Perpustakaan Digital ITB

Injeksi air sudah sejak lama diimplemetasikan sejak 1965 sebagai metode pemeliharaan tekanan reservoir setelah deplesi primer. Hingga kini, injeksi air masih diterapkan secara luas di seluruh dunia karena sederhana, terpercaya, dan murah. Beberapa studi belakangan ini telah menemukan bahwa sifat kimiawi pada air injeksi berperan penting dalam meningkatkan perolehan minyak dari injeksi air karena adanya interaksi antara air injeksi, air formasi, minyak, dan formasi. Injeksi air bersalinitas rendah adalah sebuah teknik Enhanced Oil recovery (EOR) yang telah terbukti dapat meningkatkan perolehan minyak secara signifikan dibandingkan dengan injeksi air konvensional, terutama pada reservoir dengan sifat oil-wet. Berdasarkan studi yang telah dilakukan, injeksi air salinitas rendah dapat meningkatkan perolehan minyak sebesar 8-12%. MAka dari itu, injeksi air bersalinitas rendah dapat menjadi metode EOR yang menjanjikan terutama untuk lapangan-lapangan tua atau sebagai metode perolehan sekunder karena implementasi yang sederhana. Pada studi ini, kombinasi konsentrasi garam dan laju injeksi dari injeksi air salinitas rendah akan ditentukan. Salinitas yang akan digunakan dalam analisis sensitivitas adalah 1,800 ppm dan 3,600 ppm. Setelah kombinasi salinitas dan laju injeksi ditentukan, kombinasi tersebut akan dilakukan dalam proses optimisasi. Proses optimisasi akan dilakukan dengan menggunakan sumur-sumur yang sudah ada dan juga dengan mengebor sumur baru apabila dibutuhkan. Analisis ini dilakukan pada model reservoir Struktur “T” pada Lapangan “S”dengan menggunakan simulator numerik tNavigatorTM. Pada awalnya, lapangan ini memiliki dua sumur produksi dan satu sumur injeksi, tetapi sumur produksi dan sumur injeksi lain akan ditambahkan pada studi ini. Peramalan produksi dilakukan dari November 2019, namun injeksi baru diimplementasikan pada bulan Januari 2020 hingga Januari 2030. Hasil dari studi ini membuktikan studi-studi mengenai ang telah dilakukan sebelumnya, dimana perolehan minyak cenderung naik ketika salinitas air yang diinjeksikan diturunkan. Untuk mengoptimasi implementasi LSWI yang sudah diterapkan dengan injector T-4 serta menggunakan hasil analisis sensitivitas salinitas dan laju injeksi yaitu 1,800 ppm dan 500 STB/hari, skema injeksi dan produksi baru diajukan. Berdasarkan hasil simulasi, mengkonversi sumur T-2 yang sudah di plugged-and-abandoned dan sumur produksi T-3 yang shut-in serta dengan memanfaatkan sumur produksi T-5 yang sudah ada dapat memberikan hasil perolehan minyak terbaik dengan faktor perolehan sebesar 73.29% Skema optimasi ini dapat disimpulkan sebagai skenario paling menguntungkan karena dapat mencapai faktor perolehan yang lebih baik daripada mengebor sumur injeksi baru.