Perpustakaan Digital ITB

Di Indonesia, banyak lapangan minyak telah memasuki status sebagai lapangan tua. Rata-rata fluida reservoir dalam lapangan tersebut dikategorikan sebagai minyak sedang atau ringan. Melihat kondisi pada lapangan tersebut, perlu untuk diproduksi melalui metode perolehan sekunder dan dilanjutkan melalui perolehan tersier, atau biasanya disebut Enhanced Oil Recovery (EOR), untuk kedepannya. Beberapa tahun belakangan, injeksi air sudah menjadi metode paling sukses untuk meningkatkan perolehan minyak dalam metode perolehan sekunder. Injeksi air lebih dipercaya dibandingkan metode injeksi fluida lainnya karena ketersediaan sumber, kemudahan dalam operasi, dan biaya yang umumnya rendah. Namun, injeksi air seringkali didesain tanpa melihat peran kimiawi di dalam air injeksi. Injeksi air bersalinitas rendah, yang melibatkan pengaturan konsentrasi garam dan komposisi ion di dalam air injeksi, telah menarik perhatian besar sebagai metode EOR baru yang popularitasnya meningkat dalam dekade terakhir. Beberapa uji laboratorium telah menunjukkan bahwa menginjeksi air salinitas rendah dapat meningkatkan kemampuan injeksi air konvensional sebesar 5 –20%. Oleh sebab itu, hal tersebut menimbulkan ide yang menjanjikan bahwa injeksi air bersalinitas rendah harus diimplementasikan ke lapangan-lapangan tua di Indonesia untuk kegiatan EOR. Paper ini fokus dalam menentukan konsenstrasi garam optimum pada air injeksi untuk injeksi air bersalinitas rendah. Injeksi air bersalinitas rendah pada studi ini bertindak sebagai metode perolehan sekunder. Performa produksi dari hasil injeksi air bersalinitas rendah diperoleh dari simulasi numerik menggunakan simulator tNavigatorTM, Simulasi dilakukan pada Struktur “T” di Lapangan “S”, salah satu lapangan minyak di Indonesia, melalui studi simulasi reservoir. Lapangan tersebut memiliki dua sumur produksi dan satu sumur injeksi yang akan diproduksi selama tujuh tahun dengan kegiatan injeksi selama 10 bulan berdasarkan rencana pengembangan oleh perusahaan. Simulasi dilaksanakan dengan laju injeksi sebesar 1,000 STBD. Air bersalinitas rendah didesain melalui pengenceran pada konsentrasi garam dari air formasi yang memiliki konsentrasi sebesar 18,000 ppm. Untuk kasus ini, air bersalinitas rendah yang akan digunakan di dalam simulasi terdiri dari 2x pengenceran (LSW 1), 5x pengenceran (LSW 2), dan 10x pengenceran (LSW 3). Hasil studi menyimpulkan bahwa injeksi air bersalinitas rendah memperoleh perolehan minyak lebih besar dibandingkan injeksi air konvensional, terutama pada sumur produser TGI-3. Peningkatan tersebeut disebabkan adanya perubahan konsentrasi garam pada permukaan lempung di formasi yang dideskripsikan dari mekanisme Salting-in Effect. Mekanisme ini menyebabkan terjadi peingkatan solubilitas pada air injeksi yang membuat partikel minyak lebih mudah terangkat dari permukaan lempung. Hasil simulasi menunjukkan bahwa injeksi air dengan 5x pengenceran (3,600 ppm), atau LSW 2, dipilih sebagai konsentrasi garam optimum yang memberi hasil terbaik dengan tingkat perolehan sebesar 57.41%.