Perpustakaan Digital ITB

Enhanced Oil Recovery (EOR) yang menggunakan injeksi gas karbondioksida (CO2) telah banyak diterapkan pada lapangan minyak dan telah terbukti dapat meningkatkan perolehan minyak secara signifikan. Akan tetapi, penggunaan metode CO2-EOR di lapangan seringkali terkendala masalah gravity segregation, gas override, viscous fingering dan channeling yang dapat menurunkan efisiensi perolehan. Berbagai teori dan percobaan yang telah dilakukan serta data lapangan menyatakan bahwa pembuihan CO2 dapat mengendalikan mobilitas gas, sehingga memperbaiki performa pendesakan. Pembuihan juga meningkatkan efisiensi pendesakan mikroskopik dari metode CO2-EOR karena adanya surfaktan yang menurunkan tegangan antarmuka (IFT) minyak-batuan. Tujuan penelitian ini adalah membandingkan faktor perolehan dari metode pembuihan dengan Surfactant-Alternating-CO2 Gas (SAG) dan injeksi CO2 kontinu melalui simulasi 1D, 2D-areal, dan 2D-vertikal dengan model lapangan X serta melalui percobaan core flooding dengan long core yang menyerupai karakteristik lapangan X. Model buih yang digunakan adalah model local equilibrium (LE) pada simulator komersial CMG-STARSTM. Metode injeksi gas yang digunakan dalam penelitian ini adalah injeksi tak tercampur karena tingginya minimum miscibility pressure (MMP). Dari hasil studi simulasi, diperoleh bahwa metode SAG dapat menghasilkan efisiensi pendesakan, efisiensi penyapuan areal, dan efisiensi penyapuan vertical yang jauh lebih tinggi dibanding metode injeksi CO2 kontinu. Hal ini dapat ditunjukkan oleh penurunan mobilitas gas CO2, perbaikan rasio mobilitas, penurunan IFT dan peningkatan capillary number dari penggunaan metode pembuihan dengan SAG. Dari hasil percobaan core flooding, faktor perolehan dengan metode SAG juga lebih tinggi dibanding metode CO2 kontinu. Selain itu, diketahui pula keterbentukan buih serta pengaruhnya pada percobaan laboratorium ini.