005 = 120 x 0,00005 = 0,006

-

Menghitung kekuatan ion Mg 2+ µ Mg2+

= [Mg2+] x 0,000082 = 97,28 x 0,000082 = 0,008

-

Menghitung kekuatan ion CO 32µ CO32-

= [CO32-] x 0,000033 = 90 x 0,000033 = 0,003

-

Menghitung kekuatan ion HCO 3 µ HCO3- = [HCO3-] x 0,00082 = 1952 x 0,00082 = 0,016

-

Menghitung kekuatan ion SO 42µ SO42-

= [SO42-] 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 Konversi

Kekuatan Ion

Na+

5103,83

2,20 x 10 -5

0,1123

Ca2+

120,00

5,00 x 10 -5

0,0060

Mg2+

97,28

8,20 x 10 -5

0,0080

CO32-

90,00

3,30 x 10 -5

0,0030

HCO3-

1952,00

0,82 x 10 -5

0,0160

SO42-

28,00

2,10 x 10 -5

0,0006

Cl-

7114,91

1,40 x 10 -5

0,0996

Total kekuatan ion

0,2454

Harga K untuk temperatur pada well head dan dan reservoir diperoleh diperoleh dari tabel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO 3 dengan cara interpolasi dan ekstrapolasi. -

Well Head (T = 155 °F = 68,33 °C) Data K dari tabel t abel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO 3 : µ = 0,245 T = 60 °C → K = 2,01 T = 100 °C → K = 0,7525

0,0,75252, 752501 = 10068, 3 3 10060 0,7525 ==1,0,74819956 Interpolasi :

T = 68,33 °C → K = 1,7481

-

Reservoir (T = 237,2 °F = 114 °C) Data K dari tabel t abel Value of “K” at Ionic Strength for CaCO 3 : µ = 0,245 T = 60 °C → K = 2,01 2,01 T = 100 °C → K = 0,7525

0,2,752501 = 114100 11460 0,0,7752541 =0,=0,22590, 5 209 3191  =0,3129 Ekstrapolasi :

T = 114 °C → K = = 0,3129

2. Perhitungan Harga pCa

Harga pCa diperoleh dengan cara sebagai berikut :

pCa=logg mollit1Caer+  [Ca2+] = 120 mg/l

BA Ca = 40,08 gr/l

pCa =

log(,     )=2,5243

3. Perhitungan Harga pAlk

Harga pAlk diperoleh dengan cara sebagai berikut :

pAlk=logg equivalentltiot1etarl alkalinity  =logg [COCO −] [1HCO −] lmoliter BA, H = 1 [CO32-] =

C = 12

O = 16

BM =   x   =0,0015   

BM  =   x    =0,032    log,+,=1,475

[HCO3-] =

pAlk =

tabil ity I ndex ndex 4. Perhitungan Stabil (SI) (SI)

Harga SI pada temperatur well head dan reservoir dapat dapat dihitung dengan cara sebagai berikut : -

-

SI=pHKpCapAl k =7,=1,6961, 7 4812, 5 2451, 4 75 126 SI=pHKpCapAl k =7,=3,6360, 3 1292, 5 2451, 4 75 478 Well Head (T (T = 155 °F = 68,33 °C)

Reservoir (T (T = 237,2 °F = 114 °C)

PERTANYAAN

1. Rama Tegar (121110104) (121110104) Kapan dilakukan penambahan scale penambahan scale inhibitor ke ke dalam sumur?

2. Adrian Perdana Putra (121110118) Mengenai masalah scale 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 software tersebut, apakah ada alasan lain mengapa jenis scale jenis scale yang yang terbentuk adalah CaCO 3 ?

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? berbeda?

JAWABAN

1. Scale inhibitor ditambahkan atau diinjeksikan ke dalam sumur pada saat sumur berproduksi. Ada kalanya suatu sumur su mur minyak berhenti berproduksi karena sedang diservis, sehingga tidak mengalirkan fluida produksi ke permukaan. Scale inhibitor ditambahkan ditambahkan setiap hari dengan jumlah tertentu tert entu sesuai jumlah fluida yang diproduksi per hari. 2. Masalah utama yang paling sering dihadapi dalam kegiatan produsi minyak bumi adalah scale. scale. Orang-orang perminyakan sendiri mengaku belum mampu menangani masalah scale scale tersebut secara tepat. Oleh karena itu, sesuai dengan ilmu pengetahuan yang berkaitan, lulusan t eknik kimia sangat dibutuhkan untuk mengatasi masalah scale masalah scale di di industri perminyakan. 3. Selain menggunakan software, software, jenis scale yang 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 Ca 2+, sedangkan dari hasil analisis air formasi sumur Belimbing-XX dapat diketahui bahwa beberapa ion yang dominan terkandung di dalamnya yaitu CO 32- dan HCO3 - sehingga ada potensi ionion tersebut bereaksi dengan Ca 2+ membentuk CaCO 3. 4. Di dalam wash tank terjadi pemisahan minyak dan air. Hasil bawah separator yang berupa campuran ca mpuran minyak dan air masuk ke dalam wash tank melalui bagian atas. Setelah tertampung t ertampung 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 bagian atas. Selanjutnya minyak dialirkan ke tangki produksi sedangkan air dikeluarkan dan masuk ke skim ke skim tank atau 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 besar nilai SI nya, semakin banyak scale banyak scale yang yang terbentuk. Sementara itu, konsentrasi padatan scale padatan scale yang yang terbentuk juga akan semakin banyak seiring bertambahnya bertambahnya tekanan dan temperatur.

Laporan KP PT. Pertamina EP Field Limau

Recommend Documents