Skala mineral di sistem produced water bukan sekadar kerak—ia memangkas laju alir, menaikkan ΔP, dan pada akhirnya bisa mematikan sumur. Ini panduan lapangan: prediksi lewat model, cegah dengan inhibitor, bersihkan dengan kimia.
Produced water dari sumur minyak/gas membawa ion terlarut tinggi—Ca²⁺, Mg²⁺, Ba²⁺, Sr²⁺, CO₃²⁻, SO₄²⁻, dan lainnya—yang bisa mengendap sebagai skala mineral ketika kondisi berubah di sumur atau peralatan permukaan (eae.edu.eu) (onepetro.org).
Skala paling umum: kalsit (CaCO₃), barit (BaSO₄), gipsum (CaSO₄·2H₂O), dan berbagai sulfida logam. Deposito ini melapisi tubing, valve, pompa, hingga peralatan downhole—menambah pressure drop dan menurunkan flow. Dibiarkan, scaling dapat menggerus produksi dan berujung shut-in permanen (onepetro.org). Praktiknya, hampir semua sumur yang memproduksi air membutuhkan pembersihan skala berkala atau inhibisi. PetroWiki menegaskan, “wells producing water are likely to develop deposits of inorganic scales… If allowed to proceed… eventually requiring abandonment of the well” (onepetro.org).
Baca juga: Pengolahan Limbah Secara Kimia
Prediksi termodinamika dan indeks kejenuhan
Prediksi skala dimulai dari momen air menjadi supersaturasi. Pemicu utama: pencampuran brine yang tidak kompatibel, perubahan tekanan, temperatur, atau pH (mis. pelepasan CO₂/H₂S) yang menurunkan kelarutan (eae.edu.eu). Contoh klasik: mixing seawater (SO₄ tinggi) dengan brine formasi kaya Ca mendorong presipitasi BaSO₄/SrSO₄; penurunan tekanan (flashing) melepaskan CO₂, menaikkan pH, lalu memicu karbonat.
Perangkat prediksi modern memasukkan komposisi produced water dan kondisi reservoir/injeksi untuk menghitung saturation index SI = log(Q/Ksp) (SI > 0 = risiko presipitasi). Tools-nya mencakup geokimia generik seperti PHREEQC serta software industri (ScaleChem, StimCad) hingga spreadsheet khusus seperti SPsim (www.mdpi.com) (www.mdpi.com). SI (saturation index) adalah ukuran kejenuhan relatif mineral terhadap lingkungan larutannya.
Contoh perangkat lunak: pemodelan PHREEQC untuk campuran air di reservoir Mishrif, Irak, memprediksi tanpa inhibitor, pencampuran sea/river water dengan formation water mendorong supersaturasi CaCO₃ dan BaSO₄—“serious problems” untuk injectivity (link.springer.com). Di North Sea, SPsim menunjukkan kesesuaian ketat dengan simulator industri (StimCad/ScaleChem): mixing seawater dan brine formasi memicu barium/strontium sulfate sesuai observasi lapangan (www.mdpi.com) (www.mdpi.com).
Pendekatan baru: model data-driven. Algoritma machine learning yang dilatih ratusan uji lab (variasi salinitas, temperatur, dosis inhibitor) mencapai akurasi tinggi (R² ≈ 0,92–0,96; R² = koefisien determinasi) dalam memprediksi efektivitas inhibitor (www.mdpi.com).
Injeksi inhibitor skala dan strategi “squeeze”
Prevensi lebih murah daripada remediasi. Scale inhibitors bekerja sebagai threshold additives (efektif pada ppm atau lebih rendah), molekulnya mengadsorpsi kristal yang baru tumbuh dan “meracuni” titik pertumbuhan (www.watertechnologies.com) (link.springer.com).
Kelas inhibitor yang lazim: senyawa organik/organofosfor berkelompok anion (phosphonates, polycarboxylates, polimer sulfonat) yang membentuk kompleks dengan Ca, Ba, Sr. Contoh luas dipakai: ATMP (aminotrimethylene phosphonic acid), DTPMP (diethylene-triamine-penta(methylene phosphonic acid)), dan phosphino‑polyacrylates (link.springer.com). Ada juga poly(aspartic acid) dan kopolimer maleic‑acrylic (link.springer.com) (www.mdpi.com). Bahan ini menahan karbonat dan sulfat pada dosis rendah—umumnya puluhan mg/L di titik injeksi.
Varian “green” yang biodegradable—misalnya polimer polyaspartic—kian dilirik karena performanya serupa dengan dampak lingkungan lebih rendah (www.mdpi.com). Pemilihan bahan bisa dikaitkan dengan program scale inhibitor yang relevan di lapangan.
Metode aplikasi utama: continuous injection dan batch. Pada continuous injection, larutan inhibitor diencerkan (beberapa mg/L) dan diberi laju stabil ke aliran produced/injection fluid—sering ditempatkan sebelum segmen aliran turbulen—untuk proteksi terus-menerus (link.springer.com). Akurasi penginjeksian dapat ditopang metering yang stabil melalui dosing pump di header kimia.
Batch treatment menyuntik “slug” inhibitor ke tubing atau near‑wellbore. Paling umum adalah squeeze treatment: larutan pekat (2,5–20 wt%) disuntikkan ke formasi (setelah pre‑flush) di bawah tekanan agar inhibitor teradsorpsi di batuan; kemudian terlepas perlahan bersama air produksi, menjaga konsentrasi rendah di sekitar wellbore (link.springer.com). “Squeeze” didefinisikan sebagai injeksi inhibitor ke formasi untuk desorpsi bertahap selama produksi.
Desain dosis ditentukan melalui uji core/loop. Uji dynamic‑loop pada brine Lapangan Zamrud menunjukkan inhibitor bis‑hexamethylene phosphonic acid mencegah nukleasi CaCO₃ pada 5 ppm; MIC (minimum inhibitor concentration) lapangan ~2,5 ppm (www.researchgate.net). Konsentrasi “return” dipantau di permukaan; sumur di‑retreat saat turun di bawah MIC. Program squeeze konvensional memberi proteksi 3–12 bulan (onepetro.org). Dengan formulasi/placement maju (kadang dikombinasikan fracturing), umur proteksi kini kerap 1–3+ tahun (link.springer.com) (onepetro.org). PetroWiki menyorot perpanjangan umur squeeze dari beberapa bulan hingga 2–4 tahun dengan metode yang lebih baik (link.springer.com) (onepetro.org).
Contoh lapangan: rangkaian pasca‑asidisasi lazim dijadwalkan. Di kasus Indonesia (Zamrud), operator mengasidisasi sumur dengan 15% HCl—membersihkan CaCO₃ namun hanya memberi lonjakan produksi singkat (www.researchgate.net). Lalu dipompa 10% “Gyptron IT‑256” (inhibitor pentaphosphonic acid) via squeeze. Hasilnya: umur sumur lebih panjang, watercut nyaris konstan, tanpa re‑scaling hingga akhir periode produksi (www.researchgate.net).
Baca juga:
Pembersihan kimia dan pemilihan pelarut
Ketika skala sudah terbentuk di tubing, pompa, atau near‑wellbore, pendekatannya adalah pembubaran kimia. Pilihan pelarut bergantung pada jenis skala.
Asam kuat: hydrochloric acid/HCl (asam klorida) adalah dissolver paling agresif dan luas digunakan (eae.edu.eu). HCl encer melarutkan karbonat (CaCO₃, MgCO₃) dan banyak iron sulfides (mis. pyrrhotite, troilite, FeS) (eae.edu.eu). Contohnya, ferric carbonate dan FeS di sumur dapat dibersihkan HCl. ZnS dan skala lain juga bisa larut, tetapi sering ditambah oksidator (seperti H₂O₂) untuk mempercepat pelarutan ZnS (eae.edu.eu).
Karena HCl sangat korosif, scavengers dan corrosion inhibitor wajib disertakan saat disirkulasikan melalui peralatan baja. Efek HCl pada skala sulfat sangat rendah—kelarutan CaSO₄ hanya 1,8 wt% dalam HCl pada 25 °C (eae.edu.eu)—sehingga barit/gipsum umumnya tetap utuh; butuh chelation atau pembersihan debris. Pasca HCl, “spent acid” memegang ion terlarut yang dapat mengendap ulang jika tidak segera di‑flush.
Asam organik: untuk aksi lebih lembut/aman bagi peralatan, dipakai asam organik (acetic, formic, maleic, citric, gluconic, dst.) atau garamnya (eae.edu.eu). Reaksinya terhadap karbonat dan sebagian sulfida lebih lambat dibanding HCl (eae.edu.eu). Keuntungannya: laju korosi jauh lebih rendah dan mudah dinetralkan; konsekuensinya, biaya lebih tinggi dan biasanya kurang efektif untuk karbonat yang keras. Sering digunakan blend, misalnya 10–15% campuran acetic/formic. Formulasi baru menggabungkan asam organik dengan chelating agents atau ester precursors untuk performa lebih baik.
Chelants (agen pengompleks): EDTA, HEDTA, GLDA, MGDA melarutkan skala dengan membentuk kompleks larut dengan Ca²⁺, Ba²⁺, dll. (eae.edu.eu). Tidak seperti asam kuat, chelants efektif untuk karbonat dan sulfat (contoh: BaSO₄ larut lewat khelasi Ba²⁺). Korosi terhadap logam rendah (often <Feed concentration) dan biodegradable (eae.edu.eu), cocok untuk completion sensitif (ESP pumps, liner). Kekurangannya: biaya dan kebutuhan kondisi alkalis—khelasi tidak efektif pada media sangat asam (eae.edu.eu). Praktiknya, asam dapat dipakai lebih dulu untuk membuka skala, diikuti rendaman chelant.
Aditif pendukung: karena skala sering terlapisi residu hidrokarbon, pretreatment dengan solvent atau surfactant dilakukan untuk mengangkat film minyak/gas. Dalam pekerjaan pembersihan, surfactant atau viscoelastic gel kadang ko‑injeksi untuk memperbaiki dispersi dan penempatan pelarut (eae.edu.eu). Contoh, viscoelastic surfactant membantu mendorong dissolver ke zona berpermeabilitas rendah. Oxygen scavengers juga diperlukan bila ada H₂S atau O₂; solusi ini tersedia sebagai bagian dari program oxygen/H₂S scavengers.
Baca juga:
Kondensat Sterilizer Sawit: Limbah Panas yang Bisa Diubah Jadi CPO dan Penghematan Energi
Praktik terbaik pembersihan dan pengendalian ulang
Langkah efektif dimulai dari identifikasi mineral skala melalui analisis kimia atau video logging, lalu memilih “dissolver” yang tepat. Soak semalam dan sirkulasi membantu penetrasi. Efek samping harus dimonitor—misalnya pelarutan karbonat menaikkan pH dan bisa memicu presipitasi gipsum kecuali ion Ca²⁺/SO₄²⁻ di‑flush. Dalam semua kasus, corrosion inhibitor disertakan selama pembersihan.
Sesudah bersih, program pencegahan di‑reset kembali: continuous injection mempertahankan konsentrasi rendah inhibitor, sementara squeeze memperpanjang proteksi sekitar wellbore. Penyaluran inhibitor yang presisi didukung dosing pump dengan kontrol laju, dan pemilihan kimia bisa merujuk katalog scale inhibitor berbasis phosphonate atau polimer.
Baca juga:
Mengapa Sterilizer Horizontal & Kontrol Otomatis PLC/SCADA Jadi Pilihan Utama di Pabrik Kelapa Sawit
Garis besar temuan dan sumber teknis
Intinya: scaling mineral di produced water adalah tantangan teknis sekaligus ekonomi. Pemodelan termodinamika (PHREEQC atau simulator komersial) membantu memprediksi risiko di berbagai skenario (link.springer.com) (www.mdpi.com). Pencegahan lewat injeksi inhibitor (squeeze/continuous) umumnya lebih hemat biaya dibanding menunggu deposit penuh lalu bereaksi (link.springer.com) (onepetro.org). Namun pembersihan kimia (asam atau chelant) tetap krusial saat deposit sudah menumpuk atau sebelum treatment inhibitor. Tiap lapangan perlu merancang program berdasarkan kimia airnya, mineral target, dan ekonominya. Menggabungkan prediksi berbasis data, dosis inhibitor yang tepat, dan treatment asam/chelant terarah meminimalkan downtime dan menjaga produktivitas bahkan di lingkungan high‑scaling (onepetro.org) (onepetro.org).
Artikel ini merujuk ulasan dan studi lapangan terkini di jurnal perminyakan—misalnya Kamal & Hussein (2018) tentang pembentukan/penghilangan skala di J. Petroleum Sci. Eng. (eae.edu.eu) (eae.edu.eu); Mpelwa & Tang (2019) tentang threshold inhibitors sintetis di Petroleum Science (link.springer.com); Mazumder dkk. (2020) tentang biodegradable “green” inhibitors di Coatings (www.mdpi.com); Hashemi & Torabi (2024) tentang prediksi AI efektivitas inhibitor di Processes (www.mdpi.com); dan SPE PetroWiki “Scale problems in production” (2025) untuk panduan praktis (onepetro.org) (onepetro.org). Data—misalnya kelarutan vs. temperatur, dosis inhibitor, hingga umur treatment—menopang rekomendasi teknis dalam panduan ini.
