Lapooran KP - Rokend

EVALUASI HUBUNGAN PRC (PHOSPHONATE RESIDUAL CONTENT)

TERHADAP KECENDRUNGAN TERBENTUKNYA SCALE PADA MFU

(MECHANICAL FLOATING UNIT) DI AREA CGS 10 LADANG MINYAK DURI

MILIK PT CHEVRON DI PT CLARIANT

LAPORAN KERJA PRAKTEK

Diajukan dalam Rangka Memenuhi Kurikulum pada Jurusan Kimia

Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam

Universitas Sriwijaya

Oleh :

ROKEND ROY

NIM : 08061003053

JURUSAN KIMIA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS SRIWIJAYA

2010

Kerja Praktek – PT Clariant Indonesia – Duri Operation

LAPORAN KERJA PRAKTEK

JURUSAN KIMIA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS SRIWIJAYA

DILAKSANAKAN :

18 JANUARI 2010 – 18 FEBRUARI 2010

Di :

Laboratorium PT CLARIANT INDONESIA – Duri Operation

Oleh :

ROKEND ROY

NIM : 08061003053

Menyetujui :

Ketua Jurusan Kimia Dosen Pembimbing

Dra, Fatma, M.Si Drs. Ady Mara, M.Si

NIP : 131932788 NIP : 131885586


KATA PENGANTAR

Bismillahirrahmanirrahim…

Segala puji bagi Allah S.W.T yang telah memberikan nikmat dan kasih sayang-

Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan laporan kerja praktek yang berjudul

“Evaluasi Hubungan Kandungan PRC ( Phosponate Residual Content) Terhadap

Kecendrungan Terbentuknya Scale Pada MFU (Mechanical Floating Unit) Di

Area CGS 10 Ladang Minyak Duri Milik PT Chevron Di PT Clariant“.

Adapun tujuan dari penulisan laporan ini adalah untuk memenuhi kurikulum

mata kuliah di Jurusan Kimia Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam

Universitas Sriwijaya.

Dalam penulisan laporan kerja praktek ini, penulis banyak mendapatkan bantuan

dari berbagai pihak. Oleh karena itu, dengan kerendahan hati penulis mengucapkan

banyak terima kasih kepada :

1. Ibu Fatma M.S selaku Ketua Jurusan Kimia Fakultas Matematika dan Ilmu

Pengetahuan Alam Universitas Sriwijaya.

2. Bapak Ady Mara M.Si selaku Dosen Pembimbing yang telah banyak membantu

dan memberikan saran serta bimbingan kepada penulis.

3. Ibu Dra. Tjurmin Ginting M.Si selaku Pembimbing Akademik yang selalu

memberikan motivasi kepada penulis

4. Seluruh Staff dan Dosen di Jurusan Kimia Fakultas MIPA Universitas Sriwijaya


5. Bapak Noor Wibawa selaku Project Manager di PT CLARIANT INDONESIA –

Duri Operation.

6. Bapak Amrizal Lantarani selaku senior Engineer yang telah banyak meluangkan

waktunya dalam penyelesaian laporan kerja praktek ini.

7. Bapak Agustiar Gindo A,Md selaku senior analis dan Mbak Fitri Handayani

selaku analis yang telah banyak membantu penulis di laboratorium.

8. Bapak Hadi Sukmana selaku Support Supervisor, yang telah banyak

memberikan informasi serta nasehat-nasehat kepada penulis selama pelaksanaan

kerja praktek.

9. Bang Irwan dan Bapak Amrizal selaku petugas sampel yang telah bersedia

mengantarkan sampel untuk penulis.

10. Om Hassan, Bang GH, Mas Jati, Mas Danu, Mas Angga, Bang Wen, Bang

Engkus, Pak Ari, Bang Romy, Pak Tonga, dan seluruh Staff di PT CLARIANT

INDONESIA Duri yang tidak bisa penulis sebutkan satu persatu yang telah

banyak memberikan informasi serta pengalaman yang sangat berharga kepada

penulis selama pelaksanaan kerja Praktek.

Duri, Februari 2010

Penulis


DAFTAR ISI

Halaman

KATA PENGANTAR.…………………………………………………………… iii

DAFTAR ISI……………………………………………………………………… v

DAFTAR GAMBAR……………………………………………………………... vii

DAFTAR TABEL………………………………………………………………… ix

DAFTAR LAMPIRAN…………………………………………………………... x

I. PENDAHULUAN

I.1 Latar Belakang………………………………………………………. 1

I.2 Rumusan Masalah………………………………………………..….. 2

I.3 Tujuan Kerja Praktek………………………………………………… 2

I.4 Batasan Masalah……………………………………………………... 3

I.5 Metoda Pengumpulan Data………………………………………….. 3

II. TINJAUAN PUSTAKA

II.1 Proses Terbentuknya Minyak Bumi…………………………………. 3

II.2 Penggunaan Bahan Kimia pada Produksi Minyak Bumi………….… 5

II.3 Scale…………………………………………………………………. 7

II.3.1 Proses Terbentuknya Scale………………………………………. 10

II.3.2 Prediksi Scale…………….………………………………………. 11

II.4 Scale Inhibitor…………………………………………….…………. 13

III. METODOLOGI PELAKSANAN

III.1 Tempat dan Waktu…………………………………………………… 16

III.2 Pengambilan Sampel…………………………………………………. 16

III.3 Alat-alat yang digunakan…………………………………………….. 17

III.4 Bahan-bahan yang digunakan………………………………………... 17

III.5 Prosedur Kerja……………….………………………………………. 17

III.5.1 Penentuan pH………………………………………………….. 17

III.5.2 Penentuan Kadar HCO3.................................................................. 17Kerja Praktek – PT Clariant Indonesia – Duri Operation

III.5.3 Penentuan Kadar Hardness………………………………………. 18

III.5.4 Penentuan PRC ………………………………………………..… 18

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN

IV.1 Pengaruh Waktu terhadap PRC dan Scale……………………………. 20

V. PENUTUP

V.1 Kesimpulan………………………………………………………….. 32

V.2 Saran………………………………………………………………… 32

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN


DAFTAR GAMBAR

Gambar : Halaman

Gambar 1. Scale pada pipa / tubing…………………………………………… 7

Gambar 2. Endapan hasil korosi, bukan scale…………………………………. 8

Gambar 3. Grafik pengaruh kelarutan scale terhadap temperature……………. 9

Gambar 4. Pembentukan Scale pada Coupons………………………………… 13

Gambar 5. Contoh-contoh bentuk scale……………………………………….. 14

Gambar 6. Skematik Aliran Pengambilan Sampel …………………………… 20

Gambar 7. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 1…. 21

Gambar 8. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 1….. 22

Gambar 9. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 1….. 22

Gambar 10. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 1 – B 23

Gambar 11. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 1 – B 23

Gambar 12. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 1 – B 24

Gambar 13. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 4…. 24

Gambar 14. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 4….. 25

Gambar 15. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 4…. 25


Gambar 16. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 4 – B 26

Gambar 17. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 4 – B.. 26

Gambar 18. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 4 – B.. 27


DAFTAR TABEL

Tabel : Halaman

Tabel 1. Komposisi Minyak Mentah………………………………………….. 4

Tabel 2. Tingkat Kelarutan Scale pada Air Murni…………………………….. 9

Tabel 3. Contoh Program untuk memprediksi Scale …………………………. 11


DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran

Lampiran 1. Hasil Pengukuran Quality Control

Lampiran 2. Data Per Train terhadap Scale Indeks

Lampiran 3. Contoh Penggunaan Scale Soft Pitzer

Lampiran 4. Penentuan Scale Index Dengan Scale Soft

Lampiran 5. Pitzer Contoh Pengolahan Data ke dalam Satuan ppm

Lampiran 6. Water Traetment Plant - CGS 10

Lampiran 7. Intermediate Skim Tank – Train 1


BAB I

PENDAHULUAN

I.1 Latar Belakang

Bahan bakar minyak merupakan salah satu kebutuhan yang penting dalam

kehidupan manusia terutama di zaman yang modern sekarang ini, mencari,

memproduksi, hingga mengolah minyak bumi ini tentunya tidak semudah membalik

telapak tangan. Butuh proses panjang untuk dapat menghasilkan serta mengolah minyak

bumi hingga menjadi bahan bakar yang dapat digunakan untuk kebutuhan manusia

sehari. Tidak hanya dalam hal proses produksi, dalam hal perawatan alat-alat pada

proses produksi minyak bumi juga merupakan hal utama yang harus diperhatikan.

Di ladang minyak Duri Field milik PT Chevron (Kota Duri, Provinsi Riau) lebih

kurang terdapat sekitar 4000-an well atau sumur minyak. Dari sekian banyak sumur

minyak tersebut, kondisi fluida yang ditemukan berbeda-beda, sehingga beragam pula

masalah yang dihadapi dalam hal perawatan instrument dalam hal mempertahankan

jumlah produksi. Sebagai contoh yang paling dominan ditemukan dibeberapa well yaitu

masalah Scale dan Korosi.

Adapun masalah yang akan diangkat dalam kerja praktek ini yaitu scale atau

kerak yang terjadi pada pipa-pipa proses produksi minyak bumi, dimana apa bila tidak

ditindak lanjuti, scale yang timbul atau terbentuk akan menyebabkan terhambatnya

kerja dari alat-alat sehingga akan mengurangi jumlah produksi, dimana hal tersebut me-


rupakan suatu hal yang sangat harus dihindari oleh perusahan-perusahan pemproduksi

minyak bumi. Untuk itu berbagai macam upaya pun telah dilakukan oleh beberapa

perusahan-perusahan Migas dalam hal pencegahan serta perawatan agar masalah

tersebut tidak timbul setidaknya dapat meminimalisirnya.

1.2 Rumusan Masalah

Scale merupakan masalah umum yang ditemukan di beberapa sumur minyak di

ladang minyak Duri Field milik PT Chevron. Scale biasa ditemukan pada pipa-pipa atau

tubing di well maupun di line. Scale atau kerak yang mengendap dan mengeras pada

pipa-pipa di sumur produksi tentunya akan menyebabkan berkurangnya jumlah

produksi dari suatu well bahkan dapat menyebabkan rusaknya pumping unit pada well

tersebut.

1.3 Tujuan Kerja Praktek

a) Tujuan Umum :

1. Untuk mengetahui secara langsung bagaimana penerapan ilmu yang

didapat di bangku kuliah dengan kenyataannya di dunia kerja.

2. Mengaplikasikan ilmu-ilmu kimia yang dipelajari di bangku kuliah pada

dunia kerja, khususnya pada penggunaan bahan kimia di laboratorium

b) Tujuan Khusus :

1. Mengetahui bagaimana peranan dan penggunaan bahan kimia pada

produksi minyak bumi.

2. Mengetahui proses kerja dalam memonitoring kerja bahan kimia yang

digunakan dalam pencegahan Scale.


BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Proses Terbentuknya Minyak Bumi

Teori yang paling populer mengenai asal-usul minyak bumi adalah teori organic

source material. Teori ini menyatakan bahwa minyak bumi berasal dari fosil (hewan

dan tumbuhan) yang tertimbun dalam bumi selama jutaan tahun. Bahan-bahan yang

dijumpai di dalam sedimentary rock ini mengalami sedimentasi dan mengumpul

bersama batuan sedimen. Akibat berbagai pergerakan bumi, fosil-fosil ini semakin jauh

tertimbun ke dalam perut bumi. Kondisi-kondisi ekstrim dalam perut bumi seperti

tekanan, temperatur, radiasi dan kondisi-kondisi lainnya akan membantu reaksi-reaksi

pemecahan bahan organik. Karbohidrat, protein, dan bahan organik lain dari fosil

dipecah menjadi gas atau komponen yang larut dalam air kemudian melarut dalam

tanah. Lemak yang tertinggal dan bahan yang larut di dalamnya diubah menjadi minyak

bumi melalui suatu reaksi bertitik didih rendah. Proses ini terus berlangsung hingga

berangsur-angsur terbentuk minyak bumi.

Temperatur sangat berpengaruh terhadap terbentuknya minyak bumi (150-

350oF). Bila melebihi 500oF, biasanya akan terjadi pengrusakan unsur-unsur organik

yang ada. Oleh sebab itu, pada lapisan sedimentary rock yang terkubur begitu dalam di

perut bumi jarang sekali dijumpai minyak bumi. Perkiraan terjadinya minyak mentah

pada tiga bagian sedimentary rock adalah kira-kira 35% pada sandstone, 45% pada

shale, dan 20% pada carbonate.


Ada tiga faktor utama dalam pembentukan minyak dan/atau gas bumi, yaitu:

1. Adanya bebatuan asal (source rock) yang secara geologis memungkinkan

terjadinya pembentukan minyak dan gas bumi.

2. Adanya migrasi hidrokarbon dari bebatuan asal menuju ke bebatuan reservoir

(reservoir rock), yang umumnya berupa sandstone atau limestone yang

berporipori (porous) dan ukurannya cukup untuk menampung hidrokarbon

tersebut.

3. Adanya jebakan geologis (geological entrapment). Struktur geologis kulit bumi

yang tidak teratur bentuknya, akibat pergerakan dari bumi sendiri (misalnya

gempa bumi dan erupsi gunung api) dan erosi oleh air dan angin secara terus

menerus, dapat menciptakan suatu “ruangan” bawah tanah yang menjadi jebakan

hidrokarbon. Kalau jebakan ini dilingkupi oleh lapisan yang impermeable, maka

hidrokarbon tadi akan diam di tempat dan tidak bisa bergerak kemana-mana lagi.

Komposisi minyak mentah sangat bervariasi, tetapi komposisi elemental pada

umumnya sama. Komposisi minyak mentah ditunjukkan pada table 1.

Zat Kandungan (%)

Karbon 84 – 87

Hidrogen 11 – 14

Sulfur 0 – 3

Nitrogen 0 – 1

Oksigen 0 – 2

Tabel 1. Komposisi minyak mentah


2.2 Penggunaan Bahan Kimia pada Produksi Minyak Bumi

Pada industri minyak dan gas, bahan kimia mempunyai peranan penting dalam

mengontrol kualitas minyak bumi. Untuk meningkatkan produksi dan pemeliharaan

peralatan, serta untuk memperoleh kualitas produk yang diinginkan maka ditambahkan

bahan-bahan kimia pada produksi minyak mentah. Adapun fungsi dari bahan kimia

dalam industri minyak dan gas adalah sebagai berikut :

1. Mengatasi keterbatasan kemampuan proses pemisahan secara mekanik/fisika

2. Mengatasi masalah-masalah operasi, produksi, dan pemeliharaan dengan reaksi

kimia

3. Mendapatkan hasil produksi yang optimum dan memenuhi standar kualitas yang

diinginkan

4. Menghemat biaya operasi

Komponen-komponen yang terbawa bersama minyak dari dalam sumur

menimbulkan permasalahan tersendiri dalam proses produksi. Air yang terdapat dalam

jumlah besar sebagian dapat menimbulkan emulsi dengan minyak, sehingga pemisahan

air dari minyak sukar dilakukan hanya dengan proses fisik saja. Gas CO2 dan H2S dapat

menyebabkan korosi dan mengakibatkan kerusakan pada casing, tubing, system

perpipaan, dan surface facilities. Ion-ion yang terlarut dalam air seperti kalsium,

karbonat, dan sulfat dapat membentuk kerak atau scale, yang mengakibatkan naiknya

pressure drop dan turunnya laju perpindahan panas pada sistem perpindahan panas

sehingga menurunkan produksi.


Setiap bahan kimia yang digunakan mempunyai peran dan fungsi yang berbeda-

beda bergantung pada kebutuhan operasi. Secara umum, bahan kimia yang digunakan di

lading minyak Duri milik PT Chevron dikelompokkan ke dalam fungsi-fungsi kerja

sebagai berikut :

a) Pemisahan : demulsifier, reverse demulsifier

b) Penggumpalan : coagulant aid, flocculant aid

c) Penyerap : oxygen scavenger, H2S scavenger

d) Pencegahan : corrosion inhibitor, scale inhibitor, paraffin inhibitor

e) Pencuci : surfaktan, resin rinse, foamer, defoamer

f) Pelarut : toluene, trichloroethane, zat asam

g) Racun : biocide

h) Rekondisi fluida : stimulation chemicals (frac pac, proppant, wetting agent

/ /surfactant, pH buffer, dll.), zat asam (HCl, H2SO4, CH3COOH, dll.), zat basa

(NaOH, KOH), polimer, fluida pengeboran

i) Perawatan jalan : soil stabilizer, dust suppressant, cement, asphalt, asphalt

emulsion

j) Penjernihan air : netralisasi (HCl, NaOH), desinfektan (Cl2, CaO(Cl)2), Al2(SO4)3

2.3 Scale


Scale atau kerak adalah suatu zat non organik dalam air yang mengendap

(carbonate / sulphate dari calcium, strontium, barium), merupakan endapan keras

mineral atau ion yang bersifat non organik dan menempel pada logam. Namun scale

bukanlah hasil dari kerak besi (Fe2O3) hasil korosi ataupun hasil dari endapan pasir,

tanah yang tidak larut dalam suatu aliran fluida baik pada well ataupun line.

Adapun akibat yang akan terjadi apabila timbulnya Scale antara lain adalah

volume pipa ataupun tubing akan semakin kecil, sehingga akan menyebabkan

berkurangnya kapasitas produksi, Scale yang mengendap dan mengeras dalam pipa juga

akan mengakibatkan formasi menjadi tersumbat yang nantinya mengakibatkan

terjadinya peningkatan tekanan di dalam system. Dan dampak yang lebih buruk lagi

yang akan terjadi apabila terlalu banyak Scale yang timbul yaitu dapat merusak

peralatan seperti pompa dan valve, dan tidak menutup kemungkinan suatu pumping unit

akan Shut down.

Gambar 1. Scale pada pipa / tubing


Gambar 2. Endapan hasil Korosi, bukan scale

Jenis scale yang umumnya ditemukan di industry minyak dan gas bumi adalah :

1. Kalsium karbonat (CaCO3), Magnesium karbonat (MgCO3)

2. Senyawa-senyawa alkali sulfat : CaSO4, BaSO4, SrSO4

3. Kalsium sulfat gypsum (CaSO4.2H2O)

4. Kalsium sulfat hemihidrat (CaSO4.1/2H2O)

5. Besi sulfida (FeS)

6. Besi karbonat (FeCO3), Oksida besi (Fe2O3), dan Sulfida besi (FeS2)

Namun diantara ketiga jenis-jenis Scale tersebut, Scale dengan jenis Calcium

Carbonate ( CaCO3) lah yang mendominasi jenis Scale yang terdapat di Indonesia.

Menurut penelitian yang pernah dilakukan oleh para ahli, lebih dari 90% jenis Scale

yang ditemukan di Indonesia adalah Calcium Carbonat. Dari beberapa jenis scale diatas,

terdapat tija jenis scale yang paling umum diantaranya yaitu Calcium Carbonat, Barium

sulfat, dan Strontium sulfat. Tingkat kelarutan dari ketiga jenis scale ini dalam air murni

dapat kita amati pada table 2.2 :

Tabel 2. Tingkat kelarutan masing-masing Scale di air murni pada 25 oC


Jenis Scale Kelarutan (mg/l)

BaSO4 2.3 mg/l

CaCO3 53.0 mg/l

SrSO4 114.0 mg/l

Dan apabila dalam bentuk grafik, pengaruh temperature pada kelarutan Scale dapat

dilihat pada gambar di bawah ini :

Gambar 3. Grafik pengaruh temperatur terhadap kelarutan Scale

2.3.1 Proses Terbentuknya Scale


Proses umum terbentuknya Scale disebabkan karena adanya penggeseran

kesetimbang antara :

Calcium Air + Calcium + Carbon dioxide

Bicarbonate Carbonate

(Larut) (Tidak larut) (Gas)

Kestabilan bergeser karena pengaruh :

1. Pressuer (semua jneis carbonat) : Penurunan pressure atau tekanan dapat

mengakibatkan scale akan mudah mengendap.

2. Temperature (semua jenis carbonat, calcium sulphate) : terjadinya

peningkatan temperature membuat scale CaCO3 mudah mengendap.

3. pH ( biasanya jenis carbonates) : Peningkatan pH membuat scale

mengendap

4. Pencampuran dua macam air yang tidak compatible (semua jenis sulphate

terbentuk dengan cara ini)

5. Water #1 + Water #2 Scale (tidak larut)

Ba ++ SO4 -- BaSO4

6. Penurunan salinity (TDS = Total Dissolved Solid) membuat carbonates and

sulphates lebih mudah mengendap

2.3.2 Prediksi Scale


Beberapa pertanyaan yang biasanya sering timubul dalam hal mengenai

Scale yaitu, apakah akan terbenuk Scale? atau Sudahkan terbentuk Scale?.

Kecendrungan terbentuknya Scale dapat dihitung berdasarkan hasil analisa air pada

laboratorium. Scale dapat kita prediksi atau dikira kapan ia akan terbentuk, metoda

prediksi dilakukan dengan cara menghitung semua faktor kimia dan fisika yang

mempengaruhi timbulnya scale antara lain adalah analisa kation/anion dalam air,

temperature, tekanan dan perubahan parsial tekanan CO2, total dissolved solids,

serta kelarutan tipe-tipe scale yang terbentuk.

Adapun contoh – contoh yang biasa digunakan untuk memprediksi Scale

antara lain dapat dilihat pada table berikut :

Tabel 3. Contoh Program untuk memprediksi Scale

Nama Program Jenis Scale

Stiff & Davis CaCO3

Langelier CaCO3

Pitzer CaCO3

Ryzner CaCO3

Oddo & Thomson CaCO3

Skillman, Mc Donald, Stiff

CaSO4

Templeton BaSO4

Larson and Buswell CaCO3


Dalam memprediksi telah terbentuknya scale atau belum, kita perlu

melakukan ampling dan analisa air dengan cermat. Diantaranya kita harus selalu

mengukur pH pada waktu sampling, alkalinity harus ditest secepatnya, dan kita

juga harus memastikan terlebih dahulu bahwa tidak terjadinya pembentukkan scale

pada botol sampel.

Selain melulai analisis air di laboratorium, Cara lain yang juga telah

dilakukan untuk memonitoring telah terbentuk atau tidaknya Scale yaitu dengan

menggunakan Scale coupons. Cara ini boleh dibilang cukup sederhana yaitu dengan

cara menancapkan coupons pada Scale monitoring point yang telah ditentukan dan

dibiarkan lebit kurang selama satu bulan, kemudian Scale coupons dicabut lalu

diamati. Apabila coupons (berat coupons ditimbang terlebih dahulu sebelum

ditanam) yang telah ditanam selama satu bulan tadi beratnya bertambah dari berat

sebelumnya, berarti itu diidentifikasikan telah terbentuk Scale, lalu dihitung kadar

Scalenya dengan membandingkan antara berat awal coupons dan berat coupons

setelah ditancapkan. Namun apabila berat coupons semakin ringan, berarti itu

mengidentifikasikan terbentuknya Korosi. Karena dapat memonitoring Scale

ataupun korosi, oleh sebab itu cara ini masih digunakan hingga sekarang, dan cara

ini juga dianggap sebagai cara monitoring scale yang lebih akurat. Namun yang

harus kita ingat adalah bahwa hasil yang kita dapatkan sifatnya hanyalah

merupakan perkiraan saja.


Gambar 4. Pembentukan Scale pada Coupons

2.4 Scale Inhibitor

Scale Inhibitor merupakan bahan kimia cair yang disuntikkan ke dalam pipa

aliran untuk mencegah atau memperlambat terbentuknya scale pada dinding bagian

dalam pipa akibat adanya unsur sadah yang berlebihan dari cairan yang selalu kontinyu

mengalir dalam pipa. Injeksi Scale inhibitor merupakan salah satu cara untuk mencegah

terbentuknya scale. Perlu diketahui bahwa injeksi Scale inhibitor dilakukan dalam

upaya pencegahan terbentuknya Scale, bukan untuk menghilangkan Scale. Namun

apabila Scale sudah terbentuk, maka langkah yang kita lakukan salah satunya dengan

cara acidizing atau di asamkan. Acidizing adalah cara utnuk menghilangkan Scale

plugging di sumur tetapi tidak mencegah terjadinya Scale.

Scale inhibitor ini bekerja dengan cara mengikat scale yang cenderung

mengendap supaya tetap larut dan tidak mengendap, merubah bentuk kristal supaya

tidak tumbuh, serta mampu merubah kristal yang telah terbentuk menjadi lebih bulat

dan mudah teurai/lepas. Scale Inhibitor menghambat pertumbuhan Kristal dengan


berbagai cara diantaranya melekat pada permukaan Kristal, mencegah pertumbuhan

Kristal baru dan mendorong penguraian kembali, dan apabila Kristal tetap tumbuh,

Kristal yang terbentuk mempunyai permukaan yang tidak rata, akibatnya

pertumbuhannya menjadi sangat lambat.

Tanpa scale inhibitor phosphonat Eonscale

Gambar 5. Contoh bentuk Scale

Scale Inhibitor yang biasa digunakan mempunyai beberapa tipe atau jenis

diantaranya scale inhibitor jenis Phosphate, Phosphate ester, Polyacrylate, dan

Phosphonate. Adapun sifart-sifat dari scale inhibitor tersebut antara lain adalah :

1. Inorganik Phosphate : O-P-O-P-O

Digunakan untuk mengatasi scale jenis CaCO3, memiliki stabilitas yang

rendah, berubah jadi Ortho – PO4, dan tidak compatible dengan air asin.

2. Organic Phosphate Esters: C-O-P

Scale inhibitor jenis ini sangat efektif untuk CaCO3, CaSO4, BaSO4.

Bersifat lebih tahan terhadap temperature ringgi, dapat digunakan untuk


squeeze jika temperature dibawah 60oC, dan kelebihannya adalah scale

inhibitor jenis ini lebih mudah untuk dimonitoring.

3. Acrylic Acid Polymers

Scale inhibitor jenis ini boleh dikatakan cocok untuk sebagian besar tipe

scale, dikarenakan sifatnya yang stabil pada temperature tinggi (260oC),

dapat digunakan untuk squeeze, namun sedikit susah untuk dimonitor.

4. Phosphonates : C-P Eonscale W702/ W737

Jenis ini cocok juga untuk sebagian besar tipe scale. Sifatnya stabil hingga

temperature 135oC, dapat digunakan untuk squeeze dan dapat dimonitor.


BAB III

METODOLOGI PELAKSANAAN

3.1 Tempat dan Waktu

Kerja praktek ini dilaksanakan pada tanggal 18 Januari 2010 sampai dengan 18

Februari 2010, di Laboratorium PT CLARIANT – Duri Operation Jl. Raya Duri-Dumai

Km 14, Duri – Riau.

3.2 Pengambilan Sampel

Sampel yang dianalisa diperoleh dengan mengambil ke Duri Field di area CGS

10 oleh petugas sampel kemudian dibawa ke laboratorium dan segera dianalisa. Petugas

sampel tersebut telah dilatih dan berpengalaman dalam pengambilan sampel di Duri

Field.

Sampel yang diambil berupa cairan yang masih mengandung minyak mentah

serta kandungan mineral lainya yang diambil di 3 titik tempat pengambilan sampel dari

2 jalur tanki yang berbeda, yaitu pada tanki 1 : titik sampelnya pada Intermediate Skim

Tank 1 (IST 1), Primary Tank 1 (PR 1), dan Secondary Tank 1 (SC 1). Dan pada tanki 4

: titik sampelnya pada Intermediate Skim Tank 4 (IST 4), Primary Tank 4 (PR 4), dan

Secondary Tank 4 (SC 4). Kemudian sampel juga diambil kembali pada tempat yang

sama dengan jeda waktu sekitar setengah jam dari pengambilan pertama (kode A) yang

selanjutnya ditandai dengan Kode B.


3.3 Alat-alat yang digunakan

Adapun alat-alat yang digunakan dalam penelitian ini adalah Spektrometer DR-

2000, Schott Bottle, Sany glass, Beaker glass, Statis, Buret, pH meter, Kuvet, Kertas

saring, Pipet tetes, Corong plastic, Oven, Erlenmeyer, dan Gelas ukur.

3.4 Bahan-bahan yang digunakan

Bahan-bahan yang digunakan dalam penelitian ini adalah H2SO4 0,1 N, HCl

pekat, Buffer pH 4 dan 7, EDTA 0,022 M, NaCl (150 mg/l), KOH 8 N, Photassium

Peroxodisulfat, Hidroxy Naftol Blue,

3.5 Prosedur Kerja

3.5.1 Penentuan pH

Sampel yang telah diambil dari titik pengambilan sample oleh Tim sampling

disaring terlebih dahulu menggunakan kertas saring biasa kedalam botol Schott

kemudian di ambil 50 ml lalu di ukur pH nya menggunakan pH meter yang

sebelumnya sudah dikalibrasi dengan larutan buffer pH 4 dan 7. Amati hasil

pengukuran hingga menunjukkan pH yang stabil, kemudian dicatat pH larutan

sampel hasil pengukuran.

3.5.2 Penentuan Kadar HCO3

Sediakan 50 ml larutan sampel yang telah disaring dalam gelas beaker,

kemudian tentukan pH awal larutan tersebut selanjutnya dititrasi dengan H2SO4

0.1 N hingga pH sampel berubah menjadi 4.5. Setelah pH sampel menjadi 4.5


Ppm CaCO3 = BM CaCO3 x ppm Ca

Ar CA

Ppm CaCO3 = BM CaCO3 x ppm Ca

Ar CA

maka titrasi dihentikan dan catat berapa volume titran yang digunakan. Hasil

pengukuran dalam ml di ubah menjadi ppm.

3.5.3 Penentuan Kadar Hardness (Kesadahan air)

3.5.3.1 Kadar Ca

Sediakan 25 ml larutan sampel yang telah disaring ke dalam Erlenmeyer.

Tambahkan 1 ml NaCl (150 mg/ml), 2 ml KOH 8 N, dan 2 tetes indicator

Hidroxy Nafthol Blue. Selanjutnya dititrasi dengan EDTA 0.02202 M

hinggan terjadi perubahan warna yang stabil. Catat volume titran yang

digunakan kemudian ubah satuannya ke dalam ppm.

3.5.3.2 Kadar CaCO3

Untuk menghitung kadar CaCO3 kita menggunakan rumus :

3.5.4 Penentuan PRC (Phosphonate Residual Content)

Siapkan 60 ml sampel yang telah disaring ke dalam botol Schott kemudian

sampel di Acid dengan menambahkan 2 tetes HCl 0.1 N, tutup rapat botol dan

di kocok hingga campuran menjadi homogen. Lalu sampel tersebut di Oven

selama 17 jam pada 95oC. Setelah dilakukan pemanasan, keluarkan sampel dari

oven lalu dinginkan kemudian disaring lagi dengan menggunakan 2 lembar

kertas saring. Untuk persiapan sampel selanjunya yaitu, sediakan sebanyak 5 ml

sampel tadi lalu ditambhkan 4 ml Photasium peroxodisulfat, 16 ml aquadest.


Kemudian sampel dipananskan kembali kedalam oven selama 2 jam pada 95oC.

Setelah itu dinginkan sampel kemudian tambahkan 1 sachet reagen Phosver

(Phosphate) aduk hingga larut. Untuk larutan Blanko sediakan sampel yang

sama tetapi tanpa ditambahkan reagen.Ukur dengan spectrometer DR-2000

dengan no program 501 dan panjang gelombang 890. Catat hasil pengukuran

tersebut.


BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Pengaruh Waktu Terhadap PRC dan Scale

Pada pelaksanaa kerja praktek ini pengamatan atau monitoring terhadap kerja

Scale Inhibitor pada area CGS 10 Duri Field PT Chevron ini dengan jumlah sampel

sebanyak 12 botol per hari dari 6 titik sampel dalam 2 kali pengambilan (antara

pengambilan pertama dan kedua pada titik sampel yang sama berselang sekitar ½ jam)

dari 2 Train atau jalur yang berbeda yaitu Train 1 dan 4.

To Surge Tank

Gambar 6. Skematik Aliran pengambilan Sampel


Train 1Train 1

Intermediate Skim Tank 4


Primary 4 - MFU

Primary 4 - MFU

Secondary 4 - MFU

Secondary 4 - MFU

Train 4Train 4



Primary 1 - MFU

Primary 1 - MFU

Secondary 1 - MFU

Secondary 1 - MFU

Setelah dilakukan water analysis dan PRC dari ke keseluruhan sampel selama

tiga hari berturut-turut, maka didapatkanlah data analisa laboratorium (data terlampir).

Kemudian ditentukan harga Scale Index rata-rata per titik sampel, lalu kita bandingkan

harga Scale index terhadap harga PRC yang didapat. Hasilnya terlihat pada Grafik

berikut ini :

Gambar 7. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 1

Keterangan :

IST 1 – A = Sampel dari IST pada pengambilan pertama Train 1

PRC = Phosponate Residual Content

SI = Scale Index

Pada gambar 7. terlihat jelas bahwa hubungan antara harga PRC terhadap Scale indeks

adalah berbanding terbalik, hal ini dapat diamati dari kurva dari SI yang semakin tinggi

pada saat kurva PRC semakin menurun, hal ini disebabkan karna pada saat pengambilan

sampel di titik ini kondisi phosponat yang terkandung dalam fluida sedikit sehingga

kurva yang ditunjukkan menurun sehingga kurva SI akan semakin naik.


Gambar 8. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 1

Pada Primary 1 pengambilan pertama, hasil dari grafik (Gambar 8) yang didapat

menunjukkan bahwa pada hari ke dua harga PRC naik dan kembali turun pada

pengecekkan dihari ketiga. Sedangkan harga SI juga ikut naik pada kedua dan turun

pada hari ketiga. Pada grafik ini antara PRC dan SI terjadi hubungan yang berbading

lurus, hal ini mungkin saja disebabkan karena penyebaran PRC yang tidak merata yang

tercampur dalam fluida yang terbawa keluar oleh pumping unit, sehingga PRC yang

terukur terlalu tinggi dibandinkan dengan harga SI yang terbentuk.

Gambar 9. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 1

Pada Secondary 1 pengambilan pertama (gambar 9) grafiknya menunjukkan bahwa

harga PRC terhadap SI berbanding terbalik dimana pada saat harga SI tinggi, harga Kerja Praktek – PT Clariant Indonesia – Duri Operation

PRC semakin menurun seiring dengan berjalannya waktu harga PRC telihat semakin

menurun hal ini disebabkan karena kandungan Phosponat yang diinjeksikan ke dalam

fluida semakin lama akan semakin berkurang karena terabsorbsi sedikit demi sedikit

oleh fluida yang terpompa keluar oleh pumping unit.

Gambar 10. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 1 - B

Untuk IST 1 pada pengambilan kedua ini (Gambar 10) grafiknya juga menunjukkan

bahwa pada saat harga SI turun, harga PRC nya justru naik, yang menandakan bahwa

kandungan phosponat yang terdapat di dalam fluida masih banyak dan masih dapat

mencegah terbentuknya Scale sehingga kurva SI yang dihasilkan semakin menurun.

Dihari ketiga kurva SI naik hal ini disebabkan karena pada hari ketiga kadar phospat

yang tersisa di dalam fluida semakin sedikit.


Gambar 11. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 1 - B

Pada Primary 1 pengambilan kedua (Gambar 11) terlihat jelas bahwa grafik yang

dihasilkan menunjukkan bahwa antara harga PRC terhadap SI adalah berbanding

terbalik dimana harga SI jauh semakin menurun pada saat kurva PRC naik, Kurva PRC

yang tinggi menandakan bahwa kandungan phosponat di dalam fluida tersebut masih

banyak sehingga kemungkinan scale akan terbentuk sangat kecil atau sedikit.

Sedangkan pada hari ketiganya kurva PRC sedikit menurun dan kurva SI naik yang

disebabkan oleh kurangnya kadar phosponat yang masih tersisa di fluida.

Gambar 12. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 1 - B

Pada gambar 12. terlihat bahwa hubungan antara harga PRC terhadap Scale indeks juga

berbanding terbalik, hal ini dapat diamati dari kurva dari PRC yang semakin tinggi pada

saat kurva SI semakin menurun. Yang artinya pada data ini menunjukkan kondisi dari

fluida yang diamati masih mangandung kadar phosponat yang cukup banyak untuk

mencegah terbentuknya Scale. Sedangkan dihari ketiganya kurva PRC jauh merosot

turun yang disebabkan berkurangnya jumlah phosponat yang terkandung dalam fluida

atau sudah tidak ada sama sekali.


Gambar 13. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 4

Pada IST train 4 pengambilan pertama ini (Gambar 13) grafik menunjukkan bahwa

hubungan antara harga PRC terhadap Scale indeks adalah berbanding terbalik, namun

perbedaan antara keduanya tidak terlalu signifikan dibandingkan dari data-data yang

didapati sebelumnya. Terlihat bahwa pada hari kedua PRC naik yang diiringi dengan

turunnya kurva SI dan dihari ketiga kurva PRC kembali turun dengan naiknya harga SI.

Gambar 14. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 4

Dari grafik pada gambar 14. Terlihat bahwa pada saat harga PRC meningkat tajam.

Sedangkan kurva SI semakin menurun dari hari pertama hingga ketiga. Hal ini mungkin

saja disebabkan karna kondisi dari phosponat yang terukur pada hari kedua sangat

banyak atau terjadi penumpukan, sedangkan SI yang dihasilkan dari data perhitungan


menggunakan program komputerisasi (ScaleSoftPitze version 2.0) menunjukkan grafik

SI yang demikian.

Gambar 15. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 4

Dari grafik pada Gambar 15 terlihat jelas bahwa hubungan antara harga PRC terhadap

Scale indeks adalah juga berbanding terbalik, dimana kurva dari PRC yang semakin

tinggi dihari kedua pada saat kurva SI menurun. Hal tersebut menandakan bahwa

kandungan phosponat yang masih terkandung dalam fluida masih dapat untuk

mencegah terbentuknya scale.

Gambar 16. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada IST 4 - B

Pada IST 4 pengambilan kedua ini (Gambar 16) grafiknya menunjukkan bahwa

hubungan antara harga PRC terhadap Scale indeks juga berbanding terbalik, hal ini

terlihat jelas dari awal pengukuran dimana kurva dari SI yang selalu berada diatas dari

kurva PRC yang artinya dari pengukuran tersebut dapat disimpulkan bahwa kandungan Kerja Praktek – PT Clariant Indonesia – Duri Operation

phosponat dalam fluida pada saat itu sangat sedikit sehingga harga SI selalu tinggi.

Maka untuk mencegah terbentuknya scale, harus dilakukan penginjeksian phosponat

lagi ke dalam formasi.

Gambar 17. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada PR 4 - B

Untuk gambar 17. Kurva seperti ini seharusnya tidak terjadi karena PRC dan SI

sangatlah berlawanan, jika PRC tinggi maka SI haruslah semakin rendah. Dari gambar

terlihat bahwa pada saat harga SI naik, harga PRC juga naik. Hal seperti ini mungkin

saja disebabkan beberapa faktor diantaranya yaitu kondisi dari fluida itu sendiri, karena

phosponat yang kita amati disini berbeda-beda kadarnya kadang kala terlalu banyak

ataupun terlalu sedikit.

Gambar 18. Grafik hubungan antara waktu terhadap PRC dan SI pada SC 4 - B


Pada data yang terakhir dari Secondary 4 (Gambar 18) grafik juga memperlihatkan

bahwa hubungan antara harga PRC terhadap Scale indeks adalah berbanding terbalik,

hal ini dapat diamati dari kurva dari SI yang semakin tinggi pada saat kurva PRC

semakin menurun yang juga dipengaruhi oleh waktu pada saat pengambilan sampel.

Monitoring kerja Scale inhibitor dapat dilakukan salah satunya dengan cara

water analysis serta menentukan berapa kadar dari phosponate atau sering disebut

dengan metoda PRC (Phosphonate Residual Content) yang terbawa oleh fluida-fluida

yang terserap oleh pumping unit pada sumur produksi minyak bumi. Scale Inhibitor ini

bertujuan untuk mencegah terjadinya Scale, bukan untuk menghilangkan Scale. Scale

inhibitor yang digunakan untuk mencegah terbentuknya Scale pada alat-alat pemproses

minyak bumi ini adalah Scale inhibitor dengan merk dagang ST 5858 atau ‘Scale Treat

5858’. Senyawa ini berwujud cair berwarna seperti air teh, bersifat asam, serta phosphor

sebagai kandungan utamanya. Untuk itu kita dapat memonitoring apakah Scale inhibitor

yang diinjekkan masih bekerja atau tidak salah satunya dengan metoda PRC.

Pada saat eksekusi penginjekkan Scale Inhibitor pada DSST (Downhole Scale

Squeeze Treatment) telah selesai dilakukan, pompa minyak dibiarkan dalam posisi Shut

down lebih kurang 24 jam setelah itu baru pompa minyak dapat dihidupkan. Hal ini

bertujuan agar Scale inhibitor yang telah diinjekkan teradsorpsi terlebih dahulu di antara

bebatuan-bebatuan pada daerah reservoar sumur produksi, dan diharapkan terbawa

sedikit demi sedikit oleh fluida yang mengalir ke luar akibat hisapan dari pompa pada

sumur tersbut, untuk mengecek apakah masih ada atau tidaknya Scale inhibitor yang

telah diijekkan tadi, maka kita perlu melakukan analisa rutin terhadap air dan

kandungan phosphor yang terbawa di dalam fluida tersebut.


Dalam metoda PRC, sampel yang kita butuhkan adalah air. Yaitu air yang

terbawa keluar yang sebagian masih erikat di dalam fluida. Air tersebut disaring terlebih

dahulu lalu kita tambahkan dengan sedikit acid (disini acid yang digunakan yaitu HCL

pekat) dan dipanaskan selama ± 17 jam. Tujuan dari penambahan acid dan pemanasan

ini adalah untuk menurunkan pH air hingga menjadi 2, karena berdasarkan penelitian

yang telah dilakukan sebelumnya Scale Inhibitor jenis ST 5858 ini dapat terurai setelah

dipanaskan selama 17 jam pada pH tersebut. Setelah pemasan tersebut diharapkan

struktur dari phosphonat pecah dan menjadi phosphor, agar bisa bewarna apabila diberi

indicator karena pengukuran PRC ini menggunakan alat spektrometri UV – Vis. Setelah

pendinginan, sampel ditambahkan potassium peroxodisulfate dan dipanaskan kembali ±

2 jam, tujuan dari pemanasan yang kedua ini yaitu untuk pemisahan lebih lanjut antara

phosphor terhadap struktur phosphonatnya dengan potassium sebagai senyawa

penganggunya. Kemudian barulah diukur dengan kadarnya Spektrometer DR-2000.

Berdasarkan data yang didapat dari analisa di laboratorium terhadap monitoring

kerja Scale Inhibitor yang diinjeksikan, kita mengamati data-data pada pengambilan

sampel yang pertama yaitu dengan kode ‘A’ dan sebagai pembanding yaitu data pada

pengambilan kedua dengan selang waktu ½ jam yaitu dengan kode ‘B’.

Berdasarkan teorinya, hubungan antara Scale Index terhadap kandungan

phosphonat atau PRC (Phosphonat Residual Content) di dalam sampel haruslah

berbanding terbalik. Karena pada dasarnya Phosphonat hanyalah sebagai pengotor atau

senyawa pengangggu terbentuknya scale pada suatu formasi atau system, jadi dengan

melakukan monitoring terhadap scale inhibitor yang diijeksikan, kita dapat menentukan

apakah scale yang kita injeksikan tersebut masih terkandung di dalam formasi atau tidak Kerja Praktek – PT Clariant Indonesia – Duri Operation

yaitu dengan mengamati dari kadar Phosphonat yang terbawa keluar pada sumur-sumur

produksi minyak bumi dengan kadar minimum yang telah ditentukan. Kadar minimum

phosphonat yang terkandung dalam suatu sumur produksi ang telah diijekkan scale

inhibitor tersebut adalah ± 2 ppm.

Apabila pada waktu melakukan analisa sampel dengan metoda PRC didapati

bahwa kadar phosphonat yang terbawa oleh suatu sampel dari suatu sumur produksi di

bawah atau lebih rendah dari 2 ppm, itu artinya scale inhibitor yang di injeksikan perlu

dilakukan injeksi ulang untuk mencegah timbul atau terbentuknya scale.

Dari data laboratorium terhadap analisa PRC yang telah dilakukan lebih kurang

selama 3 hari, kita dapat mengamati bahwa secara keseluruhan dari data yang diperoleh

menunjukkan bahwa hasil pengukuran antara PRC terhadap Scale index adalah

berbanding terbalik, dimana pada saat harga Scale index naik, maka harga dari PRC

akan turun, begitu juga sebaliknya, apabila harga scale index turun, maka harga PRC

akan naik.

Dari beberapa uraian data diatas, kita dapat beberapa kesimpulan diantaranya

yaitu : secara keseluruhan data membuktikan serta menunjukan adanya hubungan yang

berbanding terbalik antara PRC terhadap besar harga dari Scale index, baik pada train 1

dan Train 4 secara keseluruhan yang mengindikasikan bahwa pada train pengambilan

sampel baik 1 maupun train 4 belum membuktikan akan terbentuknya Scale dimana hal

ini terbukti dari pengujian terhadap kadar scale tersebut yang masih rendah yang mana

secara teorinya untuk kadar scale yang sekecil itu maka scale blum terbentuk.


BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Dari pelaksanaan kerja praktek yang telah dilakukan di laboratorium PT

CLARIANT INDONESIA – Duri Operation terhadap evaluasi hubungan PRC terhadap

kecendrungan terbentuknya pada MFU di area CGS 10 ( Central Gathering Stations 10 )

ladang minyak Duri milik PT Chevron didapati beberapa kesimpulan diantaranya :

Apabila harga kandungan PRC di dalam aliran fluida masih besar, maka harga Scale

indeks akan kecil sehingga kemungkinan akan terbentuknya Scale sangat kecil. Dan

penurunan PRC terbesar terjai pada Secondary Tank 1 (SC -1 A) yaitu dengan

penurunan hingga 0.2 ppm.

5.2 Saran

Adapun saran-saran yang dapat penulis tuangkan dalam laporan kerja praktek ini

antara lain yaitu : Salah satu cara untuk pencegahan scale yaitu dengan cara Acidizing,

yaitu pemberian asam yang diharapkan dapat melunturkan atau menghancurkan scale

yang sudah terbentuk, mengeras dan mengendap. Untuk itu diharapkan apabila nantinya

ada mahasiswa/i yang melakukan kerja praktek tentang Scale, untuk membahas

bagaimana proses dari pencegahan Scale secara Acidizing atau pengasaman tersebut.


DAFTAR PUSTAKA

Anonim. 2010. http://www.google.co.id/opec. Februari 2010.

Anonim. 2010. Minyak Bumi. http://www.google.com/search. Februari 2010.

Anonim.2010.http://www.google.com/search/

quality+control+water+analysis8&aq=t&rls=org.mozilla:en-

US:official&client=firefox-a. Februari 2010.

Anonim. 2010. Komposisi Minyak Bumi. http://www.chem-is-try.org/tanya_pakar/kom

posisi_minyak_bumi. Februari 2010.

Anonim. 2010. Scale & Scale Inhibitor. http://yahoomail.com/mailinglist_gruop_kimia_

indonesia. Februari 2010.

Nugraha, Angga. 2009. Laporan Kerja Praktek. Analisa Korosi Pada Wash Tank Dan

Tindakan Penanggulangannya . Duri : PT Chevron Pacific Indonesia.

Oktavera, Yulia. 2008. Laporan Kerja Praktek. Pemilihan Senyawa Flokuan Untuk

Penjernihan Air Terproduksi di Ladang Minyak Duri Injeksi Uap PT Chevron

Pacific Indonesia di PT Clariant. Padang : PT Clariant.


http://yahoomail.com/mailinglist

http://www.chem-is-try.org/tanya_pakar/kom%20posisi_minyak_bumi.%20Februari%202010

http://www.chem-is-try.org/tanya_pakar/kom%20posisi_minyak_bumi.%20Februari%202010

http://www.google.com/search/quality+control+water+analysis8&aq=t&rls=org.mozilla:en-US:official&client=firefox-a



http://www.google.com/search

http://www.google.co.id/opec.%20Februari%202010

LAMPIRAN 1.a

FIELD/AREADATE

vol ppm vol ppm vol ppm vol ppm vol Ca ppm Ca CaCO3

QUALITY CONTROL LABORATORY

NO WELLWATER ANALYSIS

AreapH

HCO3 Cl Fe SO4 HARDNESS PRC ppm

1 IST 1 - A 7.27 2.9 353.8 304.243 0.611 3119.6 0.06 0.3 0 0 CGS 10

2 PR 1- A 7.82 8.5 1037 8.4 2382.2

1.9 121.843

1.1 CGS 100 0 1.1 5.5 2.3 147.494

3 SC 1- A 8.08 8.1 988.2

368.294

368.294 1.213.14 3726.5 0 0 0 0 CGS 10

4 IST 4 - A 7.25 8.3 1012.6 8.2 2325.5

2.3 147.494

0.9 CGS 100.1 0.5 0 0 2.8 179.558

5 PR 4 - A 7.69 8.2 1000.4

448.358

424.339 1.38 2268.8 0 0 2 10 CGS 10

6 SC 4 - A 8.21 8.25 1006.5 8.2 2325.5

2.65 169.939

1.5 CGS 100 0 0 0 2.35 150.701

7 IST 1 - B 7.85 8.84 1078.5

376.301

752.602 2.414.57 4132.1 0 0 0 0 CGS 10

8 PR 1 - B 7.89 7.65 933.3 8.1 2297.2

4.7 301.402

1.3 CGS 100 0 0 0 2.51 160.961

9 SC 1 - B 8.1 8.4 1024.8

401.921

163.526 408.326 1.88.2 2325.5 0.01 0.05 2 10

173.146

CGS 10

10 IST 4 - B 7.2 8.4 1024.8 7.9 2240.4

2.55

432.346 2.1 CGS 100.06 0.3 0 0 2.7

011 PR 4 - B 8.2 7.85 957.7 157.114 392.314 0.911.9 3374.8 0 0 0

153.907

CGS 10

12 SC 4 - B 7.76 8.1 988.2 10.9 3091.2

2.45

384.307 2.3 CGS 10

: CGS 10: 3 Februari 2010 / Wednesday

0 0 0 0 2.4

Table 4.1 : Hasil Pengukuran Quality Control CGS 10 pada 3 Februari 2010


LAMPIRAN 1.b

FIELD/AREADATE


1.4 89.7792 224.179 0.9 CGS 105 1418 0 0 0 012 SC 4 - B 8.32 8.7 1061.4

55 1.1 70.5408 176.141 1.6 CGS 101110.2 3.9 1106 0 0 11

1.3 83.3664 208.166 1.3 CGS 10

11 PR 4 - B 7.87 9.1

4.5 1276.2 0.01 0.05 3 1510 IST 4 - B 7.57 8.5 1037

10 1.1 70.5408 176.141 2.4 CGS 10951.6 3.9 1106 0 0 2

1.2 76.9536 192.154 2.5 CGS 10

9 SC 1 - B 8.4 7.8

3.7 1049.3 0 0 0 08 PR 1 - B 8.09 8.5 1037

0 1.15 73.7472 184.147 1.7 CGS 10988.2 3.3 935.88 0 0 0

0.95 60.9216 152.122 2.7 CGS 10

7 IST 1 - B 7.22 8.1

4.6 1304.6 0 0 0 06 SC 4 - A 8.35 8.5 1037

0 1.25 80.16 200.16 2.5 CGS 101098 4.1 1162.8 0 0 0

1.3 83.3664 208.166 1.2 CGS 10

5 PR 4 - A 7.74 9

4 1134.4 0.1 0.5 0 04 IST 4 - A 7.11 8.9 1085.8

0 1.15 73.7472 184.147 1.1 CGS 101006.5 4.3 1219.5 0 0 0

1.45 92.9856 232.186 1.8 CGS 10

3 SC 1- A 8.35 8.25

4 1134.4 0.07 0.35 2 10

70.5408 176.141 0.4 CGS 10

2 PR 1- A 8.02 8.25 1006.5

1191.1 0.04 0.2 0 0 1.1

SO4 HARDNESS PRC ppm

1 IST 1 - A 7.23 8.4 1024.8 4.2

QUALITY CONTROL LABORATORY


AreapH

HCO3 Cl Fe

: CGS 10: 4 Februari 2010 / Thursday



LAMPIRAN 1.c

FIELD/AREADATE


0 1.6 102.605 256.205 1.3 CGS 101085.8 3.8 1077.7 0 0 0

1.3 83.3664 208.166 1.5 CGS 10

12 SC 4 - B 7.5 8.9

3.6 1021 0 0 0 011 PR 4 - B 7.49 8.6 1049.2

0 1.3 83.3664 208.166 1.3 CGS 101110.2 3.5 992.6 0 0 0

1.2 76.9536 192.154 0.6 CGS 10

10 IST 4 - B 7 9.1

3.6 1021 0 0 7 359 SC 1 - B 7.93 8.3 1012.6

5 1.2 76.9536 192.154 2 CGS 101061.4 3.6 1021 0 0 1

1.3 83.3664 208.166 1.4 CGS 10

8 PR 1 - B 7.76 8.7

3.3 935.88 0 0 0 07 IST 1 - B 7.15 8.9 1085.8

0 1.3 83.3664 208.166 0.7 CGS 101098 3.5 992.6 0 0 0

1.3 83.3664 208.166 0.3 CGS 10

6 SC 4 - A 7.73 9

3.6 1021 0 0 4 205 PR 4 - A 7.32 9.3 1134.6

0 1.3 83.3664 208.166 0.9 CGS 101037 3.3 935.88 0 0 0

1.2 76.9536 192.154 1 CGS 10

4 IST 4 - A 7.07 8.5

3.6 1021 0.09 0.45 0 0

80.16 200.16 1 CGS 10

3 SC 1- A 7.98 9.2 1122.4

1106 0.03 0.15 0 0 1.25

208.166 1.8 CGS 10

2 PR 1- A 7.92 9.5 1159 3.9

0.04 0.2 2 10 1.3 83.3664

HARDNESS PRC ppm

1 IST 1 - A 7.09 8.5 1037 4 1134.4


AreapH

HCO3 Cl Fe SO4

QUALITY CONTROL LABORATORY: CGS 10: 5 Februari 2010 / Friday



LAMPIRAN 2.a

DATA PADA TRAIN 1

IST 1 - A IST 1 - BDate pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 7.27 0.6 0.52 3-Feb 7.85 2.4 1.964-Feb 7.23 0.4 1.32 4-Feb 7.22 2.1 1.295-Feb 7.09 1.8 1.24 5-Feb 7.15 1.4 1.34

PR 1 - A PR 1 - BDate pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 7.82 1.1 1.52 3-Feb 7.89 1.3 1.614-Feb 8.02 1.8 1.75 4-Feb 8.09 2.5 1.545-Feb 7.92 1 1.7 5-Feb 7.76 2 1.61

SC 1 - A SC 1 - BDate pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 8.08 1.2 1.11 3-Feb 8.1 1.8 1.584-Feb 8.35 1.1 1.46 4-Feb 8.4 2.4 0.925-Feb 7.98 1 1.66 5-Feb 7.93 0.6 1.57


LAMPIRAN 2.b

DATA PADA TRAIN 4

IST 4 - A IST 4 - BDate pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 7.25 0.9 1.53 3-Feb 7.2 2.1 1.554-Feb 7.11 1.2 1.3 4-Feb 7.57 1.3 1.555-Feb 7.07 0.9 1.26 5-Feb 7 1.3 1.23

PR 4 - A PR 4 - BDate pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 7.69 1.3 1.72 3-Feb 8.2 0.9 1.274-Feb 7.74 2.5 1.64 4-Feb 7.87 1.6 1.615-Feb 7.32 0.3 1.48 5-Feb 7.49 1.5 1.54

SC 4 - A SC 4 - B

Date pH PRC SI Date pH PRC SI3-Feb 8.21 1.5 1.38 3-Feb 7.76 2.3 1.654-Feb 8.35 2.7 1.14 4-Feb 8.32 0.9 1.95-Feb 7.73 0.7 1.66 5-Feb 7.73 1.1 1.66


LAMPIRAN 3

CONTOH PENGGUNAAN PROGRAM SCALE SOFT PITZER

Input Data To run ScaleSoftPitzer Version 2.0 click on the "Run" sheet tab.Parameters Input Units Parameters Input Units QC Checks

Sample ID Na+(mg/l) (I) equiv./liter

Date K+ (if not known =0) (mg/l) SCations= 0.006

Operator Mg2+(mg/l) SAnions= -0.094

Well Name Ca2+121.6 (mg/l) % Differ = -87.84%

Location Sr2+(mg/l) (II) mg/liter

Ba2+(mg/l) Calc TDS= 3,674.7

Field Fe2+0.3 (mg/l) Exp. TDS= 0.0

Well Depth (ft) Zn2+ (mg/l) % Differ. = 100.00%

Perforation (ft) Cl- 3,124 (mg/l)

Formation SO42- 0 (mg/l)

Rock Type Sandstone F- (mg/l)Porosity (%) Total Alkalinity 353.8 (mg/l HCO3)

Permeability (mD) Carboxylic acids (mg/l HAc)Calcite 12.00 (%) TDS (measured) (mg/l) (III)Clays 8.00 (%) Calc. Density (STP) 1.000 (g/ml) Exp. vs. calc. DensityGas/Day (103SCF) CO2 Gas (STP) 1.22 (%) If F23=1, CO2 gas is calc..

Oil/Day (STB) H2S Gas (STP) 0.59 (%) If F20>0, H2S gas is calc..Water/Day (STB) Total H2Saq (STP) 145.03 (mgH2S/l) # InhibitorB-H Temp 215 (°F) pH, measured (STP) 7.63 pH 1 NTMPW-H Temp 167 (°F) Use pH measured at 2 BHPMPB-H Pres 48 (psia) STP to calculate SI? 1 1-Yes;0-No 3 PAAW-H Pres 28 (psia) Have ScaleSoftPitzer 4 DTPMP

pick inhibitor for you? 1 1-Yes;0-No 5 PPCAUse 30Oil & 0.6gas If No, inhibitor # is: 4 # 6 SPA to calc. P b.pt.? 0 1-Yes;0-No If you select Mixed, 7 HEDP

If No, then Oil grav. 23.0 API grav. 1st inhibitor # is: 1 # 8 HDTMP

and Gas Sp.Grav.: 0.81 Sp.Grav. % of 1st inhibitor is: 50.00 % 9 Average

MeOH/Day 0 (STB) 2nd inhibitor # is: 2 # 10 MixedProtection Time 120 (min)

Procedure to estimate bubble point:

Modified Input*

IST 1

DSF

CGS # 10

2/16/2010

PT. CPI - DURI


LAMPIRAN 4

PENENTUAN SCALE INDEX DENGAN SCALE SOFT PITZER

Well: IST 1 Date: #######T P NTMP

(°F) (psi) pH SI DSI mg/L*(mg/l) aH2O*

167 28 7.14 0.44 -0.18 84 0.00 0.9984172 30 7.13 0.45 -0.16 87 0.00 0.9984178 32 7.12 0.47 -0.15 89 0.00 0.9984183 35 7.11 0.49 -0.13 92 0.00 0.9984188 37 7.11 0.51 -0.11 95 0.00 0.9984194 39 7.10 0.52 -0.09 98 0.00 0.9984199 41 7.10 0.55 -0.07 101 0.00 0.9984204 44 7.10 0.57 -0.05 104 0.00 0.9984210 46 7.10 0.59 -0.02 107 0.00 0.9984215 48 7.10 0.61 0.00 111 0.00 0.9984

User Input (T, P, and CO2%). Either P-H2S or T-H2Saq from Input sheet is used.

T= 77 P= 15 CO2%= 0.27 SI= 0.24 DSI= -0.01 pH=7.63

T= 340 P= 7,000 CO2%= 0.54 SI= 0.08 DSI= -0.38 pH=7.27

T= 340 P= 7,000 CO2%= 0.27 SI= -0.20 DSI= -0.45 pH=7.27*This represents the precipitation potential, in mg/L, at each (T,P) point, and not the amount expected to precipitate at any one point in the tubing. The precipitation potential for each mineral is calculated independently.

Calcite

*Note: aH2O =

{(PH2O over brine)/

(Ppure H2O at T and P)}

-0.30-0.20-0.100.000.100.200.300.400.500.600.70

0 20 40 60

SI o

r D

SI

Pressure (psia)

Calcite SI

DSI


LAMPIRAN 5

CONTOH PENGOLAHAN DATA DARI LAB KE DALAM SATUAN PPM

1. ppm HCO3 = (Vol titran x Konsentrasi titran x BM HCO3 x 1000) / Vol sampel

= (8,5 ml x 0,1 N x 61 gr/mol x 1000) / 50 ml

= (51850) / 50 ml

= 1037 ppm

2. ppm Cl = (Vol titran x Konsentrasi titran x Ar Cl x 1000) / Vol sampel

= (4 ml x 0,1 N x 35,45 gr/mol x 1000) / 25 ml

= (14200) / 25 ml

= 560 ppm

3. ppm Ca = (Vol titran x Konsentrasi titran x Ar Ca x 1000) / Vol sampel

= (1,3 ml x 0,02 N x 40.08 gr/mol x 1000) / 25 ml

= (1040) / 25 ml

= 41,6 ppm

4. ppm CaCO3 = (BM CaCO3 / Ar Ca) x ppm Ca


= (100.08 gr/mol / 40,08 gr/mol) x 41,6 ppm

= 104 ppm


Lapooran KP - Rokend

Documents

Transcript of Lapooran KP - Rokend