Pemilihan Skenario Laju Injeksi Co₂ Continuous dan Impuritas Terhadap Recovery Factor Lapangan DF

Abstract

Industri perminyakan global menghadapi tantangan dalam mengoptimalkan perolehan minyak dari lapangan-lapangan tua yang sudah melewati tahap produksi primer dan sekunder. Dalam banyak kasus, lebih dari 50% minyak masih tersisa dan tidak dapat diproduksi dengan metode konvensional. Teknologi Enhanced Oil Recovery (EOR) dengan injeksi CO₂ menjadi pilihan utama untuk meningkatkan perolehan minyak, terutama melalui mekanisme penurunan viskositas, peningkatan volume minyak (swelling), dan pencapaian kondisi miscible. Penelitian ini dilakukan pada Lapangan DF yang memiliki reservoir batugamping heterogen dengan karakteristik minyak API 42° dan viskositas 0,33 cP. Tujuan utama dari penelitian ini adalah mengevaluasi skenario variasi laju injeksi CO₂ dan kandungan impuritas, seperti N₂ dan CH₄, terhadap recovery factor (RF). Metodologi penelitian menggunakan perangkat lunak CMG untuk mensimulasikan beberapa skenario, termasuk variasi laju injeksi (1,3, 2, 3, dan 4 MMSCFD) serta kombinasi impuritas CO₂. Hasil simulasi menunjukkan bahwa peningkatan laju injeksi CO₂ sebanding dengan peningkatan RF. Pada skenario base case (1,3 MMSCFD), RF tercatat 11,00%, sementara pada skenario injeksi 4 MMSCFD, RF mencapai 22,00%. Namun, injeksi yang terlalu tinggi dapat memperburuk masalah channeling dan early breakthrough. Pengaruh impuritas CO₂ terlihat pada penambahan N₂ yang meningkatkan MMP dan menurunkan RF menjadi 4,00% pada 1,3 MMSCFD, sementara CH₄ hanya menurunkan RF sedikit menjadi 2,00%. Kombinasi CO₂, N₂, dan CH₄ menghasilkan RF terendah, yaitu 2,00%, meskipun kondisi miscible tetap tercapai. RF tertinggi terjadi pada CO₂ + N₂, dengan RF mencapai 17,00% pada laju injeksi 4 MMSCFD. Kesimpulan yang dapat diambil yaitu, variasi laju injeksi dan kemurnian CO₂ sangat mempengaruhi kinerja injeksi CO₂ untuk EOR. Pemilihan laju injeksi yang tertinggi serta penggunaan CO₂ murni dapat meningkatkan produksi minyak secara signifikan, dan meminimalkan risiko operasional yang terkait dengan efisiensi penyapuan dan mobilitas fluida di reservoir