Identifikasi problem produksi

Problem Produksi

Di dalam memproduksikan fluida reservoir, selalu diusahakan agar sumur tetap berproduksi secara optimum. Menurunnya kapasitas produksi dan laju produksi minyak secara drastis dari suatu sumur minyak merupakan problem produksi. Problem produksi ini harus diidentifikasi secara dini untuk dapat ditangani sebelum problem terjadi maupun setelah terjadi. Penanganan problem produksi yang tepat akan mengembalikan sumur berproduksi dengan kapasitas yang optimum.

Pada prinsipnya problem produksi yang mengakibatkan tidak optimumnya produksi minyak di suatu sumur dapat dikelompokkan menjadi dua kelompok :

A.    Menurunnya produktivitas formasi

-          Problem kepasiran

-          Problem coning baik gas maupun air

B.     Menurunnya laju produksi

-          Problem emulsi

-          Problem scale

-          Problem korosi

-          Problem parafin

Sebab – sebab Problem Produksi

Problem produksi yang terjadi sangat bergantung pada karakteristik batuan reservoir, karakteristik fluida reservoir, dan kondisi reservoir itu sendiri. Oleh karena itu faktor-faktor diatas manjadi acuan untuk mengetahui sebab-sebab terjadinya problem produksi.

 Kepasiran

Sebab – sebab dari terproduksinya pasir  berhubungan dengan :

-       Tenaga pengerukan (drag force), yaitu tenaga yang terjadi oleh aliran fluida dimana laju aliran dan visositasnya meningkat menjadi lebih tinggi.

-       Pengurangan kekuatan formasinya, hal ini sering dihubungkan dengan produksi air, karena melarutkan material penyemen atau pengurangan gaya kapiler dengan meningkatnya saturasi air.

-       Penurunan tekanan reservoir, dengan penurunan ini akan mengganggu sifat penyemenan antar batuan.

Ikut terproduksinya pasir pada operasi produksi menimbulkan problem produksi. Problem produksi ini biasanya berhubungan dengan formasi dangkal berumur tersier yang umumnya batupasir berjenis lepas-lepas (unconsolidated sand) dengan sementasi antar butiran kurang kuat. Hal ini berarti pekerjaan komplesi sumur menjadi perhatian kritis dalam zona-zona kepasiran. Berdasarkan kemudahan pasir ikut terproduksi maka formasi batupasir dibedakan ke dalam tiga jenis sebagai berikut :

1.      Quicksand

Pada formasi jenis ini ikatan antar butiran pasir lemah sehingga mudah bergerak bersama-sama fluida produksi (tersuspensi oleh fluida). Pasir ini ikut terproduksi secara kontinyu dengan kapasitas kepasiran tetap selama kapasitas produksi fluida juga tetap. Ikut terproduksinya pasir jenis ini tidak menyebabkan terjadinya pembesaran lubang di sekitar sumur karena rongga-rongga yang semula ditempati pasir yang ikut terproduksi selalu diisi oleh pasir yang tersuspensi fluida produksi.

2.      Packed Sand

Formasi pasir jenis ini mempunyai bahan penyemen yang sangat sedikit sehingga kekuatan sementasinya sangat lemah dan pasir mudah terproduksi bersama-sama fluida pada kapasitas produksi yang tertentu. Ikut terproduksinya pasir ini menyebabkan rongga-rongga di sekitar lubang perforasi yang semula ditempati oleh pasir yang ikut terproduksi. Pembentukan rongga-rongga ini tidak berlangsung terus karena pada suatu saat terbentuknya lengkungan ketsatbilan pasir (sand arch) di sekitar lubang perforasi yang mampu menahan terproduksinya butiran pasir (Gambar 3.1.). Problem lengkungan kestabilan pasir ini dapat runtuh dalam jumlah yang besar akibat adanya lempung atau lanau yang hampir tidak punya kekuatan rekat sama sekali terhadap butiran pasir.

3.      Friable Sand

Pada formasi pasir jenis ini ikatan antar butirnya nampak cukup kuat tetapi pada kenyataannya butiran pasair dapat tererosi oleh fluida yang terproduksi. Sama halnya packed sand, jenis friable sand bisa menyebabkan terbentuknya rongga-rongga di sekeliling lubang perforasi. Kepasiran berkurang dengan terbentuknya lengkungan pasir dengan kestabilan lemah. Runtuhnya lengkungan pasir menyebabkan kepasiran dalam jumlah besar. Selain kekuatan formasi (kemampuan formasi untuk menahan butiran pasir untuk tetap pada tempatnya) maka faktor lain yang menyebabkan kepasiran adalahsebagai berikut :

1.        Tingginya kapasitas produksi fluida gaya seret fluida yang bekerja pada lengkungan kestabilan pasir juga tinggi. Jika penurunan tekanan telah melewati batas kestabilan  lengkungan pasir, maka lengkungan kestabilan menjadi runtuh. Lengkungan kestabilan yang lebih kecil umumnya lebih kuat

2.        Pertambahan saturasi air menyebabkan gaya kapileritas yang menahan butiran pasir pada lengkungan kestabilan menjadi berkurang atau hilang sama sekali, sehingga lengkungan kestabilan pasir mudah runtuh.

Faktor –faktor yang mempengaruhi rusaknya kestabilan formasi pasir tercakup dalam sifat batuan itu sendiri disamping pengaruh fluida, faktor – faktor tersebut adalah:

1.        Kecepatan aliran;  adalah fungsi penurunan tekanan aliran formasi. Semakin besar aliran fluda, semakin besar pula gaya seret fluida yang bekerja pada busur kestabilan. Dengan membesarnya kecepatan fluida, kestabilan formasi semakin berkurang dan dapat menyebabkan runtuhnya formasi

2.        Sementasi batuan;  faktor sementasi tergantung pada tingkat konsolidasi batuan. Formasi dengan faktor sementasi lebih kecil dari 1,8 merupakan formasi yang tidak stabil dan sering terjadi problem kepasiran pada formasi ini.

3.        Kandungan lempung formasi;  Pada umumnya formasi pasir mengandung lempung sebagai matrik atau semen batuan dan kadar clay lining akan bertambah besar jika diameter pori – pori mengecil. Biasanya lempung mempunyai sifat yang basah air atau water wet, sehingga apabila air bebas melewati formasi yang mengandung lempung akan menimbulkan dua akibat; lempung menjadi lembek dan gaya adhesi dari fluida yang mengalir terhadap material yang dilaluinya akan naik. Akibatnya , butiran pasir cenderung bergerak ke lubang sumur, apabila air formasi mulai terproduksi. Pembengkakan (swelling) lempung menyebabkan ruang pori semakin mengecil, sehingga porositas batuan berkurang. Dengan begitu, permeabilitas akan mengalami penurunan pula.

4.        Migrasi butir – butir halus; butir – butir halus formasi didefinisikan oleh Muecke adalah butir – butir halus yang dapat melewati saringan mesh terkecil, yaitu 400 mesh atau 37 mm, diendapkan sewaktu terbentuknya batuan dan masuk ke dalam formasi pada waktu operasi pemboran dan komplesi sumur. Material padat yang sangat halus ini terdapat di dalam ruang pori – pori sebagai indiidu partikel yang bebas bermigrasi bersama aliran fluida. Dengan ikut terproduksinya partikel ke lubang sumur kemudian ke permukaan dan dianggap sebagai pasir, sedangkan sisanya akan menyumbat pori – pori disekitar lubang sumur. Karena tertutupnya pori – pori akan menyebabkan penurunan permeabilitas dan naiknya gradien tekanan pada busur kestabilan, sehingga gaya akibat aliran semakin tinggi. Penambahan gaya ini menjadi penyebab runtuhnya kestabilan formasi..

Kepasiran dapat menghambat kelangsungan operasi produksi, baik pada sumur atau di permukaan. Kepasiran menimbulkan problem sebagai berikut :

1.        Kapasitas produksi turun dratis akibat naiknya butiran pasir tersuspensi dalam fluida produksi. Faktor lainnya antara lain : tersumbatnya lubang perforasi dan pipa salur di permukaan.

2.        Pembengkokan selubung atau liner akibat terbentuknya rongga-rongga di sekitar lubang perforasi karena pasir terproduksi terus-menerus ke permukaan.

3.        Pengikisan atau erosi pada peralatan produksi di bawah permukaan dan di permukaan pada choke atau di persimpangan pipa salur.

Coning

Terproduksinya air atau gas yang berlebihan tidak hanya menurunkan produksi minyak, tetapi juga dapat mengakibatkan sumur ditutup atau ditinggalkan sebelum waktunya. Selain itu terproduksinya air atau gas yang berlebihan akan menyebabkan proses pengolahan selanjutnya menjadi lebih sulit. Terproduksinya air atau gas berlebihan dapat disebabkan karena:

1.                 Pergerakan air atau posisi batas air – minyak telah mencapai lubang perforasi.

2.                 Pergerakan gas atau batas gas – minyak telah mencapai lubang perforasi.

3.                 Terjadinya water fingering atau gas fingering

1.      Water Coning

Water coning didefinisikan sebagi gerakan vertikal dari air yang memotong bidang perlapisan formasi produktif seperti terlihat dalam Gambar 3.2. Water coning tidak akan memotong penghalang permeabilitas vertikal kecuali pada rekahan alami atau buatan.

Water coning yang tinggi sering terjadi pada reservoir  terumbu karang atau reservoir lain yang memiliki permeabilitas relatif air yang tinggi. Water coning terjadi karena produksi sumur melebihi kondisi aliran kritis sehingga air yang berada di aquifer terikut aliran fluida produksi dan menghambat aliran hidrokarbon ke permukaan.

2.      Gas Coning

Gas coning atau terproduksinya gas secara berlebihan yang berasal dari gas terlarut dalam minyak, tudung gas primer atau sekunder dan aliran gas dari zona gas di atas atau di bawah zona minyak.

      Gambar 3.3. memperlihatkan kelakuan rasio gas/minyak (GOR) dari reservoir minyak berhubungan dengan jenis mekanisme pendorong. Pada reservoir bertenaga dorong gas terlarut terjadi kenaikkan saturasi gas (S_g) akibat penurunan tekanan selama pengambilan minyak. Jika gas terlarut dalam minyak terbebaskan, maka gas mengalir menuju sumur dan menjadi fluida yang paling mobil karena tekanan yang terus-menerus.

Jika tidak ada penghalang permeabilitas vertikal, maka gas mengembang ke dalam interval produktif. Adanya beda tekanan yang tinggi di sumur, maka gas coning terjadi pada sumur yang memiliki perubahan permeabilitas vertikal secara kontinyu. Dalam reservoir berlapis-lapis, aliran gas di atas atau di bawah zona minyak terjadi karena adanya selubung yang pecah, pecahnya semen dan rekahan-rekahan yang berhubungan dengan zona gas.

Emulsi

            Emulsi adalah campuran dua jenis cairan yang tidak dapat campur. Dalam emulsi salah satu cairan dihamburkan dalam cairan lain berupa butiran-butiran yang sangat kecil. Kondisi-kondisi yang menyebabkan terbentuknya emulsi adalah sebagai berikut :

1.      Adanya dua macam zat cair yang tidak saling campur pada kondisi tertentu.

2.      Adanya zat koloid yang membantu terbentuknya emulsi (emulsifying agent).

3.      Adanya agitasi (pengadukan) yang mampu menghamburkan salah satu cairan menjadi tetes-tetes (droplet) dalam cairan yang lainnya.

Emulsi kental memiliki jumlah oksigen droplet yang dihamburkan dalam cairan lebih banyak dan emulsi encer adalah sebaliknya. Emulsi semacam itu ditinjau dari viskositasnya. Sedang berdasarkan fasanya maka emulsi dibagi menjadi dua yaitu :

1.      Air dalam emulsi minyak (water in oil emulsion) jika minyak sebagai fasa eksternal dan air menjadi fasa internal.

2.      Minyak dalam emulsi air (oil in water emulsion) jika sebaliknya.

Kestabilan emulsi merupakan ketahanan emulsi terhadap tenaga yang memecahkan emulsi. Kestabilan emulsi tergantung pada faktor-faktor berikut ini :

1.      Emulsifying agent yang merupakan faktor penentu kestabilan emulsi. Tanpa emulsifying agent tidak akan terjadi emulsi yang stabil karena tenaga emulsifying agent berpengaruh pada kestabilan emulsi.

2.      Viskositas yang merupakan sifat keengganan fluida untuk mengalir. Minyak bervikositas tinggi cenderung menahan butiran air dalam jumlah besar. Minyak bervikositas tinggi membutuhkan waktu yang lebih lama untuk melepaskan droplet air.

3.      Specific gravity (SG) yang merupakan berat zat dalam cairan per satuan volume tertentu. Perbedaan SG yang besar menyebabkan waktu pemisahan emulsi lebih cepat sehingga minyak berat (SG besar, ⁰API kecil) cenderung menyimpan droplet air lebih lama.

4.      Prosentase air yang besar cenderung membentuk emulsi tidak stabil karena droplet per satuan volumenya lebih besar sehingga bisa bergabung menjadi droplet yang lebih besar dan mudah terpisah dari minyak dengan gaya berat sendiri.

Umur emulsi sejalan dengan waktu dimana masih terdapat prosentase air dalam minyak maka emulsi lebih stabil dan sukar diperlakukan.

Pengendapan Scale

            Endapan scale adalah endapan mineral yang terbentuk pada bidang permukaan yang bersentuhan dengan air formasi sewaktu minyak diproduksikan ke permukaan. Timbulnya endapan scale tergantung dari komposisi air yang diproduksikan. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat reaksi pembentukan scale di bawah ini :

1.      BaCl₂ + Na₂SO₄            BaSO₄ + 2 NaCl scale barium sulfat dengan air tak kompatibel.

2.      SrCl₂ + MgSO₄      SrSO₄ + MgCl₂ scale strontium sulfat dengan air tak kompatibel.

3.      CaCl₂ + Na₂SO₄         CaCO₄ + 2 NaCl scale gipsum dengan air tak kompatibel dan supersaturasi.

4.      2 NaHCO₃ + CaCl₂        CaCO₃ + 2 NaCl + CO₂ + H₂O scale kalsium karbonat dengan air tak kompatibel.

5.      Ca(HCO₃)₂       CaCO₃ + CO₂ + H₂O scale kalsium karbonat dengan supersaturasi sampai terjadi penurunan tekanan, panas dan adanya agitasi.

Air mempunyai kemampuan yang terbatas untuk mempertahankan komponennya yang terdiri dari ion-ion agar tetap dalam larutan air. Jika kelarutan ion terlampaui maka komponen menjadiu terpisah dari larutan sebagai padatan, dan membentuk endapan scale.

Sebab-sebab terjadinya endapan scale antara lain :

1.      Air tak kompatibel

Air tak kompatibel adalah bercampurnya dua jenis air yang tak dapat campur akibat adanya kandungan dan sifat kimia ion-ion air formasi yang berbeda. Jika dua macam air ini bercampur maka terjadi ion-ion yang berlainan sifat tersebut sehingga menyebabkan terbentuknya zat baru tersusun atas kristal-kristal atau endapan scale.

2.      Penurunan tekanan

Selama produksi terjadi penurunan tekanan reservoir akibat fluida diproduksikan ke permukaan. Penurunan tekanan ini terjadi pada formasi ke dasar sumur, ke permukaan dan dari kepala sumur ke tangki penimbun. Adanya penurunan tekanan ini, maka gas CO₂ jadi terlepas dari ion-ion bikarbonat. Pelepasan CO₂ menyebabkan berubahnya kelarutan ion yang terkandung dalam air formasi sehingga mempercepat terjadinya endapan scale.

3.      Perubahan temperatur

Sejalan dengan berubahnya temperatur (ada kenaikkan temperatur ) terjadi penguapan, sehingga terjadi perubahan kelarutan ion yang menyebabkan terbentuknya endapan scale. Perubahan temperatur ini disebabkan oleh  penurunan tekanan .

4.      Faktor-faktor lainnya

Agitasi menyebabkan terjadinya turbulensi aliran, sehingga endapan scale lebih cepat terbentuk. Semakin lama waktu kontak semakin besar pula endapan scale yang terbentuk. Semakin besar pH larutan mempercepat terbentuknya endapan scale.

Pengendapan Parafin dan Aspal

            Terbentuknya endapan parafin dan aspal disebabkan oleh perubahan kesetimbangan fluida reservoir akibat menurunnya kelarutan lilin dalam minyak mentah. Pengendapan yang terjadi pada sumur produksi dipengaruhi oleh kelarutan minyak mentah dan kandungan lilin dalam minyak. Kristal-kristal lilin yang menjarum berhamburan dalam minyak mentah saat berbentuk kristal-kristal tunggal. Bahan penginti (nucleating agent) yang terdapat bersama-sama dengan kristal lilin dapat memisahkan diri dari larutan minyak mentah dan membentuk endapan dalam sumur produksi.

            Penyebab utama terbentuknya endapan parafin dan aspal adalah penurunan tekanan karena kelarutan lilin dalam minyak mentah menurun saat menurunnya temperatur. Adanya gerakan ekspansi gas pada lubang perforasi dan di dasar sumur dapat menyebabkan terjadinya pendinginan atau penurunan temperatur sampai di bawah titik cair parafin, sehingga timbul parafin dan aspal. Terlepasnya gas dan hidrokarbon ringan dari minyak mentah bisa menyebabkan penurunnan kelarutan lilin, sehingga terbentuk endapan parafin dan aspal. GOR yang tinggi dapat mempercepat terbentuknya endapan parafin dan aspal.

Korosi

            Problem korosi timbul akibat adanya air yang berasosiasi dengan minyak dan gas pada saat diproduksikan ke permukaan. Air bersifat asam atau garam, atau keduanya dan kecenderungan mengkorosi logam yang disentuhnya. Besi umumnya mudah bersenyawa dengan sulfida dan oksigen, sehingga korosi yang dihasilkan berupa feri oksida. Untuk itu adanya anggapan bahwa korosi merupakan reaksi antara besi dengan oksigen atau hidrogen sulfida sebagai berikut :

                        4 Fe⁺⁺⁺  +  3 O₂                  2 Fe₂O₃       (karat)

                        Fe⁺⁺  +  H₂S                        FeS  +  H₂   (karat)

Besi tidak bisa bereaksi dengan oksigen kering atau hidrogen sulfida kering pada temperatur biasa karena korosi hanya dapat terjadi jika ada air.

            Korosi sebenarnya merupakan proses elektrokimia yaitu proses listrik yang terjadi setelah reaksi kimia dan disebabkan oleh kandungan garam dan asam dalam air. Jika ada dua permukaan logam berbeda muatan listrik maka terjadi aliran listrik melalui air.

            Korosi pada logam dapat dapat disebabkan oleh beberapa hal, yaitu :

1.      Pengaruh komposisi logam, dimana setiap logam yang berbeda mempunyai kecenderungan yang berbeda terhadap korosi.

2.      Pengaruh komposisi air, dimana pengkaratan oleh air akan meningkat dengan naiknya konduktivitas. Disamping itu pengkaratan oleh air juga akan meningkat dengan menurunnya pH air.

3.      Kelarutan gas, dimana oksigen, karbon dioksida atau hidrogen sulfida yang terlarut didalam air akan menaikkan korosivitas secara drastis. Gas yang terlarut adalah sebab utama problem korosi.

Identifikasi Problem Produksi

Untuk mengetahui problem produksi, perlu dilakukan identifikasi problem produksi tersebut, dalam usaha pencegahan dan penanggulangannya. Sehingga bila terjadi penurunan kapasitas produksi dari sumur minyak, maka segera dapat dilakukan penanggulangan. Usaha penanggulangan problem produksi secara tepat akan mengembalikan produksi sumur menjadi berproduksi dengan kapasitas optimum.

Problem produksi yang mengakibatkan tidak optimumnya minyak yang diproduksikan di suatu sumur, yaitu pertama menurunnya produktifitas formasi. Pengidentifikasian problem produksi ini bertumpu pada reservoar dan masalahnya. Macam problem yang menyebabkan menurunya produktifitas formasi, antara lain; problem kepasiran, problem produksi air dan gas berlebihan, invasi cairan dan invasi padatan. Kedua, menurunnya laju produksi. Pengidentifikasian problem produksi yang kedua ini dititikberatkan pada material produksi. Akibat yang ditimbulkan lebih luas, tidak hanya di formasi tetapi juga dapat berlanjut sampai ke permukaan, bahkan sampai ke refinery (pengilangan). Problem ini meliputi: problem emulsi, problem scale, problem korosi, problem parafin.

Identifikasi problem produksi secara visual dilakukan di permukaan dengan cara mengamati laju produksi yang tercatat pada meter aliran. Penurunan laju produksi secara drastis memberikan informasi adanya problem produksi pada sumur. Analisa BS&W (Basic Sediment & Water) yang diambil di kepala sumur, choke manifold dan keluaran separator juga dapat mengidentifikasikan adanya problem produksi. Telah diketahui bahwa hasil analisa BS&W (dalam persen) bisa memberikan informasi tentang jumlah sedimen/padatan dalam minyak mentah berhubungan kepasiran atau air formasi yang mengandung bahan-bahan pembentuk endapan scale, gas-gas korosif dan bahan emulsi. Analisa lanjutan adalah analisa fluida reservoir (uji PVT) di laboratorium untuk mendapatkan sifat fisik fluida.

Uji produksi menghasilkan data laju produksi untuk masing-masing fasa yaitu laju produksi minyak (Q_o), air (Q_w) dan gas (Q_g), sehingga identifikasi problem produksi seperti water atas gas coning dapat dilakukan dengan mengamati rasio gas/minyak (GOR), kadar air (WC) dan rasio air/minyak (WOR).

Uji produksi adalah kegiatan produksi sumur yang dilakukan secara rutin. Choke manifold atau orifice digunakan dalam uji produksi untuk mendapatkan data laju produksi gas. Laju produksi minyak diperoleh dari separator atau tangki pengumpul. Sedangkan basic sediment and water (BS dan W) didapatkan melalui centrifuge.

A.    Peralatan Produksi

Peralatan uji produksi di permukaaan antara lain : choke manifold, separator, tangki pengumpul dan centrifuge yang dipakai untuk mengukur besaran-besaran produksi.

1.      Choke Manifold

Choke manifold mempunyai dua fungsi yaitu :

a). Mengatur aliran dari wellhead. Untuk keperluan ini choke manifold memiliki tiga cabang yaitu :

-        Manifold baypass (tengah) digunakan untuk mengalirkan fluida pada saat clean up period.

-        Choke  manifold  (kiri dan kanan)  digunakan  untuk mengatur  kapasitas aliran fluida yang masuk separator pada saat flowing period dengan mengganti-ganti ukuran-ukuran choke yang telah dipersiapkan. Penggantian ukuran choke menyebabkan perubahan tekanan dan temperatur kepala sumur (FWHP dan FWHT).

b).  Menutup  aliran  fluida  dari  wellhead  bila  diperlukan.  Misalnya  untuk    memperoleh data tekanan dan temperatur di kepala sumur pada  waktu tutup sumur (SWHP dan SWHT).

2.      Separator

Fungsi utama separator adalah untuk memisahkan gas, minyak dan air yang datang dari sumur minyak atau gas, sehingga dapat dilakukan pengukuran data laju produksi gas, minyak dan air. Laju produksi dapat berubah jika ukuran choke yang dipasang di manifold dirubah. Bentuk separator ada tiga macam yaitu : vertikal, horisontal dan sferikal.

3.      Tangki Pengumpul

Tangki pengumpul digunakan untuk menampung minyak dan air yang keluar dari separator-separator dengan maksud untuk mengambil tambahan sampel fluida, jika oil meter atau water meter tidak berfungsi dengan baik untuk mengukur laju produksi minyak atau air dan untuk kepentingan kalibrasi kapasitas minyak atau air dan untuk kepentingan kalibrasi kapasitas minyak atau air dapat ditentukan pada tangki pengumpul. Caranya dengan mengukur waktu yang dibutuhkan untuk pengisian satu satuan tangki pengumpul yang sudah diberi tanda (misalnya 1 bbl) kemudian dilakukan perhitungan kapasitas produksinya.

B. Laju Produksi Minyak, Gas dan Air

Laju produksi dari sumur bisa terdiri dari tiga macam yaitu laju produksi minyak, gas dan air. Besarnya ketiga laju produksi sangat penting dalam uji produksi. Laju produksi minyak (Q_o)  ditentukan  dengan   persamaan   sebagai berikut :

               ....................................................(3-1)

dimana 

Q_o        = Laju Produksi minyak pada keadaan standart, STBO/d.

F_m        = Koefisien oil meter.  Ditentukan  dari   kalibrasi   oil   meter   dan

   umumnya diambil F_m = 1.

K         = Koreksi volume ke temperatur standart (60⁰F).

S_hr        = Faktor penyusutan minyak. Ditentukan dari shrinkage meter.

BSW   = Basic sediment and water. Ditentukan dengan centrifuge.

DR       = Selisih pembacaan oil meter, bbl untuk interval DT.

DT       = Interval waktu alir, jam.

            Untuk mengukur minyak bersih memakai meteran aliran, maka faktor meteran harus ditetapkan dulu melalui kalibrasi. Jika meteran dengan kompresator temperatur dan gravity otomatis, maka pembacaan sudah dikonversikan untuk

volume minyak pada 60⁰F.

Laju produksi air (Q_w) dihitung dengan persamaan sebagai berikut :

                

Laju produksi gas (Q_g) dihitung berdasarkan pembacaan tekanan, temperatur, gas gravity dan ukuran jepitan atau orifice yang digunakan :

1.      Perhitungan melalui jepitan (di kepala sumur) untuk temperatur alir dan gas gravity diketahui :

   ............................................................................(3-3)

2.      

Perhitungan melalui jepitan untuk temperatur alir dan gas gravity tidak diketahui :

      

dimana :

Q_g        = laju produksi gas, MSCF/d.

C         = Koefisien jepitan.

P          = Tekanan masuk, psi.

g_g            = Specific gravity gas.

T          = Temperatur alir, ⁰R (T⁰R = 460 + T⁰F).

3.      Perhitungan melalui orifice meter (di separator )

          ................................................................(3-5)

dimana :

Q_g  = Laju produksi gas pada kondisi reservoir, cuft/d

C¹  = Konstanta  aliran  orific.   Yaitu  kapasitas  aliran  dalam cuft/jam

pada kondisi reservoir jika pressure extension,.

h_w  = Beda tekanan, in. Udara.

P_f   = Tekanan statik, psi.

Harga C¹ dapat diperoleh  dari  hasil  kali beberapa faktor yang dinyatakan

sebagai berikut :

                                          ........................................(3-6)

dimana :

F_b  = Faktor dasar aliran orific.

F_r   = Faktor bilangan Reynolds.

                           ............................................................................(3-7)

Y  = Faktor ekspansi.

F_pb = Faktor tekanan dasar sumur.

F_tb = Faktor temperatur dasar sumur.

                         ........................................................................................(3-8)

T_b = Temperatur dasar sumur absolut.

F_g  = Faktor specific gravity gas.

F_tf = Faktor temperatur alir gas yang diukur bukan pada 600F.

                         ........................................................................................(3-9)

T_f   = Temperatur alir absolut sebenarnya.

F_m = Faktor meteran (hanya alat ukur jenis merkuri).

F_pv                = Faktor superkompressibilitas.

C.      Gas Oil Ratio, Water Oil Ratio dan Gas Liquid Ratio

Selama berlangsungnya produksi terjadi penurunan tekanan reservoir terus-menerus. Setelah melewati tekanan titik gelembung maka gas yang semula terlarut dalam minyak terbebaskan. Gas yang terbebaskan ini ikut terproduksi bersama minyak. Rasio gas/minyak (GOR) adalah perbandingan gas bebas atau gas terlarut dalam minyak dan gas tanpoa adanya air yang ikut terproduksi, maka minyak dan gas ikutan mengalir bersama-sama ke permukaan. Secara matematis, GOR dinyatakan sebagai perbandingan antara laju produksi gas (Q_g) dan laju produksi minyak (Q_o) dalam kondisi reservoir sebagai berikut :

                ..........................................................................(3-10)

Untuk menyatakan kondisi permukaan, maka Persamaan 3-26 berubah menjadi :

                   ..................................................(3-11) dimana :

GOR   = R_s = Rasio gas/minyak pada kondisi reservoir, SCF/STB.

Q_g        = Laju produksi gas, cuft/d.

Q_o        = Laju produksi minyak, bbl/d.

k_g         = Permeabilitas efektif gas, md.

k_o         = Permeabilitas efektif minyak, md.

m_g         = Viskositas gas, cp.

m_o         = Viskositas minyak, cp.

(GOR)_PERMUKAAN  =  R_P  = GOR Produksi, SCF/STB.

B_o        = Faktor volume formasi minyak, bbl/STB.

B_g        = Faktor volume formasi gas, cuft/SCF.

Untuk P_s di atas P_b, maka produksi fluida belum menghasilkan gas bebas sehingga harga GOR sama dengan keluaran gas dalam minyak mula-mula (R_si). Dengan naiknya produksi kumulatif, maka P_s sampai di bawah P_b dan gas bergerak ke permukaan sehingga S_g sumur naik dan k_o turun, yang selanjutnya menaikkan GOR produksi.

Rasio air/minyak (WOR) adalah perbandingan antara laju produksi air (Q_w) terhadap laju produksi minyak (Q_o). Jika reservoir berproduksi minyak dan air tanpa adanya gas yang ikut terproduksi, maka minyak dan air mengalir bersama-sama ke permukaan. Pada kondisi reservoir   besarnya WOR dapat ditulis sebagai berikut :

               ..........................................................................(3-12)

Untuk kondisi permukaan WOR dinyatakan sebagai berikut :

                    ..........................................................................(3-13)

dimana harga faktor volume formasi air (B_w) = 1.0 bbl/STB.

            Jika aliran minyak yang bercampur dengan air dan gas, maka diturunkan persamaan rasio gas/cairan (GLR). GLR didefinisikan sebagai perbandingan antara laju produksi gas (Q_g) dan laju produksi cairan total (Q_o + Q_w). Persamaan GLR dinyatakan sebagai berikut :

                      ......................................(3-14)

dimana m_w = viskositas air (cp) dan k_w = permeabilitas efektif air (md) dan         B_w = 1.0 bbl/STB.

D.      Basic Sediment and Water

Penentuan kadar air dan sedimern (BS & W) dari minyak mentah dilakukan memakai centrifuge yang terdiri dari centrifuge, centrifuge tube 100 ml dan transformer. Sampel BS & W diambil di kepala sumur, choke manifold atau keluaran separator jika dimungkinkan.

Caranya adalah sebagai berikut :

1.      Mengambil 100 ml sampel minyak dari kepala sumur sebanyak 4 kali.

2.      Memasukkan sampel ke dalam centrifuge tube dalam posisi berpasangan.

3.      Centrifuge tube dimasukkan ke dalam centrifuge.

4.      Menghubungkan centrifuge dengan trnasformer.

5.      Mengatur timer dalam 10 menit.

6.      Mengatur regulator pada posisi 0 dan membaca putaran tiap menit (rpm).

7.      Setelah berhenti, mengambil centrifuge tube dan melaporkan BS & W dalam prosen.

8.      Jika minyak berelmusi tinggi, maka sampel ditambahkan emulsion breaker 3 tetes.

Informasi yang bisa didapatkan dari analisa BS & W adalah identifikasi kandungan sedimen/padatan dalam minyak mentah, emulsi, korosi & scale.

E.  Identifikasi Water Cut

            Identifikasi water cut pertama kali dengan mengamati kelakuan kurva log resistivitas, baik kurva resistivitas induksi dalam (R_pd) dan mikrosferikal (R_MSFL) ditunjang dengan log porositas densitas-netron dan kurva gamma ray. Kurva resistivitas mendefinisikan keberadaan air yang memiliki konduktivitas tinggi (beresistivitas rendah) dari pembacaan kurva R_pd < R_MSFL. Kurva densitas dan netron menunjukkan harga yang tinggi, karena air berdensitas tinggi dan banyak mengandung atom hidrogen minyak. Kurva gamma ray mendefinisikan lapisan porus dan permeabel berkandungan air dan minyak.

            Identifikasi selanjutnya dilakukan dengan uji produksi melalui pengukuran laju produksi air dan laju cairan total. Water Cut (WC) didefinisikan sebagai perbandingan antara laju produksi air (Q_w) dan laju propduksi cairan total (Q_o + Q_w) dan dinyatakan sebagai berikut :

                    ..................................................(3-15)

dimana : B_w = 1.0 bbl/STB.

Identifikasi Kepasiran

Problem kepasiran terjadi akibat rusaknya kestabilan dari ikatan butir-butir pasir yang disebabkan oleh adanya gaya gesekan serta tumbukan yang ditimbulkan oleh suatu aliran dari fluida dimana laju aliran yang terjadi melampaui batas maksimum dari laju aliran kritis yang diperbolehkan, sehingga butiran-butiran pasir akan ikut terproduksi bersama-sama minyak ke permukaan.

Butiran - butiran  pasir yang terkumpul di dalam suatu sistem akan membentuk suatu ikatan antar butiran itu sendiri dalam suatu ikatan sementasi yang mana ikatan sementasi tersebut membuat butiran-butiran itu pasir bersatu dan kuat. Semakin besar harga faktor sementasi yang didapat, maka akan semakin kuat ikatan antar  butiran – butiran pasir yang ada dan semakin terkonsolidasi, demikian juga sebaliknya semakin rendah harga faktor sementasi, semakin rendah tingkat konsolidasinya, dan akhirnya butiran  - butiran pasir tersebut akan mudah lepas.

Harga faktor sementasi ini dapat diketahui dari analisa yang dilakukan pada core yang didapatkan dan analisa tersebut merupakan analisa core spesial yang merupakan rangkaian dari suatu penilaian formasi. Dimana merupakan harga faktor sementasi yang diperoleh dapat digunakan untuk mengidentifikasikan adanya kemungkinan problem kepasiran, semakin kecil faktor sementasi yang diperoleh maka semakin besar kemungkinan problem kepasiran terbentuk.

Archie mengemukakan suatu persamaan yang meupakan hubungan antara porositas, faktor sementasi dan faktor formasi, yang dapat digunakan untuk menentukan sementasi batuan, ini ditunjukkan dalam persamaan :

          ..………………………………………………………(3-16)

     ..………………………………………………………(3-17)

dimana ;

F          = faktor formasi

f          = porositas batuan

m         = faktor sementasi

R_o           = resistivitas batuan dengan saturasi 100% air

R_w        = resistivitas air formasi

Tabel III – 1

Faktor Sementasi untuk Berbagai Jenis Batuan

Litologi	Harga m
Batupasir Loose uncemented sand Slightly cemented sand Moderatly cemented sand Well – cemented sand Batugamping Moderatly porous limestone Some oolitic limestone	1,3 1,3 – 1,7 1,7 – 1,9 1,9 – 2,2 2 2,8

3.1.1.      Identifikasi Coning

Produksi air atau gas yang berlebihan sebelum waktunya merupakan indikasi terjadinya water / gas coning dan water / gas fingering. Oleh karena itu sejak awal produksi, sumur sudah harus diperhatikan kemungkinan – kemungkinan penanggulangannya.

Penyebab water / gas coning adalah adanya zone air / gas yang cukup besar dibawah maupun diatas zone minyak. Untuk mengidentifikasi suatu sumur akan mengalami water / gas coning perlu diketahui antara lain:

a. Jenis Reservoir

Misalnya reservoir water drive untuk kasus water coning dan reservor gas cap drive untuk kasus gas coning. Sedangkan data untuk mengetahui jenis reservoir tersebut diperoleh dari data eksplorasi.

b. Karakteristik Reservoir

Data karakteristik reservoir meliputi:

-          Ketebalan zone minyak, yang diperoleh dari logging

-          Permeabilitas efektif minyak dari arah vertikal dan horisontal, diperoleh dari analisa inti batuan.

-          Massa jenis minyak, air dan gas, diperoleh dari analisa fluida reservoir.

-          Faktor volume formasi dan viskositas fluida, yang diperoleh dari FVT.

Dari data diatas maka dapat dihitung kapasitas produksi kritis. Dengan perhitungan tersebut dapat diperkirakan kapan sumur tersebut akan memproduksi air atau gas.

Penyebab dari water atau gas fingering karena adanya perbedaan permeabilitas pada reservoir berlapis. Data yang perlu diketahui untuk mengidentifikasi problem ini adalah:

a. Karateristik Reservoir meliputi :    

-       Densitas air, gas, dan minyak , yang diperoleh dari analisa fluida reservoir.

-       Tebal reservoir dan jari – jari lubang bor, diperoleh dari logging.

-       Jari – jari pengurasan, diperoleh dari test sumur

-       Permeabilitas efektif minyak, diperoleh dari analisa inti batuan.

-       Viscositas, yang diperoleh dari FVT

b. Jenis Reservoir

c. Kondisi Reservoir

    - Tekanan, diperoleh dari well test.

            Dengan menempatkan perforasi dan menggunakan laju aliran yang sesuai, tentunya diharapkan problem ini dapat dihindari semaksimal mungkin.           

Identifikasi Emulsi

Jenis water in oil  emultion jika dibandingkan dengan oil in water emultion lebih sering terjadi dan ditemui di lapangan. Karena sering ditemukan, maka untuk mengidentifikasikan ada tidaknya emulsi tersebut dapat digunakan salah satu cara yaitu berupa analisa fluida hidrokarbon yang dilakukan di laboratorium. Adapun metode yang digunakan adalah “ Dean and Stark Methode “, ini merupakan pengidentifikasian problem emulsi secara tidak langsung

Sedangkan identifikasi secara langsung dapat dilihat dari hasil production test yang berupa yang berupa water oil ratio (WOR). Dari WOR tersebut dapat dilihat bahwa semakin besar harga WOR maka makin besar pula kandungan air dalam minyak, maka tendensi untuk timbulnya emulsi menjadi makin besar. Disamping itu dari tipe tenaga pendorong air (water drive mechanism) juga dapat menimbulkan emulsi karena semakin banyak air yang ikut terproduksi sejalan dengan produksi jika dibandingkan dengan minyak yang ada.

Pada analisa fluida formasi tadi harga standar yang diijinkan untuk perbandingan antara air dengan minyak berkisar antara 2 – 3%. Diatas ataupun dibawah harga standart tersebut dapat menyebabkan kemungkinan timbulnya emulsi, baik itu water in oil emultion maupun oil in water emultion

Identifikasi Endapan Scale

Identifikasi problem dapat dilakukan dari air formasi yang diambil dari production test. Identifikasi ini dilakukan dengan mengadakan perhitungan kelarutan.

Perhitungan kelarutan dapat digunakan untuk meramalkan pembentukan beberapa scale. Perhitungan tersebut mengindikasikan derajat dan scaling tendensi (kecenderungan pembentukan scale). Harga yang didapat dari prosedur perhitungan sebaiknya diambil hanya sebagai petunjuk karena anggapan yang mempermudah telah dibuat pada penurunan setiap persamaan. Sedangkan kelarutan pada air alamiah adalah gejala yang komplek. Apabila ditemukan sumber air yang menunjukkan gejala scaling maka harus dihindari atau melakukan treatment. Begitu pula harus dihindari tercampurnya air yang analisa komposisinya menunjukkan kecenderungan pengendapan scale. Berikut akan diuraikan perhitungan kelarutan calsium carbonat, calsium sulfat, dan barium sulfat.

a.         Perhitungan calcium carbonat

Metode yang dipakai adalah metode Stiff dan Davis sebagai perluasan metode Langelier. Indeks kelarutan dari Langelier dikembangkan untuk memperkirakan pembentukan scale CaCO₃ dari fresh water oleh Stiff dan Davis untuk digunakan dalam analisa air formasi.

Persamaan empirisnya adalah sebagai berikut:

SI        = pH – pHs                 ……………………………………….(3-18)

pHs      = K – p Ca – p Alk     ……………………………………….(3-19)

SI        = pH – K – p Ca – p Alk        ……………………………….(3-20)

Dimana :

SI        = Scaling indeks. Jika SI berharga (-), air dibawah kejenuhan dan       scale tidak terbentuk.

            pH       = pH air sebenarnya

K                     = konstanta yang merupakan fungsi komposisi, salinitas dan temperatur air. Harga K didapat dari hubungan grafik dengan ionic strength dan temperatur air.

Ionic Strength adalah :

m        =  ½ (c₁z₁²  +  c₂z₂²  +  c₃z₃²  +  ………..  c_nz_n²)

c     =  Konsentrasi ion dalam mole/1000 gr air

z     =  Valensi ion

Dimana total alkalinity  =  CO₃^2-  +  HCO₃^-

            Dalam menghitung kelarutan Kalsium Carbonat dengan cara ini, kita harus mengetahui pH, temperatur air dan konsentrasi ion-ion : Na⁺, Ca⁺⁺, Mg⁺⁺, Cl^-, CO₃^2-, HCO₃^-, dan SO.

Sangat penting bahwa pH CO₃^2- dan HCO₃^- diukur di lapangan segera setelah contoh diambil, karena parameter ini berubah sangat cepat setelah sampling. Perhitungan yang akurat tidak bila diperoleh di laboratorium.

Harga K adalah fungsi dari ionis strength dan chart untuk menentukan p Ca dan p Alk yang didapat dari grafik (Lampiran).

Hasil dari perhitungan dapat disimpulkan sebagai berikut :

1.      Hasil SI negatif, maka air tidak jenuh dengan CaCO₃ dan scale tidak terbentuk.

2.      Hasil SI positif, maka air diatas kejenuhan CaCO₃ dan terdapat indikasi terbentuknya scale.

3.      Hasil SI nol, maka air pada titik kejenuhan.

b.    Perhitungan kelarutan Calcium Sulfate (Gypsum)

Metode yang digunakan adalah Metode Skillman, McDonald dan Stiff. Metode ini banyak digunakan untuk memperkirakan kelarutan Gypsum di lapangan minyak pada temperatur diatas 80^oC.

Metode ini didasarkan pada penguykuran kelarutan thermodinamika dan mempunyai dasar teoritis sebagai berikut :

           ..………………………………………(3-21)

Dimana :

S  = Kelarutan gypsum hasil perhitungan (meq/l)

K = Konstanta yang merupakan fungsi komposisi air dan temperatur yang disebut Solubility Product Constant (konstanta hasil kelarutan). Harga K didapat dari grafik korelasi dengan ionic strength seperti halnya pada CaCO₃. k sebagai fungsi ionic strength diberikan pada lampiran.

X  = Kelebihan konsentrasi ion dalam grol/liter. Ini adalah perbedaan konsentrasi ion Calcium dan Sulfate.

Data yang sama diperlukan dalam perhitungan ini seperti halnya pada perhitungan SI. Perhitungan kelarutan gypsum (ml/l) dibanding dengan konsentrasi aktual Ca⁼⁼ dan SO₄^2- yang terdapat di dalam air.

Jika S lebih kecil dari yang terkecil dari kedua konsentrasi (Ca⁺⁺ dan SO₄^2-) maka scale gypsum akan terbentuk. Jika S lebih besar maka air tidak dijenuhi oleh gypsum dan scaling tidak mungkin terbentuk.

c.    Perhitungan kelarutan Barium Sulfate

Kita dapat mempekirakan kelarutan Ba­­SO₄ dalam air yang mengandung ion sodium dan chlorida yang agak dominan dan ion calcium yang sangat kecil, tetapi hal tersebut tidak begitu penting karena kelarutan BaSO₄ sangat terbatas sehingga adanya ion Ba⁺⁺ dan SO₄⁼ menujukkan kemungkinan terbentuknya scale.

Pembentukan scale dan plugging di sumur injeksi sering diakibatkan oleh bercampurnya dua atau lebih air yang sesungguhnya tidak boleh digabungkan (incompatible). Bila air tersebut dialirkan sendiri-sendiri maka tidak akan menyebabkan problem scale, tetapi bila digabungkan akan terjadi reaksi antara ion-ion yang terlarut dari masing-masing air dan membentuk endapan.

Sebagai contoh : adalah salah bila mencampur air yang mengandung banyak ion Ba⁺⁺ dan air yang mengandung banyak ion SO₄⁼, karena endapan BaSO₄ akan terbentuk.

Situasi akan menjadi rumit bila lebih dari dua air yang bercampur. Mencampurkan dua atau lebih air yang incompatible dipermukaan tidak dianjurkan digunakan untuk sumur injeksi.

Problem lain akan timbul jika air injeksi tidak compatible dengan air formasi. Tetapi hanya sedikit plugging yang disebabkan oleh hal tersebut pada sumur injeksi, karena hanya sedikit daerah kontak air injeksi dan formasi. Problem yang serius timbul sesudah air injeksi menerobos (breaktrough) ke sumur produksi dimana kesempatan air untuk kontak semakin besar, sehingga semakin banyak air injeksi yang terproduksi dan akan semakin banyak pembentukan scale (di daerah produksi).

            Kompabilitas dari air yang bercampur dapat diperkirakan dengan perhitungan atau dengan percobaan. Penentuan dengan percobaan lebih dapat dipercaya apabila contoh air yang akan bercampur ada.

Perhiyungan kelarutan yang dilakukan adalah:

1.      Analisa air yang akan dicampur

2.      Hitung komposisi anion dan kation untuk beberapa perbandingan percampuran yang mungkin terjadi

3.      Hitung kecenderungan pengendapan scale

Sedangkan pengetesan kompabilitas air adalah sebagai berikut: Air contoh yang akan dicampur di saring untuk menghilangkan padatan yang tersuspensi dan kemudian dicampur pada berbagai macam perbandingan, kemudian diamati apakah menimbulkan endapan atau tidak.

Identifikasi Endapan Parafin dan Aspal

Masalah endapan parafin pada prinsipnya terjadi karena sifat yang dimiliki oleh minyak yang diproduksikan, yaitu berkaitan dengan komposisi minyak, dimana komposisi minyak tersbut dapat mempengaruhi harga titik kabut (cloud point) dan titik tuang (pour point) dari minyak yang bersangkutan

Pada umumnya endapan parafin terjadi bila minyak yang diproduksikan banyak mengandung komponen berat (C₁₈  - C₃₈) atau biasa disebut minyak berat, dengan demikian dapat dikatakan bahwa minyak berat sering menimbulkan endapan parafin. Selain itu parafin dapat juga terbentuk jika temperatur minyak lebih rendah dari pour dan cloud pointnya.

Kemungkinan terbentuknya endapan parafin dapat diidentifikasikan dari analisa drilling log pada contoh cutting yang didapatkan dari analisa tersebut dapat diperkirakan jenis hidrokarbon yang ada apakah termasuk minyak berat atau minyak ringan.

Selain dari analisa drilling log endapan parafin dapat juga diidentifikasikan dari analisa air formasi yang dilakukan di laboratorium yang berupa uji harga pour point dan cloud point dari minyak yang ada, dimana endapan parafin akan terbentuk pada temperatur yang lebih rendah dari pour point serta cloud point-nya.

Dengan demikian identifikasi problem endapan parafin dapat dilakukan dari data yang didapat dari penilaian formasi seperti drilling log dan analisa air formasi.

Identifikasi Korosi

Ada beberapa cara yang digunakan untuk mengidentifikasi adanya problem korosi, yaitu :

1.    Pemeriksaan secara langsung

Pada metode ini peralatan yang digunakan diperiksa secara langsung kerusakan yang terjadi akibat adanya korosi. Metode ini memang mudah dan sederhana, tetapi tentu saja pemeriksaannya hanya terbatas pada peralatan yang terlihat oleh mata, sedang bagian dalam peralatan digunakan peralatan tersendiri.

a. Caliper Survey

Caliper survey dilakukan untuk memeriksan bagian dalam tubing atau casing. Cara ini sangat berguna untuk mengetahui area kerusakan akibat korosi.

b.    Casing Thickness Log

     Disini digunakan suatu alat untuk mengukur ketebalan casing. Jika logam yang hilang dari bagian dalam casing diukur dengan caliper log, maka kehilangan logam pada bagian luar casing dapat diperkirakan dari data thickness log.

c. Mengukur Kehilangan Logam dengan Coupons

     Disini sepotong logam (coupon) disisipkan ke dalam sistem untuk suatu waktu tertentu. Sebelumnya logam tersebut ditimbang dahulu. Dengan demikian dapat ditentukan jumlah logam yang hilang, masa jenis logam dan waktu yang diperlukan. Laju korosi biasa dinyatakan dalam mils per year (MPY).

    

     

     Adapun satuan yang biasa digunakan untuk menyatakan derajat korosi adalah:

     Laju korosi <   5 MPY ; korosi ringan

     Laju korosi      5 MPY ; korosi sedang

     Laju korosi    15 MPY ; korosi berat

2.    Pemeriksaan secara tidak langsung

Mengetahui korosi secara tidak langsung yaitu dengan mengadakan analisa air formasi, hal ini dimaksudkan untuk:

1. Memperkirakan adanya korosi dengan menentukan kadar O₂, H₂S, CO₂ dalam air yang diproduksikan.
2. Mengetahui efektifitas inhibitor dengan jalan menentukan kadar besi dalam fluida yang diproduksikan sebelum dan sesudah pemakaian inhibitor.

3.    Pengukuran ketebalan metal dari satu sisi

Dengan menggunakan audio gauge dan penetron dapat mengukur ketebalan pipa dan dinding tangki hanya dari satu sisi sisi saja. Audio gauge mengukur kecepatan suara dalam metal sedangkan penetron mengintensitaskan sinar gamma yang dihamburkan oleh metal.