STUDI OPTIMASI PEROLEHAN MINYAK LAPANGAN KARBONAT “X” DENGAN INJEKSI SIMULTANEOUS GAS ALTERNATING GAS (SGAG) MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR KOMPOSISIONAL

• Main Author: Qaid Salem Al-Ghushaimi, Ammar
• Format: Theses
• Language: Indonesia
• Subjects: Pertambangan dan operasi berkaitan
• Online Access: https://digilib.itb.ac.id/gdl/view/66521
• Institution: Institut Teknologi Bandung

Lapangan X merupakan reservoir minyak dengan permeabilitas yang ketat. Lapangan ini menghasilkan laju produksi yang baik pada awal berproduksi. Pada suatu waktu, produksi terhenti bukan hanya karena penurunan laju produksi yang tajam, namun juga karena terjadi peningkatan water cut. Lapangan ini dalam kondisi under-saturated dengan specific gravity 36 API dan viskositas rata-rata 1.72 cp, serta rasio gas-minyak (GOR) yang tinggi. Penerapan Enhanced Oil Recovery (EOR) direkomendasikan khususnya dengan menggunakan gas, yang tersedia sangat melimpah di lapangan ini. Indikasi awal penggunaan Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) mengungkapkan bahwa metode ini tidak cocok digunakan karena jumlah sumur horizontal yang banyak dengan kedalaman vertikal yang dangkal. Simultaneous Gas Alternating Gas (SGAG) adalah teknik EOR baru. Model reservoir komposisional dibangun untuk menentukan sifat dan komposisi minyak tight reservoir, kemudian metode ini diimplementasikan menggunakan dua sumur lateral dengan kedalaman vertikal yang sesuai. Kedua sumur injeksi ini berlokasi dibawah sumur produksi dengan posisi horizontal yang sama. Skenario pada studi ini diamati pada rentang periode 20 tahun, dengan rincian yaitu, pertama dimulai dengan menggunakan gas yang diproduksikan dari sumur yang sama (ProdG) langsung dari separator, kedua menggunakan gas yang diperkaya (ProdG30) setelah proses pemisahan 50% gas metana yang terkandung didalam gas terproduksi. Kemudian menggunakan CO2. Dua skenario pertama diuji menggunakan ProdG dan ProdG30 diselangi dengan CO2. Hasil terbaik yaitu selama menggunakan ProdG diselangi dengan CO2 dan ProdG30 masing-masing sebesar 33, 44.24%, sedangkan selama menggunakan ProdG30 hasilnya lebih baik tanpa diselangi CO2, yaitu mencapai 54.2%. Perbandingan dilakukan antara SGAG dan empat metode konvensional. Hasilnya menunjukkan keunggulan dari teknik baru. Metode konvensional yang diuji disini yaitu GAG, injeksi gas normal melalui sumur vertical di antara, WAG- W/ProdG30, SWAG-W/ProdG, SWAG-W/ProdG30. Hasil terbaik yang diperoleh masingmasing sebesar 16.9, 31.22, 31.6, 27.4, dan 34. SGAG sensitif terhadap jarak vertikal antara sumur produksi dan sumur injeksi. Sehingga untuk formasi tight reservoir direkomendasikan untuk reservoir yang tebal