laporan kerja praktek sidik kunto
DESCRIPTION
AT CITIC SERAM ENERGY LTDTRANSCRIPT
STUDI MENGENAI PROYEK PENGGANTIAN ESP SERTA
MATRIX ACIDIZING DI BLOK NON-BULA PSC
OLEH CITIC SERAM ENERGY LIMITED
Laporan Kerja Praktek
Oleh:
SIDIK KUNTO BISONO
NIM 12208014
Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah
TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan
pada Program Studi Teknik Perminyakan
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2011
STUDI MENGENAI PROYEK PENGGANTIAN ESP SERTA
MATRIX ACIDIZING DI BLOK NON-BULA PSC
OLEH CITIC SERAM ENERGY LIMITED
Laporan Kerja Praktek
Oleh:
SIDIK KUNTO BISONO
NIM 12208014
Diajukan sebagai syarat untuk memenuhi Mata Kuliah
TM 3000 Kerja Praktek dan Penulisan Laporan
pada Program Studi Teknik Perminyakan
Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan
Institut Teknologi Bandung
Disetujui oleh:
Pembimbing Kerja Praktek,
_____________________________
Dr. Ir. Sudjati Rachmat,DEA
iii
KATA PENGANTAR
Puji Syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT, karena hanya rahmat dan
hidayah-Nya Laporan Kerja Praktek ini dapat tersusun hingga selesai.
Laporan ini merupakan hasil rangkuman kegiatan kerja praktek penulis selama
satu bulan (Juli-Agustus 2011) di Citic Seram Energy Limited (CSEL) yang
mempunyai daerah operasi di Bula, Kabupaten Seram Bagian Timur, Propinsi
Maluku. Laporan kerja praktek ini dibuat untuk memenuhi persyaratan yang telah
ditentukan oleh Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik Pertambangan
dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung.
Dalam melakukan kegiatan kerja praktek dan menyusun laporan ini, penulis
telah melibatkan bantuan dari berbagai pihak, oleh karena itu tidak lupa ucapan
terimakasih penulis sampaikan kepada:
1. Orang tua, kakak, adik serta sdri Rivia yang selalu memberi dorongan serta
semangat kepada penulis
2. Direksi beserta Staf HRD Citic Seram Energy Limited yang memberikan ijin
fasilitas dan akomodasi selama melakukan kegiatan kerja praktek
3. Mas Samsul Bagus sebagai mentor dan para engineer dan staf di lapangan
yang telah memberikan bimbingan selama penulis melakukan kegiatan kerja
praktek
4. Bapak Dr. Ir. Utjok W.R. Siagian selaku ketua Program Studi Teknik
Perminyakan ITB
5. Bapak Dr. Ir. Sudjati Rachmat, DEA selaku dosen pembimbing kerja
praktek
6. Segenap rekan-rekan mahasiswa Teknik Perminyakan ITB
7. Dan pihak-pihak lain yang telah membantu dalam penyelesaian laporan ini.
Sudah barang tentu laporan kerja praktek ini jauh dari kesempurnaan, namun
penulis berharap mudah-mudahan laporan kerja praktek ini dapat membantu serta
menambah wawasan pembaca dalam memahami mengenai beberapa kegiatan
workover dan stimulasi sumur yang dilakukan di lapangan milik CSEL ini.
Bandung, November 2011
Penulis
iv
DAFTAR ISI
hal
HALAMAN JUDUL ..................................................................................................... i
HALAMAN PERSETUJUAN...................................................................................... ii
KATA PENGATAR .................................................................................................... iii
DAFTAR ISI ................................................................................................................ iv
DAFTAR TABEL ........................................................................................................ vi
DAFTAR GAMBAR .................................................................................................. vii
BAB I PENDAHULUAN ..............................................................................................1
1.1 Latar Belakang .............................................................................................1
1.2 Pembatasan Masalah ....................................................................................2
1.3 Tujuan dan Manfaat Kerja Praktek ..............................................................2
1.4 Metode Penulisan .........................................................................................3
1.5 Sistematika Penulisan ..................................................................................4
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN ..................................................................5
2.1 Sejarah Awal Lapangan ...............................................................................5
2.2 Profil Perusahaan .........................................................................................5
2.3 Profil Geologi Reservoir ..............................................................................7
2.4 Profil Surface Facilities................................................................................8
BAB III TEORI DASAR ESP DAN MATRIX ACIDIZING .....................................11
3.1 ESP(Electric Submersible Pump) ..............................................................11
3.1.1 Dasar –Dasar Perhitungan Pompa ....................................................12
3.1.2 Konstruksi ESP .................................................................................14
3.1.3 Karakteristik Kerja Pompa ...............................................................17
3.1.4 Desain Pompa ...................................................................................20
3.2 Matrix Acidizing ........................................................................................20
3.2.1 Jenis Asam dan Proses Injeksi ..........................................................24
3.2.2 Penyebaran Asam Kedalam Media Berpori ......................................28
3.2.3 Reaksi Kimia Asam ..........................................................................35
3.2.4 Acid Additives ..................................................................................39
3.2.5 Desain Matrix Acidizing ...................................................................55
v
lanjutan
BAB IV PROYEK PENGGANTIAN ESP
DAN MATRIX ACIDIZING SUMUR OSD .................................................56
BAB V PEMBAHASAN .............................................................................................64
BAB VI KESIMPULAN .............................................................................................68
DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................................70
LAMPIRAN .................................................................................................................71
1. PETA LOKASI LAPANGAN a ...................................................................71
2. PETA LOKASI LAPANGAN b ...................................................................72
3. FLOW DIAGRAM .......................................................................................73
4. FOTOKOPI SERTIFIKAT KERJA PRAKTEK ..........................................74
vi
DAFTAR GAMBAR
GAMBAR hal
2.1. Peta Lokasi Lapangan ......................................................................................5
2.2. Penampang Geologi .........................................................................................7
2.3. Separator 2 Fasa ...............................................................................................8
2.4. Main Production Facilities ...............................................................................9
2.5. Tanki Nafta .....................................................................................................10
2.6. Marine Export Facilities .................................................................................10
3.1 ESP System ....................................................................................................12
3.2 Impeller dan Diffuser .....................................................................................14
3.3 Roll Kabel ESP ...............................................................................................16
3.4 Kabel ESP.......................................................................................................16
3.5 ESP Performance Curve .................................................................................18
3.6 Range Kerja ESP ............................................................................................20
3.7 Productivity Ratio vs Penetrated Zone ...........................................................21
3.8 Volume Injeksi vs Penetrated Zone ................................................................22
3.9 Productivity Ratio vs Damaged Zone ............................................................23
3.10 Koeffisien Diffusi Asam vs Temperatur ........................................................30
3.11 Wormhole Pada Mass Transfer Tinggi dan Rendah ......................................35
3.12 Orientasi Muatan Surfactant Anionic dan Sifat Wettingnya ..........................40
3.13 Orientasi Muatan Surfactant Cationic dan Sifat Wettingnya .........................41
3.14 Orientasi Muatan Surfactant Nonionic dan Sifat Wettingnya ........................42
4.1 Trayektori Sumur OSD ..................................................................................57
4.2 Skema Komplesi Sumur OSD ........................................................................58
4.3 Christmas Tree ...............................................................................................59
4.4 One Way Back Pressure Valve Beserta Rodnya ............................................60
4.5 ESP Powerlift Q10 .........................................................................................61
5.1 Profil Produksi Sumur OSD Pada Februari 2011 ............................................64
5.2 Proyek Workover OSD ....................................................................................66
vii
DAFTAR TABEL
TABEL hal
3.1 Senyawa Tak Terlarut Akibat Reaksi Asam ..........................................................25
3.2 Kapasitas Pelarutan Dari Asam .............................................................................26
3.3 Sifat Fisik Asam .....................................................................................................27
3.4 Reaksi HCl dengan Mineral Batuan ......................................................................37
3.5 Reaksi HF dan Asam Organik dengan Mineral Batuan .........................................38
3.6 Dissolving Power Dari Asam.................................................................................39
3.7 Dissolving Power Dari Asam(lanjutan) .................................................................39
3.8 Diverter Agents ......................................................................................................53
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Di industri perminyakan saat ini kegiatan workover dan stimulasi sumur
sangat sering dilakukan, terutama untuk sumur yang memiliki banyak problem
dalam seperti watercut yang tinggi serta sumur yang mempunyai productivity
index rendah.Harga minyak dunia yang masih tinggi yaitu USD 85,33per barrel
untuk jenis West Texas Intermediate dan USD 108,22per barrel untuk jenis Brent
(www.oil-price.net, 15 Agustus 2011) mendorong para pengusaha migas untuk
meningkatkan produksi minyaknya. Hal ini dapat dipahami karena walaupun
mengeluarkan biaya untuk kegiatan workover dan stimulasi sumur, perusahaan
migas masih mendapat keuntungan karena harga minyak masih pada level yang
cukup tinggi.
Beberapa masalah yang penulistemui di lapangan ini adalah ada sumur yang
diproduksi dengan productivity index rendah. Untuk itu perlu dilakukan proses
stimulasi pada sumur tersebut dengan tujuan untuk meningkatkan kuantitas
produksinya. Stimulasi dapat berupa matrix acidizing atau hydraulic fracturing.
Namun yang akan dibahas dalam laporan ini adalah proyek matrix acidizing, yang
dilakukan pada salah satu sumur pada lapangan ini
Workover dengan tujuan perawatan peralatan bawah permukaan seperti
Electric Submersible Pump (ESP) juga seringkali dilakukan di lapangan ini karena
semua sumur di lapangan ini mampunyai skema awal komplesi menggunakan
ESP, walaupun sumur masih dalam keadaan natural flow sekalipun. Hal ini
dilakukan untuk mengantisipasi sumur yang sudah tidak mampu mengalir secara
natural, sehingga proses starting ESP menjadi lebih singkat, bukan lagi melakukan
proses pemasangan ESP yang tentunya memerlukan waktu yang lebih lama dan
biaya yang cukup besar.
2
Pada sumur-sumur di lapangan ini semua menggunakan ESP (Electric
Submersible Pump) sebagai metoda pengangkatan buatan (artificial
lift).Kebanyakan dari sumur di lapangan ini merupakan sumur directional dengan
kedalaman lebih dari 6000 ft sehingga metoda SRP (Sucker Rod Pump) tidak
efisien jika digunakan.Sedangkan metoda gas lift juga tidak dapat digunakan
karena produksi gas hanya cukup digunakan untuk kebutuhan energi listrik untuk
surface facilities dan menjalankan ESP dengan menggunakan power generator.Di
daerah ini Sucker Rod Pump masih mungkin digunakan untuk sumur vertikal
yang tidak terlalu dalam seperti yang diterapkan oleh KALREZ PETROLEUM
SERAM Ltd. Letak sumurnya lebih kearah pesisir pantai dan reservoir yang
ditembus lebih dangkal yang tentunya berbeda dengan sumur milik CITIC
SERAM ENERGY Ltd, tempat penulis melakukan kerja praktek,dimana letak
sumur di elevasi yang lebih tinggiserta menembus reservoir yang lebih dalam.
1.2 Pembatasan Masalah
Berdasarkan latar belakang diatas, maka penulis membatasi masalah yang
akan dibahas pada jenis-jenis workover dan stimulasi sumur yang dilakukan di
lapangan ini, yakni pengenalan mengenai proyek penggantian ESP,dan matrix
acidizing. Selanjutnya penulisakan menyampaikan prosedur-prosedur yang
diterapkan serta analisis produksi sebelum dan setelah dilakukan workover dan
stimulasi sumur.
1.3 Tujuan dan Manfaat Kerja Praktek
1.3.1 Tujuan Kerja Praktek
Tujuan yang ingin dicapai penulis pada kerja praktek ini adalah:
1. Memperkuat dan memperdalam pengetahuan dalam prektek
secara menyeluruh.
2. Memperoleh gambaran secara langsung mengenai operasional
industri minyak dan gas sehingga menambah wawasan dan
pengetahuan penulis berkaitan dengan apa yang telah diperoleh
di dalam kelas.
3. Memperoleh gambaran mengenai proyek penggantian ESP dan
matrix acidizing yang dilakukan di lapangan.
3
4. Dapat menganalisa hasil dari proyek penggantian ESP dan
matrix acidizing yang dilakukan di lapangan.
1.3.2 Manfaat Kerja Praktek
Manfaat yang didapat dari penulisan kerja praktek ini adalah:
1. Memberikan informasi kepada pembaca mengenai profil
perusahaan serta daerah operasinya.
2. Memberikan informasi kepada pembaca mengenai jenis-jenis
workover serta stimulasi sumur yang dilakukan di lapangan ini.
3. Memberikan informasi kepada pembaca mengenai tingkat
keberhasilan dalam proyekpenggantian ESP dan matrix
acidizing yang dilakukan di lapangan ini serta analisisnya.
1.4 Metode Penulisan
Guna mendapatkan dataserta gambaran untuk membantu dalam penyusunan
laporan kerja praktek di CITIC SERAM ENERGY Ltd, penulis menggunakan
metode sebagai berikut:
3.1 Metode Literatur
Metode yang dilakukan dengan cara mencari dan membaca data yang
bersumber dari website serta buku-buku yang berhubungan dengan pokok
bahasan.
3.2 Metode Observasi
Metode yang dilakukan dengan cara pengamatan langsung pada lapangan
milik CITIC SERAM ENERGY Ltd.
3.3 Metode Pengolahan Serta Analisa Data Produksi
Melalui metode ini penulis mencoba mengolah dan menganalisa data
produksi pada sumur yang dilakukan proyek matrix acidizing.
3.4 Metode Diskusi
Melalui metode ini, penulis melakukan tukar pendapat baik dengan dosen
pembimbing, mentor di lapangan, engineer di lapangan ataupun di kantor
pusat,serta rekan-rekan mahasiswa Teknik Perminyakan ITB guna
mendapat informasi yang berkaitan dengan masalah yang dibahas.
4
1.5 Sistematika Penulisan
Agar mempermudah memahami isi laporan, maka disusunlah suatu
sistematika pembahasan. Dalam laporan kerja praktek ini, penulis
mengelompokan materi-materi yang ada menjadi beberapa bab, antara lain :
BAB I PENDAHULUAN
Dalam bab ini akan dibahas tentang latar belakang pemilihan judul, tujuan dan
manfaat, pembatasan masalah dan metode penulisan laporan kerja praktek.
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN
Dalam bab ini akan di jabarkan secara singkat gambaran umum mengenai
perusahaan serta lapangan yang menjadi pokok pembahasan pada laporan kerja
praktek ini.
BAB III TEORI DASAR ESP DAN MATRIX ACIDIZING
Dalam bab ini akan dibahas mengenai teori dasar mengenai ESP dan matrix
acidizing yang penulis dapatkan dari berbagai literatur yang tersedia.
BAB IV PROYEK PENGGANTIAN ESP DAN MATRIX ACIDIZING SUMUR
OSD
Dalam bab ini menjelaskan prosedur-prosedur yang diterapkan dalam proyek
penggantian ESP dan matrix acidizing untuk sumur OS D,salah satu sumur di blok
non-bula PSC yang dilakukan pada pertengahan bulan Agustus 2011.
BAB V PEMBAHASAN
Dalam bab ini akan dibahas hasil dari proyek penggantian ESPr dan matrix
acidizing yang dilakukan di lapangan ini beserta analisisnya.
BAB VI KESIMPULAN
Dalam bab ini, berisikan kesimpulan dari hasil pembahasan
5
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1 Sejarah Awal Lapangan
1895 Royal Dutch Shell menemukan minyak bumi di Bula
1900 British Petroleum melakukan pemetaan hampir seluruh cekungan di
Bula
1942 Tentara Jepang menginvasi bula dan merusak fasilitas lapangan
1969 Pertamina bersama Gulf & Western memulai kegiatan perminyakan
1999 Kontrak PSC Non-bula ditandatangani dengan Kufpec (Indonesia) Ltd.
yang bertindak sebagai operator
2003 Lifting HSFO (High Sulfur Fuel Oil) sukses dilakukan
2006 Citic Seram Energy Ltd. mengambil alih 51% interest dari Kufpec
(Indonesia) Ltd. dan bertindak sebagai operator di blok Seram Non-
bula
2.2 Profil Perusahaan
Citic Seram
Energy Ltd.
(CSEL)
memegang 51%
interest blok PSC
Non-bula dari
Kufpec
(Indonesia) Ltd.
sekaligus menjadi
operator pada tanggal 23 November 2006, di bawah kontrak PSC oleh BP Migas
hingga tahun 2019. Sedangkan Kufpec (Indonesia) Ltd. memegang 30% interest.
Sisanya adalah Lion Energy Limited sebesar 2,5 % dan Gulf Petroleum
Investement sebesar 16,5%.
Gambar 2.1 Peta Lokasi Lapangan
6
Daerah operasi CSEL terletak di Pulau Seram, Maluku Timur, Indonesia,
tepatnya di sebelah timur pusat kota Bula dengan total luas area blok Seram Non-
bula seluas 1.524km2. Pada blok PSC Non-bula terdapat lapangan Oseil yang
pertama kaliditemukan minyak pada tahun 1993 dengan proyek pengeboran Oseil
1 wildcat dilakukan pada struktural closure timur. Dengan kedalaman 3475 m dan
terletak 23 km dari pusat kota Bula, reservoir minyak dari dua zona batuan
limestone Jurrasic Manusela menghasilkan produksi minyak sebesar 6000
BOPD.Kemudian, dilakukan pemboran sumur Oseil-2 pada Juli 1998 berlokasi
kira-kira 4,7 km kearah barat laut dari Oseil-1. Sumur ini berproduksi dengan rate
685 – 2112 BOPD dengan watercut 0-57%.Pada bulan agustus 1998, dilakukan
pengeboran sumur Oseil-4 dengan rate yang terbesar diantara sumur-sumur
sebelumnya yaitu 6377 BOPD dan 1,1 MMSCFD gas pada interval 2067 – 2156
meter. Untuk Field Development, ketiga sumur tersebut mulai diproduksi dengan
processing facilities sementara pada bulan desember 2002. Kemudian pada
November 2004 dilakukan pengemboran untuk Oseil-3, disusul oleh pengemboran
sumur selanjutnya yaitu Oseil-5,6,7,8,9,10,11, dan Oseil Tenggara-1.
Lapangan Nief Utara merupakan reservoir karbonat manusela yang sama
dengan lapangan oseil. Proyek pengeboran pertama, Nief Utara A-1, dilakukan
pada bulan februari 2008 dan kemudian mengalirkan minyak dengan laju 640
BOPD pada bulan mei 2008.Setelah itu proyek pemboran Nief Utara A-2
dilakukan pada bulan yang sama disusul pemboran Nief Utara A-3 pada bulan
agustus 2008. IOIP (Initial Oil in Place) pada prospek Nief Utara A diperkirakan
41 MMSTBO dengan recovery factor 30% sehingga reserves sebesar 12,3
MMSTBO.
7
2.3 Profil Geologi Reservoir
Basin Indonesia Timur berbeda
dengan basin Indonesia Barat.Basin
Indonesia timur memiliki
sedimentasi yang lebih tua yang
bagiannya berasal dari Australian
Continental margin yang bergabung
selama masa Middle dan Late
Tertiary
Crude oil dari Triassic-Jurassic
marine carbonat berasal dari source
rock tipe II.Kemudian, jenis reservoir
yang ada di lapangan ini merupakan
batuan karbonat yang memiliki
banyak patahan-patahan dan
fracture-fracture yang
banyak.Terdapat dua lapangan yaitu
Oseil dan Nief Utara.
Pulau Seram dicirikan oleh pola
struktur dan stratigrafi batuannya
yang rumit. Pulau ini berada pada
bagian Busur-Luar Banda yang
merupakan busur non-volkanik
(Hamilton,1979;).Proses sedimentasi
di Pulau Seram Utara, dimulai jaman
Trias Tengah bersamaan dengan proses tektonik Pulau Seram. Formasi Manusela
dibangun oleh batugamping berlapis hingga masif, napal, rijang, dan batu
gamping oolitan yang diendapkan pada jaman Early Jurassic.Diatas Formasi
Manusela diendapkan Formasi Kola yang diperkirakan berumur Late Jurassic.
Formasi Kola inilah yang diperkirakan sebagai cap rock karena tersusun atas shale
yang mempunyai permeabilitas yang rendah.
Diatas Formasi Kola secara berurutan diendapkan Formasi Lower Nief (batu
gamping), Upper Nief (batu gamping dan batu lempung yang tersusun secara
Gambar 2.2 Penampang Geologi
8
interbedded), Imbricate zone (Campuran antar formasi Upper Nief dengan
Formasi Kanikeh), dan Formasi Kanikeh yang tersusun secara interbedded antara
batu gamping, batupasir dan lanau.
2.4 Profil Surface Facilities
Hingga 30 Juni 2011, lapangan Oseil telah memproduksi crude oil kumulatif
sebesar 9.919.204 barel dan 5.079 MMCF natural gas. Crude oil yang dihasilkan
diolah menjadi produk HSFO (High Sulfur Fuel Oil) dan Naphtha.Rata-rata laju
produksi yang dihasilkan 2500 BOPD pada tahun 2011 dengan derajat API
berkisar antara 15 - 22.Namun, produksi naphtha berhenti pada sekitar tahun
2010karena jumlahnya sudah semakin sedikit dan tidak lagi ekonomis.Sedangkan
natural gas digunakan untuk membangkitkan listrik, kemudian sisanya dibuang
melalui flare.Surface Facilities dikategorikan menjadi Field Facilities (FF), Main
Production Facilities (MPF), Tankage Area, dan Marine Export Facilities (MEF)
atau sering disebut Jetty Area.
Pada Field
Facilities (FF) area
terdapat fasilitas
pemisahan 2 fasa
(gas-liquid) dengan
production separator
dan ditambah test
separator untuk
mengetes produksi
pada sumur tertentu.
Gas yang dipisahkan
dikompres oleh kompresor kemudian dikeringkan dengan menggunakan
Glycol.Kondensat kemudian dialirkan kembali menuju separator dan gas yang
telah kering digunakan untuk membangkitkan listrik pada power plant.Terdapat
tiga buah turbin, salah satunya menggunakan tenaga diesel yang dijalankan jika
pasokan gas tidak dapat memenuhi konsumsi listrik.
Dari FF liquid dialirkan ke MPF melalui trunk line secara natural karena
posisinya yang lebih rendah memungkinkan untuk mengalir dengan
Gambar 2.3 Separator 2 Fasa
9
gravitasi.Namun, terdapat tiga buah pompa yang siap dijalankan jika tidak dapat
mengalir secara natural.Pada area ini juga terdapat pompa yang mengalirkan air
dari water pond pada fire line untuk keadaan darurat ketika terjadi kebakaran.
Pada Main Production Facilities (MPF) area terdapat fasilitas pemisahan 3
fasa (gas-water-oil) menggunakan production separator dimana tekanan separator
lebih rendah dari
tekanan separator
yang ada di FF.
Solution gas yang
keluar dari
separator dibuang
melalui flare.
Sedangkan air
yang terpisahkan
dari oil dialirkan
ke flotation unit
untuk memisahkan sebagian kecil minyak yang masih terbawa air.Kemudian
minyak yang berasal dari flotation unit di masukkan kembali kedalam production
separator.Minyak yang keluar dari separator dialirkan ke Skim Oil Tank sebelum
disimpan pada storage tank.Sedangkan air dialirkan ke dalam skim water pond
untuk dibersihkan sisa-sisa minyak dan solid sebelum dibuang ke laut.Selain itu
terdapat juga fasilitas-fasilitas lain seperti, power plant, crude feed exchanger,
main fractionation column, reboiler furnace, overhead condenser, dan nitrogen
receiver.Pada area ini juga terdapat laboratorium untuk menganalisa fluida
reservoir.Karakteristik fluida reservoir pada lapangan Oseil tergolong minyak
berat dengan rentang berkisar antara 13-21 API.Sedangkan pada lapangan Nief
Utara karaktersitik minyak tergolong ringan yaitu sekitar 35-40 API.Perbedaan ini
bukan dikarenakan oleh source rock yang berbeda.Diperkirakan API yang lebih
tinggi disebabkan karena masih tercampurnya oil dengan kondensat dari zona gas
yang ada diatasnya.Selain itu di area ini juga terdapat MPF office dan MPF work
shop.
Gambar 2.4 Main Production Facilities
10
Pada tankage area tedapat
tujuh tangki, satu diantaranya
merupakan Skim Oil Tank
dengan kapasitas 75.000 barel,
dua diantaranya merupakan
tanki naphtha dengan kapasitas
masing-masing 55.000 barel,
dan empat lainnya merupakan
tangki HSFO (High Sulfur Fuel
Oil) dengan kapasitas masing-
masing 100.000 barrel. Namun, saat ini tanki naphtha tersebut dialihfungsikan
menjadi tanki produced water, mengingat produksi naphtha semakin sedikit dan
water cut semakin meningkat. Tangki-tangki disini mempunyai roof yang dapat
mengikuti penambahan maupun pengurangan volume fluida didalamnya, sehingga
tidak diperlukan gas pengganti (nitrogen) ketika fluida dipompa keluar untuk
menghindari collapse pada tangki.Pada fasilitas ini terdapat juga tangki khusus
untuk menyimpan bahan bakar diesel dengan kapasitas 40.000 barel yang
digunakan untuk menyuplai pasokan turbin, mesin-mesin diesel, dan kendaraan
lapangan.
Pada Marine Export
Facilities (MEF) area,
terdapat beberapa line
yaitu, water disposal,
HSFO, diesel line dan
fire lines. Area ini
merupakan area terakhir
dimana crude oil akan
dijual melalui kapal
tanker.
Gambar 2.5 Tanki Nafta
Gambar 2.6 Marine Export Facilities
11
BAB III
TEORI DASAR ESP DAN MATRIX ACIDIZING
3.1 ESP (Electric Submersible Pump)
Electric Submersible Pump (ESP) telah digunakan di indonesia selama lebih dari
40 tahun. ESP pertama kali dipergunakan di Indonesia oleh Caltex. Pada tahun 1970,
60% dari total produksi minyak di Indonesia atau sekitar 80% produksi minyak Caltex
diproduksi dengan pompa ini.
Dewasa ini ada beberapa produsen ESP, yang terbesar adalah Reda dari
Schlumberger (70% pasaran dunia) Centrilift (25% pasaran dunia), Oil Line,
Powerlift, ODI, Trico dll.Untuk lapangan CSEL, ESP yang digunakan kebanyakan
adalah Powerlift yang diproduksi oleh Daqing Pump Industry, China.
Pada prinsipnya pompa-pompa tersebut sama saja kecuali pada bentuk atau desain
impeller diffuser, gas separator, seal section atau protector, putaran serta arah
putarannya.
Unit Pompanya terdiri dari pompa centrifugal, seal section (protector), dan electric
motor.Unit ini ditenggelamkan dalam cairan yang mengisi lubang bor, disambung
dengan tubing dan motornya dihubungkan dengan permukaan dengan kabel melalui
junction box menuju switchboard dan kemudian ke transfomator. Kabel tersebut
diklem di tubing pada jarak 15-20 ft, listrik bisa dari 220-2400 volt di pompanya.
Pompa tersebut dapat memproduksi cairan (minyak ataupun air) dari rate 150 BLPD
hingga 60000 BLPD (pada 10-3/4 OD casing) dan dalamnya ada yang sampai 15000
ft.
Ukuran motornya dari 1 hingga 700 HP dan ini lebih besar dari pompa manapun.
Penggunaannya antara lain pada industri minyak, baik untuk sumur produksi ataupun
injeksi air (waterflood) dan pada instalasi air di offshore.
12
3.1.1 Dasar-Dasar Perhitungan Pompa
Untuk perhitungan pompa, faktor yang sangat berpengaruh adalah
TDH (Total Dynamic Head). TDH adalah istilah umum dalam dunia pompa
yang menyatakan total tekanan yang bisa diberikan oleh tekanan keluaran
pompa, dinyatakan dalam head (ketinggian kolom cairan). TDH juga dapat
dinyatakan sebagai pressure differential sepanjang pompa (inlet-outlet), atau
sebagai kerja yang dilakukan oleh pompa pada cairan untuk menaikkannya
dari suatu level enersi ke level yang lebih tinggi.
Enersi di segala titik adalah jumlah dari pressure head, elevation head,
dan velocity head. Pressure head adalah yang berhubungan dengan tekanan di
suatu titik tertentu. Elevation head adalah ketinggian diatas datum yang
ditentukan.Velocity head berkenaan dengan kecepatan cairan saat melewati
tubing.
Gambar 3.1 ESP system
13
Enersi suction dan discharge dapat dinyatakan dalam rumus berikut:
dimana:
Es = enersi pada lubang masuk (suction atau inlet) pompa,ft
Pps = tekanan pada inlet pompa dalam head,ft
Vs = kecepatan fluida di inlet pompa,ft/s
Ed = enersi pada lubang keluar (discharge atau outlet) pompa,ft
Ppd = tekanan pada outlet pompa dalam head,ft
Vd = kecepatan fluida di outlet pompa,ft/s
g = percepatan gravitasi bumi,ft/s2
TDH adalah selisih enersi antara titik keluar dan masuk pompa. Jadi:
Selanjutnya :
Dimana:
Z = kedalaman pompa,ft
THP = tubing head pressure (tekanan tubing di permukaan),psi
Hf = kehilangan head akibat friksi di dalam tubing,ft
Zs = kedalaman tenggelamnya pompa,ft
He = kehilangan head di lubang masuk,ft
Jika disubstitusikan maka:
Dimana:
Zft = kedalaman permukaan cairan pada bottom hole pressure= Pwf (aras
cairan dinamik), ft
SG = specific gravity dari cairan.
Kedua term terakhir dapat diabaikan dengan alasan kebanyakan ESP
mempunyai kecepatan fluida dibawah 10ft/s sehingga Vd dapat diabaikan dan
fluida juga mempunyai cukup ruang untuk masuk sehingga head loss di
suction unit dapat diabaikan juga.
14
Sehingga:
TDH dapat pula diperkirakan dari korelasi grafik multifasa dimana jika
terdapat pressure loss ΔP maka headloss= ΔP x 2.31/SG.
Dari perhitungan TDH maka daya pompa (Hydraulic Horse Power)
dapat kita hitung dengan rumus:
Dimana:
Q = laju alir cairan,BLPD
Untuk menghitung daya yang dibutuhkan di permukaan maka kita harus
mengkoreksi HHP dengan effisiensi pompa, motor beserta kabelnya.maka
Brake Horse Power (daya permukaan) dapat dihitung dengan rumus:
Dimana effisiensi bergantung pada jenis dari komponen tersebut beserta
pabrikannya.
3.1.2 Konstruksi ESP
Komponen-komponen ESP adalah pompa, protector, motor, kabel,
junction box, switchboard dan transformator selain itu diperlukan alat alat
tambahan seperti vent box, check valve, bleeder valve,tubing head dll.
Pompa tersedia dalam
bermacam-macam ukuran baik
diameter maupun panjang
susunannya.Setiap pompa
mempunyai beberapa tingkat
(stage) yang masing-masing
terdiri dari impeller (sudu-sudu)
dan diffuser (rumah sudu-sudu).
Untuk casing 7” atau kurang, biasanya impellernya floating karena
dapat meratakan tekanan pada as.Tetapi jika casingnya besar, biasanya
Gambar 3.2 Impeller dan Diffuser
15
impeller dipakai yang tetap, karena lebih kokoh dan tahan pasir. As pada
impeller akan berhubungan dengan as pada seal dan as pada motor.
Impeller dan diffuser dibuat dari alloy besi-nikel (Ni-ressist) atau
perunggu, untuk as digunakan K-Monel agar lebih kuat dan awet. Head per
stage sangat tergantung dari diameter impeller.Karena diameter terbatas oleh
casing, maka diperlukan banyak tingkat (multi stage).Impeller diffuser bisa
mencapai 417 stages.
Bila liquid mengandung gas maka dapat digunakan gas separator
sebelum liquid tersebut memasuki pompa.Hal inibertujuan agar effisiensi
pompa tidak berkurang. Gas separator ini merupakan bagian dari pompa dan
terdapat dalam banyak ukuran, prinsip kerjanya dengan aliran balik (reverse
flow), gravitasi, atau hydraulic-mechanic-centrifugal dimana gas mengalir
ditengah dan dibelokkan ke annulus sedangkan minyak yang terlempar ke luar
oleh gaya sentrifugal dialirkan ke inlet pompa di tengah lubang. Gas separator
tidak baik untuk minyak yang sangat kental atau viscous, karena dapat
menimbulkan emulsi yang dapat mengganggu effisiensi pompa.
Protector atau seal digunakan untuk meyamakan tekanan dalam motor
dengan tekanan tenggelamnya pompa (submergence) di lubang sumur.
Dengan ini protector dapat mencegah rusaknya dinding motor terhadap runtuh
(collapse) yang bisa terjadi walaupun differential pressure hanya sebesar 20
psi saja, dengan protector maka dinding motor tidak perlu terlalu tebal.
Protector juga memisahkan as pompa dari bearing-bearing motor.Posisi
protector terletak diantara pompa dan motor.
Electric motor dalam ESP adalah motor induksi sinkron dua kutub, tiga
fasa, berbentuk sangkar burung yang mempunyai kecepatan putar sekitar 3500
rpm pada 60 Hz dan 2915 rpm pada 50 Hz pada ruang motor ini diisi dengan
minyak oli yang dielectric (tidak merambatkan listrik). Oli ini berfungsi
sebagai pelumas, pendingin, anti karat, serta penyeimbang tekanan bersama
dengan protector. Karena diameter motor terbatas oleh diameter casing maka
untuk mendapat daya yang cukup, motor dibuat panjang atau dapat digunakan
lebih dari satu motor yang dihubungkan ke pompa.
Pendinginan dilakukan oleh fluida yang mengalir didinding luarnya,
maka pada saat instalasi, motor harus dipasang diatas zona produktif atau
perforasi, jikalau terpaksa dipasang dibawah perforasi, maka dapat
16
ditambahkan jacket atau pipa tambahan yang akan memaksa fluida untuk
turun dan naik lagi melewati motor sebelum terhisap oleh suction pompa.
Kabel untuk ESP dibuat dari tembaga dan alluminium yang berbentuk
bulat untuk dilekatkan ditubing dan flat untuk yang melekat di luar pompa,
protector hingga masuk ke motor.Kabel alluminium lebih murah tetapi rentan
korosi dan mudah patah. Walaupun demikian kabel ini tetap dipakai untuk
sumur dengan kadarH2S tinggi.
Kapasitas aliran
berbeda untuk setiap jenis
kabel.Ada yang hanya
mencapai 55 ampere namun
ada juga yang mencapai 110
ampere. Kadang-kadang, bila
coupling tubing terlalu besar
maka seluruh instalasi menggunakan kabel flat, namun konsekuensinya
kehilangan voltasenya akan lebih banyak.
Sehingga dapat disimpulkan bahwa kabel
untuk ESP harus berdiameter kecil, tahanan
listriknya kecil, tahan karat ataupun minyak dan
bisa digulung. Dalam memilih kabel, dianjurkan
agar kabel tersebut tidak mempunyai penurunan
voltase lebih besar dari 30 volt per 1000 ft dan
jarak antara kabel dengan casing harus lebih
besar dari ¼”. Dengan menggunakan kabel flat
pada seluruh instalasi, maka voltage drop akan
naik sekitar 8% dari kabel bulat, selain itu kabel
flat akan lebih mudah rusak.Kabel biasanya dibungkus oleh polyprophylene,
lalu nitrile jacket serta interlocking armor untuk melindungi kabel dari panas.
Switchboard tersedia dengan range 440 volt- 2400 volt yang
ditempatkan dalam suatu kotak tahan cuaca. Isinya bermacam-macam,
tergantung keperluan, pada umumnya ada sekering, amperemeter, overload
and underload protection, switch, anti petir dan bila perlu bisa dilengkapi
dengan alarm tanda bahaya, timer untuk pompa intermittent, dan alat-alat
kontrol lainnya.
Gambar 3.3 Roll Kabel ESP
Gambar 3.4 Kabel ESP
17
Wellhead atau kepala sumur harus dilengkapi dengan seal agar tidak
bocor lubang kabel atau tubing, wellhead didesain untuk tahan tekanan hingga
500-3000 psi.
Check valve adalah valve satu arah yang mecegah impeller berputar
baik saat pompa dimatikan (karena fluida dalam tubing turun) yang
mengakibatkan motor terbakar bila motor dihidupkan tiba-tiba. Check valve
harus diangkat dengan wireline saat pompa dinaikkan agar minyak dalam
tubing tidak tercecer, kalau hal itu tidak dilakukan maka diatas check valve
bisa dipasang bleeder valve yang bertugas untuk mengeringkan tubing dari
minyak, dan untuk membuka bleeder valve bisa digunakan rod.
Jika tidak terpasang check valve maka sebelum motor dihidupkan
kembali, dipastikan bahwa impeller tidak lagi berputar berlawanan arah
dengan menunggu minimal setengah jam dari saat motor dimatikan.
Centralizer berfungsi agar ESP terletak di tengah casing yang
bertujuan agar proses pendinginan motor menjadi sempurna dan agar kabel
tidak lecet akibat bergesekan dengan dinding casing. Junction box digunakan
untuk melepaskan gas yang ikut meresap melewati kabel agar tidak terjadi api
pada switchboard.
Komponen lain untuk instalasi ESP antara lain adalah cable guards
untuk pelindung kabel flat di dinding pompa sampai ke motor, swanged nipple
untuk menyambung kepala pompa dengan tubing, service cable adalah kabel
dari trafo sampai ke switchboard, cable guide wheels, cable reels dan
penahannya (rell support).
3.1.3 Karakteristik Kerja Pompa
ESP memiliki sifat seperti pompa sentrifugal yang lain, namun
bertingkat. Setiap tingkat terdiri dari impeller dan diffuser, dalam operasinya,
fluida diarahkan ke dasar impeller dengan arah tegak , gerak putar yang di
berikan impeller ke fluida menyebabkan aliran radial dan cairan meninggalkan
impeller dengan kecepatan tinggi, lalu cairan diarahkan ke impeller
selanjutnya oleh diffuser. Fluida produksi akan melewati impeller-impeller
yang disusun berurutan, dan setiap stage akan menaikkan head atau discharge
pressure. Head total yang terjadi adalah head total yang terbentuk di setiap
impeller.
18
Kelakuan kerja atau karakteristik kerja pompa ditentukan berdasarkan
test di pabrik dengan menggunakan air tawar. Penyajian secara grafis dari
hasil test ini disebut grafik kinerja atau ESP performance curves. Pada grafik
ini digambarkan head yang dihasilkan brake horse power dan effisiensi pompa
terhadap laju produksi.
Head Capacity Curve menunjukkan hubungan antara TDH dengan laju
produksi pada kecepatan putar konstan. Dengan naiknya TDH maka laju
produksi akan turun begitupula sebaliknya. Pompa yang masih baik akan
berkarakteristik kerja seperti pada grafik. Kinerja pompa menyimpang dari
grafik dikarenakan oleh rusaknya pompa, interferensi gas atau tubingnya
bocor.
Grafik head suatu ESP akan melalui laju nol, dimana titik
nolnyaadalah shut-off head. Dalam mencari shut off head maka impeller akan
berputar di cairan tanpa menggerakkan cairan dan hanya melawan friksi yang
terjadi.
Shut off head tergantung dari diameter impeller dan RPM nya.Head
capacity suatu pompa digunakan untuk menghitung jumlah stage pompa
dengan rasio terhadap TDH pompa dengan head lebih curam lebih disukai
Gambar 3.5 ESP Performance Curve
19
karena lebih toleran terhadap kesalahan data-data sumur misal API gravity dan
GOR.
Grafik brake horse power adalah grafik yang menunjukkan brake horse
power input yang diperlukan setiap stage. Grafik ini mula-mula naik sedikit
seiring dengan naiknya rate dan kemudian turun.Hal ini disebabkan oleh efek
laju produksi yang lebih besar dari turunnya head.Dan pada rate yang besar,
turunnya head lebih berpengaruh daripada kenaikan rate produksi.
Efiisiensi pada ESP adalah rasio dari output horse power dengan input
brake horse power
Dengan test data:
Effisiensi tersebut adalah merupakan gabungan dari effisiensi hidraulis,
mekanis dan volumetris.
Terlihat pada grafik datas bahwa effisiensi akan naik seiring naiknya
laju produksi. Namun ketika mencapai laju produksi tertentu, maka kenaikan
laju produksi akan kembali menurunkan effisiensi. Rate dibawah nilai optimal
tersebut akan mengakibatkan terjadi downthrust dimana impeller akan
bergesekan dengan diffuser dibawahnya akibat produksi terlalu kecil dan
sebaliknya, rate diatas nilai optimal effisiensi tersebut menunjukkan terjadi
upthrust dimana impeller bergesekan dengan diffuser diatasnya karena rate
terlalu tinggi. Pada daerah dengan effisiensi optimum maka impeller akan
melayang bebas dengan friksi minimum. Downthrust dan upthrust dapat
mengurangi effisiensi pompa. Oleh karena itu maka produktivity sumur akan
menentukan jenis atau tipe ESP yang akan dipakai.
20
3.1.4 Desain Pompa
Desain ESP tidak sesulit desain pompa yang lain karena masing-
masing komponen mempunyai banayak ukuran dan penentuan dari satu
komponen dilanjutkan dengan penentuan komponen berikutnya.
Desain ESP akan sulit jika laju produksi belum ditentukan dan masih
menjadi fungsi dari index produktivitas (PI) sumur dan TDH, atau bila
viskositasnya tinggi dan bila GOR nya tinggi.
Paling tidak ada beberapa data yang harus ada untuk mendapatkan
desain yang baik yaitu:
Ukuran casing dan beratnya
Ukuran tubing
Kedalaman pompa
Level cairan kerja
Laju yang diinginkan
SG fluida
THP (tubing head pressure)
BHT (bottom hole temperature)
3.2 Matrix Acidizing
Matrix acidizing adalah salah satu jenis pengasaman (acidizing) yang bertujuan
untuk meningkatkan permeabilitas karena kemampuannya untuk melarutkan material
di formasi maupun yang menyumbat pori-pori batuan.
Gambar 3.6 Range Kerja ESP
21
Pada proses matrix acidizing, asam diinjeksikan dibawah tekanan rekah batuan,
dengan tujuan agar asam menyebar ke formasi batuan secara radial. Asam akan
menaikkan permeabilitas matrix baik dengan cara membesarkan lubang pori-pori
ataupun melarutkan partikel-partikel yang menyumbat saluran pori-pori tersebut.
Matrix acidizing baik digunakan untuk batuan karbonat (limestone ataupun dolomite)
maupun sandstone walaupun jenis asamnya berlainan.
Matrix acidizing akanberhasil untuk sumur dengan damage sedalam 1-2 ft. Bila
tidak terjadi damage, maka matrix acidizing tidak akan banyak membantu untuk
meningkatkan produksi.
Untuk mendapatkan hasil yang besar pada peningkatan produksi, maka jumlah
asam yang digunakan cenderung tidak akan ekonomis karena memerlukan jumlah
yang sangat besar.
Pada gambar diatas menunjukkan untuk memperoleh nilai rasio produktivitas
yang semakin tinggi, maka penetrasi asam cederung akan meningkat secara drastis,
semakin besarnya kedalaman penetrasi maka jumlah asam yang dibutuhkan akan
semakin besar dan tingkat kesulitan akan naik. Sehingga akan tidak akan ekonomis
secara teknis ataupun secara ekonomis.
Gambar 3.7 Productivity Ratio vs Penetrated Zone
22
Dari grafik diatas ditunjukkan besarnya jumlah asam akan sebanding secara
logaritmik terhadap dalamnya penetrasi asam.
Damage atau kerusakan batuan disekitar lubang sumur akan sangat berpengaruh
terhadap nilai index produktivitas dari sumur tersebut, karena kerusakan formasi
dapat menghambat transfer fluida dari formasi ke lubang sumur.
Damage dapat disebabkan oleh beberapa hal seperti invasi padatan lumpur
pemboran, invasi filtrat lumpur pemboran, damage karena proses cementing,
kerusakan perforasi, kerusakan formasi akibat fluida komplesi dan workover,
kerusaka gravel pack, dan kerusakan akibat proses produksi.
Gambar 3.8 Volume injeksi vs Penetrated Zone
23
Selain matrix acidizing, sebenarnya ada jenis pengasaman lain yaitu acid
fracturing dan acid washing. Acid fracturing adalah proses pengasaman dengan
menggunakan tekanan injeksi lebih basar daripada tekanan rekah batuan, sehingga
menimbulkan rekahan pada batuan dengan arah vertical atau horizontal. Asam akan
melarutkan batuan pada dareah rekahan (etching), sehingga pada saat rekahan
menutup kembali akan menimbulkan pola aliran cenderung linear melewati bekas
rekahan dan kurang radial di sekitar sumur. Pada acid fracturing, dibutuhkan asam
yang lebih banyak daripada untuk proses matrix acidizing, namun hasil peningkatan
produktivity juga akan cenderung lebih besar.
Secara prinsip, acid fracturing hampir mirip dengan hydraulic fracturing.Namun
pada acid fracturing jarang digunakkan material pengganjal atau yang sering disebut
sebagai proppant untuk mengganjal rekahan agar tidak menutup kembali setelah
direkahkan.Acid fracturing disarankan hanya untuk batuan karbonat.
Selain acid fracturing, jenis pengasaman lain adalah acid washing. Acid washing
bertujuan untuk melarutkan material atau scale disekitar sumurnya, yaitu di pipa
produksi atau bisa juga di perforasinya. Dalam hal ini asam di tempatkan pada posisi
scale di sumur dan diberi waktu untuk disirkulasi didaerah perforasi.
Gambar 3.9 Productivity Ratio vs Damaged Zone
24
Kegunaan asam yang lain adalah untuk mengilangkan waterblocks, emulsi yang
menyumbat lubang sumur. Asam juga bisa digunakan sebagai preflush sebelum
dilakukan hydraulic fracturing agar tekanan breakdown tidak terlalu tinggi.
Didalam hal matrix acidizing dan acid fracturing perlu juga disirkulasikan acid
(pickling) agar kotoran di pipa yang digunakan untuk saluran asam tersebut tidak ikut
terbawa ke formasi. Karat yang mengandung ion besi terutama ferro bisa memberi
endapan yang berpengaruh buruk terhadap produktivitas formasi.
3.2.1 Jenis Asam dan Proses Injeksi
Asam yang dipakai dalam kegiatan industri minyak dapat berupa asam
inorganik (mineral) antara lain asam chlorida atau HCl dan asam flourida atau
HF. Selain itu, dapat pula digunakan asam organik seperti asam asetat
(CH3COOH) dan asam formit (CHOOH). Pada abad yang lalu, pernah
digunakan asam sulfat (H2SO4) sesaat setelah kesuksesan injeksi asam
chlorida, namun hasilnya formasi menjadi rusak.
Dalam industri asam, mineral adalah yang paling banyak
digunakan.Bermacam-macam asam puder (sulfamic dan chloroacetic) atau
hibrida (campuran) antara asam asetic dengan asm chlorida ataupun campuran
antara asam chlorida dengan asam formit juga terkenal di industri, terutama
untuk meredam kereaktifan asam chlorida.Semua asam hanya dipakai untuk
batuan karbonat, kecuali kombinasi antara asam chlorida dengan asam flourida
yang dapat digunakan untuk formasi sandstone.
Asam chlorida atau HCl adalah asam yang paling banyak digunakan di
industri minyak.Mulai dipakai pada tahun 1895 oleh Standart Oil.HCl relatif
murah dan mudah ditransportasikan, dapat diberi inhibitor (peredam karat) dan
hasil reaksinya terlarut dalam air.
Asam flourida atau HF dapat digunakan untuk sandstone karena dapat
melarutkan silikat. Tidak semua hasil reaksi dengan HF akan larut kedalam
air. HF juga bisa bereaksi dengan bermacam-macam mineral batuan seperti
Kalsium (Ca) dan Magnesium (Mg) tetapi akan terbentuk endapan. Karena
pada batuan sandstone sering terdapat semen yang mengandung Ca, maka
umumnya HF dicampur dengan HCl dalam penggunaannya.
25
Pada tabel diatas memperlihatkan produk tidak terlarut yang terjadi
karena reaksi HCl dan HF dengan mineral formasi maupun besi.
Asam organik biasanya acetic atau formit, asam ini mampu melarutkan
batuan limestone, dolomite, dan siderite.Berbeda dengan asam inorganik, pada
asam organik reaksi redoks tidak berlangsung cepat (asam lemah).Selain itu
bianyanya lebih mahal dengan kekuatan pelarutan juga lebih lemah. Kekuatan
pelarutan dapat dilihat pada tabel berikut
Tabel 3.1 Senyawa Tak Terlarut Akibat Reaksi Asam
26
Asam acetic yang juga disebut glacial acetic acid karena mengristal
pada 16.60C.Walaupun penggunaannya untuk formasi limestone atau dolomit
bersuhu tinggi (>2500F), tetapi penggunaan utamanya adalah untuk
menggiatkan kerja iron control agent.
Sumber dari acetic acid adalah acetic anhydrite yang freezeing
pointnya -99.50F menyebabkan asam tersebut cocok untuk lapangan dengan
iklim subtropik ataupun kutub.
Asam formit umumnya digunakan pada limestone atau dolomite
bertemperatur tinggi, sehingga diperlukan waktu reaksi yang lebih lama agar
bisa meresp masuk kedalam pori-pori batuan.Umumnya pada kegiatan
lapangan asam ini dicampur dengan HCl. Asam ini juga dipakai untuk
mengefektifkan acid corrosion inhibitor pada temperatur diatas 2000C pada
asam chlorida.
Harga beli asam biasanya tergantung pada volume dan konsentrasinya.
Umumnya untuk HCl digunakan konsentrasi 15% berat, walaupun konsentasi
lain sari 1-28% kadang-kadang digunakan. Pada konsentrasi 15% 1 gallon
beratnya 8,96lbs tetapi hanya 1.34 lbs HCl sedangkan yang lain air.
Tabel 3.2 Kapasitas Pelarutan Dari Asam
27
Di industri, berat jenis saja tidak cukup untuk menentukan konsentrasi
asam, pengukuran harus dilakukan dengan cara titrasi. Bisa saja service
company menggunakan air garam untuk mengurangi jumah asam agar bisa
memperoleh keuntungan lebih.
Konsentrasi asam juga diukur dengan istilah Baume’ (Be0).Tabel
dibawah memberikan specific gravity, baume’, dan berat dari asam chlorida
yang umum dipakai dalam industri perminyakan. Tabel ini juga memberikan
sifat karakteristik mix acid, acetic acid dan formic acid.
Pada industri, umumnya diinjeksikan 50-200 gallon asam per feet
interval.Jumlah tepat yang harus diinjeksikan tergantung dari keadaan sumur
yang bersangkutan dan ini tergantung dari pengalaman lapangan
tersebut.Secara umum, jumlah asam yang diinjeksikan harus lebih banyak
kalau temperatur formasi relatif tinggi dan kalau damagenya dalam.Untuk
asam dengan konsentrasi 28% hanya digunakan untuk sumur dangkal yang
dan bertemperatur rendah (<2000F).Pada temperatur yang lebih tinggi perlu
ditambahkan asam organik atau tubing perlu didinginkan dengan pad air
didepan asamnya. Inhibitor karat organik diatas temperatur ini tidak akan
efektif. Bila interval formasi diatas 30ft perlu digunakan diverting agents atau
ball sealers dengan statge treatment.
Tabel 3.3 Sifat Fisik Asam
28
3.2.2 Penyebaran Asam Kedalam Media Berpori
Pergerakan asam di media berpori tergantung pada banyak hal
diantaranya adalah konsentrasi asam, jenis mineral-mineral yang diasam dan
dikandung dalam lapisan, temperatur lapisan dan lain sebagainya. Kecepatan
rambat asam di dalam media berpori menentukan penebaran asam kedalam
media berpori tersebut.Semakin cepat asam itu bergerak maka semakin luas
daerah yang terdampak oleh asam.
Untuk mengetahui pergerakan “front” asam didalam media berpori,
perlu diketahui tentang knetika reaksi antara asam dengan mineral batuan.
Sifat hiterogenitas batuan serta distribusi mineral yang tidak merata,
menyebabkan kecepatan serta distribusiasam yang tidak merata didalam
lapisan.
Reaksi antara asam dengan mineral batuan merupakan suatu reaksi
yang hiterogen, oleh karena reaksi tersebut terjadi antara senyawa-senyawa
asam dengan mineral yang ada di dalam formasi pada fasa yang berbedayaitu
fasa cair untuk asam dan fasa padat untuk mineral.
Kinetika reaksi merupakan deskripsi kecepatan reaksi yang
berlangsung, sesaat senyawa-senyawa reaksi tersebut terjadi kontak. Untuk
reaksi asam dengan mineral batuan, reaks akan mulai berlangsung apabila
asam telah mencapai permukaaan mineral, baik secara difussi maupun secara
konveksi.
Kecepatan asam yang bereaksi dan kecepatan mineral yang terlarut
tergantung pada kecepatan transport asam ke permukaan mineral batuan, baik
secara diffusi maupun secara konveksi dan kecepatan reaksi sebenarnya yang
terjadi di permukaan mineral.
Salah satu proses tersebut dapat berjalan lebih cepat ataupun lebih
lambat daripada proses lain, tetapi dalam perancanaan proses pengasaman,
proses yang lambat yang diperhitungkan. Sebagai contoh reaksi antara asam
chlorida (HCl) dengan karbonat (CaCO3) memberikan kecepatan reaksi yang
sangat tinggi, tetapi untuk perhitungan proses keseluruhan lebih diatur oleh
kecepatan transport asam ke permukaan cairan, oleh karena proses ini lebih
lambat dibandingkan dengan proses proses yang lain. Sebaliknya untuk reaksi
asam flourida (HF) denga silika pada batuan, kecepatan reaksi jauh lebih
lambat dibandingkan dengan kecepatan transport asam, maka dalam hal ini
29
kecepatan reaksi keseluruhan tergantung pada kecepatan reaksi redoks oleh
mineral batuan dengan asam.
Laju kecepatan reaksi didefinisikan sebagai laju kecepatan kemunculan
suatu senyawa baru dalam larutan salam satuan mol per detik. Laju reaksi
sangat bergantung pada luas permukaan kontak untuk terjadi reaksi. Dengan
demikian laju kecepatan reaksi permukaan dari suatu senyawa A yang
berbentuk cairan dengan mineral B adalah:
Dimana:
Ra =laju kecepatan pemunculan senyawa A,(mol/detik)
Ra =laju kecepatan reaksu permukaan senyawa A,(mol/detik-m2)
Sb =luas pemukaan kontak reaksi (m2)
Juga senyawa A bereaksi dengan mineral B, maka harga Ra dan ra akan
berharga negatif.
Laju kecepatan reaksi ra, tergantung pada konsentrasi senyawa yang
bereaksi.Tetapi untuk reaksi antara senyawa yang berbentuk cairan dengan
mineral yang berbentuk padat, konsentrasi mineral padat dapat diabaikan,
karena berharga tetap.
Dimana:
Ef =konstanta laju kecepatan reaksi, mole senyawa A
Ca =konsentrasi senyawa A pada permukaan reaktif
α =derajat reaksi, suatu ukuran laju kecepatan reaksi terhadap
konsentrasi senyawa A.
Kovensi penulisan senyawa yang berkurang konsentrasinya dalam suatu
larutan sebagai akibat reaksi diberikan tanda negatif.
Asam HCl adalah asam kuat, yang berarti jika HCl dilarutkan ke air
maka molekul asam hampir semua terdisoisasi menjadi ion hidrogan(H+) dan
ion chloride(Cl-). Reaksi antara HCl dengan karbonat yang bereaksi juga ion
hidrogen dengan mineral karbonat, hanya karena asam tidak terdisoisasi
sempurna, maka tersedianya ion hidrogen terbatas.Oleh karena ion hidrogen
adalah senyawa yang reaktif maka kinetika reaksi HCl dapat pula digunakan
30
untuk asam lemah dengan mempertimbangkan kesetimbangan dan disosiasi
asam.
Apabila laju reaksi permukaan tinggi, maka laju asam yang beraksi
disolusi mineral dipengaruhi oleh laju transport asam pada permukaan
mineral, umumnya hal ini terjadi pada reaksi antara HCl dengan mineral
karbonat, terutama pada temperatur yang tinggi. Asam ditransport ke
permukaan mineral maik secara diffusi maupun secara konveksi. Flux diffusi
asam dinyatakan dalam hukum diffusi fick:
Dimana:
J =flux asam ke arah x
Da =koeffisien diffusi asam
x =menyatakan arah dari diffusi
Persamaan tersebut menunjukkan diffusi asam pada permukaan yang
reaktif dipengaruhhi oleh perbedaan konsentrasi antara larutan dengan dengan
permukaan. Harga koefisien difusi dapat ditentukan dengan gambar berikut:
Gambar 3.10 Koefisien Diffusi Asam vs Temperatur
31
Di dalam media bepori yang terdiri dari butir-butir batuan yang
mempunyai keanekaragaman bentuk dan membentuk pori-pori yang saling
berhubungan, transport asam ke permukaan mineral merupakan diffusi dan
koveksi. Permodelan proses ini memerlukan hydrodinamic model aliran
melalui struktur pori-pori batuan. Tansport asam secara konvektif ke
permukaan reaktif secara sederhana dapat dimodelkan dengan konsep fluid
loss dari rekahan, seperti yang digunakan dalam model perkahan hidraulik.
Pehatian utama dalam pengasaman, terutama pengasaman di sandstone
, adalah kerusakan formasi akibat pengendapan hasil reaksi antara asam
dengan mineral. Pengasaman sandstone dengan menggunakan asam HF,
pengendapan tidak dapat dihindari.Tetapi pengaruh besrnya kerusakan
terhadap produktivitas sumur tergantung pada jumlah dan letak terjadinya
pengendapan.Faktor-faktor tersebut dapat diatur dan diminimalisir dengan
melakukan perencanaan pengasaman yang baik.
Endapan reaksi kimia yang umum ditemui dan paling merusai formasi
psebagai hasil pengasaman sandstone adalah:
Kalsium Florida
Colloidal Silica
Ferric Hydroxide
Asphaltene Sludge
Kalsium florida biasanya merupakan hasil reaksi antara kalsit dengan
HF
CaCO3+2HFCaF2+H20+CO2
Endapan kalsium florida merupkanendapan paling tidak mudah larut,
sehingga endapan tersebut paling mungkin terjadi jika terdapat kalsit yang
bereaksi dengan HF. Pengaendapan kalsium florida dapat dicegah jika
dilakukan preflush HCl yang cukup untuk mendahului pengasaman HCl
dicampur HF.
Endapan colloidal silica merupakan suatu proses yang tidak dapat
dihindari dalam pengasaman sandstone. Oleh karena pada jarak tertentu dari
lubang sumur, sisa laurutan asam mempunyai kecenderungan untuk
mengendap sebagai colloidal silica.Penelitian dengan menggunakan core
menunjukkan bahwa pengendapan colloidal silica tidak langsung terjadi.
Pengendapan terjadi biasanya karena laju yang rendah. Oleh karena itu, injeksi
32
asam dilakukan dengan laju injeksi tinggi dan sisa asam secepatnya
dikeluarkan setelah selesai pengasaman oleh karena penutupan sumur,
walaupun dalam waktu singkat dapat menyebabkan colloidal silica disekitar
lubang sumur.
Apabila ditemui ion ferric, maka ion ini dapat bereaksi dengan sisa
asam dan membentuk ferri hidroksida dan mengendap.Hal ini dapat terjadi
pada pH lebih besar dari 2.Ion ferric terjadi sebagai hasil disolusi mineral-
mineral yang mengandung besi dan berada pada lingkungan oksidasi, atau
terjadi dari disolusi karat (korosi) oleh larutan asam.Pengendapan ferri
hidroksida ini dapat dicegah dengan menambah sequestering agent dalam
asam.
Singgungan antara asam dengan minyak dapat menghasilkan
alpalthene sludge. Hal ini ditunjukkan berdasar hasil pengamatan di
laboratorium. Untuk mencegah terjadinya asphaltene sludge, maka perlu
ditambahkan additive emulsi asam dalam aromatic solvent atau surface active
additive.
Pada pengasaman laju kecepatan reaksi di permukaan karbonat lebih
besar dibandingkan dengan laju kecepatan reaksi di permukaan sandstone, laju
kecepatan reaksi tinggi ini menyebabkan transport asam dipermukaan
belangsung dengan cepat, hal ini menyebabkan pola reaksi asam dengan
karbonat tidak merata. Apabila di suatu bagian karbonat terjadi laju kecepatan
reaksi yang lebih besar dibandingkan bagian yang lain, maka akan terbentuk
lubang sebagai hasil reaksi yang lebih cepat tersebut. Lubang ini biasa disebut
sebagai wormhole. Selain ketidakseragaman laju kecepatan reaksi di
permukaan karbonat, hal lain yang memungkinkan terbentuknya wormhole
adalah tidak adanya kesinambungan antara wormhole dengan matriks batuan,
sehingga asam akan selalu mengalir ke arah yang mempunyai permeabilitas
yang lebih tinggi.
Pembentukan wormhole dalam operasi pengasaman tidak selalu
menguntungkan, dikaitkan dengan tujuan operasi pengasaman. Jika radius
kerusakan di sekitar lubang sumur besar, maka pembentukan wormhole akan
menentukan jarak penembusan asam. Tetapi untuk radius kerusakan kecil
maka pembentukan wormhole mengakibatkan operasi pengasaman tidak
efisien karena asam akan menyebar terlalu jauh dari daerah kerusakan.
33
Sesuai dengan kinetika reaksi kimia,pembentukan wormhole dapat
terjadi apabila laju transfer massa dan laju kecepatan reaksi di permukaan
mineral sama besar. Dalam proses pengasaman, reaksi kimia antara asam
dengan permukaan mineral, pengaruh relatif laju transfer massa asam dengan
laju reaksi di permukaan mineral dinyatakan dalam bentuk parameter kinetik,
P. Parameter kinetik P ini merupakan perbandingan antara flux diffusi asam
dengan flux molekul yang tereaksi pada permukaan reaksi. Secara matematis
maka dapat dinyatakan dengan persamaan berikut:
Dimana:
r =radius pori-pori
D =koefisien difusi asam
Ef =konstanta kecepatan reaksi
C =konsentrasi asam
α =derajat reaksi
Berdasar peraman diatas, apabila:
P mendekati nol, maka proses pengasaman adalah transfer massa
terbatas.
P menuju tak hingga, maka proses menunjukka reaksi permukaan
terbatas.
P menuju satu menujukkan kinetika campuran, yaitu transfer massa
asam mendekati dengan laju kecepatan reaksi laju kecepatan reaksi di
permukaan mineral.
Laju kecepatan reaksi asam dengan permukaan mineral yang tereaksi
menghasilkan pola pengasaman.Pola pengasaman ini tergantung pada laju
injeksi asam. Pola pengasaman tersebut menghasilkan wormhole berbeda,
yaitu sebagai berikut:
Compact dissolution
Diffusion-limited wormholing
Fluid loss-limited wormholing
Uniform wormholing
34
Pengaruh kecepatan injeksi asam terhadap pembentukan wormhole
dapat diuraikan sebagai berikut:
Pada laju injeksi asam rendah, yang mendekati nol, maka asam akan
terdifusi secara lambat pada permukaan mineral. Dengan demikian, proses
proses reaksi asam dengan dengan mineralpun akan terjadi sangat lambat.
Sebagai akibatnya terbentuk compact dissolution.
Apabila laju injeksi asam ditigkatkan, maka akan terjadi satu atau dua
wormhole yang relatif lebih dominan dibandingkan yang lain, dan akan
berkembang dalam media berpori. Apabila laju injeksi tidak terlalu besar,
maka percabangan wormhole akan sedikit. Kondisi ini disebut diffusion
limited wormhole.
Apabila laju injeksi asam ditingkatkan kembali, maka percabangan
wormhole akan berlangsung terus, jika kecepatan transfer massa asam ke
permukaan mineral yang beraksi lebih besar. Jika laju transfer massa lebih
rendah, sebagai akibat makin banyaknya asam yang bereaksi, maka jumlah
percabangan wormhole akan berkurang dan akhinya pembentukan wormhole
akan berhenti. Kondisi tersebut disebut sebagai fluid loss limited wormholing.
Beberapa hal yang perlu diperhatikan tentang proses wormhole, yaitu
sebagai berikut:
Di daerah dimana terjadi diffusion limited, volume asam yang
dibutuhkan untuk membentuk wormhole pada jarak tertentu akan
berkurang denga cepat dengan bertambahnya laju injeksi asam.
Untuk pembentukan wormhole secara fluid loss limited, volume asam
yang diperlukan untuk membentuk wormhole bertambah secara
lambat, sehingga effisiensi pengasaman akan berkurang.
Berdasarkan kedua hal tersebut, maka diperlukan suatu laju injeksi
asam yang optimum, sehingga dihasilkan suatu pembentukan wormhole yang
baik.Jika kondisi optimum tersebut dapat diketahui, maka laju injeksi asam
yang dilaksanakan sebaiknya diatas harga optimum tersebut.
Apabila laju injeksi asam tinggi, maka transfer massa akan
berlangsung dengan cepat dan akan membentuk uniform dissolution. Keadaan
ini dapat terjadi pada batuan karbonat maupun pada batuan sandstone. Untuk
operasi pengasaman yang tidak disertai dengan perekahan, kondisi uniform
dissolution ini tidak pernah tercapai.
35
Berdasarkan penelitan tentang kinetika reaksi antara asam dengan
mineral batuan, dapat disimpulkan beberapa bentuk pola pengasaman yang
terjadi yaitu sebagai berikut:
Reaksi antara HCl dengan limestone-membentuk pola pengasaman
yang mass transfer limited
Reaksi antara HCl dengan dolomite membentuk pola pengasaman
surface reaction limited, namun apabila temperatur meningkat maka
akan terjadi mass transfer limited
Reaksi antara HCl dengan quartz dan clay membentuk pola
pengasaman surface reaction limited.
3.2.3 Reaksi Kimia Asam
Pada pembahasan tentang mekanisme kerusakan formasi telah dibahas
kerusakan formasi terjadi di sekitar lubang sumur, baik disebabkan oleh
penyumbatan partikel padatan yang berasal dari lumpur pemboran atau fluida
workover maupun yang berasal dari reservoir sendiri ataupun sebagai akibat
pengembangan meniral clay yang tercampur dengan air.Dengan demikian
usaha pengasaman hanya ditujukan pada jarak tertentu dari lubang sumur.Hal
ini juga berlaku pada operasi pengasaman di batuan karbonat.
Jenis asam yang umum digunakan dalam operasi pengasaman adalah
asam chlorida (HCl) dan campuran asam chlorida dan asam flourida
(HF).Asam chlorida ditujukan untuk melarutkan mineral - mineral karbonat
sedangkan campuran HF dan HCl digunakan untuk melarutkan mineral-
mineral silikat seperti clay dan feldspar.
Gambar 3.11 Wormhole Pada Mass Transfer Tinggi dan Rendah
36
Pada pengasaman matrix batuan pasir (sandstone) atau akan bereaksi
dengan batuan sampai jarak 1 ft. Sedangkan pada batuan karbonat hal ini
dapat mencapai 10 ft.
Pada operasi pengasaman, asam hanya menghilangkan atau
mengurangi faktor skin. Dalam hal ini menghilangkan partikel-partikel
padatan yang menyumbat saluran antar pori atau clay yang mengembang.
Operasi ini tidak dapat bertujuan lebih dari yang disebutkan di atas, karena
keuntungan secara ekonomi akan rendah.
Untuk setiap operasi pengasaman, hal pokok yang perlu diperhatikan
adalah jenis asam yang digunakan serta konsentrasi dan jumlah yang
digunakan. Untuk keperluan ini perlu diketahui stoikiometri reaksi antara
asam dengan batuan, yang akan dibahas berikut ini.
Bentuk reaksi kimia antara asam dengan batuan sangat penting untuk
diketahui, dengan tujuan :
• sebagai dasar pemilihan jenis asam
• menentukan jumlah asam yang diperlukan
Pada reaksi tersebut perlu diketahui jumlah mole setiap komponen
yang bereaksi (asam dan mineral batuan), yang disebut dengan stoikiometri
reaksi kimia.
Sebagai contoh, reaksi antara asam chlorida (HCl) dengan calsite
(CaCO3) adalah sebagai berikut :
2HCl + CaCO3CaCl2 + CO2 + H2O
Pada reaksi tersebut diperlukan 2 mole HCl untuk melarutkan 1 mole
CaCO3. Bilangan 2 dan 1 masing-masing untuk HCl dan CaCO3 disebut
sebagai koefisien stoikiometri, VHCl dan VCaCO3.
Jika asam HF bereaksi dengan mineral-mineral silikat, beberapa reaksi
sekunder akan terjadi yang mempengaruhi stoikiometri reaksi secara
keseluruhan. Sebagai contoh, jika HF bereaksi dengan kuarsa (SiO2), reaksi
4HF + SiO2 SiF4 + 2H2O
37
Pada reaksi tersebut dihasilkan Silicon tetraflourida (SiF4) dan
air.stoikiometri reaksi menunjukkan bahwa diperlukan 4 mole HF untuk
melarutkan SiO2. Tetapi SiF4 yang dihasilkan akan bereaksi pula dengan HF
untuk membentuk asam flousilicic (H2SiF6), sebagai berikut :
SiF4 + 2HF H2SiF6
Dengan demikian apabila reaksi sekunder ini berlangsung sempurna,
maka secara keseluruhan diperlukan 6 mole HF untuk melarutkan 1 mole
kuarsa.Penentuan stoikiometri reaksi ini menjadi sulit desebabkan terdapat
kemungkinan bahwa fluosilicate yang terbentuk mempunyai rumus kimia
yang berbeda.
Berikut ini akan ditunjukkan reaksi-reaksi kimia antara asam HCl dan
HF serta asam lemah dengan mineral-mineral batuan:
Tabel 3.4 Reaksi HCl dengan Mineral Batuan
38
Stoikiometri reaksi kimia dapat lebih mudah dinyatakan dalam bentuk
daya melarutkan, dissolving power, seperti yang dikemukakan oleh William
et.al. Dissolving power menyatakan jumlah mineral yang dapat dilarutkan oleh
sejumlah asam berdasarkan massa atau volume.
Pertama-tama didefinisikan tentang gravimetric dissolving power, β ,
yaitu massa mineral yang dilarutkan oleh sejumlah massa asam. Secara
matematis dinyatakan sebagai :
asamasam
minmin
MW V
= eraleral
MWVβ
Tabel 3.5 Reaksi HF Dan Asam Organik dengan Mineral Batuan
39
Subskrip 100 menyatakan 100%konsentrasi sdang X menyatakan
perbandingan volume mineral yang terlarut dengan volume asam pada
konsentrasi asam tertentu.
Dari kedua tabel diatas, maka dapat diperkirakan jumlah asam yang
diperlukan dalam suatu operasi stimulasi pengasaman yang ditunjukkan pada
suatu mineral batuan tertentu.
3.2.4 Acid Additives
Dengan adanya karat yang timbul pada waktu pengasaman pada alat-
alat produksi, maka dicarai additive pada asam untuk mencegah karat
tersebut.Karat tidak dapat dicegah seluruhnya, tetapi dapat diminimkan
sehingga dinamai corrosion inhibitor.Jadi sebenarnya lebih tepat penahan
karat, bukan anti (pencegah) karat.Dengan perkembangan teknologi lebih
lanjut, pada dewasa ini terdapat beratus-ratus additive yang pada kenyataannya
tidak semua additive tersebut ada gunanya bahkan bisa merusak, terutama
kalau dikombinasikan satu dengan yang lainnya.
Tabel 3.6 Dissolving Power Dari Asam
Tabel 3.7 Dissolving Power Dari Asam(lanjutan)
40
Pada dewasa ini tersedia bermacam-macam addittive di pasaran seperti
surfactant, corrosion inhibitor, iron control, alcohols, mutual solvent, clay
stabilizers dan diverting agents. Dari semua ini hanya corrosion inhibitor dan
iron control agent yang pasti harus dipakai, dan untuk sumur minyak perlu
dipakai surfactant non emulsifyers. Additive yang lain harus ditambahkan
hanya kalau benar-benar diperlukan.
1. Surfactant
Surfactant adalah surface service agent digunakan pada hampir semua
pekerjaan acidizing dewasa ini. Surfactant dapat dipakai sebagai non
emulsifyers, emulsifyers, emulsion breakers, antisludging agents, wetting
agents, and surface tension and/or interfacial tension reducers. Surfactant
dapat dibagi menjadi empat macam kategori berdasarkan muatan ionnya, yaitu
anionic, cationic, non ionic dan amphoteric.Keempatnya terdiri dari
dipolar.Setiap surfactant terdiri dari water soluble hydrophylic group dan ion
soluble lipophilic group.Water soluble group dapat mengandung muatan ion
sehingga dapat dibagi menjadi empat macam kategori di atas.
Gambar diatas menunjukkan suatu hydrophilic group dengan ionic
surfactant yang bermuatan listrik negatif. Karena adanya unsur silika di
sandstone bermuatan negatif, maka anionic akan menyebabkan water wet di
sandstone. Sebaliknya untuk limestone yang secara alamiah bermuatan positif,
anionic menyebabkan oil wet di limestone.
Gambar 3.12 Orientasi Muatan Surfactant Anionic dan Sifat Wettingnya
41
Di industri anionic bisa berupa sulfate, sulfonates, phosphates dan
phosphonates. Pemakaian di industri adalah sebagai non emulsifyers, wetting
agents dan retanding agents.
Gambar diatas merupakan suatu cationic surfactant di mana
hydrophilic bermuatan positif, sehingga dengan demikian muatan ini akan
menjauhi limestone yang juga positif, jadi akibatnya limestone akan menjadi
water wet, sebaliknya sandstone akan menjadi oil wet karena muatan
hydrophilic positif akan tertari ke sandstone. Jadi jangan menggunakan
cationic untuk sandstone, tapi kadang-kadang juga digunakan kalau jenis
surfactant yang lain tidak ada (dan keuntungan surfactant ini menutupi
kerugian oil wet, dalam hal ini setelah digunakan maka perlu
afterflush/disiram kembali dengan surfactant yang akan menyebabkan
sandstone kembali menjdi water wet). Cationic yang digunakan biasanya
quarternary amines dan digunakan sebagai non - emulsifyers, emulsion
breakers, bactericides dan corrosion inhibitors.
Non ionic surfactant menpunyai hydrophilic bermuatan netral dan
lipophilicnya alkane berantai panjang . Group hydrophilic adalah polymer
ethylene dan propylene. Non - ionic digunakan untuk non - emulsifyers dan
foaming agents. Walaupun non - ionic tak bermuatan pada hydrophilicnya,
efeknya adalah water wet baik pada limestone maupun sandstone.
Gambar 3.13 Orientasi Muatan Surfactant Cationic dan Sifat Wettingnya
42
Amphoteric surfactant dapat berupa ionic, nonionic, atau cationic
tergantung dari pH. Untuk pH sama dengan 7 non ionic,pH di atas 7 anionic,
di bawah 7 cationic. Zat seperti amine sulfonates atau amine phosphonates
adalah surfactant amphoteric. Amphoteric jarang digunakan di industri
minyak, dan kalau pun digunakan hanya untuk corrosion inhibitor.
Secara umum sifat dipolah dari surfactant memberikan sifat unik yang
sangat berguna dalam menurunkan surface dan interfacial tension. Pada cairan
suatu surfactant akan mengatur arahnya sendiri sehingga sisi hydrophilic akan
di air dan lipophilic adalah di oil menjauh dari air. Karena surface tension oil
lebih kecil dari air, jadi surface tension gabungan akan lebih kecil dari surface
tension air.
Sifat dipolar surfactant memberikan kemampuannya untuk dipakai
sebagai non emulsifyers, dan emulsion breakers. Misalnya bagian yang larut
diminyak (oil solube) bisa memecahkan emulsi dengan lapisan minyak di
luarnya.Bagian lipophilic melekat di minyak pada emulsi sehingga
menurunkan interfacial tension antara minyak dan air. Butir minyak dan air
akan pecah. Hal ini terjadi terus sampai terjadi dua fasa.Untuk emulsi dengan
air di luarnya, maka digunakan water solube surfactant. Non emulsifyers
dicampur dengan asam sebelum dipompakan untuk mencegah pembentukkan
emulsi karena surface dan interfacial tension akan kecil sekali.
Gambar 3.14 Orientasi Muatan Surfactant Nonionic dan Sifat Wettingnya
43
Terutama untuk tekanan gas bertekanan kecil perlu diperkecil harga
surface tension antara fluida asam dan formasinya. Untuk reservoir demikian
proses clean up (produksi kembali untuk pembersihan sisa asam) akan lama
sekali. Surface tension asam tersebut besar dan tekanan reservoir yang kecil
tank sanggup untuk mengalirkan fluida. Jadi diperlukan penambahan
surfactant untuk menurunkan surface tension tersebut.
Walaupun surfactant digunakan hampir pada semua pekerjaan
pengasaman, jangan menambah kalau tidak perlu.Selain biaya meningkat,
penambahan bermacam-macam surfactant dapat menyebabkan malah
mendapat kesukaran misalnya malah timbul emulsi.Jumlah surfactant juga
tidak boleh berlebihan, umumnya < 0.5 % volume sudah cukup untuk
mencegah emulsi.Untuk penurunan surface tension asamnya hanya perlu
sekitar 0.05 %.
Waktu memilih surfactant harus dicek compatibilitynya (di lab) dengan
asam yang dipompakan.Misalnya surfactant cationic tidak dapat dicampur
dengan anionic (bisa mendapat endapan).Selain itu dalam mencampur
surfactant harus merata.Surfactant dan additive sering terpisah di tank dari
asamnya hanya dalam waktu setengah jam, sehingga pengadukan perlu
dilakukan kembali.Noionics dan anionics untuk sandstone dan nonionic serta
cationic untuk limestone.
2. Corrosion Inhibitor
Besi yang akan berkarat karena pengasaman akan merusak pipa
produksi dan bisa mengendapkan senyawa besi di formasi yang dapat
mengakibatkan formation damage. Ion besi bersumber baik dari pipa-pipa
produksi atau alat-alat lain maupun dari formasi sendiri.
Dari pipa besi adalah (dengan angka oksidanya) :
Sumber ion besi : Oksidanya:
Iron Oxide + 3
Karat (rust) + 3
Ferric Oxide + 3
Iron Sulfide + 2
44
Sedang dari Formasi : Oksidanya :
Hematite + 3
Magnetite + 2 dan + 3
Glauconite + 3
Pyrite + 2
Siderite + 2
Chlorite + 2
Sumber besi dari formasi tidak berbahaya seperti pada pipa, walaupun
kadang-kadang tetap harus dihambat dengan corrosion inhibitor. Pada pipa
produksi yang terbanyak ferric (+3) dan ini sangat berbahaya untuk formasi
dan akan merusak pipa produksi jadi harus dihambat. Pipa produksi harus
dibersihkan dengan memompokanan 15 % HCl + corrosion inhibotor (tubing
“pickle”) sebanyak 250 - 500 gal di mana perlu disirkulasikan ke luar asam
pembersih pipa ini baik dengan maraconi tubing maupun dengan coil tubing
(melalui anullus tubing dan maraconi atau coil tubing. Jangan sampai asam
tersebut masuk ke formasi karena banyak mengandung ion besi).
Semua pengasaman harus memakai corrision inhibitor. Inhibitor ini
tidak dapat menghentikan karat sehingga menjadi nol, akan tetapi akan sangat
mengurangi sampai batas yang dapat ditolelir. Corrosion inhibitor tidak akan
menghambat reaksi asam dengan formasi dan bukan acid retarders. Acid
corrosion inhibitor menghambat karat dengan membentuk film tipis di dinding
pipa besi tersebut untuk melindungi besi.
Corrosion inhibitor adalah campuran dari beberapa persenyawaan
termasuk quaternary amines, acetylenic, alcohols, methanol, dan surfactant.
Kebanyakan corrosion inhibitors adalah cationic (membuat sandstone oil wet
dan limestone water wet). Compatibility corrosion inhibitors dengan additive
lain di asam harus dicek apakah akan timbul reaksi negatif dengan produk
merugikan ataupun endapan. Corrosion inhibitors mudah terpisah dari asam
terlihat dengan timbulnya lapisan tipis hitam seperti minyak di permukaan
asam.Lapisan ini dapat terlihat hanya dalam waktu 15 menit setelah sistem
asam didiamkan.
45
Laju karat pada pipa produksi tergantung dari waktu kontak,
temperatur, konsentrasi asam dan bahan pipanya. Laju karat dinyatakan
sebagai kehilangan berat besi dalam lbs/ft2/waktu kontak. Laju karat yang bisa
diterima adalah < 0.05 /b/ft2/waktu kontak. Laju karat tidak linier dalam waktu
dan juga tidak linier terhadap konsentrasi yang berlipat dua, di mana tidak
akan menahan karat dengan waktu dua kalinya bila konsentrasi corrosion
inhibitor dua kali. Tergantung temperatur, kenaikkan konsentrasi inhibitor
tidak akan menambah perlindungan.
Corrosion inhibitor tidak akan melindungi penyerangan asam terhadap
mill scale (bintik) di pipa baru ataupun bercak-bercak karat di pipa lama. Juga
inhibitor yang dipakai biasanya tidak dapat melindungi brass, alumunium, atau
chrome. Dalam hal ini perlu digunakan organic acid seperti acetis dan formic
acid. Inhibitor untuk stainless steel juga lain dari besi biasa. Kalau tidak ada
data, test karat harus ditentukan untuk jenis stainless steel yang ada karena
stainless steel tidak lebih tahan asam dari pada besi biasa. Konsentrasi berapa
inhibitor harus dipakai biasanya dikerjakan oleh service companies
berdasarkan pengalaman mereka.
3.Iron Control Additive
Pada semua proyek pengasaman besi di pipa atau formasi akan terlarut.
Kalau besinya Fe3+
, bisa menyebabkan formation damage jika asam telah
terpakai (spent acid) dan pH naik. Pada pH 2.2, Fe3+
(ferric) akan mengendap
sebagai feriic hydroxi, Fe(OH)3, suatu gel sangat kental yang akan
mengakibatkan formation damage. Kebanyakan ion besi di asam adalag Fe2+
(Ferrous) dan ini akan mengendap jika pH > atau = 7. Dalam kebanyakan
pengasaman, harga 7 dan ke atas ini tidak akan pernah dicapai oleh spent acid
maupun fluida formasinya, sehingga ferrous cukup aman.
Ada 3 cara untuk mengontrol pengendapan ferric oxid :
1.Pertama mengontrol pH agar di bawah 2.2.
2.Yang kedua menggunbakan sequestering agent yang akan membuat
produk yang terlarut di air.
3.Metode ketiga adalah dengan menggunakan reducing agent untuk
merubah ferric ke ferrous. Ketiga metode ini tak dapat dipakai secara
kombinasi tetapi masing-masing mempunyai keuntungan tersendiri tergantung
situasinya.
46
Mengontrol pH dilakukan dengan menambahkan 10 gallon glacial
acetic per 1000 gal asam (baik HCL maupun HCl:HF). Metode ini baik
sampai temperatur 125oF.Pada temperatur di atas 125
oC, digunakan kombinasi
acetic dan citric acid.Citric acid adalah sequestering atau chelating agent yang
bereaksi mengikat ion ferric dan mencegah pengendapan sebagai ferric oxide.
Dengan kombinasi ini, acetic acid tidak akan efektif di atas 125oF sedangkan
citric acid akan mensequester ion besi pada temperatur di atas 125oF.
Beberapa riset untuk additive pengiontrol Fe3+
dengan kandungan Na, K, Ca,
telah dilakukan, ternyata pada penggunaan di mud acid menyebabkan
plugging Na, K, Ca flousilicates.Tetapi untuk suhu di atas 120oF, endapan ini
terlarut kembali.
Selain citric acid tadi terdapat sequestering agent lain misalnya EDTA,
garam tetrasodium dari EDTA, garam trisodium dari NTA, dan bentuk garam
dari NTA. Laminasi penggunaan material-material ini adalah terbatas
kelarutannya dalam HCl. Asam Citric adalah yang paling sering dipakai, tetapi
untuk formasi carbonate atau untuk melarutkan scale carbonate, bisa terjadi
pengendapan calcium citrate, bila terlalu banyak citrid acid dibandingkan
dengan besi yang harus disequestered (setelah itu ia bereaksi dengan Ca di
batuan). Maka citric sering dikombinasikan dengan EDTA.Citric Acid dengan
konsentrasi 100 lbs/1000 dapat mensequester 4500 mg/l besi pada temperatur
400oC.
EDTA (Ethylene Diamine Tetracetic Acid) dapat digunakan dalam
bermacam bentuk dan sering dipakai.Kelarutan EDTA agak terbatas.EDTA
agak kurang terlarut dalam asam.Pada HCl 15 % kelarutannya hanya sekitar
67 - 68 lbs/1000 gal asam. Dan EDTA ini akan mensequester 3500 mg Fe3+/
ltr.
asam.
NTA (Nitrilo Tracetic Acid) digunakan dalam bentuk garam
triosodium dengan kelarutan 420 gal/1000 gal asam HCl 15 %.Dalam
prakteknya jangan menggunakan lebih dari 300 lb/1000 gal agar kelarutan
cepat dan mudah. Dengan 300 lb/3000 ini NTA akan mensequester 10000
mg/lt. Fe3+
. Sedangkan kalau 140 lb/1000 NTA mensequester 50000
mg/ltr.Fe3+
pada suhu sampai 350oF. Zat pengurang (reduced dari Fe
3+ ke
Fe2+
) agent untuk mengontrol besi adalah eruthorbic acid dan hydroxilamine
complex.
47
Erythorbic dan garam turunannya sodium erythorbat, digunakan untuk
mengontrol endapan Fe3+
tetapi jiga dapat mengontrol endapan sulfur bila sour
wells (minyak atau gas mengandung H2S) walaupun masih diragukan
keefektifannya. Erythorbic acid terurai dalam asam ke butir puder yang sangat
halus hitam warnanya.Karena pudre ini bisa mengakibatkan formation
plugging dan menstabilkan emulsi, penggunaan erythorbic dibatasi ke
konsentrasi 20 lb/1000 gal.Juga jangan digunapan pada suhu di atas 150oF.
Hydroxidelamine amine complex tidak lebih baik dari jenis additive yang lain.
4.Alkohol
Alcohol yang umumnya adalah methanol digunakan untuk
meningkatkan effisiensi clean up (star produksi) setelah pengasaman. Alcohol
dan campuran asam dan alcohol mempunyai surface tension lebih rendah
sehingga menyebabkan “clean up” menjadi mudah, terutama bila tekanan
statik dasar sumur rendah. Juga untuk formasi yang sensitif terhadap air,
alcohol akan memperkecil kemungkinan rusaknya formasi. Alcohol bisa 5 - 50
% volume di asam atau untuk overflush.Keperluannya tergantung ukuran
pengasaman, biaya dan gunanya.Kalau menggunakan methanol harus hati-hati
karena flash point-nya rendah, mudah terbakar.
5.Mutual Solvent
Mutual solvent terlarut baik di minyak maupun air, Ia juga
menyebabkan water wet baik di sandstone maupun di limestone. Yang
terkenal adalah EGMBE (Ethylene Glysol Monobutyl Ether) yang dulunya
adalah patent Exxon Mobil. EGMBE juga menyebabkan clean up mudah dan
mencegah emulsi. Untuk sumur gas EGMBE dicampur pada HCl ataupun
HCL : HF atau di gas (nitrogen atau natural gas) yang digunakan untuk
overflush. Konsentrasi EGMBE di overflush biasanya 10 %.
Pelaksanaan pengasaman dengan additive EGMBE atau additive lain
sangat umum digunakan. Beberapa perubahan pada penggunaan EGMBE
didapat dari pengalaman menunjukkan bahwa overflush ammonium chlorida
dengan mutual solvent terbukti sukses dan memperkecil biaya. Dalam hal ini
kadar mutual solvent bisa dikurangi menjadi 5 % saja. Sebelum mutuan
solvent digunakan, perlu ditest apakah kompatibel dengan fluida asam dan
formasi.
48
Kegunaan mutual solvent adalah sebagai berikut:
6.Aromatic Solvent
Formasi yang mengandung minyak berat, sludges, asphaltenes, dan oil
coated scales membutuhkan penggunaan perflush aromatic solvents sebelum
asam dapat dipompakan.
Selain itu bisa saja aromatic solvent ini dicampur dengan
asamnya.Yang umum dipakai adalah xylene dan toluen atau condensate
(condensate perlu dicek apakah akan menyebabkan endapan asphaltene). Yang
lain jarang dipakai adalah A-Sol, N.L. Chekersol, Paravan G-15, dan Targon.
A-Sol dan N.L. Chekersol mempunyai keuntungan karena larut di asam
dengan penambahan surfactant. Sistem demikian dinamai DAD, dan One -
Shot. Penggunaan produk tersebut untuk menghilangkan scale calciun
Carbonate atau damage lainnya yang diakibatkan oleh batuan yang dilapisi
lapisan berturut-turut hydrocarbon dan scale. Dengan mencampur asam dan
pelarut minyak ini dapat dihemat pemompaan berkali-kali asam dan
pembersih lapisan hydrocarbon tersebut di batuan. Biaya aromatic solvent
agak tinggi dan aromatic solvent tidak akan larut dalam air seperti di mutuan
solvent.
49
Penggunaanya adalah sebagai berikut:
7. Clay Stabilizers
Kebanyakan clay stabilizers digunakan untuk mencegah clay swelling
dan ada yang bisa dicampur baik di pengasaman atau di fluida fracturing.
Senyawanya antara lain adalah polyquternary amines, poly amines, cationic
organic polymers, dan cationic surfactant. Materail tersebut hanya mencegah
clay swelling dan tidak mencegah fines migration. Garam Zirconimum
Oxychloride dan alumunium hydroxide adalah clay stabilizer hampir tak ada
gunanya untuk pengasaman malah tidak berguna karena kalau ditaruh di asam,
asam akan menyapu zat-zat tersebut. Jadi clay stabilizer jangan dipakai kalau
tidak disokong oleh test laboratory atau adanya pengalaman yang
bersangkutan. Untuk overflush konsentrasinya adalah 0.1 - 2 % volume.
50
Penggunaan clay stabilizer yang berlebihan malah akan menyebabkan
formation damage.
8.Diverting Agents
Pada pengasaman, diharapkan bahwa asam meliputi seluruh interval.
Karena permeabilitas tidak akan uniform sepanjang interval, maka asam malah
akan bekerja di zone dengan permeabilitas tertinggi. Karena itu diperlukan
material yang bisa menutup sementara permeabilitas tersebut setelah sejumlah
asam masuk ke situ dan asam bisa masuk ke permeabilitas lain yang lebih
rendah, dst. Pada sandstone diverting perlu dipakai bila interval di atas 20 kaki
(> 20 ft) atau bila formasinya terpisah-pisah oleh lapisan-lapisan tipis scale.
Pada carbonate kalau ada rekahan kecil-kecil, kalau > 40 ft, multiple zone
dipisahkan dengan scale berketebalan > 30 ft. Diversion bisa menggunakan
material yang padatan seperti rock salts, benzoic acid flakes (BAF), wax
beads, dan oil soluble tersebut dengan filter cake.
Selain itu digunakan gel dan juga foams yang menyebabkan
kehilangan tekanan pada aliran. Gel dengan water gas misalnya HEC
(Hydroxide Ethyl Cellulose) kalau tidak dicrosslinked (zat untuk
memperkenyal dengan membuat rantai molekuler memanjang) atau bila
dicrosslingked digunakan HPG (Hydroxiy Propyl Guar) atau CMHEC
(Carboxy Methyl Hydroxy Ethyl Cellulose). Foams digunakan dengan kualitas
55 - 85.Ball sealers adalah yang paling umum digunakan.
Penggunaan khusus diverter banyak macamnya untuk sumur minyak
dan gas. Karena ukurannya, maka OSR (Oil Soluble Resins) juga digunakan
untuk proses Gravel Pack Karena resin tersebut tidak boleh masuk ke formasi
tetapi bisa menembus gravel pack screen dan gravelnya. OSR terbatas
penggunaannya di sumur minyak saja karena dibutuhkan minyak untuk
melarutkan resin kembali.
Wax beads juga bisa dipakai untuk sumur berperforasi tetapi tak dapat
dipakai di gravel pack karena ukurannya. Wax beads bisa terlarut di minyak
dan dipompakan dengan dicampur gel, water base. Wax beads mempunyai
titik leleh rendah (90 - 160oF) dan tidak bisa dipakai untuk sumur dengan suhu
dasar di atas temperatur tersebut. Juga harganya sangat mahal.
51
Benzoic Acid Flakes (BAF) bisa dipakai untuk sumur yang
berperforasi untuk diverting baik di sumur minyak maupun di sumur injeksi
air.BAF larut di air dan di minyak. Fluida pembawanya harus air yang
tersaturasi dengan BAF dan di gel dengan guard atau HEC. Bila air tidak
tersaturasi dengan BAF, beberapa flakes akan terlarut di air sehingga diverting
tidak efektif. Campuran 50 : 50 % rock salt dan BAF juga digunakan bila
salah satu saja akan kurang efektif.
Rock salt adalah diverter yang dipakai pertama-tama pada
awalnya.Rock salt dapat dipakai pada sumur minyak dengan produksi minyak
dan air atau sumur injeksi air.Rock salt harus dipompa sebagai garam yang
tersaturasi penuh supaya tidak terlarut selama dipompakan.Airnya perlu digel
supaya bisa membawa padatan garam ke perforasi.Rock salt tidak boleh
digunakan sebagai diverter di mud acid, karena bereaksi dengan HF
membentuk padatan.
Ball sealers dapat digunakan pada laju tinggi (di atas frac pressure) dan
matriks treatments tergantung S.G dari ball sealer tersebut.Ball sealer hanya
untuk menutup perforasi sementara di mana ball tersebut tersangkut di
perforasi karena selisih tekanan sepanjang perforasi. Ball akan jatuh ke bawah
kalau differential tekanan mengjilang. Pada saat ini ada dua macam ball
sealers.Conventional dengan density lebih besar dari fluida atau yang
mengapung di mana densitasnya lebih kecil dari fluida.
Keefektifam ball sealer sebagai diverter tergantung dari kapasitas
sealingnya (menutupnya).Makin besar differential pressure atau makin besar
laju injeksi makin kuat sealingnya.Ball sealer umumnya membutuhkan 0.25 -
1.0 bpm/perforasi. Untuk pengsamanan matriks ball sealer tak ada gunanya
karena lju injeksi rendah. Kalaupun dipakai harus diberi ekses (kelebihan) 100
- 300 % tergantung jumlah perforasinya.Makin banyak perforasi makin sedikit
eksesnya. Bouyant ball sealers lebih efektif karena tetap melayang sehingga ia
ikut fluida dan bisa masuk ke perforasi terendah. Tetapi ada dua kerugiannya;
setelah pekerjaan selesai ia tidak jatuh di rat hole sehingga perlu ball catcher
(ditimba).
52
Cara penggunaan ball sealers :
1. Jika ball dijatuhkan banyak sekaligus, diameter pipa harus paling
tidak 3 X diameter ball sealers.
2. Bola karet (solid rubber balls) cocok untuk temperatur dan
differential pressure biasa. Rubber coated phenolic balls (RCP)
untuk sumur dalam, panas dengan differential pressure besar.
3. Makin besar diameter casing dan makin besar beda S.G antara ball
dengan fluida, laju injeksi juga harus makin besar untuk bisa
mendudukan ball tersebut.
4. Makin kecil ball-nya dan makin besar viskositas fluidanya, makin
mudah mendudukan balls-nya.
5. Jangan menggunakan ball dengan diameter di atas 1.25 kali
diameter perforasi.
6. Jika menggunakan solvent seperti xylene atau toluene check
apakah compatible dengan ball-nya.
Penggunaan dan pemilihan divering agents dapat dilihat di tabel
berikut ini:
53
Tabel 3.8 Diverter Agents
54
9.Nitrogen
Nitrogen sering dipakai pada pengasaman. Pertama untuk foaming
acid, kedua untuk energi clean up pada reservoir bertekanan rendah, dan
ketiga sebagai sumber gas bagi foam untuk diverter. Selain itu nitrogen
kadang-kadang juga digunakan untuk sumber gas lift sementara.
Foamed acid digunakan pada acid fracturing di mana viskositas foam
membantu membuat rekahan dan sebagai retarder acidnya. Foamed acid tidak
boleh dipakai untuk matrix acidizing, karena viskositas foamed acid lebih
besar dari asam biasa, maka bisa terjadi fracture.
Dengan adanya fracture semua asam akan masuk ke situ. walaupun
demikian matrix treatment dapat dinitrifikasi, di mana asam dicampur nitrogen
sehingga akan membantu clean up bagi sumur bertekanan statik rendah. Selain
itu untuk formasi yang sensitif, dapat dikurangi kadar cairan yang dipakai dan
hydrostatic head berkurang.
Untuk nitrified treatment, sebaiknya dipompakan 300 - 500 SCF
nitrogen untuk tiap bbl fluida. Treatment juga bisa didisplace (didorong)
dengan nitrogen. Untuk mengefektifkan nitrogen, formasi harus diproduksikan
secepatnya. Volume nitrogen yang harus dipakai dapat dilihat pada Nitrogen
Table Service Companies.
Jika foam yang digunakan sebagai diverter, kwalitas foam harus 55 -
85. Standard prosedurnya adalah :
1. HCl perflush
2. HCl : HF mud acid
3. NH4Cl afterflush
4. 3 - 5 bbl foamed berkualitas 70 dalam air NH4Cl
5. Ulangi langkah 1,2,3
6. Dorong dengan air garam atau N2, dst.
Foam diverting dapat dilakukan dengan tigacara. Pertama dengan
memompakan nitrogen sementara memompakan larutan KCl atau NH4Cl
dengan foamer di anullus. Foam terjadi di kaki tubing (atau coil tubing) di
mana foam ke luar. Yang kedua membuat foam di formasi.Untuk ini larutan
KCL atau NH4Cl dengan foamer dipompakan ke formasi. Kedua cara ini
memberikan control yang lebih baik dalam hal kualitas foam di permukaan.
Suatu generator foam dengan pipa T ditempatkan untuk mencampur nitrogen.
55
3.2.5 Desain Matrix Acidizing
Berikut akan ditampilkan perhitungan sederhana mengenai desain
matrix acidizing.
1. Tentukan fracture gradien dari formasi yang akan diinjeksikan asam.
Fracture gradien dinyatakan dalam psi/ft :
Di mana C = constant (0.33 - 0.5) dan overburden gradien sekitar 1.0
psi/ft. Jika fracture gradient diketahui pada tekanan reservoir mula-mula,
maka harga C dapat dihitung dari persamaan 1.
2. Hitung tekanan dasar sumur di mana terjadi rekahan :
3. Hitung tekanan maksimum di permukaan untuk dapat injeksi di bawah
tekanan rekah :
Konstanta 25 psi adalah untuk safety (kelonggaran) karena fracture
pressure sering tak dapat dipastikan.
4. Hitung tekanan maksimum laju injeksi asam dengan anggapan aliran
radial Darcy :
di mana
k = permeabilitas, md,
h = ketebalan, ft,
Pi = tekanan injeksi, psi,
Pr = tekanan reservoir sekarang, psi
μ = viskositas asam, cp
re = drainage area reservoir, ft
rw= radius casing, ft
5. Injeksikan asam 50 - 200 gal/ft tergantung dari pengalaman lapangan
ft ,
ReservoirTekanan x C) - Gradn (overburde + C =Gradient Frac.
Kedalaman
Kedalaman x Grad Frac. =BHPrekah
25 -Kedalaman x Grad) Fluid - Grad (Frac. = (psi)Pmax
)/r(r ln
)P - (P h k 10 x 4.918 = Q
we
ri
-6
maxμ
56
BAB IV
PROYEK PENGGANTIAN ESP DAN MATRIX ACIDIZING SUMUR OSD
Pada bab ini akan disampaikan prosedur yang digunakan dalam proyek
penggantian ESP beserta matrix acidizing di sumur OS D
ESP pada sumur ini terpasang pada 7 Januari 2011 dan pada 29 April
2011,ESP yang terpasang rusak. Sebelum penggantian ESP yang baru dilakukan
proses matrix acidizing dengan tujuan untuk membersihkan lubang sumur. Kegagalan
ESP diperkirakan akibat kerusakan mekanik karena reruntuhan batuan. Data produkai
terakhir tercatat bahwa produksi sumur ini sekitar 22BOPD dengan watercut 92.1%.
Data Sumur
Tipe sumur : Directional S type
Total Kedalaman : 7480 ft-MD
Tipe Reservoir : Karbonat
Tipe Hidrokarbon : Oil & Gas
Maksimum SBHP : (@ 6922 ft MD) 2269 psi
Maksimum SBHT : (@ 6922 ft MD) 194 F
Production Liner : 7", 26 ppf, L-80, R3, BTC Casing
Top @ 4799’MD, L-80, shoe @ 7282’ MD
Casing : 9-5/8”, 47 ppf, L-80, shoe @5090’ MD
Open hole : 6-1/8” to TD @ 7480’ MD
Production Tubing : 2-7/8”, 6.5 ppf, 8rd EUE
Peralatan yang diperlukan selama proyek berlangsung adalah:
Rig PJE-482
Tubing 2-7/8EUE 6.5ppf
ESP Powerlift Q10
Fluida komplesi (yang dipakai adalah adalah air asin)
High pressure pump
Acid tank
15% acid dengan corrosion inhibitor, non emulsifier, mutual solvent, dan iron
control agent.
57
Gambar 4.1 Trayektori Sumur OSD
58
Gambar 4.2 Skema Komplesi Sumur OSD
59
Pada saat akan dilakukan proses acidizing ditemukan adanya zona loss sehingga
diperlukan LCM (loss circulating material) untuk mengisi zona loss tersebut sebelum
fluida pengasaman diinjeksikan.
Prosedur atau tahapan-tahapan yang dilakukan dalam proses penggantian ESP serta
matrix acidizing untuk sumur OS D adalah sebagai berikut:
a. Memindahkan rig ke wellhead dan proses rigging up
Peralatan yang dibutuhkan dibutuhkan dipindahkan menuju wellsite
Substructure dipasang diatas matting board di dalam dan diluar dinding cellar
Rig dipindahkan ke lokasi sumur OS D lalu dilanjutkan pemasangan flowlines
yang dibutuhkan
Dilanjutkan dengan penyelesaian test tekanan dan acceptance test dalam rig
High and low pressure pumping system dipasang di choke manifold dan
production casing
Lampu-lampu untuk penerangan malam hari dipasang di sekitar lokasi
Flare pit serta sistem penanganan sour oil dan gas dipasang
Pipa untuk test tekanan dipasang
Dilanjutkan dengan pemasangan alat-alat keamanan berupa alat bantu
pernafasan dan detektor H2S
b. Killing Sumur
Persiapan fluida untuk kill sumur dengan mencampur 8,4 ppg NaCl dan fresh
water.
Pompa dengan tekanan bertahap hingga tidak ada aliran keluar tubing.
Gambar 4.3 Christmas Tree
60
c. Pemasangan Blow Out Preventer (BOP)
Kondisi sumur dan tekanan casing dimonitor
Production casing dan rig pump disambungkan. Double casing valve
dipasang
Sumur di kill dengan killing fluid
One-WAY-BACK-PRESSURE VALVE dipasang di tubing hanger dengan
dry rod running tool
Xmas tree dan adapter flange dilepas
BOP dipasang dan dipastikan bahwa pipe rams telah terpasang
Ambil One-WAY-BACK-PRESSURE VALVE yang terpasang di tubing
hanger dengan menggunakan dry rod pulling tool
Two-WAY-BACK-PRESSURE VALVE dipasang di tubing hanger dengan
dry rod running tool
BOP di test dengan memberikan tekanan sebesar working pressure
Ambil Two-WAY-BACK-PRESSURE VALVE yang terpasang di tubing
hanger dengan menggunakan dry rod pulling tool
d. Pencabutan ESP dan pemasangan tubing untuk acidizing
Tubing beserta tubing hanger serta sambungan kabel ESP dilepas
Angkat tubing, tubing hanger serta kabel ESP dengan rig
Kabel digulung
Rack untuk tubing dipersiapkan
Sambungan tubing diinspeksi
Pasang pin protector pada tubing
Gambar 4.4 One Way Back Pressure Valve Beserta Rodnya
61
Pada saat tubing dan kabel ESP diangkat dari sumur, tekanan dimonitor dan
untuk keperluan penambahan killing fluid jika diperlukan
Setelah ESP terangkat maka kondisi ESP tersebut dicek kembali mulai dari
motor, protector, gas separator, pompa serta sensor dan hasilnya dilaporkan
ke kantor pusat
Turunkan tubing 2-7/8” tanpa ESP sampai ke targat pengasaman
Pengisian zona loss dengan LCM
Persiapan fluida dengan mencampur Bentonite mud + LCM CaCO3 Fine +
CaCO3 coarse.
Pompa fluida dan cek tekanan untuk mengetahui indikasi loss.
Gambar 4.5 ESP Powerlift Q10
62
e. Acidizing
Proses acidizing dilakukan oleh service company, formasi ini mempunyai top pay
zone pada kedalaman 7282 ftMD dengan bottom pay zone pada kedalaman 7420
ftMD. Sehingga gross pay zone interval adalah sebesar 138ft. Target matrix
acidizing ini terletak pada zona pay zone yang komplesinya open hole tersebut.
Data lain yang tersedia adalah:
Wellbore diameter 3.063 ft
Porositas 0.15
Penetrasi asam yang diinginkan 1 ft
Volume Acid Gallon Barrel
15% HCl acid main 4200 100
Displacement(fresh water) 1771 42.1
Dari data diatas dtunjukkan bahwa pengasaman dilakukan dengan 4200 gallon
untuk 138ft payzone. Sehingga pengasaman yang dilakukan untuk penetrasi
sedalam 1ft adalah sebesar 30.43 gal/ft-payzone
Untuk membentuk 15% acid main, bahan bahan yang diperlukan antara lain:
Additive Concentration Total
Fresh Water 457 GPT 1919 Gal
Cl-27(Corrosion Inhibitor) 6 GPT 25 Gal
NE-118(Non-Emulsifier) 3 GPT 13 Gal
INFLO-40(Mutual Solvent) 100 GPT 420 Gal
Ferrotrol 300(Iron Chelating Agent) 30 PPTG 126 lbs
HCl 32% 434 GPT 1823 Gal
Sedangkan untuk displacement hanya digunakan fresh water.Untuk menetralisir
tumpahan sisa asam digunakan natrium karbonat atau abu soda.
Prosedur yang digunakan oleh service company adalah sebagai berikut:
Prejob dan safety meeting
Rig up peralatan (selama ini jangan dilakukan mixing acid sebelum rate
ditentukan dan dikonfirmasi)
Mixing fluid untuk acid treatment dari bahan bahan seperti pada tabel diatas
Jika injectivity bagus maka tubing ditarik sampai kedalam 7250ft. Setelah
asam sampai kebawah tubing, annulus ditutup dan asam dipompakan kembali
63
melewati tubing dengan rate sebesar mungkin, namun dijaga agar tekanan
permukaan tidak melebihi 2000psi
Jika injectivity tidak bagus, maka 5 barrel asam diinjeksikan ke dalam tubing
lalu tubing diangkat sampai ke kedalaman 7250ft, pompa acid kembali sampai
mencapai dasar tubing, lalu annulus ditutup dan dilanjutkan
pemompaandengan rate sebesar mungkin, namun dijaga agar tekanan
permukaan tidak melebihi 2000psi.
Rig down peralatan.
Dari proses ini dibutuhkan paling tidak 10 drum INFLO-40, 1 drum NE-118,1
drum Cl-27, 3sack Ferrotrol-300, 40 drum HCl 32%, dan 6 sack natrium
karbonat. Dengan harga berkisar USD17244.Ukuran yang dipakai adalah 55
gal/drum dan 110lbs/sack.
f. Pemasangan ESP
Rangkai ESP sesuai konfigurasi: Head pump; Pump; Gas Separator; Protector;
Motor; Sensor; Centrilizer.
Run ke dalam sumur ESP hingga Gas Separator pada posisi kedalaman antara
6880-6920 ft MD.
g. Melepas BOP, Memasang Xmas tree dan memindahkan rig
Tubing hanger dipasang
2-WAY-BACK PRESSURE VALVE dipasang pada tubing hanger
BOP diepas, Xmas tree dipasang, Xmas tree dicek
Semua koneksi kabel permukaan disambungkan, dan dilakukan pengetesan
pada ESP
Xmas tree disambungkan ke flowline dan dilakukan test tekanan
2-WAY-BACK PRESSURE VALVE dilepas
Sumur diproduksi untuk test produksi
64
BAB V
PEMBAHASAN
Dalam bab ini akan dibahas mengenai proyek penggantian ESP dan matrix
acidizing yang dilakukan di sumur OSD di blok non-bula PSC. Pembahasan dimulai
dengan memprediksi penyebab kegagalan pada ESP dengan menyertakan data
produksi sebelum ESP mengalami kegegalan pada bulan April 2011.
Proses selanjutnya adalah dengan menganalisa tingkat keberhasilan proyek ini
dengan membandingkan data produksi sebelum proyek dan setelah proyek
berlangsung.
Dari data diatas dapat kita lihat bahwa pada bulan Februari 2011 rate oil
berkisar pada rate 80.74 BOPD dengan watercut rata-rata sebesar 0.81.produktivity
indexdapat diperkirakan dengan mengasumsikan tekanan reservoir adalah sebesar
2219psi . sehingga dengan rumus dapat dikalkulasikan bahwa
produktivity index rata-rata dari sumur ini pada bulan Februari 2011 adalah sebesar
0.52 BLPD/psi.
Gambar 5.1 Profil Produksi Sumur OSD Pada Februari 2011
65
Seperti disebutkan dalam bab sebelumnya bahwa sebelum ESP mengalami
kegagalan pada bulan April 2011 data produksi yang terekam adalah produksi sumur
ini sekitar 22BOPD dengan watercut 92.1%. Dengan demikian ada sejumlah
penurunan rate produksi dan kenaikan watercut selama Februari-April 2011.
Dari data terakhir menyebutkan bahwa ESP mengalami kegagalan disebabkan
oleh reruntuhan batuan yang terjadi akibat proses acidizing pertama. Perlu diketahui
bahwa acidizing yang dilakukan disini adalah acidizing untuk kali kedua. Acidizing
pertama dilakukan sebelum ESP megalami kegagalan, dan hasil belum diketahui
karena ESP rusak ketika akan dilakukan start produksi.
Dilakukan acidizing kedua untuk mengkonfirmasi bahwa pembersihan lubang
bor berjalan efektif. Acidizing kedua dilakukan bersamaan dengan proyek
penggantian ESP dikarenakan biaya acidizing jauh lebih murah daripada biaya rig,
sehingga lebih ekonomis jikalau kedua proyek ini dilakukan secara bersamaan.
Perlu dikonfirmasi lagi apakah ESP rusak benar-benar akibat dari reruntuhan
batuan, karena jarak antara suction ESP dengan zona openhole yang mencapai 500ft.
Sehingga sulit bagi reruntuhan batuan untuk naik sampai ke ESP, apalagi dengan
minyak yang tidak terlalu berat (sekitar 29 API) maka kecepatan slip cutting atau
reruntuhan batuan seharusnya kecil dikarenakan viskositas yang cenderung kecil.
Dari data acidizing dapat dilihat bahwa dilakukan acidizing dengan target
penetrasi sebesar 1ft dari lubang sumur. Acidizing dilakukan dengan volume asam
15% sebesar 30.43 gal/ft-payzone. Sedangkan dari literatur pada bab III terdapat
grafik yang menggambarkan hubungan antara volume yang dibutuhkan terhadap
dalamnya penetrasi yang menyatakan bahwa untuk penetrasi sebesar 1ft pada
porositas 0.15 dan ukuran lubang 8” dibutuhkan volume asam sebesar 0.12 bbl/ft
payzone atau sekitar 5.04 gal/ft-payzone. Disini terdapat perbedaan yang signifikan
yang mungkin dikarenakan perbedaan ukuran lubang sumur dan adanya excees
volume yang diperlukan yang tentunya berdasarkan pengalaman lapangan.
Dari data produksi terakhir yang penulis dapatkan, produksi sumur ini pasca
proyek adalah sekitar 500BLPD dengan watercut 0.95. Tekanan flowing (Suction
ESP) sebesar 2611 psi. Dari data tersebut dapat diketahui bahwa terjadi kenaikan
tekanan suction ESP pada rate yang hampir sama dengan bulan Februari. Kenaikan
tekanan tersebut mengindikasikan adanya pengurangan skin dari sumur sehingga
produktivitas sumur meningkat. Dengan water cut yang juga meningkat dari 91%
menjadi 95%.
66
Pada sumur ini, produksi gas sangat kecil yakni hanya sekitar 0.01 MMSCFD
dan menunjukkan watercut yang besar padahal pada awal komplesi sudah dilakukan
shutoff water menggunakan packer dan bullnose..
Karena formasi manusela termasuk formasi limestone yang diprediksi oil wet
maka pergerakan minyak juga akan lebih sulit daripada air. Karena Kro akan lebih
rendah daripada Krw walaupun saturasi didaerah tersebut berimbang antara minyak
dan air. Formasi manusela juga merupakan formasi dengan fracture sangat banyak,
maka formasi ini rentan terhadap water conning akibat air yang terlalu mudah
melewati fracture daripada minyak.Kedua hal tersebut mendukung alasan kenapa
watercut di sini sangat tinggi.
Gambar 5.2 Proyek Workover OSD
67
ESP di lapangan ini biasanya fail karena masalah kelistrikan namun selain itu,
faktor-faktor yang mempengaruhi kerusakan ESP adalah:
- Posisi setting depth ESP. jika ditempatkan di dogleg yang besar akan
memperpendek umur ESP. Terkadang perusahaan terpaksa
menempatkan ESP di dogleg yang besar karena kondisi lubang sumur.
- Kapasitas ESP yang tidak sesuai dengan reservoir. Dengan kapasitas
ESP yang sama, sumur yang Produktivity Index nya lebih kecil
kemungkinan besar umur ESP nya lebih pendek karena ESP harus
bekerja lebih berat (fluid level lebih dalam)dan terjadi downthrust.
- Adanya gas yang membuat efisensi esp lebih rendah terkadang terjadi
gas lock.
- Brand ESP. merek berbeda, harga berbeda kualitas juga berbeda
- sering tidaknya start stop ESP.
68
BAB VI
KESIMPULAN
Dari pembahasan pada bab sebelumnya dapat ditarik kesimpulan sebagai
berikut:
Electric Submersible Pump adalah jenis artificial lift yang harus terpasang di
setiap sumur di lapangan ini untuk menghindari workover lanjutan karena sumur
tidak natural flowing , sehingga perawatannya menjadi perhatian yang serius
olehperusahaan.
Umur ESP di lapangan ini bervariasi, tergantung dari berbagai faktor yaitu letak
penempatan ESP, jenis dan merk ESP, dan sering tidaknya dilakukan start-stop.
Biasanya untuk lapangan ini ESP rusak dikarenakan masalah kelistrikan, namun
kasuspada sumur OS D menunjukan bahwa ESP yang baru terpasang dapat rusak
setelahdilakukan acidizing. Hal ini tentunya akan menjadikan perusahan lebih
berhati-hati dalam menentukan prosedur acidizing, agar hasilnya tidak merusak
alat-alat bawah permukaan.
Proyek matrix acidizing atau pengasaman batuan di lapangan ini adalah contoh
dari proyekstimulasi sumur untuk meningkatkan productivity index. Dari proyek
ini diharapkanterjadi peningkatan permeabilitas di sekitar lubang sumur akibat
berkurangnya skin dari batuan karbonat sehingga minyak akan lebih mudah
mengalir.
Tingkat keberhasilan dari proyek ini sangat tergantung ketersediaan dan
keakuratan data yang ada. Misalnya data welltest, logging, geologi, dan seismik,
sehingga dapat dilakukan pemetaan dan simulasi yang akurat dari keadaan
reservoir. Dengan pemetaan yang baik maka proyek workover lanjutan seperti gas
shut off dan water shut off dapat dihindari.
Karena formasi manusela termasuk formasi limestone yang diprediksi oil wet
maka pergerakan minyak juga akan lebih sulit daripada air. Formasi manusela
juga merupakan formasi dengan fracture sangat banyak, maka formasi ini rentan
terhadap water conning akibat air yang terlalu mudah melewati fracture daripada
minyak. Kedua hal tersebut mendukung alasan kenapa watercut di sini sangat
tinggi.
69
Penggunaan acid fracturing pada sumur ini dihindari karena ditakutkan rekahan
akan mengenai fracture yang berhubungan dengan aquifer.
Masalah korosi dilapangan ini sering disebabkan H2S dengan konsentrasi tinggi,
untuk mengatasi bisa dengan cara injeksi corrosion inhibitor atau corrosion
coupon.
Untuk masalah scale bisa dilakukan injeksi menggunakan scale inhibitor atau
bahkan acid pada konsenrasi scale tinggi.
70
DAFTAR PUSTAKA
Economides,Michael D and Nolte, Kenneth G. Reservoir Stimulation. 1989.
Schlumberger Eductional Services.
Cain,William Mc. Petroleum Fluids. 1990. PennWell Publishing Company
Amyx, James W., Bass,Jr., Daniel M., and Whiting, Robert L,Petroleum Reservoir
Engineering : Phisical Properties. 1960. McGraw-Hill
Hamilton, W. Tectonics of the Indonesian region. 1979. U.S. Geological Survey Prof
Paper 1078.
Boyun, G., Ghalambor, and Williams. 2007. Petroleum Production Engineering.
Elsevier Science & Technology Books.
Tjondro,Bambang. artificial lift. Department of Petroleum Engineering, ITB
Rachmat, Sudjati. slide kuliah: acidizing. Department of Petroleum Engineering, ITB
71
LAMPIRAN
1. PETA LOKASI LAPANGAN a
LOKASI
NORTH
72
2. PETA LOKASI LAPANGAN b
73
3. FLOW DIAGRAM