EVALUASI PERMASALAHAN SCALE SUMUR  SA-33, SA-101, SA-104 DAN SA-108 DI PT. PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RAMBA
Diky Pranondo 1 , Syahrial Agusandi 2
1,2) Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas, Jurusan Teknik Perminyakan Politeknik Akamigas Palembang Email : diky_coolboy@yahoo.com

## Abstrak
Scale adalah suatu problema yang umum dijumpai pada operasi lapangan migas. Scale adalah problema produksi dalam  sistim  air,  karena  perubahan  tekanan,suhu  dan  pH  sehingga  membentuk  endapan  atau  padatan  baik  di reservoir ataupun sepanjang pipa alir produksi minyak dan gas bumi. Untuk mengetahuinya dengan cara analisa air formasi.Dalam penelitian ini untuk menentukan Evaluasi Permasalahan Scale menggunakan beberapa metode, yaitu  analisa  Inflow  Performance  Relationship  (IPR).  Analisis  Skin,  dan  Analisa  Scale  dengan  menggunakan metoda Stiff and Davis, Langlier dan Ryznar.Hasil dari seluruh analisis didapatkan ketentuan dari tiap-tiap metode penelitian berupa, pada sumur SA-25 Q aktual 2464,5 kondisi ideal 95534,4 nilai skin 9,30 lalu scale index + 0,74 Sumur SA-33 Q aktual 1236,02  kondisi ideal  2628,57 nilai skin 1,04 lalu scale index 1,16 Sumur SA-101 Q aktual 7001,23 kondisi ideal 9996,46 nilai skin 33,54 lalu scale index 0,38 Sumur SA104 Q aktual 1587 kondisi ideal 2560 nilai skin 22,88 lalu scale index 0,75 Sumur SA-108 Q aktual 194  kondisi ideal 539,13 nilai skin 31,69 lalu scale index 0,30
Kata Kunci : Scale, Air formasi, IPR, Skin, Scale index

## 1.1. Latar Belakang
Permasalahan yang umum dihadapi di Industri migas pada saat produksi adalah masalah scale . Scale adalah  problema  produksi  dalam  sistem  air,  karena perubahan tekanan, suhu dan pH sehingga keseimbangan  ion-ion  melebihi  kelarutannya  dan membentuk  endapan  atau  padatan  baik  di reservoir , formasi  produktif  ataupun  sepanjang  pipa  alir produksi  minyak  dan  gas  bumi,  baik  di  bawah  atau diatas  permukaan.  Demikian  pula  jika  terjadi  dua pencampuran  dari  dua  jenis  air  yang incompatible (berlainan  sifat)  sehingga  batas  kelarutan  senyawa yang  ada  dalam  campuran  air  formasi  tersebut terlampaui maka akan terbentuk endapan ( scale). Macam-macam scale yang  terjadi  tergantung pada komposisi air formasi (kandungan ion dalam air formasi).  Dari  hasil  analisa  air  formasi  dapat diperoleh  besaran  atau  kadar  tiap-tiap  ion  penyusun air  formasi.  Adanya scale atau  padatan  di  dalam reservoir dapat  menurunkan  permeabilitas  batuan sehingga  menurunkan  produksi  minyak.  Jika scale menempel  pada  pipa  alir  akan  menyebabkan kerusakan  pipa  dan  menghambat  laju  produksi minyak dan gas bumi. Penanggulangan scale meliputi pencegahan  dan  penghilangan scale apabila  sudah terlanjur  terjadi.  Hal  ini  dapat  dilakukan  secara mekanis maupun kimiawi.
Setelah teridentifikasi jenis scal e yang terjadi di sumur  produksi  tersebut  langkah  selanjutnya  dengan melakukan pengontrolan  terhadap peralatan produksi terkait dengan permasalahan scale yang terjadi mulai dari near- wellbore  ,  tubing,  wellhead hingga flowline .  Dengan  mengetahui  permasalahan  yang terjadi dapat dilakukan maintenance supaya produksi pada sumur yang mengalami permasalahan
produksinya  bisa  kembali  lagi  pada  kondisi  normal proses  produksi  migas.  Oleh  karena  itu  Penulis tertarik  untuk  mengambil  tema  problematika scale agar  dapat  dilakukan  pengontrolan scale dengan efektif.
Adapun tujuan dari penelitian mengenai problematika scale ini dilakukan adalah:
 Untuk Mengetahui Penyebab Penurunan Produksi di lapangan
 Mengidentifikasi  jenis scale yang  terjadi  pada sumur produksi
 Menghitung  cara  penanggulangan    permasalahan scale
Sehingga  dari  penelitian  ini  nantinya  dapat dilakukan  analisis  Produksi    sumur  dengan  kurva IPR, menghitung  nilai scale index dan skin yang ada di  sumur  produksi  serta  mengetahui  penanggulangan scale di sumur produksi

## 1.2 Batasan Masalah
Penulisan  ini  hanya  membahas  mengenai Evaluasi Permasalahan Scale Dalam Upaya Meningkatkan  Produksi  Pada  Sumur  SA-25,  SA-33, SA-101, SA-104, dan SA-108 di Lapangan Bentayan PT. Pertamina EP Asset 1 Field Ramba.
2.1 . Analisa Air Formasi 2.1.1. Definisi Air Formasi
Air  formasi  adalah  air  yang  ikut  terproduksi bersama-sama  dengan  minyak  dan  gas. Air  ini biasanya  mengandung  bermacam-macam  garam  dan asam,  terutama  NaCl  sehingga  merupakan  air  yang asam  bahkan  asam  sekali.  Air  formasi  biasanya
disebut  dengan oil  field  water atau connate  water atau intertial water.

## Gambar 2.1. Sampel Air Formasi
Air formasi hampir selalu ditemukan di dalam reservoir hidrokarbon karena memang dengan adanya air ini ikut menentukan terakumulasinya hidrokarbon didalam  suatu  akumulasi  minyak,  air  selalu menempati sebagian dari suatu reservoir, minimal 10 % dan maksimal 100 % dari keseluruhan pori.
Air  formasi  selain  berasal  dari  lapisan  itu sendiri atau juga berasal dari air formasi dari lapisan lain yang masuk kedalam lapisan produktif, biasanya disebabkan oleh :
a.  Penyemenan yang kurang baik. b.  Kebocoran casing yang disebabkan    oleh : 1.  Korosi pada casing.
2.  Sambungan kurang rapat.
3.  Pengaruh gaya tektonik rapat (patahan)

## Sifat Fisik Air Formasi
Air  formasi  hampir  selalu  dijumpai  bersama- sama  dengan  endapan  minyak.  Sering  dijumpai dalam  produksi  suatu  sumur  minyak    justru  jumlah produksi air formasi lebih besar dari produksi minyak nya.  Seperti  pada  gas  dan  minyak,  maka  sifat-sifat fisik air formasi meliputi :
Densitas air, viskositas air, faktor volume formasi air, kompresibilitas, dan kelarutan gas dalam air formasi. a. Densitas Air Fomasi (ρw)
Densitas  air  formasi  adalah  massa  air  murni pada  suatu  reservoir  dinyatakan  dengan  massa persatuan  volume,  specific  volume  yang  dinyatakan dalam  persatuan  massa  dan  specific  gravity  yaitu densitas air formasi pada suatu kondisi tertentu yaitu pada  tekanan  14.7  Psi  dan  temperatur  60 ͦ F.  Berat jenis  formasi  (ρw)  pada  reservoir  dapat  ditentukan dengan  membagi  ρw  pada  kondisi  standar  adalah sebagai  berikut  :  0,999010  gr/cc  ;  8,334  lb/gal .dengan faktor volume formasi (Bw) dan perhitungan itu  dapat  dilakukan  bila  air  formasi  jenuh  terhadap gas alam pada kondisi reservoir.
𝑡𝑤 = ρw 62,34 V m = 1 62,34 V m = 0,01604 V m
Keterangan : tw  = Specific gravity air formasi Pw  = density , lb/cuft Vm  = specific volume , cuft/lb
untuk  melakukan  pengamatan  terhadap  densitas  air formasi  dapat  dilakukan  dengan  densitas  air  murni pada kondisi sebagai berikut
𝐵𝑤 = 𝑉𝑚
𝑉𝑚𝑏 = 𝜌𝑤ℎ 𝜌𝑤
Keterangan:
Vwb  = specific volume air pada kondisi dasar , lb/cuft
p wh = density dari air pada kondisi  dasar , lb/cuft
Bw = faktor volume formasi air
Dengan demikian jika densitas air formasi pada kondisi  dasar  standar  faktor  volume  formasi  gas  ada harganya  (dari  pengukuran  langsung  maka  dengan formasi  dapat  ditentukan  .  Faktor  yang  sangat mempengaruhi  densitas  air  adalah    kadar  garam  dan temperatur  formasi  hal  ini  ditunjukan  oleh  pada gambar
Densitas  air  formasi  pada  kondisi  standar  yang merupakan fungsi total peralatan densitas air formasi p w pada reservoir dapat ditentukan dengan membagi p w  pada  kondisi  standar  dengan  faktor  volume formasi  Bw.  Grafik  pada  gambar  jika  adanya  air formasi  yang  dijenuhi  dengan  gas  didalam  reservoir. Beberapa  satuan  yang  umum  digunsksn  untuk mennyatakan  sifat-sifat  air  murni  pada  kondisi standar  adalah  sebagai  berikut.  0,99010  gr/cc.  8,334 lb/gal 350lb/gal (US) 0,01604 cuft/stb
𝑆𝐺 = 𝛾 = 1 62,34 𝑉𝑚 = 0,01604 𝜌𝑤 = 0,01604 𝑉𝑚
Keterangan: ɤ = specific gravity pw  = densitas,  lb/cuft Vm  = specific volume, cuft/lb

## b. Viskositas Air Formasi (µw)
Viskositas  air  formasi  akan  tergantung  pada tekanan,  temperature  dan  tingkat  salinitas  yang dikandung air formasi tersebut. Viskositas air formasi (µw)  akan  naik  terhadap  turunnya  temperature  dan kenaikan  tekanan.  Kegunaan  mengenai  perilaku kekentalan  air  formasi  pada  kondisi  reservoir terutama  untuk  mengontrol  gerakan  air  formasi  di dalam reservoir.

## c. Faktor Volume Formasi Air Formasi (Bw)
Faktor  volume  formasi  air  formasi  (Bw) menunjuk  kan  perubahan  volume  air  formasi  dari kondisi  permukaan.  Faktor  volume  formasi  air formasi ini dipengaruhi oleh  pembebasan gas dan air dengan  turunnya  tekanan,  pengembangan  air  dengan turunnya tekanan dan penyusutan air dengan turunnya suhu. 𝐵𝑤 = (1 + ∆𝑉𝑚𝑝)(1 + ∆𝑉𝑚𝑓) Keterangan:
Bw = faktor volume air formasi, bbl/bbl ∆Vmf   = penurunan volume sebagai akibat penurunan suhu ͦ F ∆Vmp  = penurunan volume selama penurunan tekanan, Psi
Gambar 2.2. Densitas Air Formasi Sebagai Fungsi Dari Jumlah Padatan d. Kompressibilitas Air Formasi (Cw) Kompressibilitas air formasi didefinisikan sebagai perubahan  volume  air formasi  yang  disebabkan  oleh adanya perubahan tekanan yang mempengaruhinya. Kompressibilitas  air  murni  tergantung  pada  suhu, tekanan, dan kelarutan gas dalam air.
Gambar 2.3.
Koreksi Harga Kompresibilitas Air Formasi Terhadap Kandungan gas Terlarut e.  Kelarutan Gas dalam Air Formasi
Kelarutan  gas  dalam  air  formasi  akan  lebih  kecil bila  dibandingkan  dengan kelarutan  gas  dalam minyak  di  reservoir  pada  tekanan  dan  temperatur yang  sama.  Pada  temperature  tetap,  kelarutan  gas dalam air formasi akan naik dengan naiknya tekanan. Sehingga  hal  ini  berakibat  pada  permasalahan  baru yang  menyebabkan  cepat  proses  terbentuknya  scale. Namun  sedangkan  pada  tekanan  tetap,  kelarutan  gas dalam  air  formasi  mula-mula  menurun  sampai  harga
minimum kemudian naik lagi terhadap naiknya suhu, dan  kelarutan  gas  dalam  air  formasi  akan  berkurang dengan bertambahnya kadar garam, dengan demikian kelarutan gas dalam air formasi juga dipengaruhi oleh kegaraman  air  formasi,  oleh  karena  itu  maka  harga kelarutan  gas  dalam  air  formasi  perlu  dikoreksi. Supaya  kadar  garam  yang  terlarut  pada  gas  dapat diketahui  seberapa  besar  kandungan  garam  pada  air formasi.  Dapat  mengurangi  padatan  atau  endapan ( Scale ) yang terbentuk.
Gambar 2.4.
Komposisi Gas Alam Dan Air Formasi Yang Digunakan Pada Eksperimen Pengukuran Kelarutan Gas
Gambar 2.5. Kompresibilitas Gas Dalam Air Murni Berdasarkan Temperatur dan Tekanan

## 2.1.2. Dampak Air Formasi
Dampak  air  formasi  merupakan  peristiwa dimana  air  ikut  terseret  ketika  kita  mengisolasi minyak  dari  dalam reservoir .  Air  formasi  memiliki dua  sifat  yaitu  asam  dan  basa  sifat  asam mengakibatkan  korosi  yang  dapat  menyebabkan produksi  minyak  terganggu  dimana  air  yang melekatdi  pipa  yang  semakin  mengeras  dan mengakibatkan  karat.  Sedangkan  yang  basa  akan membentuk endapan ( Scale ).
Proses  pengkaratan  pada  pipa  terjadi  karana air  formasi  yang  mengandung  oksigen  mampu mengoksidasi pipa, sehingga minyak dapat merembes keluar  pipa  dan  poros  atau  rekahan  yang  disebabkan oleh karat

## 2.1.3 Komposisi Air Formasi
Mekanisme  pembentukan  endapan scale berkaitan  erat  dengan  komposisi  air  formasi.  Secara umum  air  formasi  mengandung  ion-ion,  baik  itu berupa kation dan anion.
Tabel 2.1 Komposisi Air Formasi Kation Anion Na + Cl −
Ca 2+
HCO 3− Mg 2+ SO 4 2− 𝐵𝑎 2+ CO 3 2−
Sr 2+
Fe 2+
Kation a. Kalsium ( Ca 2+ )
Ion  yang  merupakan  komponen  terbanyak dilapangan  migas  dengan  reservoir  air  asam konsentrasinya  dapat  menjadi  30  mg/l  walaupun secara normal lelah rendah dari itu ion kalsium sangat penting  diperhatiakan    karena  ion  ini  sangat  mudah bereaksi  dengan  ion carbonat atau  sulfat  dan membentuk  endapan  padatan  mengendap  menjadi scale.
b. Magnesium ( Mg 2+ )
Ion  magnesium  biasanya  terdapat  dalam  larutan dengan  konsentrasi  yang  lebih  rendah  dari  pada  ion
kalsium tetapi  walaupun secara normal demikian ion magnesium  dapat  juga  membuat  masalah  seperti  ion kalsium.  ion  magnesium  dapat  bereaksi  dengan  ion carbonat e.  Membuat  penyumbatan  atau scale ( MgSO 3 ). c. Stronsium ( Sr 2+ ) seperti  halnya  barium  dan  kalsium  ion  stronsium dapat bereaksi dengan ion sulfat membentuk strosium sulfat  yang  tidak  dapat  dilarutkan.  Stronsium  biasa dinamakan  dalam scale bersama  dengan  barium sulfat.
d. Barium ( Ba 2+ ) ion  barium  sangatlah  penting  untuk  diperhatikan karena  kemampuan  untuk  bereaksi  dengan  ion  sulfat membentuk  barium  sulfat  yang  sangat  tidak  dapat dilarutkan  walaupun  terdapat  sangat  sedikit  tetapi dapat menimbulkan masalah yang sangat besar. e. Besi ( Fe 2+ ) secara normal komposisi dalam air formasi sangat rendah  ion  ini  kemungkinkan  berada  dalam  larut sebagai Ferric atau Ferrous .  jumlah  ion  besi  biasa digunakan  sebagai  indikasi  monitoring  korosi  dalam sistem air.
Anion a. Chloride ( Cl − ) ion chloride merupakan anion yang hampir selalu ada  didalam fluida produksi  danbiasanya  terdapat sebagai  unsur  pokok  dalam  air.  sumber  utama  adala NaCl,  sehingga  konsentrasi chloride ini  adalah korosivitas yang tinggi. b. Bikarbonat ( HCO 3 − ) ion-ion yang membentuk scale yang sangat sukar larut.  Konsentrasi  ion  karbonat  kadang-kadang disebut  phenopetalin  alkalinity,  sedangkan  ion karbonat disebut metyl-orange alkalinity . c. Sulfat ( SO 4 2− ) ion  sulfat  bereaksi  dengan  kalsium,  stronsium, atau barium kemudian scale sukar larut.
d. Karbonat ( CO 3 2− ) ion-ion yang membentuk scale yang sangat sukar larut.  Konsentrasi  ion  karbonat  kadang-kadang disebut  phenopetalin  alkalinity,  sedangkan  ion karbonat disebut metyl-orange alkalinity.
2.2. Scale
2.2.1.Definisi  Scale Scale merupakan  suatu  problema  yang  umum dijumpai  pada  operasi  lapangan  migas. Scale adalah problema  produksi  dalam  sistim  air,  karena perubahan  tekanan,  suhu    dan  pH  sehingga membentuk  endapan  kristal  atau  padatan  baik direservoir  ataupun  sepanjang  pipa  alir  produksi  dan di permukaan peralatan minyak dan gas bumi
Gambar 2.6

## Contoh Permasalahan Scale

## Macam-Macam Scale
Biasanya  scale  secara  kimiawi  diklasifikasikan sebagai  tipe carbonate atau sulphate .  Endapan mineral  ( Scale )  yang  biasa  terjadi  antara  lain adalah CaSO 4 , BaSO 4 ,  dan CaCO 3 . Pembentukan scale akan bertambah dan menjadi lebih keras apabila contact  time semakin  lama.  Turbulensi  juga  akan meningkatkan  kecenderungan  terbentuknya scale . Faktor  yang  mempengaruhi  pembentukkan scale antara  lain  adalah:  tekanan,  suhu,  salinitas.  Jumlah CO 2 yang terlarut dalam air sebanding dengan tekanan parsial CO 2 .  Bila  tekanan  pastial CO 2 makin  besar maka  pH  semakin  kecil  dan  kelarutan CaCO 3 bertambah besar sehingga kecenderungan pembentukan scale semakin  kecil.  Pada  suhu  yang semakin besar maka keralutan CaCO 3 akan berkurang.
 Scale Calcium Sulphate (CaSO 4 ) Scale kalsium  Sulfat  terbentuk  dari  reaksi  ion calcium dan  ion  sulfat  reaksinya  sebagai berikut:
𝐶𝑎 2+ +   𝑆𝑂 4 → CaSO 4  Scale Barium Sulphate (BaSO 4 )
Scale  Barium  Sulfat  dibentuk  oleh  kombinasi ion 𝐵𝑎 2+ dan  ion 𝑆𝑂 4 2− dengan  reaksi  sebagai berikut :
𝐵𝑎 2+ + 𝑆𝑂 4 2− → BaSO 4
 Scale Calcium Carbonate ( CaCO 3 ) Scale ini  terbentuk  dari  kombinasi  ion calcium dan  ion carbonate atau bicarbonate ,  sesuai dengan reaksi :
𝐶𝑎 2+ +   𝐶𝑂 3 → CaCO 3
Scale sulfat  yang  sering  ditemukan  di  lapangan migas terdiri dari CaSO 4 , BaSO 4 dan SrSO 4 .
Prediksi terjadinya scale 𝐂𝐚𝐒𝐎 𝟒 Kalkulasi  solubilitas  kalsium  sulfat  (calcium sulphate) yang sering disebut dilakukan menggunakan metode Skillman, Mc.Donald and Stiff (Patton, 1981), yang digunakan secara luas untuk air asin  pada  suhu  air  di  lapangan  minyak  sampai  pada temperatur  80 º C.  Metode  ini  disusun  berdasarkan pengukuran solubilitas termodinamika dan dirumuskan sebagai berikut  𝑆 = 1000[(𝑋 2 + 4𝐾 𝑠𝑝 ) 0,5 − 𝑋] di mana: S =   Solubilitas gipsum (meq/liter)
𝐾 𝑠𝑝 =   Konstanta  fungsi  dari  komposisi  air  dan suhu,  disebut  sebagai  konstanta        produk solubilitas ( solubility product constant ).
X =  Konsentrasi  ion  umum  yang  berlebih, mol/liter  selisih  antara  konsentrasi    kalsium dan konsentrasi sulfat.

## Gambar 2.7.
Nilai Ksp Terhadap Ionic Strength
Nilai 𝐾 𝑠𝑝 diperoleh  menggunakan  grafik  yang menghubungkan  K sp dengan  kekuatan  ionik  ( ionic strength )  seperti  pada  penentuan  SI  untuk CaCO 3 . Nilai  K  sebagai  fungsi  kekuatan  ion  ikatan diperlihatkan oleh “ Gambar 2.7 “
Solubilitas gypsum yang  dihitung(meq/liter) kemudian  diperbandingkan  dengan  konsentrasi  yang sesungguhnya  dari  ion-ion 𝐶𝑎 2+ and 𝑆𝑂 4 2− yang terlarut  dalam  air  yang  dievaluasi  dinyatakan  dalam meq/liter.  Apabila  nilai  S  lebih  kecil  dari  salah  satu
konsentrasi  ion 𝐶𝑎 2+ atau 𝑆𝑂 4 2− ,  maka  pengendapan gypsum akan  terjadi.  Apabila  S  lebih  besar  dari konsentrasi Ca 2+ atau SO 4 2− , berarti air tersebut tidak jenuh  oleh  mineral gypsum dan  pengendapan  tidak terjadi.
Catatan : Dalam  membandingkan  S  konsentrasi ion Ca 2+ dan SO 4 2− ,  semuanya  harus dinyatakan  dalam  satuan  yang  sama yaitu
milliequivalents
perliter
(meq/liter).
Prediksi terjadinya scale 𝐒𝐫𝐒𝐎 𝟒 dan 𝐁𝐚𝐒𝐎 𝟒 scaling . BaSO 4 (barium  sulphate)  adalah  garam  yang  paling sulit  terlarut  dibanding  garam-garam  penyebab scale yang  lain  ( CaCO 3 ,  Ca SO 4 ,  and SrSO 4 ).  Adanya strontium  sebagai  penyebab scale di  ladang  minyak dan gas bumi terutama disebabkan adanya BaSO 4. Strontium  sulfat  jauh  lebih  mudah  larut dibandingkan dengan barium sulfat .
Faktor-faktor yang meningkatkan solubilitas BaSO 4 dan SrSO 4 adalah :
1.  Kandungan garam dapur. Peningkatan kandungan NaCl  sampai  setinggi  100.000  ppm  akan
meningkatkan  solubilitas  dari  2,3  mg/L  sampai 3,0 mg/L pada suhu stabil 25 ͦ C (Patton 1986).
2.  Suhu.  ”Suhu  95 ͦ C  akan  meningkatkan  solubilitas dari 2,3 mg/L (pada 25 ͦ C) menjadi 3,9 mg/L”
3. Tekanan. “Tekanan meningkatkan solubilitas BaSO 4 dengan  mekanisme  yang  mirip dengan mekanisme peningkatan solubilitas CaSO 4 ”
4. Excess  Common  Ions (ECI)  atau  ion  umum berlebih akan menurunkan solubilitas barium dan strontium  sulfat  sedangkan  adanya  kalsium  dan magnesium  dalam  air  formasi  yang  mengandung NaCl  sebagai  ion  utama  tidak  akan  menurunkan solubilitas strontium dan barium sulfat.
Gambar 2.8.
Untuk Menentukan Kelarutan 𝐁𝐚𝐒𝐎 𝟒 Dan 𝐒𝐫𝐒𝐎 𝟒
Gambar 2.9. Untuk  Menentukan Pengendapan 𝐒𝐫𝐒𝐎 𝟒 Yang    perlu  diperhatikandalam  memprediksi scale adalah  menghitung  ion  sulfat  yang  terikat sebagai MgSO 4 sebelum  memprediksi  pembentukan scale ,  barium,  strosium  dan  kalsium  sulfat  karena hanya  sisa  sulfat  yang  tidak  terikat  sebagai MgSO 4 yang  dapat  membentuk  ketiga  jenis scale tersebut magnesium sulfat netral yang pada intinya mempunyai  kesanggupan  untuk  tetap  dalam  kondisi larutan dan tidak membentuk endapan dan  ion sulfat yang sudah terikatdengan Mg tidak dapat membentuk scale sulfat sehingga dalam memprediksi scale Ba,Sr, dan  Ca  sufat  harus  di  hitung  terlebih  dahulu  berapa banyak  ion  sulfat  yang  terikut  sebagai MgSO 4 kemudian  di  hitung  sisa  ion  sulfat  yang  dapat
mengikat kation-kation Ba,Ca dan Sr setelah dihitung konsentrasi  ion  Ba,  Ca,  dan  Sr  sulfat  dalam  meq/el baru  di  bandikan  solubilitas  yang  di  dapatkan  dari rumus  (untuk  Ca  sulfat)  atau  Gambar  2.8  untuk  Ba sulfat.  Gambar  2.9  untuk  Sr  sulfat    dan  prediksi terbentuk scale dapat diketahui sebagai berikut :
1. Bila  konsentrasi  garam  yang  ada  (terikat  oleh sisa  ion  sulfat  yang  terikat  sebagai  Mg  sulfat) lebih  kecil  dari  pada  Sr  maka  kondisi  larutan adalah tidak jenuh dan scale tidak terbentuk
2. Bila  konsentrasi  garam  yang  ada  (terikat  oleh sisa  ion  sulfat  yang  terikat  sebagai  Mg  sulfat) lebih  besar  dari  pada  Sr  maka  kondisi  larutan
adalah supr jenuh dan scale kemungkinan besar akan terbentuk
2.2.3. Efek Scale
Adanya scale atau  padatan  di  dalam  reservoir dapat  menurunkan  permeabilitas  batuan  sehingga menurunkan  produksi  minyak.  Jika scale menempel pada  pipa  alir  akan  menyebabkan  kerusakan  pipa selain  menghambat  laju  produksi  minyak  dan  gas bumi
2.3. Analisa Scale
2.3.1.  Metode Mc.Donald and Langlier
Metode  Langelier  hanya  diperuntukkan  untuk air  tawar  dan  tidak  dapat  digunakan  pada  analisa  air formasi, sehingga membutuhkan perhitungan konversi  untuk  digunakan  pada  air  formasi. persamaan yang digunakan Langelier (1934) dikembangkan  berdasarkan  teori  kesetimbangan larutan  garam  karbonat,  dan  juga  didasarkan  pada prinsip bahwa endapan suatu garam dapat terjadi jika pada suatu kondisi dimana angka kelarutannya sudah terlampaui (super saturation). Oleh  karena  itumetode Langelier  disebut  juga metode  Saturation  Index  atau dikenal sebagai Langelier Saturation Index (LSI).

## 2.3.2. Metode Stiff and Davis
Metode Stiff and Davis merupakan modifikasi dari  metode  Langelier,  dan  dapat  digunakan  untuk menganalisa  air  formasi,  tetapi  hanya  pada  kondisi tertentu,  sehingga  untuk  menganalisa  pada  kondisi reservoir diperlukan perhitungan ekstrapolasi.

## 2.3.3. Metode Ryznar Stability Index (RSI)
Ryznar stabilitas Indeks (RSI) mencoba untuk mengkorelasikan  data base empiris  ketebalan  skala diamati  dalam  sistem  air  dengan  kimia  air.  Seperti LSI,  RSI  memiliki  dasar  dalam  konsep  tingkat kejenuhan.  Ryznar  berusaha  untuk  mengukur hubungan  antara  keadaan  saturasi  kalsium  karbonat dan pembentukan skala indeks Ryznar.
2.4 Inflow Performance Relationship (IPR)
Inflow Performance Relationship (IPR) adalah suatu  parameter  yang  menunjukkan  produktivitas suatu  sumur  yang  ditampilkan  dalam  bentuk  kurva hubungan antara tekanan alir dasar sumur dengan laju produksi.  Berdasarkan  pada  kondisi  tekanannya, kelakuan fluida dalam media berpori dapat dibedakan menjadi  dua,  yaitu  di  atas  tekanan bubble  point (P b ) dan di bawahnya.
Pada  saat  tekanan  diatas bubble  point pressure ,  kondisi fluida yang  mengalir  adalah  satu fasa  minyak.  Ada  kalanya  air  juga  ikut  terproduksi, akan  tetapi  dalam  jumlah  tertentu  masih  dapat  di anggap  satu  fasa  cairan.  Di  bawah  P b gas mengembang  dari  larutan  minyak  sehingga  yang mengalir adalah fluida dua fasa (cairan dan gas), pada kondisi  ini  harga  indek  produktivitas  untuk  setiap
harga P wf tertentu tidak sama dan selalu berubah, oleh karena itu kurva IPR membentuk garis lengkung.

## 2.4.1 IPR Aliran Satu Fasa
Kurva  IPR  untuk  aliran  satu  fasa  akan merupakan  suatu  garis  lurus  dengan  harga  PI  yang konstan  untuk  setiap  harga  Pwf.  Hal  ini  terjadi apabila tekanan reservoir (P r ) lebih besar dari tekanan gelembung (P b ).
Perhitungan aliran fluida satu fasa dari formasi kedasar  sumur  pertama  kali  dikembangkan  oleh Darcy  untuk  aliran non-turbulen dan  dikembangkan oleh  Jones,  Blount,  dan  Glaze  untuk  aliran  turbulen. Dengan persamaan yaitu :
𝐽 = 𝑄 𝑃𝑠 − 𝑃𝑤𝑓
Dimana :
Q = Laju produksi, b/d
Ps = Tekanan Static reservoir, psia Pwf  = Tekanan aliran Dasar Sumur, Psia J = Produktivitas Indeks (PI)

## 2.4.2 IPR Aliran Dua Fasa
Untuk sumur yang telah berproduksi dimana tekanan  dasar  sumur  telah  turun  dibawah  tekanan gelembung  sehingga  gas  bebas  ikut  terproduksi, maka  kurva  IPR  tidak  linier  lagi  tetapi  berupa  garis lengkung.
Vogel menurunkan persamaan aliran fluida dua fasa :
𝑄𝑜 𝑄𝑚𝑎𝑥 = 1 − 0.2  ( 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑠 ) − 0.8 ( 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑠 ) 2
Dimana : Qo = Laju Produksi minyak, b/d
Qmax  = Laju Produksi Minyak Maksimum, b/d Pwf = Tekanan alir dasar sumur, psia Ps = Tekanan reservoir, psia Persamaan tersebut digunakan untuk membuat
IPR berdasarkan data uji tekanan dan uji produksi.
Persamaan diatas dikembangkan untuk menentukan  kurva  IPR,  apabila  tekanan  reservoir lebih besar dari pada tekanan gelembung ( Ps>Pb ).

## 2.4.3 IPR Aliran Untuk Damage
Untuk sumur yang telah berproduksi dimana tekanan  dasar  sumur  telah  turun  dibawah  tekanan karena di akibatkan oleh kerusakan formasi ( damage ) Standing  memodifikasi  persamaan  Vogel berdasarkan kenyataan bahwa formasi yang mengalami kerusakan (damage) akan terjadi tambahan kehilangan tekanan
Dimana : Pwf =  ideal  (tidak  dipengaruhi skin          factor ) ≈ P wf ’
Pwf̓ = aktual (dipengaruhi skin factor ) ≈ P wf FE = Flow Efficiency
Gambar 2.12. Contoh Kurva IPR di Pengaruhi Damage
4.1 Tinjauan Lapangan

## Gambar 4.1. Peta Struktur Bentayan
Blok Timur Bentayan memiliki sumur dengan jumlah  yaitu  34  sumur,  diantaranya  terdapat  13 sumur  produksi,  5  sumur water  injection ,  10  sumur shut in , 3 sumur suspended dan 3 sumur abandoment . Blok  Timur  Bentayan  mempunyai  formasi  Talang Akar dengan layer A, B, C, dan E. Pada lapangan ini menggunakan 2 artificial lift yaitu Sucker Rod Pump (SRP)  dan Electrical  Submersible  Pump (ESP) dengan  4  sumur  menggunakan  ESP  dan  9  sumur menggunakan SRP.
Adapun  beberapa  sumur  yang  akan  dibahas yaitu  sumur  SA-25  layer  B-C,  SA-33,  SA-101,  SA- 104 dan SA-108 pada layer A dan C.
Beberapa  mekanisme  Evaluasi  permasalahan scale berdasarkan studi kasus pada sumur SA di Blok Timur  Bentayan  yaitu  dengan  menggunakan  data sampel  air  formasi,  data  produksi  lapangan  dan  data tekanan & temperatur kepala sumur.

## 4.2 Data Yang Digunakan Untuk Pengolahan
 Sampel Air Formasi
Sampel  air  formasi  sumur  SA-25,  SA-  33,  SA  -101, SA  -104,  dan  SA  -108  dapat  dilihat  pada  (gambar 4.2)
Gambar 4.2. Sampel Air Formasi Tabel 4.1 Data Uji Produksi Sumur Bentayan Well Fluid Rate (Bfpd) Oil Rate (Bopd) Water Rate (Bwpd) Wc (%) SA-25 2785 103 2484 96 SA-33 890 101 789 88,60 SA-101 571 17,13 553,87 97 SA-104 1142 39,97 1102,03 96,5 SA-108 135 49 86 64,00
Tabel 4.2 Data Tekanan & Temperatur Sumur Well P wh (Psia) T wh (Psia) SA-25 300 165 SA-33 180 151 SA-101 320 184 SA-104 360 163 SA-108 200 128

## 4.3  Pengolahan Data
Evaluasi  permasalahan scale terhadap  hasil produksi  pada  blok  timur  lapangan  Bentayan  sumur SA-25, SA-33, SA-101, SA-104 dan SA-108. Dengan menghitung Inflow  Performance  Relationship (IPR), Skin dan  Nilai scale  index “Metode  Langlier,  Stiff and davis dan Ryznar.
4.4  Data Sumur SA-108 Tabel 4.3
Data Sumur SA-108 Data Nilai Satuan Tekanan Reservoir (P r ) 794,7 Psia Tekanan Flowing (P wf ) 405 Psia Laju Alir Fluida (Q f ) 135 Bfpd Laju Alir Minyak (Q o ) 49 Bopd Laju Alir Air (Q w ) 86 Bwpd Water Cut (W c ) 64 % Qoptimal 155,87 8 Bfpd API Oil 19 ° SG Oil 0,93 Porositas ( ∅) 18 % Permeabilitas (k) 696 md Viskositas ( 𝜇) 10,11 Cp Bo ( 𝛽𝑜) 1,188 Bbl/stb Ketebalan Lapisan (h) 13.124 Ft Kedalaman Sumur (D) 1276 Ft Densitas ( 𝜌) 0,93 Ppg Jari- Jari Lubang Sumur (r w ) 0,2652 Ft
Jari-jari
Pengurasan (r e ) 656,2 Ft GLR (Gas Liquid Ratio) 200 Scf/stb
4.4.1 Analisa Potensi Sumur SA-108
Untuk  menentukan  potensi  sumur  dengan
IPR harus mempersiapkan data : P r : 794.7 Psia P wf : 405 Psia
Qf : 135 Bfpd
1. Mencari Pi Sumur 𝑃𝐼 = Qf
Pr − Pwf PI = 135Bfpd 794.7 − 405 PI : 0.34642 Bfpd/Psia 2. Mencari Qmax 𝑄 𝑀𝑎𝑥 = Qf
1 − 0.2 ( Pwf Pr ) − 0.8( Pwf Pr ) 2 𝑄 𝑀𝑎𝑥 = 135
1 − 0.2 ( 405 794.7 ) − 0.8( 405 794.7 ) 2

## Q max = 194,847 Bfpd
3. Asumsikan Nilai P wf
Tabel 4.4 Asumsi Nilai Pwf Sumur SA-108 No P wf Q Q water Q oil 1 794.7 0 0 0 2 700 39.5805 28.49796  11.08254 3 600 72.59023  52.26496  20.32526 4 550 84.46269  60.81314  23.64955 5 500 97.7159 70.35545  27.36045 6 450 109.7941  79.05172  30.74234 7 400 120.7168  86.91613  33.80072 8 350 130.5138  93.96993  36.54386 9 300 139.2313  100.2465  38.98476 10 150 169.8092  122.2626  47.54658 11 0 194.8474  140.2901  54.55727 1  Mencari Nilai Q fluida Asumsi
Q f : Qmax × (1 − 0.2( Pwf Ps ) − 0.8( Pwf Ps ) 2 ) Q f : 194,847 × (1 − 0.2( 700 794.7 ) − 0.8( 700 794.7 ) 2 )
Q f : 39.5805 Bfpd
2.Mencari Nilai Q w Asumsi
Q w : (Water Cut/100) × Qf Q w : (95/100) × 39.5805 Bfpd Q w :   28.49796 Bwpd 3.Mencari Nilai Q o Asumsi Q o : (Q f - Q w ) Q o : (39.5805) – (25.33152) Q o : 11.08254 Bopd
0 200 400 600 800 1000 0 200 400 Kondisi Aktual Skin 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0 100 200 300
4.Plot IPR 4.3.2Analisa Nilai Faktor Skin Analisa faktor skin di sumur SA-108
S = 0,00708 x k x h Q x Bo x μ x ∆Ps S = 0,00708 x 696 md x13.124 ft 1457 x 1,118 x 10,11 x 794.7
S = 31.69644 (+) Damage.
Sumur SA-108 terindikasi damage dengan nilai skin  yang  didapat  adalah  31.6944  berarti  terdapat kerusakan  pada  sumur  ini.  Selanjutnya  dilakukan analisa skin pada saat kondisi 0 dengan menggunakan persamaan  Darcy  untuk  membandingkan  laju  alir pada saat kondisi skin aktual dan saat kondisi skin 0, dari hasil perbandingan tersebut dilihat peluang untuk meningkatkan perolehan produksi.

## 1. Persamaan Darcy

## QMax
= 7,08x10 −3 X k X h (Pr − Pwf) μ X Bo (Ln  ( Re Rw ) + S
QMax = 7,08x10 −3 X 696  X 13.124(794.7 − 405) 10,11 X 1,188 (Ln  ( 656,2 0,2652 ) + 0

## Qmax = 269,921 Bfpd
2. Asumsikan  P wf dan  Q f untuk  mencari  IPR  pada kondisi skin = 0 Tabel 4.5 Asumsi Nilai P wf Kondisi Skin 0 No P wf Q fluid Q water Q oil
1 794.7 0 0 0 2 700 54.83055  35.09155 19.739 3 600 106.0727 67.8865 38.18616 4 500 150.4764  96.30492  54.17152 5 450 170.114 108.8729  61.24102 6 400 188.0419  120.3468  67.69508 7 350 204.2603  130.7266  73.53369 8 300 218.769 140.0122  78.75685 9 250 231.5682  148.2037  83.36457 10 150 252.0379  161.3043  90.73364 11 0 269.9205  172.7491  97.17139
3. Plot IPR Kondisi Skin 0
4.3.3 Analisa Nilai Scale index Tabel 4.6 Hasil Analisa Pengujian Air Formasi Ion mg/l mgep/l % ract, value Na + 7525,7 5 327.16 49.03 Ca 2+ 30.00 1.50 0.27 Mg 2+ 30.00 5.00 0.75 CO3 2- 0.00 0.00 0.00 HCO 3 - 4026.0 0 66.00 9.89 SO4 2- 8.00 0 0.02 Cl - 9496,2 5 267.50 40.00 FE 2+ 0.07 0.00 0.00 Total dissolved ion 21145. 87 667.33 100.00
NaCl, mg/lt : 18262.12 Resistivty,Ohm-m : 0,33 free Co2 mg/l : 11 Total Hardness : 18.26 SI (scale carbonat ) : + 0.30 pH : 7.040 scale sulfat : No sulfat water tendention
: Scalling
 Metode Stiff and Davis :
𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − (𝐾 + 𝑝𝐶𝑎 + 𝑝𝐴𝑙𝑘) 𝑆𝐼 = 7,040 − (2,443 + 3,125 + 1,175) 𝑆𝐼 = 7,040 − 6,74 = +0,30
 Metode Langlier :
𝐿𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠 𝐿𝑆𝐼 = 7,040 − 6,8 = +0,1
 Metode Ryznar :
𝑅𝑆𝐼 = 2 × (𝑝𝐻) − 𝑝𝐻𝑠 𝑅𝑆𝐼 = 2 × (7,040) − 6,8 = + 6,7

## Kesimpulan
Dari analisa hasil evalusi permasalahan scale dengan menggunakan Inflow performance relationship (IPR), skin  dan  scale  index dapat  diambil  beberapa kesimpulan sebagai berikut:
1. Pada  sumur  SA-25,  SA-33,  SA-101,  SA-104  dan SA-108  Produksi  minyak  mengalami  penurunan yang disebabkan oleh permasalahan scale
2. Berdasarkan hasil analisa air formasi dilaboratorium  pada  sumur  SA-25,  SA-33,  SA- 101,  SA-104  dan  SA-108  terdapat  jenis  scale yaitu CaCO 3 .
3. Untuk sumur yang mengalami permasalahan scale perlu dilakukan stimulasi dengan  menginjeksikan chemical dengan konsentrasi Hcl 5%, 10% - 15 % ke dalam  sumur untuk menghilangkan scale. 4. Setelah  itu  untuk  mengurangi  terbentuknya scale sebaiknya  dipasang  alat  penghambat Scale di sumur SA-101 : sebaiknya dipakai alat LKC SA-104 : sebaiknya dipakai alat Insafe SA -33  : sebaiknya dipakai alat Insafe SA-25      :  sudah  di  pasang  insafe  untuk perkembangan  nilai  scale  index  sudah  mulai mengalami penurunan.
SA-108  :  sudah  di  pasang  insafe  untuk perkembangan  nilai  scale  index  sudah  mulai mengalami penurunan.

## Daftar Pustaka
1. Collins,  Eugene,  1983,  Petroleum  Production Engineering.  The  Conventional  Energy  Training Project, Boston.
2. M.  Hardian,  2002,  Basic  Steps  Scale  In  The  Of Industry  Oil  and  Gas  Using  Total  Well Management Of Production.
3. Pertamina,  2003,  Analisa  Potensi  Sumur  Dengan
IPR.