Perpustakaan Digital ITB

MEOR (Mikobial Enhanced Oil Recovery) merupakan salah satu metode peningkatan perolehan minyak tahap lanjut dengan menggunakan senyawa kimia yang dihasilkan oleh mikroba. Berbagai jenis mikroba telah diteliti kemampuannya untuk meningkatkan perolehan minyak di laboratorium. Namun demikian, pelaksanaan teknologi ini membutuhkan teknik peramalan kinerja produksi minyak masa depan sebelum evaluasi ekonomi dilakukan, dimana peramalan ini belum tersedia. Berdasarkan metode pendekatan simulasi MEOR menggunakan simulator reservoir blackoil oleh peneliti sebelumnya, hasil penelitian di laboratorium dapat digunakan sebagai input simulator untuk memodelkan teknik injeksi sumuran huff and puff. Akan tetapi metode pendekatan ini dinilai tidak cukup baik karena jika dibandingkan data produksi hasil peramalan dengan data produksi pada sumur X1 di Lapangan X yang telah dilakukan proses injeksi mikroba huff and puff menunjukkan profil produksi yang sangat berbeda. Oleh karena itu, dibuatlah suatu metode usulan yang bisa mendekati profil produksi sumur yang telah dilakukan proses injeksi mikroba huff and puff. Medote usulan dibuat dengan cara memodifikasi perubahan PVT pada metode lama. Peramalan dengan menggunakan metode usulan menunjukkan profil produksi yang cukup dekat dengan data produksi sumur X1 setelah proses injeksi mikroba huff and puff dilakukan. Selanjutnya, analisis DoE (Design of Experiment) juga dilakukan untuk menentukan parameter yang paling berpengaruh dalam peningkatan produksi minyak setelah penerapan injeksi mikroba huff and puff. Dari analisis ini diperoleh bahwa jenis mikroba dan saturasi minyak merupakan parameter yang paling berpengaruh. Penerapan metode usulan dengan menggunanakan mikroba B dan C yang mampu menurunkan viskositas 30% dan 50% pada sumur Y1 dan Y2 di lapangan Y, menunjukkan bahwa terjadi peningkatan produksi minyak sebesar 2 dan 4 stb/day untuk sumur Y1 sedangkan 7 dan 12 stb/day untuk sumur Y2. Kemudian selama 1 tahun terjadi peningkatan produksi kumulatif minyak sebesar 0.27 dan 0.55 MSTB untuk sumur Y1 dan untuk sumur Y2 sebesar 1.36 dan 3.08 MSTB .