Upaya meningkatkan produksi minyak bumi membutuhkan pengelolaan reservoir yang tepat, terutama karena karakteristik minyak yang memiliki viskositas tinggi membuatnya sulit mengalir melalui media berpori. Salah satu metode yang digunakan adalah steam flooding, yakni injeksi uap ke dalam reservoir untuk meningkatkan temperatur dan menurunkan viskositas minyak sehingga lebih mudah mengalir menuju sumur produksi. Kondisi tersebut menjadi fokus penelitian salah satu Dosen Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau (UIR) Ir. Dike Fitriansyah Putra, S.T., M.Sc., M.B.A., P.Eng., bersama peneliti dari Universiti Teknologi Malaysia dan Izmir Katip Celebi University, Turki.
Dalam penelitian berjudul A Case Study: Simulation Approach for Temperature Forecasting in the Steam Flooding, Dike dan tim mengembangkan model simulasi reservoir untuk memprediksi perubahan temperatur selama proses injeksi uap. Model tersebut dibangun menggunakan sector model dengan pola inverted 7-spot pada lapangan “PSE” dan dijalankan menggunakan simulator CMG-STARS. Penelitian menggunakan data produksi dan temperatur aktual periode 2009–2019, kemudian melakukan history matching untuk menyelaraskan hasil simulasi dengan kondisi lapangan.
Hasil penelitian memperlihatkan bahwa arah pergerakan uap dan distribusi panas menjadi faktor penting dalam memprediksi penurunan temperatur reservoir. Uap cenderung bergerak ke lapisan atas karena memiliki densitas lebih rendah dibandingkan air dan minyak, sementara panas menyebar dari area sekitar sumur injeksi menuju reservoir dan sumur produksi. Analisis juga menunjukkan bahwa peningkatan laju injeksi uap berkaitan dengan peningkatan gradien temperatur, terutama pada lapisan yang lebih dangkal. Namun, laju injeksi yang terlalu tinggi berpotensi menimbulkan steam channeling dan membuat distribusi panas menjadi kurang efektif.
Perbandingan hasil simulasi dengan data aktual menunjukkan kesesuaian yang kuat pada periode awal injeksi, khususnya 2010–2012. Pada periode 2013–2017 ditemukan perbedaan antara simulasi dan kondisi aktual yang diduga berkaitan dengan kehilangan panas, heterogenitas geologi, serta pengaruh batas model. Sementara itu, pada 2018–2019, hasil simulasi dan data aktual menunjukkan kecenderungan yang semakin stabil. Temuan tersebut menunjukkan bahwa model mampu menangkap pola termal jangka awal dan jangka panjang, meskipun masih memerlukan penyempurnaan untuk merepresentasikan kompleksitas reservoir secara lebih detail.
Penelitian ini menegaskan bahwa laju injeksi uap memberikan pengaruh yang lebih besar terhadap perubahan temperatur reservoir dibandingkan kualitas uap. Melalui penggunaan sector model dan pseudo wells, pendekatan yang dikembangkan Dike dan tim juga berpotensi menjadi alternatif pemantauan temperatur yang lebih efisien, khususnya pada area yang tidak memiliki sumur observasi. Hasil tersebut memperkuat pemanfaatan pemodelan simulasi sebagai bagian dari strategi pengelolaan reservoir dan pengembangan teknologi thermal recovery pada reservoir minyak berat.(kh/hms)
Penulis : Ir. Dike Fitriansyah Putra, S.T., M.Sc., M.B.A., P.Eng.,(UIR), Mohd Zaidi Jaafar (UTM Malaysia), Ibrahim Kocabas (IKCU Turkey), Dimas Topan Wicaksono (UIR).
Sumber Artikel : https://link.springer.com/chapter/10.1007/978-981-95-0716-0_12
Sumber Gambar : Chandra-asri.com
