Tugas akhir ini membahas analisis tracer flow test pada tiga sumur di lapangan panasbumi Y untuk memperkirakan thermal breakthrough. Tracer flow test dilakukan pada sumur X-7C, X-7B, dan X-29 pada tahun 1997 dan 2012 untuk mengetahui perubahan entalpy setiap sumur selama 15 tahun. Hasilnya menunjukkan penurunan entalpy tertinggi terjadi pada sumur X-7C sebesar 287,1 KJ/kg.

1. ANALISA TRACER FLOW TEST WELL PAD X-7B, X-
7C, X-29 UNTUK MEMPERKIRAKAN THERMAL
BREAKTHROUGH
TUGAS AKHIR
Karya Ilmiah Sebagai Salah Satu Syarat Guna Mendapatkan Gelar
Sarjana Teknik dari Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas
Bumi Balikpapan
Oleh :
ASRIO WIJAYA
13.012.19
PROGRAM STUDI S1 TEKNIK PERMINYAKAN
SEKOLAH TINGGI TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI
BALIKPAPAN
2017

2. ii
DEKLARASI
Saya selaku penulis yang bertanda tangan dibawah ini :
Nama : ASRIO WIJAYA
Nim : 13.01.219
Alamat : Perum. GPA Jl. Ciliwung No. 59 RT. 43 Kel. Gn. Bahagia
Dengan ini menyatakan bahwa Tugas Sarjana yang saya buat merupakan
hasil karya sendiri terkecuali kutipan – kutipan yang telah saya jelaskan
sumbernya pada daftar pustaka.
Balikpapan, Juli 2017
Asrio Wijaya

3. iii
LEMBAR PENGESAHAN
TUGAS AKHIR
ANALISA TRACER FLOW TEST WALL PAD X-7C, X-7B, X-29 UNTUK
MEMPERKIRAKAN THERMAL BREAKTHROUGH
Oleh :
ASRIO WIJAYA
130.12.19
Program Studi S1 Teknik Perminyakan
Sekolah Tinggi Teknologi Minyak dan Gas Bumi Balikpapan
Disetujui padaTanggal :
Disetujui oleh :
Pembimbing Utama Pembimbing Pendamping
Karmila, ST.,MT Rohima Sera Afifah, ST.,MT
NIDN: 112001803 NIDN : 1117098601
Mengetahui,
Ketua Jurusan Teknik Perminyakan
Rohima Sera Afifah, ST.,MT
NIDN : 1117098601

4. iv
ANALISA TRACER FLOW TEST WALL PAD X-7C, X-7B, X-
29 UNTUK MEMPERKIRAKAN THERMAL
BREAKTHROUGH
Tugas Sarjana
Oleh:
ASRIO WIJAYA
13.01.219
Telah dipertahankan di depan Panitia Penguji pada Tanggal Juli 2017
Panitia Penguji
Ketua
Anggota
Mengetahui,
Ketua STT Migas Balikpapan
Pembantu Ketua I Bidang Akademik

5. v
HALAMAN PERSEMBAHAN
Tidak pernah terbayangkan bahwa akhirnya saya mampu menyelesaikan
pendidikan saya di STT – Migas Balikpapan ini. Terlalu sering krisis semangat
terjadi, namun atas izin Allah yang Maha Kuasa dan Maha berkendak serta
dukungan dari orang – orang terdekat, semuanya berhasil dilewati.
Saya persembahkan Tugas Akhir ini sebagai bentuk bakti serta tanggung
jawab saya kepada orang tua dan saudara – saudari saya, serta untuk adik – adik
tingkat atau teman – teman yang masih berjuang menyelesaikan study S1
perminyakan semoga Tugas Akhir ini dapat menjadi motivasi pemacu semangat
bagi anda semua.
Tidak ada yang sia – sia selama diiringi dengan niat yang baik dan tulus,
menuntut ilmu yang berguna adalah wajib hukumnya, tidak usah risau dengan
apa yang terjadi setelah menuntut ilmu, kembalikan niat kepada Sang Pencipta
dan insya Allah semua akan baik – baik saja.

6. vi
KATA PENGANTAR
Segala puji bagi Allah SWT karena berkat rahmat dan hidayah-Nya saya
dapat menyelesaikan penyusunan Tugas Akhir ini dengan judul Analisa Tracer
Flow Test Well Pad X-7C, X-7B, X-29 Untuk Memperkirakan Thermal
Breakthrough.
Saya sebagai penyusun mengucapkan terima kasih atas semua dukungan
dan perhatian yang diberikan semua pihak kepada penulis, terutama kepada kedua
orang tua dan keluarga. Dan tidak lupa penulis mengucapkan terimakasih kepada :
1. Bapak Lukman, ST., MT. Selaku Ketua STT MIGAS Balikpapan.
2. Ibu Rohima Sera Afifah, ST., MT. Selaku Ketua Jurusan Teknik
Perminyakan dan Dosen pembimbing pendamping saya dalam penyusunan
Tugas Akhir ini yang selalu memberikan bimbingan, serta inspirasi dan
motivasi.
3. Ibu Karmila, ST., MT. selaku Dosen pembimbing utama dalam penyusunan
Tugas Akhir ini yang selalu memberikan dukungan hingga dapat
terselesaikannya Tugas Akhir ini.
4. Kedua Orang Tua saya, serta para sahabat dan teman-teman Teknik
Perminyakan Non Reguler B 2013 yang menjadi teman seperjuangan dari
awal hingga akhir perkuliahan.
5. Bang Deny dan Mba Zulmi, yang telah banyak membantu dalam penyusunan
tugas akhir ini.
6. Seluruh pihak dan pegawai dari STT Migas Balikpapan yang selalu ada
ditempat ketika dibutuhkan.
7. Serta semua pihak yang turut serta membantu dalam penyelesaian laporan ini
yang tidak dapat kami sebutkan satu persatu sehingga Tugas Akhir ini dapat
diselesaikan tepat pada waktunya.
Penulis menyadari dalam penulisan Tugas Akhir ini masih banyak
kekurangan dalam segi penulisan. Dengan keterbatasan dan kekurangan penyusun

7. vii
mengharapkan kritik dan saran yang dapat membangun guna melengkapi
kekurangan yang ada dalam Tugas Akhir ini dan untuk perbaikan dalam
penyusunan laporan selanjutnya.
Penulis berharap semoga Tugas Akhir ini dapat memberikan manfaat bagi
kita semua, khususnya Mahasiswa Teknik Perminyakan dan para adik tingkat
dalam menambah wawasan dan ilmu pengetahuan.
Balikpapan, Juli 2017
Penulis

8. Scanned by CamScanner

9. x
DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN JUDUL ................................................................................. i
HALAMAN PERNYATAAN (DEKLARASI) ....................................... ii
HALAMAN PENGESAHAN PEMBIMBING....................................... iii
HALAMAN PENGESAHAN PENGUJI ................................................ iv
HALAMAN PERSEMBAHAN ............................................................... v
KATA PENGANTAR............................................................................... vi
ABSTRAK ................................................................................................. viii
ABSTRACT............................................................................................... ix
DAFTAR ISI.............................................................................................. x
DAFTAR TABEL ..................................................................................... xiii
DAFTAR GRAFIK................................................................................... xiv
DAFTAR GAMBAR................................................................................. xv
DAFTAR FOTO........................................................................................ xvii
BAB I PENDAHULUAN................................................................... 1
1.1 Latar Belakang................................................................ 1
1.2 Maksud dan Tujuan ........................................................ 2
1.3 Batasan Masalah ............................................................. 2
1.4 Manfaat Penelitian.......................................................... 3
1.5 Metodelogi Penulisan ..................................................... 3
1.6 Sistematika Penulisan ..................................................... 3

10. xi
DAFTAR ISI
(Lanjutan)
Halaman
BAB II TINJAUAN UMUM LAPANGAN ....................................... 5
2.1 Letak Geografis Lapangan Panasbumi Y ....................... 5
2.1.1 Wilayah Hilir......................................................... 5
2.1.2 Wilayah Hulu ........................................................ 6
2.2 Sejarah Lapangan Panasbumi Y ..................................... 6
2.3 Geologi Reservoir Lapangan Panasbumi Y.................... 9
2.4 Stratigrafi Lapangan Panasbumi Y................................. 11
BAB III DASAR TEORI ...................................................................... 13
3.1 Konsep Panasbumi.......................................................... 13
3.2 Karakteristik Sumber Panasbumi ................................... 14
3.3 Sistem Panasbumi........................................................... 15
3.4 Karakteristik Batuan dan Fluida Panasbumi................... 15
3.4.1 Sifat Batuan........................................................... 16
3.4.2 Fluida Panasbumi .................................................. 19
3.5 Tracer Flow Test............................................................. 24
3.6 Metode Perhitungan Tracer Flow Test........................... 25
3.7 Metode Pengujian Ttracer Flow Test ............................. 26
3.7.1 Pengembangan Metode Tracer Flow Test ............ 28
3.7.2 Prinsip Kerja Tracer Flow Test............................. 29
BAB IV ANALISA DAN PERHITUNGAN ....................................... 33
4.1 Sejarah Sumur................................................................. 33

11. xii
DAFTAR ISI
(Lanjutan)
Halaman
4.2 Sumur X-7C.................................................................... 34
4.3 Tracer Flow Test Pada Sumur X-7C .............................. 35
4.4 Sumur X-7B.................................................................... 38
4.5 Tracer Flow Test Pada Sumur X-7B .............................. 40
4.6 Sumur X-29 .................................................................... 44
4.7 Tracer Flow Test Pada Sumur X-29............................... 44
BAB V PEMBAHASAN ..................................................................... 49
BAB VI .................................................................................................. 54
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN

12. xiii
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
3.1 Sifat Batuan Reservoir di Beberapa Lapangan Panas Bumi
(Bjornsson dan Bodvarsson, 1998) .......................................... 16
3.2 Konduktivitas Panas Beberapa Material Geologi
(Polchan dkk, 1997) ................................................................. 18
3.3 Hubungan Antara Tekanan dan Temperatur Saturasi
(Saptiadji, 2001)....................................................................... 20
4.1 Properties Sumur X-7C Tahun 1997........................................ 36
4.2 Properties Sumur X-7C Tahun 2012........................................ 37
4.3 Properties Sumur X-7B Tahun 1997........................................ 41
4.4 Properties Sumur X-7B Tahun 2012........................................ 42
4.5 Properties Sumur X-29 Tahun 1997......................................... 46
4.6 Properties Sumur X-29 Tahun 2012......................................... 46

13. xiv
DAFTAR GRAFIK
Grafik Halaman
4.1 Hasil Uji Alir Sumur X-7C ...................................................... 36
4.2 Perubahan Entalphy Sumur X-7C Periode 1997-2012 ............ 38
4.3 Hasil Uji Alir Sumur X-7B ...................................................... 41
4.4 Perubahan Entalphy Sumur X-7B Periode 1998-2012 ............ 43
4.5 Hasil Uji Alir Sumur X-29....................................................... 45
4.6 Perubahan Entalphy Sumur X-29 Periode 1997-2012............. 47

14. xv
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
2.1 Peta Lokasi Kerja Lapangan Panasbumi (Y,2016) ........... 5
2.2 Sejarah Pengembangan Lapangan Panasbumi Y
(1918 – 1998).................................................................... 8
2.3 Sejarah Pengembangan Lapangan Panasbumi Y
(2000 – Sekarang) ............................................................. 9
2.4 Peta Cekungan Geologi Regional Y dan Sekitarnya
(Van Bem Melen, 1949)..................................................... 11
2.5 Tektonostratigrafi Kenozoikum Zona Serayu (dikompilasi
dari Asikin dkk., 1992a; Asikin dkk., 1992b; Condon dkk.,
1996; Djuri dkk., 1996; Lunt et al., 2009; Hall, 2012). .... 12
3.1 Sistem Panasbumi (Hedequist et al, 1996;2000) .............. 13
3.2 Hubungan Temperatur Saturasi Terhadap Tekanan
(Saptiadji, 2001)................................................................ 20
3.3 Pengaruh CO2 dan NaCl Terhadap Temperatur dan
Tekanan Saturasi (Nicholson, 1993) ................................. 21
3.4 Perbandingan Temperatur di Sumur – Sumur Eksplorasi
Dengan Kurva Titik Didih atau Boiling Point With Depth
(BPD) (Bignall, 1994)....................................................... 23

15. xvi
DAFTAR GAMBAR
(Lanjutan)
Gambar Halaman
3.6 Diagram Kerja Tracer Flow Test...................................... 29
3.7 Bagian Pengujian Tracer Flow Test.................................. 30
3.8 Desain Injeksi dan Sampel Tracer Flow Test ................... 31
3.9 Bagan Sumur Saat Pengujian Tracer Flow Test ............... 31
4.1 3D Model Sumur Eksploitasi Y........................................ 32

16. xvii
DAFTAR FOTO
Foto Halaman
3.1 Atmospheric Flash Tank (Pribadi, 2016).......................... 24
3.2 Proses Pengambilan Sampel (Pribadi, 2016) .................... 32
3.3 Botol dan Tabung Sampel (Pribadi, 2016)........................ 32
4.1 Sumur X-7C (Pribadi, 2016)............................................. 34
4.2 Sumur X-7B (Pribadi, 2016)............................................. 39
4.3 Sumur X-29 (Pribadi, 2016).............................................. 44

17. 54
BAB VI
KESIMPULAN
Berdasarkan hasil studi lapangan dan pengamatan data yang telah dilakukan
terhadap beberapa sumur di lapangan panasbumi Y, maka diperoleh beberapa
kesimpulan sebagai berikut :
1. Jumlah awal data pada sumur X-7C menurut hasil data entalphy sebesar
1675 Kj/Kg dan hasil data uji tekanan reservoir sebesar 15.20 MpaA,
sumur X-7B menurut hasil data awal entalphy sebesar 1444 Kj/Kg dan
hasil data uji tekanan reservoir 12.06 MpaA, sumur X-29 menurut hasil
data awal pengukuran entalphy sebesar 1570 Kj/Kg dan hasil data uji
tekanan reservoir sebesar 13.93 MpaA, yang di dapatkan pada kurun
waktu 1997
2. Dapat dilihat dari hasil uji tracer flow test terhadap beberapa sumur bisa
disimpulkan bahwa terjadi penurunan entalphy tertinggi pada sumur X-7C
dengan jumlah penurunan entalphy adalah sebesar 287.1 Kj/Kg,
sedangkan pada kedua sumur lainnya penurunan entalphy tidak begitu
signifikan dengan jumlah data 16.8 Kj/Kg untuk sumur X-7B dan
sejumlah 4.9 Kj/Kg untuk sumur X-29. Penurunan entalphy tersebut
terjadi dalam periode tahun 1997 sampai dengan 2012.

18. 1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Hal yang terpenting pada lapangan panasbumi adalah mengetahui
performance sumur produksi yaitu dengan cara memonitor enthalpy dan laju
alir massa. Salah satu metode yang digunakan adalah tracer flow test.
Tracer flow test (TFT) merupakan metode yang dikembangkan pada aliran
dua fasa dengan tujuan untuk mengetahui laju alir massa dan total enthalpy
dengan menggunakan zat kimia.
Zat kimia yang digunakan antara lain sulfur hexafluoride (SF6) dan
thermotrace. Sulfur hexafluoride (SF6) digunakan untuk mengukur laju alir
steam sedangkan thermotrace digunakan untuk mengukur laju alir brine.
Adapun tujuan dari tracer flow test selain mendapatkan laju alir massa dan
enthalpy adalah mengetahui dryness, kandungan geokimia dan isotop stabil
dari tiap – tiap sumur produksi.
Tracer Flow Test pada Lapangan Panasbumi Area Y sudah dilakukan
pengukuran pada tahun 1997-1998. Kemudian data TFT tersebut diolah
dengan menggunakan wellbore simulation untuk di dapatkan analisa
produktivitasnya. Wellbore simulation adalah simulasi reservoir yang dapat
digunakan untuk mengetahui kemampuan produksi sumur secara actual,
perubahan karakteristik dan produktifitas sumur pada beberapa kondisi yang
diinginkan dan pengembangan lapangan ke depannya.
Ketidak lengkapan parameter kimia fluida yang termonitor sampai
sekarang. Salah satu parameter reservoir yang perlu di tinjau ulang adalah
nilai entalphy dan fraksi uap maupun air pada fluida. Sementara itu
parameter kimia fluida berupa kimia brine sebagian termonitor, kimia steam

19. 2
sebagian termonitor, total NCG sebagian termonitor, analisis isotop stabil
tidak termonitor, steam kondensat analisis tidak termonitor, analisis steam
purity sebagian termonitor, analisis solid sebagian termonitor.
Oleh karena itu dibutuhkan pembaruan data entalphy maupun analisis
kimia fluida secara komprehensif yang diharapkan dapat dijadikan sebagai
baseline setelah 10 tahun berproduksi dan baseline untuk resource
assessment maupun optimalisasi produksi.
1.2 Maksud dan Tujuan
Maksud dalam penulisan tugas akhir ini adalah mengetahui data setiap
pengukuran yang dilakukan di beberapa sumur produksi yang mengalami
penurunan fluida dan meng-anlisa data perubahan entalphy dalam kurun
waktu 1997 sampai dengan 2012 pada saat tracer flow test dilakukan.
Adapun tujuan dari penulisan tugas akhir adalah :
1. Mengetahui jumlah monitoring awal pengukuran tekanan reservoir
sumur dan data entalphy awal menurut waktu dilakukan tracer flow
test pada sumur
2. Untuk mendapatkan pembaruan data menentukan adanya penurunan
entalphy yang dapat mengakibatkan berkurangnya jumlah energi
(thermal breakthrough)
1.3 Batasan Masalah
Dalam penulisan Tugas Akhir ini penulis akan membahas mengenai
Analisa Tracer Flow Test Well Pad X-7C, X-7B, X-29 Untuk
Memperkirakan Thermal Breakthrough, mengetahui tahapan sebelum
dimulainya tracer flow test, mengetahui fungsi alat yang digunakan, dan
mengevaluasi data pengetesan.

20. 3
1.4 Manfaat Penelitian
Manfaat Laporan Tugas Akhir ini adalah melakukan tracer flow test
untuk memperkirakan adanya thermal breakthrough, dan perubahan
entalphy menurut waktu saat dilakukan tracer test, dapat memberikan
gambaran kepada pembaca dan laporan ini dapat bermanfaat untuk bahan
studi STT-Migas Balikpapan yang membahas tentang panasbumi dengan
metode tracer flow test.
1.5 Metodologi Penulisan
Melakukan penelitian dengan mengumpulkan data-data yang
dianggap perlu dan kemudian mengelolahnya sesuai dengan teori yang
didapatkan dari buku-buku dan literatur, data-data lapangan, setelah itu
dilakukan analisa data yang membawa kepada kesimpulan yang merupakan
tujuan dari penelitian.
1.6 Sistematika Penulisan
Penulisan Tugas Akhir ini terdari dari :
 Bab I : Pendahuluan, bab ini akan menjelaskan secara singkat
pembahasan dalam analisa dilapangan dan mengetahui maksud
dari tujuan peneliti
 Bab II : Tinjauan Umum Lapangan, bab ini akan membahas
tentang profil perusahaan dan tinjauan umum lapangan yang telah
dipilih
 Bab III : Teori Dasar, bab ini akan membahas teori dasar yang
telah diambil penulis mengenai kasus tracer flow test pada sumur
panasbumi lapangan Y
 Bab IV : Analisa dan Perhitungan, bab ini akan membahas
hasil pengukuran pada sumur yang sudah ditentukan.
 Bab V : Pembahasan, bab ini akan menjelaskan pembahasan

21. 4
mengenai hasil analisa lapangan
 Bab VI : Kesimpulan, pada bab ini akan dijelaskan kesimpulan
dari hasil analisa lapangan

22. 5
BAB II
TINJAUAN UMUM LAPANGAN
2.1 Letak Geografis Lapangan Panasbumi Y
Lapangan Panasbumi Y terletak di area Provinsi Jawa Tengah yang
terletak di Kabupaten Banjarnegara. Dimana diketahui secara geographis
berada di area kerja sebelah barat Kabupaten Banjarnegara (Gambar 2.1).
Gambar 2.1 Peta Lokasi Kerja Lapangan Panasbumi (Y, 2016)
(PT. GD Energi, 2016)
Berikut beberapa pembagian wilayah sumur di Lapangan Panasbumi Y :
2.1.1 Wilayah Hilir
a. Pad 7
Terdapat 3 buah sumur produksi yaitu X-7A, X-7B, X-7C.
berada pada ketinggian 1909,5 MDPL.

23. 6
b. Pad 9
Terdapat 2 buah sumur produksi X-9B, dan DNX-9. berada
pada ketinggian 2028,6 MDPL.
c. Pad 28
Terdapat 2 buah sumur produksi yaitu X-28A, dan X-28B.
berada pada ketinggian 2076,3 MDPL.
d. Pad 31
Hanya terdapat 1 Buah sumur produksi yaitu sumur X-31.
2.1.2 Wilayah Hulu
a. Pad 17
Sumur X-17A dan DNX-17 merupakan sumur injeksi,
Lokasi ini berada pada ketinggian 2062,5 MDPL.
b. Pad 29
Lokasi ini terdapat 1 sumur yaitu X-29A.
c. Pad 14 Monoblock
Lokasi ini terdapat 1 sumur yaitu DNX-14.
d. Power Plant
Lokasi pembangkit tenaga listrik energi panasbumi yang
dihasilkan dari hasil pemanfaatan uap panas. Kapasitas Turbin
Unit 1 Y adalah 60 MW.
2.2 Sejarah Lapangan Panasbumi Y
Sejarah pengembangan panasbumi Y berawal pada zaman penjajahan
Hindia – Belanda pada tahum 1918, Penelitian mengenai potensi panasbumi
di Daratan Tinggi Y sudah mulai dilakukan dengan peralatan yang sangat

24. 7
convetional atau sederhana. Sehingga, proyek tersebut tidak di lanjutkan atas
dasar hal tersebut.
Tahun 1964 sampai dengan 1965, UNES melanjutkan penyelidikan di
Y dan menetapkan bahwa Y sebagai salah satu daerah panasbumi yang
sangat prospek untuk dikembangkan. Tahun 1970 sampai dengan 1973,
USGS melakukan survei Geofísika dan melaksanakan pengeboran untuk
yang pertama kali dengan total sumur yang dibor sebanyak 6 sumur dengan
kedalaman maksimal 150 meter dengan suhu tercatat 92 sampai 1730
C.
Setelah pengeboran itu selesai dilakukan, PTM Pakuwaja memasang
pembangkit listrik monoblok berkapasitas 2 MW.
PTM kemudian melakukan Joint Operation Contract (JOC) dengan
CHE pada kurun waktu 1994 sampai dengan 1997 bekerja sama melakukan
pengembangan lapangan secara intensif dengan melakukan pengeboran 18
sumur produksi dan 3 sumur injeksi. Oleh sebab itu CHE yang merupakan
perusahaan gabungan antara California Energy Ltd (CE) dan Himpunan
Erasindo Abadi (HIMPURNA) sebagai pemilik saham dengan perbandingan
90% : 10% melakukan pengembangan lapangan sebagai berikut :
a. Melakukan pengeboran 15 sumur produksi dan sumur re-injeksi
sehingga mampu menghasilkan kapasitas uap sebesar 194 MW.
b. Membangun jaringan uap pipa, separator, brine system dan
gathering system.
c. Membangun pusat pembangit listrik tenaga panasbumi unit I
dengan kapasitas terpasang 60 MW.
d. Melakukan Komisioning dan operasi Komersil PLTP unit I selama
72 jam pada tanggal 5-8 juli 1998.
Hingga pada tahun 1997 terjadi konflik bisnis, CHE mengajukan
arbitrage ke Mahkamah Arbitrase Internasional yang berisi Indonesia harus
menganti keseluruhan pembiayaan seluruh pembangunan proyek di Y Jawa

25. 8
Tengah dan Patuha di Jawa Barat. Berdasarkan pengajuan ke Mahkamah
internasional tersebut akhirnya pihak dari CHE sebagai penggugat
memenangkan kasus tersebut dan mengharuskan pihak tergugat untuk
mengganti semua kerugian CHE. Untuk sementara Klaim California Energi
Ltd dibayar oleh Overseas Private Investement Coorperation (OPIC) dan
kepemilikan saham proyek PLTP Y dipegang oleh OPIC. Mengingat
pemerintah RI turut menjamin proyek ini, maka OPIC meminta Pemerintah
RI menganti klaim tersebut.
Gambar 2.2 Sejarah Pengembangan Lapangan Panasbumi Y
(1918-1998) (PT. GD Energi, 2016)
Pada bulan september 2000, OPIC dan PTM menandatangani intern
agreement untuk melaksankan perawatan dan pemeliharaan fasilitas aset
yang di tinggalkankan CHE dan kemudian pada tanggal 27 Agustus 2001
Pemerintah RI menandatangani final seatlament agreement sehingga
kepemilkan saham mayoritas berpindah dari OPIC kepada Pemerintah RI(
Departemen KeUangan ). Selanjutnya Menteri keUangan RI melalui surat
No. 436/MK02/2001 menunjuk PT. CNG (Persero) untuk mengelola dan
menerima aset Y Patuha.
Melalui surat perjanjian kerja sama antara direksi PT. CNG (Persero)
dengan direksi PT. PTM No. 066-1/c00000/2001, tanggal 14 September
2001 di bentuklah Badan Pengelolaan Y Patuha (BPDP) yang bertugas
melakukan persiapan dan pengelolaan rekomisioning PLTP Unit I yang
berkapasitas 60 MW serta merawat aset Y Patuha. PT GD Energi merupakan

26. 9
perusahaan gabungan antara PTM dengan kepemilikan saham 67% dan CNG
dengan kepemilikan saham 33% didirikan pada tanggala 5 Juli 2002.
Sejak tanggal 1 Oktober 2002, BPDP dibantu exsisting employee CHE
serta mitra usaha lainnya, melaksanakan kegiatan rekomisioning dan
memperbaiki hampir seluruh peralatan yang ditinggalkan oleh California
Energy Ltd, membangun rock muffler dan mengganti steam purifier agar
mampu beroperasi dengan menghasilkan listrik dari panasbumi. PT. GD
Energi mulai berperan aktif dalam pengelolaan aset PLTP sejak 4 September
2004. Sampai saat ini, baru Unit I yang beroperasi dan dalam waktu dekat
akan di kembangkan Unit II.
Gambar 2.3 Sejarah Pengembangan Lapangan Panasbumi Y
(2000- sekarang) (PT. GD Energi, 2016)
2.3 Geologi Reservoir Lapangan Panasbumi Y
Jawa Tengah merupakan suatu daerah yang dibatasi oleh kelurusan
Cirebon – Muara Citadui dan kelurusan Semarang – Muara Sungai Opak,
terdiri dari 2 rangkaian pegunungan Serayu Utara dan Serayu Selatan.
Pegunungan Serayu Utara merupakan lanjutan dari zona Bogor dan di
sebelah timur dilanjutkan dengan pegunungan Kendeng. Pegunungan Serayu
Utara lebarnya berkisar antara 30 – 50 km, dimana ujung baratnya ditutupi
oleh material vulkanik gunung Slamet, sedangkan sebelah timur ditutupi oleh
produk vulkanik Rogojembengan, komplek Y dan Ungaran.

27. 10
Komplek Y terletak pada zona Serayu Utara (Van Bemmelen, 1A,
1949) yang berumur Tersier, dibatasi sebelah barat oleh daerah Karangkobar
dan sebelah timur oleh daerah Ungaran. Material vulkanik yang menutupi
sebagian wilayahnya berasal dari gunungapi dan letusan kawah yang masih
aktif sejak kala Holosen sampai sekarang. Dengan demikian telah
mempengaruhi perkembangan kondisi geomorfologi daerah Y.
Daerah Y termasuk ke dalam cekungan Serayu Utara yang secara
umum dapat dibagi menjadi 3 yaitu, cekungan Serayu Utara bagian barat,
tengah dan bagian timur. Y termasuk ke dalam cekungan Serayu Utara
bagian tengah. Menurut Van Bemmelen, 1949, cekungan Serayu Utara
bagian tengah memiliki stratigrafi dari tua ke muda sebagai berikut :
1. Lapisan Sigugur
2. Formasi Merawu
3. Formasi Pengatan
4. Lapisan Batugamping dasar
5. Formasi Bodas
6. Formasi Ligung
7. Formasi Jembangan
8. Endapan Aluvial dan Vukanik Y
Pegunungan Serayu Utara merupakan pegunungan lipatan dari suatu
antiklinorium lapisan Neogen yang terlipat kuat berarah barat – timur.
Pegunungan ini terbentuk akibat adanya kompresi lateral dari pergerakan
Samudra Indonesia ke arah utara membentuk Lempeng Benua Asia. Gaya
tersebut juga menyebabkan timbulnya sesar geser dengan arah relative barat
laut – tenggara dan timur laut – barat daya di Pulau Jawa.

28. 11
Gambar 2.4 Peta Cekungan Geologi Regional Y dan Sekitarnya
(Van Bemmelen, 1949)
2.4 Stratigrafi Lapangan Panasbumi Y
Cekungan Serayu Utara. merupakan salah satu dari dua cekungan
yang membentukJawa Tengah. Melimpahnya rembesan hidrokarbon pada
lokasi ini menandakan bahwa dengan tatanan struktur geologi dan
stratigrafi yang sedemikian rupa, terdapat sistem petroleum aktif yang
bekerja pada Cekungan Serayu Utara. Satyana et al. (2007) menyebut
Cekungan Serayu Utara sebagai terra-incognita, yaitu daerah dengan
kondisi geologi yang belum dikenal baik dalam eksplorasi migas, yang
memicu munculnya banyak pendapat berbeda mengenai kondisi geologi.

29. 12
Sebagai salah satu manifestasi permukaan, rembesan hidrokarbon
dapat menjadi jendela dan titik tolak pendekatan dalam mempelajari
kondisi geologi bawah permukaan bagi unsur-unsur penting dalam sistem
petroleum. Berlandaskan pemahaman tersebut, penelitian ini bermaksud
untuk mempelajari faktor-faktor geologi yang pernah bekerja di Cekungan
Serayu Utara yang mengontrol terjadinya rembesan hidrokarbon di Kali
Pekacangan, Desa Sijenggung, Kecamatan Banjarmangu, Kabupaten
Banjarnegara, Jawa Tengah. Di permukaan, rembesan tersebut terjadi pada
singkapan Formasi Rambatan yang berumur Miosen Tengah. Pendekatan
yang dipergunakan adalah pengumpulan data-data geologi permukaan,
berupa data stratigrafi terukur (outcrop measured section) dan struktur
geologi.
Gambar 2.5 Tektono Stratigrafi Kenozoikum Zona Serayu (dikompilasi dari
Asikin dkk., 1992a; Asikin dkk., 1992b; Condon dkk., 1996; Djuri dkk.,
1996; Lunt et al., 2009; Hall, 2012).

30. 13
BAB III
TEORI DASAR
3.1 Konsep Panasbumi
Menurut Budihardi (1998), sumber energi panasbumi yang terdapat
di Indonesia dihasilkan dari aktivitas lempeng tektonik. Tumbukan antara
lempeng Pasifik, lempeng India – Australia, dan lempeng Eurasia ini
menghasilkan magmatisme dan menjadi sumber energi panasbumi di
Indonesia.
Panasbumi merupakan energi potensial yang tersimpan lama di
bawah permukaan bumi berupa air panas atau uap panas sebagai akibat
dari adanya sumber panas (Mahon, 1977). Energi panas ini mengalami
perpindahan dan di dalamnya membentuk suatu sistem panasbumi. Sistem
panasbumi di Indonesia termasuk yang bertemperatur tinggi (>225o
C),
hanya beberapa yang mempunyai temperatur sedang (150 – 225o
C).
Sistem hidrotermal sendiri menjadi bagian dari sistem panasbumi,
dengan pemanasan serta kondisi air yang terpanasi terkumpul, seperti yang
terlihat pada Gambar 3.1. Konsentrasi panas tersebut dicirikan oleh
anomali panasbumi positif di suatu daerah yang memiliki temperatur jauh
lebih besar dari gradien temperatur normal bumi.
Gambar 3.1 Sistem Panasbumi (Hedenquist et al., 1996; 2000)

31. 14
3.2 Karakteristik Sumber Panasbumi
Beberapa karakteristik sumber panasbumi menjadi bagian penting
dalam sistem dan hal ini berpengaruh antara satu dengan yang lainnya.
Menurut Herman (2003), bagian tersebut diantaranya:
a. Dapur magma
Magma sebagai sumber panas yang mengalirkan sejumlah panas ke
dalam batuan – batuan pembentuk kerak bumi. Ukuran dari dapur
magma cukup berpengaruh, dengan semakin besar dapur magma
maka akan semakin besar sumber daya panasnya.
b. Kondisi hidrologi
Kondisi ini sangat penting karena berkaitan dengan sistem
panasbumi sehingga diharapkan pasokan dari lingkungan tidak
terhenti. Peranan air, seperti airtanah, air formasi, air laut atau
danai, air hujan menjadi sumber pemasok kembali (recharge). Hal
ini disebabkan air dalam magma (juvenile) tidak cukup banyak
untuk mempertahankan proses interaksi air magma.
c. Manifestasi panasbumi
Bukti kegiatan panasbumi dinyatakan oleh manifestasi – manifestasi
di permukaan, menandakan bahwa fluida hidrotermal yang berasal
dari reservoir telah keluar melalui bukaan – bukaan struktur atau
satuan – satuan batuan berpermeabilitas. Beberapa manifestasi
menjadi penting untuk diketahui karena dapat digunakan sebagai
indikator dalam penentuan suhu reservoir panasbumi.
d. Reservoir
Reservoir adalah suatu volume batuan di bawah permukaan bumi
yang mempunyai cukup porositas dan permeabilitas untuk
meloloskan fluida (sumber energi panas bumi) yang terperangkap di
dalamnya.

32. 15
e. Umur (lifetime) sumber panasbumi.
Umur dari sumber panasbumi kaitannya dengan batasan kegiatan
sumber panasbumi terus berlangsung. Energi yang terbarukan tidak
selamanya memiliki umur tak terbatas. Oleh karena itu penggunaan
metode K/Ar dan Rb/Sr dapat dilakukan untuk penentuan umur
(age dating) terhadap mineral hidrotermal tertentu dari initi bor
batuan.
3.3 Sistem Panasbumi
Berdasarkan besarnya temperatur, Hochstein (1990) membedakan
sistem panasbumi menjadi tiga, yakni:
1. Sistem panasbumi bertemperatur rendah. Pada sistem ini fluida
pada reservoirnya memiliki temperatur lebih kecil dari 125o
.
2. Sistem panasbumi bertemperatur sedang. Pada sistem ini fluida
pada reservoirnya memiliki temperatur 125o
hingga 225o
.
3. Sistem panasbumi bertemperatur tinggi. Pada sistem ini fluida pada
reservoir memiliki temperatur diatas 225o
.
Mengenai sumber panas (heat source), menurut Nicholson (1993)
terdapat dua sistem panasbumi yakni volcanogenic dan non-volcanogenic.
Pada sistem yang sama, Ellis dan Mahon (1977) menyebutnya sebagai
high – T system associated with recent volcanic dan high – T system in
tectonically active non-volcanic area. Begitu juga dengan Goff dan Janik
(2000), selain membagi model konseptual dari sistem geothermal menjadi
Vapour Dominated System dan Liquid – Dominated System, juga
menyebutkan Young Igneous Model dan Tectonic Model.
3.4 Karakteristik Batuan dan Fluida Panasbumi
Kaitannya dengan reservoir panasbumi, maka beberapa sifat sangat

33. 16
penting dalam sistem panasbumi yakni porositas, permeabilitas, maupun
densitas batuan. Beberapa parameter lain yang penting untuk menerangkan
sifat batuan reservoir panasbumi adalah panas spesifik dan konduktifitas
panas (Saptadji, 2001).
3.4.1 Sifat Batuan
A. Porositas (ø)
Fluida panasbumi tidak hanya ditemui di dalam pori – pori
tetapi juga dalam rekahan – rekahan. Volume rongga – rongga
atau pori – pori batuan dinyatakan sebagai fraksi dari volume
total batuxan dan didefinisikan sebagai porositas (ø). Secara
matematis dapat ditulikan sebagai berikut.
………………………………………………...3.1
Dengan Vρ adalah volume pori dan Vb adalah volume total
batuan.
B. Permeabilitas (k)
Permeabilitas batuan berarti kemampuan batuan untuk
mengalirkan fluida, sehingga cukup penting dalam
menentukan kecepatan alir fluida dalam batuan berpori.
Tabel 3.1 Sifat Batuan Reservoir di Beberapa Lapangan
Panasbumi (Bjornsson dan Bodvarsson, 1988)
Lapangan Negara T (o
C) k (mD) Ø (%) kh (Darcy.m)
Krafla Iceland 300-350 2-10 3-5 1-3
Laugarnes Iceland 130 15 0.20 15
Laugaland Iceland 80-100 2 2
Nesjavellir Iceland 300-400 1-5 5 5
Svartsengi Iceland 240 100-150 5-10
Larderello Italy 240 5 10-100
Olkari Kenya 300 3-8 2 1-5
Cerro Prieto Mexico 280-340 10-30 20 4-40

34. 17
Lapangan Negara T(O
C) k (mD) Ø (%) kh (Darcy.m)
Broadlands NZ 270 30 20 50-100
Wairakei NZ 270 35-40 20 20-100
BacMan Phillipin
es
300-320 20 5 30
Tongonan Phillipin
es
300-350 10-50 5-10 10-50
The Geyser USA 240 50-100 5 1-50
Baca USA 270 3-10 5 1.8
Permeabilitas biasanya dinyatakan dalam mD (mili Darcy),
namun dalam geothermal seringkali dinyatakan dalam m2
,
sehingga 1 Darcy sama dengan 10-12
m2
. Besarnya
permeabilitas batuan tidak sama ke segala arah, umumnya
permeabilitas pada arah horizontal jauh lebih besar daripada
arah vertikal.
Batuan reservoir panasbumi umumnya mempunyai
permeabilitas matriks batuan sangat kecil seperti pada Tabel
3.1. Hal ini menyebabkan reservoir mempunyai permeabilitas
antara 1 sampai 100 mD dan transmisivitas (hasil kali
permeabilitas dan ketebalan) antara 1 hingga 100 Dm (Darcy
meter).
C. Densitas (ρ)
Densitas batuan yakni perbandingan antara berat batuan
dengan volume dari batuan. Densitas beberapa batuan akan
berbeda antara satu dengan yang lainnya. Densitas batuan
pada panasbumi berpengaruh terhadap heat content yang
dikandungnya. Semakin besar densitas batuan semakin besar
heat content yang terdapat pada batuan. Densitas batuan pada
lapangan panasbumi umumnya sangat besar dibanding daerah
non-vulkanik.

35. 18
D. Konduktivitas Panas (K)
Konduktivitas panas berarti kemampuan batuan untuk
dapat menghantarkan panas dengan cara konduksi, karena hal
ini memiliki perbedaan temperatur (gradient temperature).
Secara matematis konduktivitas panas dinyatakan sebagai :
……………………………………….....3.2
Q adalah laju aliran panas per satuan luas dan dT/dZ adalah
gradien temperatur. Satuan dari konduktivitas panas batuan
adalah W/m.o
K, penyederhanaan dari satuan (Energi / waktu /
luas) / (temperatur / jarak). Konduktivitas panas setiap batuan
tidak sama, seperti yang terlihat pada Tabel 3.2. konduktivitas
panas batuan tidak hanya ditentukan oleh jenis batuan atau
mineral – mineral penyusunnya, tetapi juga ditentukan
struktur kristal yang membentuk batuan tersebut. Hal ini yang
menyebabkan harga konduktivitas berbeda pada setiap arah.
Hal ini juga yang menyebabkan panas merambat dengan laju
yang berbeda ke arah yang berlainan juga.
Keanekaragaman sifat konduktivitas panas batuan
kemungkinan tidak hanya karena susunan ion dari struktur
kristal, tetapi juga orientasi dari masing – masing butiran
mineral. Contohnya batuan granit memiliki konduktivitas
antara 2,5 – 4 W/m. K apabila komposisi kuarsa pada batuan
tersebut 20 – 35%. Kuarsa sendiri merupakan konduktor
panas yang baik. Namun adanya Plagioklas akan menurunkan
konduktivitas batuan karena mempunyai konduktivitas panas
yang rendah.

36. 19
Tabel 3.2 Konduktivitas Panas Beberapa Material Geologi
(Poelchau dkk, 1997)
Material Wm-1K-1 S
o
u
r
c
e
Earth’s Crust 2.0 – 2.5 Mean value, Kappelmeyer and
Hanel (1974)Rocks 1.2 – 5.9 Sass et al. (1971)
Sandstone 2.5 Clark (1966)
Shale 1.1 – 2.1 Clark (1966), Blackwell and Steele
(1989)Limestone 2.5 – 3 Clark (1966), Robertson (1979)
Water 0.6 at 20o
C Birch et al. (1942)
Oil 0.15 at 20o
C Birch et al. (1942)
Ice 2.1 Gretener (1981)
Air 0.025 CRC (1974) Handbook
Methane 0.033 CRC (1974) Handbook
E. Panas Spesifik Batuan
Hal ini menjadi parameter yang menyatakan banyaknya panas
yang diperlukan untuk menaikkan suhu satu satuan massa
batuan tersebut sebesar 1o
C. Panas spesifik batuan memiliki
harga dengan temperatur rendah sebesar 0.75 – 0.85 kJ/kgo
C,
pada temperatur sedang 0.85 – 0.95 kJ/kgo
C, dan pada
temperatur tinggi 0.95 – 1.10 kJ/kgo
C.
3.4.2 Fluida Panasbumi
Fluida panasbumi dapat berada pada keadaan cair maupun
uap tergantung dari tekanan dan temperatur yang
mempengaruhinya. Apabila pada tekanan tertentu dengan
temperatur yang lebih kecil dari temperatur saturasi, maka akan
menghasilkan fluida dalam bentuk cair. Sedangkan apabila
temperaturnya melebihi dari temperatur saturasi, maka akan

37. 20
menghasilkan fluida berupa uap.
Sifat fluida lainnya yang berkaitan dengan tekanan yakni
semakin tinggi tekanan, maka air akan mendidih pada temperatur
yang tinggi juga. Hubungan antara tekanan dan temperatur saturasi
diperlihatkan Tabel 3.3.
Tabel 3.3 Hubungan Antara Tekanan dan Temperatur Saturasi
(Saptadji, 2001)
Tek
ana
n
Temperatur Saturasi (o
C)
1 100
10 179.9
20 212.9
30 233.8
Gambar 3.2 Hubungan Temperatur Saturasi terhadap Tekanan
(Saptadji, 2001)
Kurva pada Gambar 3.2 diatas disebut Kurva saturasi.
Daerah di atas kurva saturasi, yaitu daerah dengan temperatur lebih
besar dari temperatur saturasi, hanya fasa uap yang terdapat di
dalam sistem. Pada keadaan ini uap disebut superheated steam.
Daerah di bawah kurva saturasi, yaitu daerah dengan

38. 21
temperatur lebih kecil dari temperatur saturasi, hanya fasa cair yang
terdapat didalam sistem. Pada keadaan ini fasa cair disebut sebagai
compressed liquid.
Terdapat kondisi dengan fasa cair berada bersama dengan
fasa uap pada tekanan dan temperatur saturasi. Kondisi ini menjadi
fluida dua fasa. Fraksi uap di dalam fluida sering disebut kualitas
uap atau dryness (notasi x), yang didefinisikan sebagai
perbandingan antara laju alir masa uap dengan laju alir masa total.
Harga fraksi uap (x) bervariasi dari nol sampai dengan satu.
Apabila pada kondisi saturasi, hanya terdapat fasa cair saja,
maka fasa cair tersebut disebut cairan jenuh atau saturated liquid
(x=0). Bila hanya uap saja yang terdapat pada tekanan dan
temperatur saturasi, maka uap tersebut disebut uap jenuh atau
saturated vapour (x=l).
Gambar 3.3 Pengaruh CO2 dan NaCl Terhadap Temperatur dan
Tekanan Saturasi (Nicholson, 1993).
Adanya kandungan non-condensible gas di dalam air akan
menyebabkan temperatur saturasi atau temperatur titik didih
menjadi lebih rendah (Lihat Gambar 3.3), sedangkan adanya
kandungan garam akan menaikan temperatur saturasi. Tidak hanya
jenis fluida, tetapi sifat fluida juga sangat ditentukan oleh besarnya

39. 22
tekanan dan temperatur di dalam sistem.
Pada gambar 3.3 menunjukkan bahwa kenaikan salinitas
maupun kandungan gas memiliki efek yang berbeda pada titik didih
dan profil kedalaman. Untuk cairan dengan suhu tertentu,
penambahan salinitas mencegah mendidihnya fluida hingga
kedalaman dangkal dapat tercapai. Sedangkan penambahan gas
memungkinkan fluida mendidih pada kedalaman yang lebih besar.
Salinitas yang meningkat hanya memiliki sedikit efek pada profil
didih (boiling profile), sementara kenaikan yang relatif kecil dari
kandungan gas dalam fluida secara signifikan mengubah hubungan
titik didih – kedalaman.
Hasil pengukuran di dalam sumur akan menghasilkan
landaian tekanan dan temperatur, dan hal ini dapat menentukan
bagaimana komposisi fluida tersebut. Dari data tekanan dan dengan
menggunakan Tabel Uap, dapat ditentukan temperatur saturasi atau
temperatur titik didih, yang kemudian dapat diplot terhadap
kedalaman.
Gambar 3.4 Perbandingan Temperatur di Sumur – Sumur
Eksplorasi dengan Kurva Titik Didih atau Boiling Point With
Depth (BPD) (Bignall, 1994)

40. 23
Gambar 3.4 Perbandingan Temperatur di Sumur – Sumur
Eksplorasi dengan Kurva Titik Didih atau Boiling Point With
Depth (BPD) (Bignall, 1994) (Lanjutan)
Pada Gambar 3.4 menunjukkan Kurva BPD (Boiling Point
with Depth). Pada kurva ini, apabila landaian temperatur dari
pengukuran di sumur terletak di sebelah kiri kurva BPD, maka
hanya terdapat satu fasa saja, yaitu air. Apabila landaian
temperatur dari pengukuran sumur terletak disebelah kanan dari
kurva BPD, maka fluida hanya terdiri satu fasa saja, yaitu uap.
Apabila landaian temperatur berimpit dengan kurva BPD maka
fluida terdiri dari dua fasa, yaitu uap dan air.
Pada Gambar 3.4 menunjukkan Kurva BPD (Boiling Point
with Depth) pada empat sumur eksplorasi di Orakei Korako,
Selandia Baru. Semua landaian temperatur terletak di sebelah kiri
kurva. Hal ini mengindikasikan hanya terdapat satu fasa yakni air.

41. 24
3.5 Tracer Flow Test
Tracer flow test adalah pengujian atau pengukuran aliran fluida satu
atau banyak fasa dengan cara menginjeksikan dan pengenceran dari fasa
bahan kimia yang digunakan dalam proses tracer.
Tracer flow test sendiri adalah sebuah metode yang umum digunakan
untuk mengetahui kondisi reservoir panas bumi. Hal ini dimanfaatkan untuk
mengetahui indikasi terjadinya thermal breakthrough pada reservoir panas
bumi karena hasil dari TFT berupa parameter-parameter reservoir, salah
satunya adalah entalpi. Penurunan entalpi dalam kurun waktu tertentu bisa
merupakan indikasi terjadinya thermal breakthrough.
Penggunaan utama dari Tracer Flow Test adalah pada industri panas
bumi dimana untuk memantau entalpi dan massa aliran dari uap dan cairan
pada setiap proses pembangkit listrik, mulai dari sumur produksi sampai
pada stasiun pembangkit dan diinjeksikan kembali.
Pengukuran massa aliran dan entalpi pada jalur pipa dua fasa adalah
hal yang sangat penting sebagai tugas untuk mengawasi pada operasi di
lapangan panas bumi. Secara tradisional, hal ini sudah dilakukan dengan
menggunakan separator kepala sumur khusus atau dengan berkala
melakukan perawatan sumur dan menyalurkan semua total aliran ke
atmospheric flash tank.
Foto 3.1. Atmospheric Flash Tank (Pribadi, 2016)

42. 25
Dengan desain lapangan uap yang lebih modern, separator kepala
sumur kurang umum. Dalam banyak kasus, aliran dua fasa dari sumur
produksi dikombinasikan dan dialirkan melalui pipa secara bersama menuju
separator produksi. Pada saat yang bersamaan akan meningkatkan kendala
lingkungan pada pengetesan sumur dengan metode atmospheric. Faktor
inilah yang memberikan dorongan untuk mengembangkan metode non-
invasive , metode langsung untuk mengukur aliran uap dan air pada jalur
pipa dua fasa. Sampai saat ini , metode langsung untuk mengukur aliran uap
dan air pada jalur pipa dua fasa adalah Tracer Flow Test . Metode ini secara
rutin digunakan dan terkadang disebut metode pengenceran tracer. Karena
berpotensi menghemat biaya dan keuntungan terhadap lingkungan , metode
tes secara langsung seperti ini mungkin akan menjadi prosedur operasi yang
standar di masa yang akan datang.
Prosedur Tracer flow test untuk pengujian aliran keluar sumur
dikembangkan pada awal 1990 oleh pekerja di Amerika Serikat (sebagai
contoh , Hirtz Et al pada 1993 ; Hirtz dan Lovekin pada 1995). Teknologi
ini sekarang tersedia sebagai servis komersil dan sekarang adalah operasi
rutin yang digunakan dilapangan di Amerika Serikat , Filipina , Indonesia ,
Iceland dan Jepang.
3.6 Metode Perhitungan Tracer Flow Test
Setelah serangkaian pengujian dilakukan, lalu dilanjutkan dengan
analisa kimia sampel di laboratorium, selanjutnya berikut adalah persamaan
yang digunakan untuk mendapatkan massa aliran total dan entalphy untuk
memperkirakan akan terjadinya pendinginan pada sistem reservoir panas
bumi (thermal breakthrough).
……………….…….3.3

43. 26
………………..…..3.4
…………..………………………………..3.5
Atau untuk mencari rate massa dari liquid (QL) dan uap (Qv) , dapat
menggunakan persamaan berikut :
………………...……………………………………...…...3.6
Dimana :
QL,V = Rate massa dari fluida (liquid atau uap)
QT = Rate massa tracer yang diinjeksikan
CT = Konsentrasi tracer dalam berat (didapat dari sampel)
3.7 Metode Pengujian Tracer Flow Test
Untuk mengukur total massa aliran dan entalpi pada jalur pipa dua
fasa, akan diperlukan untuk mengukur aliran pada setiap fasa secara
individual dan terpisah. Uap dan air (Brine) secara terpisah. Tracer Flow
Test melibatkan kuantitas dari injeksi dan pengeceran dalam jumlah kecil
dari cairan kimia untuk tracer (satu untuk uap dan satu untuk liquid) pada
jalur pipa. Cairan kimia tracer tercampur secara sempurna didalam jalur
pipa dan pada titik pengujian di downstream akan terpisah antara fasa air
dan fasa uap , lalu akan dikumpulkan pada tekanan pipa. Dengan
menggunakan fasa uap dimana bahan kimia tracer akan masuk dan
bercampur dalam uap (contoh, : SF6 atau propan). Aliran uap dapat dihitung
sebagai berikut :
…………..………..…3.7

44. 27
Kalkulasi diatas adalah perhitungan analog untuk aliran air , dimana
fasa tracer liquid (contohnya , benzonat atau bromid) secara sempurna
tercampur dalam brine. Total dari entalpi keluar (Ht) bisa di kalkulasi dari
menghitung aliran uap dan air (SF, WF) :
………..……………………………………..………………3.8
Dimana hg dan hf adalah entalpi dari uap dan air pada suhu jalur pipa
(didapat dari tabel uap). Persamaan diatas tidak termasuk gas non-
condesible (CO2 , H2S, dll) dimana mungkin akan mempengaruhi beberapa
persen dari total massa aliran dari sumur. Itu harus ditentukan secara
terpisah.
Saat ini Tracer Flow Test adalah satu satunya metode yang mampu
untuk mengukur dari aliran dua fasa di jalur pipa. Kesalahan dari metode
lain (contohnya, Doppler-based system) adalah karena faktanya dua fasa
tersaji dengan porsi yang bervariasi dan mungkin tidak seragam terdistribusi
sepanjang jalur pipa. Ini bukan menjadi masalah dengan tracer flow test
dimana dua fasa diukur secara sendiri-sendiri. Langsung , Tes non invasif
adalah beberapa keunggulan utama dari Tracer Flow Test dibanding metode
tradisional ( tes atmospheric atau aliran total separator). Berikut ini adalah
beberapa keunggulan dari Tracer Flow Test :
 Operasi dari Power Station tidak terganggu
 Kehilangan hasil pembangkit karena sumur sedang di servis dapat
dihindari
 Kondisi aliran yang stabil (karena tidak mengganggu produksi)
 Tidak dibutuhkan peralatan tes pada kepala sumur, selain katup
sampel
 Pembuangan ke atmosfir atau air buangan dapat dihindari
 Lebih leluasa dalam menjadwalkan waktu pengetesan

45. 28
Tracer Flow Test dapat menghasilkan keuntungan besar ketika di
implementasikan pada desain lapangan uap , lebih baik dari perpipaan
terdahulu. Dengan pengembangan lapangan panas bumi terbaru, sudah
sewajarnya untuk meninggalkan peralatan pengujian kepala sumur karena
lebih menguntungkan menggunakan metode Tracer Flow Test.
Pada pengujian sumur tambahan, prosedur aliran tracer dapat
digunakan untuk mengecek uap pada ystem pembangkit (contohnya,
sebagai pengujian dan pengukuran annubar) dan untuk mengukur kombinasi
aliran dari beberapa sumur.
3.7.1 Pengembangan Metode Tracer Flow Test
Prosedur Tracer Flow Test dikembangkan di Amerika Serikat
dengan menggunakan gas SF6 sebagai tracer untuk fasa uap dan
sodium benzonat sebgai tracer untuk fasa cairan (Macambac et al.,
1998). Larutan Benzonat di injeksikan kedalam aliran pipa
menggunakan pompa. Lalu gas SF6 di injeksikan melalui
compressor gas. Semua peralatan injeksi tersebut dilengkapi dengan
meter pengukur untuk memastikan jumlah yang diinjeksikan sesuai.
Tabung gas bersegel digunakan untuk mengumpulkan sampel
sebagai bahan analisa SF6.
Pada pertengahan 1990-an, Lovelock (1997) memulai berbagai
investigasi untuk beberapa titik didih rendah, menggunakan cairan
organik sebagai tracer untuk fasa uap, termasuk : klorofom , hexana
dan alkohol. Dengan pencapaian ini, cairan organik di injeksikan
kedalam jalur pipa dimana cairan itu akan mendidih dan menuju
jalur pipa sebagai gas. Lalu tracer tersebut di kumpulkan dalam
bentuk cairan hasil kondensasi uap sebagai sampel. Fluida tracer
dengan titik didih rendah adalah salah satu alternatif yang menarik
untuk dijadikan tracer gas terkompresi karena bisa diinjeksikan

46. 29
menggunakan pompa konvensional dan menawarkan prosedur
pengambilan dan pengolahan sampel yang lebih mudah.
3.7.2 Prinsip Kerja Tracer Flow Test
Pada dasarnya prinsip kerja dari pengujian tracer flow test
adalah cukup sederhana, itu mengapa Tracer Flow Test sekarang
merupakan pengujiaan yang sangat umum dan hampir selalu
dilakukan disetiap lapangan panas bumi.
Secara sederhana prosedur pengujian Tracer Flow Test dapat
dilihat pada gambar berikut :
Dua jenis zat kimia berbeda atau lebih sering disebut dengan
Tracer diinjeksikan kedalam jalur pipa dua fasa didekat kepala
sumur. Dua jenis bahan kimia tersebut masing masing akan
bercampur dengan dua fasa fluida hasil produksi sumur panas bumi.
Gambar 3.5 Diagram Kerja Tracer Flow Test (PT. GD Energi, 2016)

47. 30
Biasanya untuk fasa uap menggunakan zat SF6 dan untuk fasa air
menggunakan zat sejenis sulfonat. Kedua zat tersebut akan
bercampur dengan dua fasa fluida didalam jalur pipa lalu akan
diambil sampelnya di downs stream pipa dua fasa. Konsetrasi
masing masing zat kimia tersebut akan diukur dan dianalisa di
laboratorium untuk mendapatkan massa aliran dari masing-masing
fluida produksi juga termasuk untuk memantau entalpi fluida yang
nantinya akan digunakan untuk menganalisa apakah reservoir panas
bumi tersebut mengalami pendinginan atau biasa disebut Thermal
Breakthrough.
Gambar 3.6 Bagan Pengujian Tracer Flow Test (PT. GD Energi, 2016)

48. 31
Gambar 3.9. Bagan Sumur Saat Pengujian TFT (PT. GD Energi,
2016)
Dari Gambar 3.6, Gambar 3.7 dan Gambar 3.8 diatas
terlihat bahwa metode pengujian Tracer Flow Test cukup sederhana
namun parameter yang didapat cukup kompleks dalam rangka
pengembangan dan monitor sumur.
Gambar 3.7 Desain Injeksi dan Sampel TFT (PT. GD Energi, 2016)
Gambar 3.8 Bagan Sumur Saat Pengujian TFT (PT. GD Energi, 2016)

49. 32
Setelah sampel uap dan air diambil dari sampel port,
selanjutnya sampel-sampel tersebut disimpan dalam botol dan
tabung khusus untuk menjaga agar kondisinya tidak berubah
sebelum dibawa ke laboratorium untuk dilakukan analisa kimia.
Foto 3.3 Botol dan Tabung Sampel (Pribadi, 2016)
Foto 3.2 Proses Pengambilan Sampel (Pribadi, 2016)

50. 33
BAB IV
ANALISA DAN PERHITUNGAN
4.1 Sejarah Sumur
Lapangan Panasbumi Y adalah salah satu potensi Panasbumi di
Indonesia yang sudah dikelola dan dimanfaatkan untuk PLTPB (Pembangkit
Listrik Tenaga Panasbumi). Lapangan ini dikelola oleh PT. GD Energi
(Persero) yang merupakan salah satu perusahaan milik negara. Lapangan Y
sendiri sudah beberapa kali berganti pengelola (seperti yang dibahas dibab
sebelumnya) sebelum dikelola oleh PT. GD Energi (Persero) sejak tahun
2002.
Lapangan Y terletak di dataran tinggi Y, jawa tengah. Lapangan ini
sendiri berpotensi sebesar 400 MW dengan kapasitas terpasang hingga saat
ini sebesar 60 MW. Saat ini terdapat 42 sumur dikawasan lapangan
Panasbumi Y dengan detail, 29 unit sumur produksi, 11 unit sumur injeksi,
dan 2 unit sumur yang belum diperuntukan apakah akan digunakan sebagai
sumur produksi atau sumur injeksi. Namun, dalam realisasinya hanya 7 unit
sumur produksi yang beroperasi dan 4 unit sumur injeksi.
Gambar 4.1. 3D Model Sumur Eksploitasi Y (PT. GD Energi, 2012)

51. 34
4.2 Sumur X-7C
Sumur X-7C adalah salah satu sumur produksi yang berada pada
wellpad 7. Dari kode X didepan nomor sumur menunjukkan bahwa sumur
ini dibor oleh California Himpurna Energi (CHE). Pada wellpad 7 terdapat
tiga sumur produksi, masing masing adalah X-7A, X-7B, dan X-7C.
Foto 4.1 Sumur X-7C (Pribadi, 2016)
Sumur X-7C merupakan sumur vertikal pertama yang dibor oleh CHE.
Proses pemboran sumur ini dimulai pada tanggal 9 November 1996 dan
mencapai zona target pada tanggal 10 Januari 1997. Aktivitas pemboran
benar-benar selesai pada tanggal 12 Januari 1997 dengan data pemboran
sebagai berikut:
 MD : 2717 m
 TVD : 2712 m
 Elevasi : -802 mdpl
Kurang dari sebulan sejak pemboran selesai, pada sumur ini dilakukan
survei tekanan dan temperatur (P-T Survey) yang berlangsung selama 21
hari dengan diperoleh hasil bahwa temperatur maksimal terdapat pada
kedalaman 1850 m, yaitu sebesar 317°C.

52. 35
Pada tanggal 24 Maret 1997, untuk pertama kalinya sumur ini
dilakukan uji produksi selama 7 hari dengan hasil bahwa perkiraan produksi
sebesar 11.3 Mwe pada tekanan kepala sumur 200 psi. P-T Survey kembali
dilakukan untuk kedua dan ketiga kalinya masing-masing pada tanggal 5
Mei 1997 dan 10 Juni 1997 dengan hasil masing-masing adalah temperatur
maksimum 332°C pada kedalaman 2700 m dan 329°C pada kedalaman yang
sama. Sumur ini sempat direncanakan untuk menjalani Caliper Log dengan
cara mematikan sumur, namun rencanan ini gagal untuk alasan yang tidak
bisa disebutkan dalam laporan ini. Pada tanggal 18 Desember 1997 sumur
menjalani pemasangan split collar dengan cara mematikan sumur dengan
memompakan air sebanyak 0.5 – 7 bpm rate air.
Sumur kembali menjalani uji produksi selama 4 hari sejak tanggal 23
April 1998. Hasil pengujian ini berupa perkiraan kapasitas produksi sebesar
14.6 Mwe pada tekanan kepala sumur sebesar 870 psi. Sumur lalu
mengalami proses Bleed pada tanggal 27 April 1998, hal ini
mengindikasikan bahwa sumur siap untuk diproduksi.
4.3 Tracer Flow Test Pada Sumur X-7C
Seperti telah dijelaskan diatas bahwa sumur X-7C pernah beberapa
kali dilakukan uji alir , berikut adalah plot grafik dari uji alir tersebut :

53. 36
Grafik diatas menunjukkan hasil uji alir pada sumur X-7C selama periode
24 Maret 1997 sampai dengan 31 Maret 1997.
Dari data serangkaian pengujian sebelumnya, diperoleh data sumur sebagai
berikut :
Tabel 4.1. Properties Sumur X-7C Tahun 1997
PARAMETER VALUE UNIT
RESERVOIR PRESSURE 15.20 MpaA
FLUID ENTALPHY 1675 KJ/KG
PERMEABILITY 2.80 Darcy/m
PRODUCTION CASING DEPTH 1483 M
Grafik 4.1. Grafik Hasil Uji Alir Sumur X-7C

54. 37
Tabel 4.1 Properties SumurX-7C Tahun 1997 (Lanjutan)
PARAMETER VALUE UNIT
FEED POINT DEPTH 2200 M
PRODUCTION CASING DIAMETER 0.314 M
LINER DIAMETER 0.221 M
SKIN FACTOR 0
Data-data tersebut didapatkan dari hasil beberapa pengujian sumur lalu
diolah menggunakan software oleh pihak ketiga. Sebagai informasi data
tersebut adalah data tahun 1997.
Lalu pada tahun 2012 dilakukan Tracer Flow Test, data yang dihasilkan
adalah sebagai berikut :
Tabel 4.2. Properties Sumur X-7C Tahun 2012
PARAMETER VALUE UNIT
ENTALPHY RATA-RATA 1387.9 Kj/Kg
TOTAL ALIR RATA-RATA 204.8 Tonne/Jam
SUHU ENTALPHY 307.7 °C
WHP 62.1 Bar
PRODUKSI UAP(SEPARATOR) 63.2 Tonne/Jam
PRODUKSI AIR(SEPARATOR) 141.7 Tonne/Jam
FRAKSI UAP 0.3084
Dari data dengan rentang waktu tersebut, lalu diplot dalam grafik,
khususnya entalphy untuk memperkirakan terjadinya pendinginan reservoir,
maka didapatkan grafik seperti dibawah ini :

55. 38
Dari grafik diatas dapat disimpulkan bahwa terjadi pendinginan reservoir
dalam rentan waktu 1997 dan 2012. Pada kurva entalphy terlihat bahwa
terjadi penurunan yang signifikan jumlah penurunan tersebut sebesar 1675
Kj/Kg dan penurunan tekanan reservoir sebesar 15.20 MpaA, hal ini
disebatkan adanya aliran fliuda yang melalui rekahan batuan yang
menyebabkan adanya pendinginan reservoir dan penurunan produksi pada
lapangan Panasbumi Y.
4.4 Sumur X-7B
Sama seperti sumur X-7C, sumur X-7B juga berada dalam kawasan
wellpada 7.
Grafik 4.2. Perubahan Entalphy sumur X-7C periode
1997 - 2012

56. 39
Foto 4.2 Sumur X-7B (Pribadi, 2016)
Sumur ini mulai dibor pada tanggal 8 Juli 1996. Sumur ini merupakan
sumur terarah (Directional Well) dengan mengarah ke timur. Pada tanggal 5
September dilakukan Caliper Log dan dengan hasil yang cukup tidak
menyenangkan dimana diketahui bahwa terdapat kerusakan berupa aus
dibeberapa casing pada kedalaman 556 m (diatas 52% mengalami keausan).
Pada kedalaman 1295 – 1455 m juga terdapat keausan pada 11 sambungan.
Pada tanggal 30 September 1996 pemboran mencapai target yang
ditentukan yaitu pada kedalaman 27753 m untuk measured depth dan 2463
m untuk true vertical depth.
Pada tanggal 2 Oktober 1996 dilakukan Rig tes. Lalu pada tanggal 21
Oktober 1996 dilakukan perbaikan pada casing dengan menginstall 7 inch
scab liner untuk memperbaiki casing yang mengalami aus, kegiatan ini
selesai sebelum rig dilepas dari sumur.
Pada tanggal 25 Oktober 1996 Rig di release setelah 109 hari operasi
pengeboran dan perbaikan casing. Survei pertama pada sumur ini adalah
survei tekanan dan suhu ( P – T survey) pada tanggal 1 November 1996.
Survei ini kurang memuaskan karena tidak bisa melewati kedalaman 2405m
dengan suhu terukur sebesar 293°C. P – T survey selanjutnya dilakukan
masing-masing pada tanggal 14 November , 16 November dan 4 Februari
1996 dimana survei ini tidak mampu melewati pada batas kedalaman 2350m

57. 40
dimana suhu tertinggi yang terukur adalah pada kedalaman 1950m sebesar
315°C.
Uji alir pertama sumur ini dilakukan pada tanggal 4 November 1996
dimana data yang dihasilkan adalah potensi sumur sebesar 4.4 MW pada
tekanan kepala sumur sebesar 250 psi. Uji alir kedua dilakukan pada 8 April
1997 dengan hasil 5.7 Mw pada tekanan kepala sumur sebesar 200 psi.
Pada 19 Mei 1997 dilakukan kegiatan mematikan sumur dengan
menginjeksikan air sebanyak 0.5 bpm. Kegiatan ini dilakukan lagi pada
tanggal 25 Mei 1997 dengan menginjeksikan air sebesar 0.5 – 3 bpm.
Sumur menjalani P – T survey lagi masing masing pada tanggal 20
Mei, 26 Mei , 27 Mei , 2 September 1997 dan 22 Januari 1998. Hasil terbaik
diperoleh pada P – T survey tanggal 2 September 1997 dimana suhu
maksimal sebesar 319°C pada kedalaman 2300 m.
Pada tanggal 28 Mei 1997 dilakukan perforasi antara kedalaman 1746
– 1779.5 m untuk membuka zona produktif yang potensial. Selanjutnya ada
dua uji alir yang dilakukan pada sumur setelah dua uji alir pertama seperti
disebutkan diatas, masing-masing pada tanggal 5 September 1997 dan 27
April 1998 dimana hasil terbaik didapat pada uji alir tanggal 27 April 1998
dengan hasil 10.9 MW pada tekanan kepala sumur 520 psi.
Setelah serangkaian kegiatan diatas, tepat pada tanggal 4 Mei 1998
sumur melakukan proses Bleeding dan diutamakan untuk mulai beroperasi.
4.5 Tracer Flow Test Pada Sumur X-7B
Seperti telah dijelaskan diatas bahwa sumur X-7B pernah beberapa
kali dilakukan uji alir , berikut adalah plot grafik dari uji alir tersebut :

58. 41
Grafik diatas menunjukkan hasil uji alir pada sumur X-7B selama periode
27 April 1997 sampai dengan 4 Mei 1997.
Dari data serangkaian pengujian sebelumnya, diperoleh data sumur sebagai
berikut :
PARAMETER VALUE UNIT
RESERVOIR PRESSURE 12.06 MpaA
FLUID ENTALPHY 1444 KJ/KG
PERMEABILITY 3 Darcy/m
PRODUCTION CASING DEPTH 1266 M
Grafik 4.3. Hasil Uji Alir Sumur X-7B
Tabel 4.3. Properties Sumur X-7B Tahun 1997

59. 42
Tabel 4.3. Properties Sumur X-7B Tahun 1997 (Lanjutan)
PARAMETER VALUE UNIT
FEED POINT DEPTH 2000 M
PRODUCTION CASING DIAMETER 0.221 M
LINER DIAMETER 0.157 M
SKIN FACTOR 0
Data-data tersebut didapatkan dari hasil beberapa pengujian sumur lalu
diolah menggunakan software oleh pihak ketiga. Sebagai informasi data
tersebut adalah data tahun 1997.
Lalu pada tahun 2012 dilakukan Tracer Flow Test, data yang dihasilkan
adalah sebagai berikut :
PARAMETER VALUE UNIT
ENTALPHY RATA-RATA 1427.2 Kj/Kg
TOTAL ALIR RATA-RATA 67.7 Tonne/Jam
SUHU ENTALPHY 314.4 °C
WHP 27.6 Bar
PRODUKSI UAP(SEPARATOR) 22.1 Tonne/Jam
PRODUKSI AIR(SEPARATOR) 45.6 Tonne/Jam
FRAKSI UAP 0.3269
Dari data dengan rentang waktu tersebut , lalu diplot dalam grafik,
khususnya entalphy untuk memperkirakan terjadinya pendinginan reservoir,
maka didapatkan grafik seperti dibawah ini :
Tabel 4.4. Properties sumur X-7B tahun 2012

60. 43
Dari grafik diatas terlihat bahwa tidak terjadi perubahan yang signifikan
terhadapat entalphy disumur X-7B selama rentan waktu dari tahun 1997
sampai dengan 2012. Perubahan entalphy yang terjadi hanya sebesar 16.8
Kj/Kg, jauh dibawah dibandingkan dengan perubahan entalphy disumur X-
7C, atau dengan kata lain tidak terjadi pendinginan reservoir di sumur X-7B.
Dapat diketahui bahwa di dalam suatu formasi ini tidak adanya rekahan
yang menyebabkan sumur ini mengalami penurunan produksi dan
pendinginan reservoir.
4.6 Sumur X-29
Berbeda dengan kedua sumur sebelumya yang berada pada wellpad 7,
sumur X-29 berada pada wellpad 29.
Grafik 4.4. Perubahan Entalphy Sumur X-7B Periode
1997 - 2012

61. 44
Foto 4.3 Sumur X-29 (Pribadi, 2016)
Sumur ini merupakan salah satu sumur berarah (directional well) pada
lapangan Panasbumi Y. Sumur ini mulai dibor pada tanggal 10 Mei 1997
dan mencapai target pada 2641m MD , 2502m TVD pada tanggal 2 Juli
1997. Pada 4 Juli 1997 dilakukan log caliper dengan hasil yang buruk
dimana terdapat kerusakan yang seragam sebesar 60% dari atas sampai
bawah.
Serangkaian P- T survey dilakukan yaitu masing masing pada tanggal
17 Juli , 25 Juli , 2 Agustus , 21 Agustus , 20 September , 3 Oktober dan 3
November 1997. Data yang dihasilkan dari P-T Survey cukup beragam
namun hasil terbaik yang didapati adalah pada survei tanggal 20 September
dan 3 November 1997 dengan hasil suhu maksimal sebesar 338°C pada
kedalaman 1750 dan 1950m.
Uji alir pertama pada sumur ini dilakukan pada tanggal 22 September
1997 dimana data yang dihasilkan menunjukkan potensi sumur maksimal
sebesar 8.2 MW pada tekanan kepala sumur sebesar 210 psi.
Sumur mengalami Leak Of Test dengan menginjeksikan 4-6 bpm pada
casing melalui kepala sumur. Lalu pada tanggal 17 November dilakukan

62. 45
pemasangan Split Collar dan pada tanggal 22 November 1997 dilakukan
Log Caliper dengan hasil dimana beberapa casing diindikasi mengalami aus
pada kedalaman sekitar 860 – 870m (kerusakan sebesar 15%) , 1057-1068
m (kerusakan sebesar 30%) , 1310-1430 m ( kerusakan sebesar 25%).
4.7 Tracer Flow Test Sumur X-29
Seperti telah dijelaskan diatas bahwa sumur X-29 pernah beberapa kali
dilakukan uji alir , berikut adalah plot grafik dari uji alir tersebut :
Grafik diatas menunjukkan hasil uji alir pada sumur X-29 selama periode 22
September 1997 sampai dengan 3 Oktober 1997.
Grafik 4.5. Grafik hasil uji alir sumur X-29

63. 46
Dari data serangkaian pengujian sebelumnya, diperoleh data sumur sebagai
berikut :
PARAMETER VALUE UNIT
RESERVOIR PRESSURE 13.93 MpaA
FLUID ENTALPHY 1570 KJ/KG
PERMEABILITY 2.6 Darcy/m
PRODUCTION CASING DEPTH 1440 M
FEED POINT DEPTH 2000 M
PRODUCTION CASING DIAMETER 0.314 M
LINER DIAMETER 0.221 M
SKIN FACTOR 0
Data-data tersebut didapatkan dari hasil beberapa pengujian sumur lalu
diolah menggunakan software oleh pihak ketiga. Sebagai informasi data
tersebut adalah data tahun 1997.
Lalu pada tahun 2012 dilakukan Tracer Flow Test, data yang dihasilkan
adalah sebagai berikut :
PARAMETER VALUE UNIT
ENTALPHY RATA-RATA 1565.1 Kj/Kg
TOTAL ALIR RATA-RATA 114 Tonne/Jam
SUHU ENTALPHY 335.4 °C
WHP 55.2 Bar
FRAKSI UAP 0.3909
Tabel 4.5. Properties sumur X-29 tahun 1997
Tabel 4.6. Properties sumur X-29 tahun 2012

64. 47
Dari data dengan rentang waktu tersebut , lalu diplot dalam grafik,
khususnya entalphy untuk memperkirakan terjadinya pendinginan reservoir
, maka didapatkan grafik seperti dibawah ini :
Dari grafik diatas terlihat bahwa tidak terjadi perubahan yang signifikan
terhadapat entalphy disumur X-29 selama rentan waktu dari tahun 1997
sampai dengan 2012. Perubahan entalphy yang terjadi hanya sebesar 4.9
Kj/Kg, jauh dibawah dibandingkan dengan perubahan entalphy disumur X-
7C, atau dengan kata lain tidak terjadi pendinginan reservoir / thermal
breakthrough di sumur X-29.
Dari pembahasan dan grafik diatas didapatkan bahwa terjadi sesuatu
dengan reservoir di sumur HCE-7C. Hal ini ditunjukkan dengan penurunan
entalphy yang cukup signifikan yang secara tidak langsung juga berarti
berkurangnya jumlah energi yang dapat di ekstrak dari reservoir Panasbumi.
Penurunan jumlah entalphy atau pendinginan reservoir (biasa dikenal
Grafik 4.6. Perubahan Entalphy SumuX-29 Periode 1997 -
2012

65. 48
dengan istilah thermal breakthrough) adalah keadaan dimana terjadi
penurunan jumlah entalphy dan suhu dari fluida produksi di lapangan
Panasbumi. Banyak hal yang bisa menyebabkan hal ini terjadi, salah satu
yang paling umum adalah konfigurasi sumur. Keputusan untuk meletakkan
sumur produksi dan sumur injeksi pada suatu wilayah tertentu di lapangan
panasbumi dapat menjadi penyebab utama fenomena ini terjadi.
Letak sumur injeksi yang terlalu dekat dengan sumur produksi
menyebabkan fluida injeksi tidak mendapat cukup panas sehingga terjadi
penurunan entalphy. Hal yang terjadi pada sumur X-7C adalah akibat dari
keputusan untuk menjadikan sumur X-29A sebagai sumur injeksi selama 6
tahun. Jika dilihat dari struktur geologi, arah fault adalah dari barat laut
menuju ke tenggara sehingga arah aliran dari sumur injeksi adalah ke sumur
X-7C. Jarak feed zone ini tidak cukup jauh sehingga terjadi thermal
breakthrough. Dikedua sumur lainnya fenomena ini tidak terlihat, walaupun
terjadi penurunan entalphy namun tidak cukup signifikan, hanya berkisar
belasan kilojoule per kilogram saja. Walaupun jarak antara sumur X-29 dan
X-29A relatif dekat, namun tidak terlihat fenomena penurunan entalphy
yang signifikan di sumur X-29, hal ini dikarenakan ujung sumur ini
memotong struktur sehingga tidak mendapatkan supply dari sumur X-29A
sehingga di kedua sumur lainnya tidak dapat dikatakan mengalami thermal
breakthrough. Khusus sumur X-7C perlu dilakukan uji lebih lanjut dan
studi guna mengatasi pendinginan reservoir dan tentunya agar umur sumur
lebih panjang.

66. 49
BAB V
PEMBAHASAN
Salah satu metode yang digunakan adalah tracer flow test. Tracer flow test
(TFT) merupakan metode yang dikembangkan pada aliran dua fasa dengan tujuan
untuk mengetahui laju alir massa dan total enthalpy dengan menggunakan zat
kimia. Tracer Flow Test pada Lapangan Panasbumi Area Y sudah dilakukan
pengukuran pada tahun 1997-1998. Kemudian data TFT tersebut diolah dengan
menggunakan wellbore simulation untuk di dapatkan analisa produktivitasnya.
Wellbore simulation adalah simulasi reservoir yang dapat digunakan untuk
mengetahui kemampuan produksi sumur secara actual, perubahan karakteristik
dan produktifitas sumur pada beberapa kondisi yang diinginkan dan
pengembangan lapangan ke depannya.
Ketidak lengkapan parameter kimia fluida yang termonitor sampai sekarang.
Salah satu parameter reservoir yang perlu di tinjau ulang adalah nilai entalphy dan
fraksi uap maupun air pada fluida. Sementara itu parameter kimia fluida berupa
kimia brine sebagian termonitor, kimia steam sebagian termonitor, total NCG
sebagian termonitor, analisis isotop stabil tidak termonitor, steam kondensat
analisis tidak termonitor, analisis steam purity sebagian termonitor, analisis solid
sebagian termonitor.
Lapangan Panasbumi Y terletak di area Provinsi Jawa Tengah yang terletak
di Kabupaten Banjarnegara. Dimana diketahui secara geographis berada di area
kerja sebelah barat Kabupaten Banjarnegara. Jawa Tengah merupakan suatu
daerah yang dibatasi oleh kelurusan Cirebon – Muara Citadui dan kelurusan
Semarang – Muara Sungai Opak, terdiri dari 2 rangkaian pegunungan Serayu
Utara dan Serayu Selatan. Pegunungan Serayu Utara merupakan lanjutan dari
zona Bogor dan di sebelah timur dilanjutkan dengan pegunungan Kendeng.
Pegunungan Serayu Utara lebarnya berkisar antara 30 – 50 km, dimana ujung

67. 50
baratnya ditutupi oleh material vulkanik gunung Slamet, sedangkan sebelah timur
ditutupi oleh produk vulkanik Rogojembengan, komplek Dieng dan Ungaran.
Stratigrafi regional pada daerah penelitian yang bertempat di daerah Y
Kabupaten Banjarnegara, dirangkum dari peneliti terdahulu oleh Condon et al.
(1996 ), terdiri atas satuan batuan dari muda ke tua yang bisa dilihat dari peta
geologi regional (gambar 2.2) antara lain :
1) Satuan Endapan Aluvium
Satuan Endapan Aluvium terdiri dari kerikil, pasir, lanau, dan lempung
berasal dari endapan sungai dan rawa, tebal mencapai 150m.
2) Satuan Batuan Gunung Api Sundoro
Satuan Batuan Gunung Api Sundoro terdiri dari lava andesit hipersten-
augit dan basal olivin-augit, breksi aliran, breksi piroklastika dan lahar.
3) Satuan Batuan Gunung Api Dieng
Satuan Batuan Gunung Api Dieng terdiri dari satuan lava andesit dan andesit
kuarsa, serta batuan klastika gunung api. Kandungan silika batuan berkurang dari
muda ke tua (Qdo- bagian bawah, Qdm – bagian tengah, Qdy –bagian atas
satuan).
Lapangan Dieng terletak di dataran tinggi dieng, jawa tengah. Lapangan ini
sendiri berpotensi sebesar 400 MW dengan kapasitas terpasang hingga saat ini
sebesar 60 MW. Saat ini terdapat 42 sumur dikawasan lapangan panas bumi
Dieng dengan detail, 29 unit sumur produksi, 11 unit sumur injeksi, dan 2 unit
sumur yang belum diperuntukan apakah akan digunakan sebagai sumur produksi
atau sumur injeksi. Namun, dalam realisasinya hanya 7 unit sumur produksi
yang beroperasi dan 4 unit sumur injeksi. Pada penelitian ini Sumur yang akan
di analisa Tracer Flow Test Well Pad yaitu sumur X-7B, X-7C, X-29.
Sumur X-7C merupakan sumur vertikal pertama yang dibor oleh CHE. P-T
Survey kembali dilakukan untuk kedua dan ketiga kalinya masing-masing pada
tanggal 5 Mei 1997 dan 10 Juni 1997 dengan hasil masing-masing adalah
temperatur maksimum 332°C pada kedalaman 2700 m dan 329°C pada

68. 51
kedalaman yang sama. Sumur ini sempat direncanakan untuk menjalani Caliper
Log dengan cara mematikan sumur, namun rencanan ini gagal untuk alasan yang
tidak bisa disebutkan dalam laporan ini. Pada tanggal 18 Desember 1997 sumur
menjalani pemasangan split collar dengan cara mematikan sumur dengan
memompakan air sebanyak 0.5 – 7 bpm rate air. Proses pemboran sumur ini
dimulai pada tanggal 9 November 1996 dan mencapai zona target pada tanggal
10 Januari 1997. Hasil pengujian ini berupa perkiraan kapasitas produksi sebesar
14.6 Mwe pada tekanan kepala sumur sebesar 870 psi. Sumur lalu mengalami
proses Bleed pada tanggal 27 April 1998, hal ini mengindikasikan bahwa sumur
siap untuk diproduksi.
Sumur X-7B Pada tanggal 28 Mei 1997 dilakukan perforasi antara
kedalaman 1746 – 1779.5 m untuk membuka zona produktif yang potensial.
Survei pertama pada sumur ini adalah survei tekanan dan suhu ( P – T survey)
pada tanggal 1 November 1996. Survei ini kurang memuaskan karena tidak bisa
melewati kedalaman 2405m dengan suhu terukur sebesar 293°C. P – T survey
selanjutnya dilakukan masing-masing pada tanggal 14 November , 16 November
dan 4 Februari 1996 dimana survei ini tidak mampu melewati pada batas
kedalaman 2350m dimana suhu tertinggi yang terukur adalah pada kedalaman
1950m sebesar 315°C.Selanjutnya ada dua uji alir yang dilakukan pada sumur
setelah dua uji alir pertama seperti disebutkan diatas, masing-masing pada
tanggal 5 September 1997 dan 27 April 1998 dimana hasil terbaik didapat pada
uji alir tanggal 27 April 1998 dengan hasil 10.9 MW pada tekanan kepala sumur
520 psi. Sumur menjalani P – T survey lagi masing masing pada tanggal 20 Mei,
26 Mei , 27 Mei , 2 September 1997 dan 22 Januari 1998. Hasil terbaik
diperoleh pada P – T survey tanggal 2 September 1997 dimana suhu maksimal
sebesar 319°C pada kedalaman 2300 m.
Sumur X-29 serangkaian P- T survey dilakukan yaitu masing masing pada
tanggal 17 Juli , 25 Juli , 2 Agustus , 21 Agustus , 20 September , 3 Oktober dan
3 November 1997. Data yang dihasilkan dari P-T Survey cukup beragam namun
hasil terbaik yang didapati adalah pada survei tanggal 20 September dan 3

69. 52
November 1997 dengan hasil suhu maksimal sebesar 338°C pada kedalaman
1750 dan 1950m. Sumur mengalami Leak Of Test dengan menginjeksikan 4-6
bpm pada casing melalui kepala sumur. Lalu pada tanggal 17 November
dilakukan pemasangan Split Collar dan pada tanggal 22 November 1997
dilakukan Log Caliper dengan hasil dimana beberapa casing diindikasi
mengalami aus pada kedalaman sekitar 860 – 870m (kerusakan sebesar 15%) ,
1057-1068 m (kerusakan sebesar 30%) , 1310-1430 m ( kerusakan sebesar 25%).
Dari grafik 4.6 terlihat bahwa tidak terjadi perubahan yang signifikan
terhadapat entalpi disumur X-29 selama rentan waktu dari tahun 1997 sampai
dengan 2012. Perubahan entalpi yang terjadi hanya sebesar 4.9 Kj/Kg, jauh
dibawah dibandingkan dengan perubahan entalpi disumur X-7C, atau dengan kata
lain tidak terjadi pendinginan reservoir di sumur X-29.
Didapatkan bahwa terjadi sesuatu dengan reservoir di sumur X-7C. Hal ini
ditunjukkan dengan penurunan entalpi yang cukup signifikan yang secara tidak
langsung juga berarti berkurangnya jumlah energi yang dapat di ekstrak dari
reservoir panas bumi. Penurunan jumlah entalpi atau pendinginan reservoir (
biasa dikenal dengan istilah thermal breakthrough ) adalah keadaan dimana
terjadi penurunan jumlah entalpi dan suhu dari fluida produksi di lapangan panas
bumi. Banyak hal yang bisa menyebabkan hal ini terjadi, salah satu yang paling
umum adalah konfigurasi sumur. Keputusan untuk meletakkan sumur produksi
dan sumur injeksi pada suatu wilayah tertentu di lapangan panas bumi dapat
menjadi penyebab utama fenomena ini terjadi. Letak sumur injeksi yang terlalu
dekat dengan sumur produksi menyebabkan fluida injeksi tidak mendapat cukup
panas sehingga terjadi penurunan entalpi. Hal yang terjadi pada sumur X-7C
adalah akibat dari keputusan untuk menjadikan sumur X-29A sebagai sumur
injeksi selama 6 tahun. Jika dilihat dari struktur geologi, arah fault adalah dari
barat laut menuju ke tenggara sehingga arah aliran dari sumur injeksi adalah ke
sumur X-7C. Jarak feed zone ini tidak cukup jauh sehingga terjadi thermal
breakthrough. Dikedua sumur lainnya fenomena ini tidak terlihat, walaupun
terjadi penurunan entalpi namun tidak cukup signifikan, hanya berkisar belasan

70. 53
kilojoule per kilogram saja. Walaupun jarak antara sumur X 29 dan X-29A relatif
dekat, namun tidak terlihat fenomena penurunan entalpi yang signifikan di sumur
X-29, hal ini dikarenakan ujung sumur ini memotong struktur sehingga tidak
mendapatkan supply dari sumur X-29A sehingga di kedua sumur lainnya tidak
dapat dikatakan mengalami thermal breakthrough. Khusus sumur X-7C perlu
dilakukan uji lebih lanjut dan studi guna mengatasi pendinginan reservoir dan
tentunya agar umur sumur lebih panjang.

71. DAFTAR PUSTAKA
Lovelock, Brian G., 2001, 1997, Steam Flow Measurement Using Alcohol Tracers,
Paper in Geothermics Special Issue 30, New Zealand.
Tim Anonim, 2016, Data Uji Tracer Flow Test Lapangan Y, Dieng Banjarnegara
Tektono Stratigrafi Kenozoikum Zona Serayu (dikompilasi dari Asikin dkk., 1992a;
Asikin dkk., 1992b; Condon dkk., 1996; Djuri dkk., 1996; Lunt et al., 2009;
Hall, 2012).
Panasbumi merupakan energi potensial yang tersimpan lama di bawah permukaan
bumi, Mahon, 1997
Sistem Panasbumi (Hedenquist et al., 1996; 2000)
Karakteristik Sumber Panasbumi Menjadi Bagian Penting Dalam Sistem Berpengaruh
Antara Satu Dengan Yang Lainnya, Herman (2003)
Berdasarkan Besarnya Temperatur, Hochstein (1990)