Design in the process of controlling and utilizing carbon dioxide in oil and gas well with the technology of carbon capture and storage
RANCANGAN PROSES PENGENDALIAN DAN PEMANFAATAN
GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI
DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE
IDI AMIN
SEKOLAH PASCASARJANA
INSTITUT PERTANIAN BOGOR
BOGOR
2011
PERNYATAAN MENGENAI DISERTASI
DAN SUMBER INFORMASI
Dengan ini saya menyatakan bahwa disertasi berjudul ”Rancangan Proses
Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi
dengan Teknologi Carbon Capture and Storage”, adalah karya saya dengan arahan dari
komisi pembimbing dan belum diajukan dalam bentuk apa pun kepada perguruan tinggi
manapun. Sumber informasi yang berasal atau dikutip dari karya yang diterbitkan maupun
tidak diterbitkan dari penulis lain telah disebutkan dalam teks dan dicantumkan dalam
Daftar Pustaka di bagian akhir disertasi ini.
Bogor, Juli 2011
Idi Amin
NRP. P062070191
ii
ABSTRACT
Idi Amin. 2011. Design in the Process of Controlling and Utilizing Carbon Dioxide in Oil
and Gas Well with the Technology of Carbon Capture and Storage. Under the supervision
of TUN TEDJA IRAWADI as chairman of the Supervisory Committee, ETTY RIANI and
EGO SYAHRIAL as members.
The utilization of oil and gas is very important in the development activities and
tends to increase every year. This has caused oil and gas reserves to decrease and the
concentration of carbon dioxide (CO2) to increase in the atmosphere, which can trigger the
effects of greenhouse gases and global warming on Earth's surface. One of the
technologies that can reduce the CO2 concentration and at the same time increase the gas
recovery is the technology of carbon dioxide capture and storage (CCS). It is used to
capture CO2 from the combustion process and injected into the reservoir to raise oil and
gas reserves. One potential area of Indonesia to implement the CCS technology is West
Java, the fifth largest of oil and gas reserves in Indonesia. The objective of this study was
to design CO2 capture and storage processes in geology formation, in which the absorption
process and enhanced oil recovery (EOR) technology are used in the design of CO2
capture and storage processing. The study was based on a field survey and laboratory
analysis of the flaring gas composition, where the design of CO2 capture process was
treated with Aspen Plus with the variations of absorber stage number, from 7 until 17, and
the variations of some amine solutions such as monoethanolamine (MEA),
diisopropanolamine (DIPA), diethanolamine (DEA) and methyldiethanolamine (MDEA)
as the absorbent, while the CO2 storage process was treated by screening the well criteria,
namely XC-4, XG-1, XG-11, XT-27, and XJ-140, minimum miscibility pressure (MMP)
value of well fluid, and computer modelling group (CMG). The most efficient was the
process design of CO2 capture at stage 17 in the absorber column with the DEA solution,
with the efficiency in CO2 removal (99.54%) and the reduction of CO2 concentration from
39.73% with the flow rate of 33,762 kmol/hr as input to 17.49% with the flow rate of
5,906 kmol/hr as output. The resulted process design showed that 580,585 ton of CO2/year
could be processed and 101,565 ton of CO2/year can be reused. The most efficient of CO2
storage process design was with the simulated reservoir in the XJ-140 well as the EOR
well and XJ field, with cumulative oil production of 5.08 million metric stock tank barrel
(MMstb) from 2011-2030 and with the recovery factor of 9.53%. The resulted estimation
of the amount of oil collected and CO2 stored showed that CO2 can be stored into the
geological formation, varying from 0.5-1 Mton and the potential additional production of
oil was 3.6-7.2 MMstb. The economic analysis found that XJ field is very profitable with
the application of EOR with an initial investment of US$ 7,500,000, that is, it can obtain
the net present value (NPV) of US$ 247,000, internal rate of return (IRR) of 17.41%, and
pay back period (PBP) in 2015, or for 4 years, 4 month, if the project begins in 2011 with
the profitability index of 1.01. The revenue from oil is US$ 143,864 for the Regency and
US$ 71,932 for the Province, while the revenue from gas is US$ 213,902 for the Regency
and US$ 106,951 for the Province. EOR management strategy may be commercialized in
a cooperation contract with local enterprises, for example with Pertamina.
Key words: oil and gas, CO2, amine solution, reservoir, economic analysis.
iii
RINGKASAN
Idi Amin. 2011. Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida
pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage.
Dibimbing oleh TUN TEDJA IRAWADI, ETTY RIANI, dan EGO SYAHRIAL.
Penggunaan minyak bumi dan gas alam (migas) telah mempengaruhi kehidupan
manusia dan diprediksikan terus meningkat setiap tahun. Permasalahan utama adalah
meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) di atmosfer yang berasal dari hasil
pembakaran migas, sehingga mengakibatkan efek gas rumah kaca (GRK), pemanasan
global dan perubahan iklim. Teknologi dalam mengurangi konsentrasi CO2 adalah carbon
dioxide capture and storage (CCS), bertujuan menangkap CO2 dari sumbernya dan
menyimpannya ke dalam formasi geologi yang lebih aman. Salah satu daerah di Indonesia
yang berpotensi menerapkan CCS adalah Jawa Barat, yang dalam volume produksi
minyak bumi dan gas alam menempati peringkat kelima dan ketiga terbesar di Indonesia.
Tujuan penelitian ini adalah menghasilkan rancangan proses penangkapan CO2
dari gas ikutan dan penyimpanan CO2 ke dalam formasi geologi. Penelitian ini didasarkan
pada hasil survei lapangan dan analisis laboratorium pada komposisi gas ikutan lapangan
XT. Rancangan proses penangkapan CO2 diolah dengan program Aspen Plus dengan
variasi jumlah stage absorber dari 7 hingga 17, dan penggunaan berbagai jenis larutan
amin, yaitu monoetanolamin (MEA), diisopropilamin (DIPA), dietanolamin (DEA), dan
metildietanolamin (MDEA) sebagai absorbent dalam proses amin. Rancangan proses
penyimpanan CO2 diolah dengan metode penyaringan kriteria sumur XC-4, XG-1, XG-11,
XT-27, dan XJ-140, data hasil pengujian tekanan tercampur minimum (TTM), dan
program computer modelling group (CMG). Khusus strategi pemanfaatan dan pengolahan
migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan teknologi dan ekonomi, dengan
parameter cash flow investasi proyek EOR, yaitu net present value (NPV), internal rate of
return (IRR), pay back period (PBP), dan profitability index.
Potensi produksi gas ikutan di lapangan XT kompleks sampai tahun 2015
menunjukkan kapasitas produksi lebih dari 11 million metric standard cubic feet day
(MMscfd) setiap tahun. Hasil analisis laboratorium menunjukkan komposisi gas ikutan
dari lapangan XT mengandung CO2 39,73%, metan (CH4) 50,14%, dinitro oksida (N2O)
1,94%, etana (C2H6) 3,69%, dan hidrokarbon lainnya. Hasil perhitungan potensi emisi
CO2, CH4, N2O dan GRK total yang dapat dilepaskan ke atmosfir tanpa pengendalian
masing-masing 42.261 ton CO2/tahun, 211 ton CH4/tahun, 6,5 x 10-7 ton N2O/tahun, dan
GRK total 46.693 ton CO2 ekuivalen/tahun. Gas ikutan dapat dikendalikan dan ditangkap
dalam proses absorpsi dan removal CO2 di unit amin pada stasiun pengumpul migas
dengan simulasi rancangan proses penangkapan CO2, bertujuan menangkap dan
mengurangi terlepasnya GRK dari proses pengolahan migas di lapangan XT.
Rancangan proses penangkapan CO2 dengan jumlah stage 17 absorber dan DEA
sebagai absorbent merupakan rancangan proses yang paling efisien dalam menurunkan
konsentrasi CO2 di dalam gas ikutan, yaitu dari konsentrasi 39,73% dengan laju alir
33.762 kmol/jam pada input absorber menjadi 17,49% dengan laju alir 5.906 kmol/jam
pada output stripper, dengan tingkat efisiensi removal CO2 99,54%. Berdasarkan
perhitungan density gas 22,4 liter atau 22,4 Nm3/kmol terhadap berat molekul CO2,
menunjukkan CO2 yang bisa diproses 580.585 ton CO2/tahun dari gas ikutan, dan CO2
iv
yang dapat dimanfaatkan 101.565 ton CO2/tahun dari proses removal CO2 pada unit amin.
CO2 yang berasal dari rancangan proses penangkapan selanjutnya disimulasikan dalam
rancangan proses penyimpanan CO2 dengan cara injeksi CO2 ke dalam sumur migas tidak
produktif yang potensial dalam enhanced oil recovery (EOR), bertujuan menyimpan CO2
ke dalam formasi geologi dan mengangkat sisa migas dalam reservoir.
Rancangan proses penyimpanan CO2 dengan sumur XJ-140 sebagai sumur EOR
potensial merupakan rancangan proses yang paling efektif dalam menghasilkan migas dari
dalam reservoir di lapangan XJ, dengan produksi kumulatif minyak bumi 5 million metric
stock tank barrel (MMstb) dan recovery factor 9,53% selama 20 tahun. Perolehan minyak
5,075 MMstb diperoleh dengan menginjeksikan total volume CO2 38,1 MMscfd selama
20 tahun, dari tahun 2011 hingga 2030, dan total CO2 yang dapat disimpan secara
permanen ke dalam reservoir di lapangan XJ 2,055 Mton. Berdasarkan estimasi dengan
metode rule of thumb, prakiraan pertambahan perolehan minyak 6,39 MMstb, dan volume
CO2 yang dapat dinjeksikan ke dalam reservoir 2,59 Mton.
Dalam pengolahan dan produksi migas hasil EOR besar peluang terlepasnya emisi
GRK ke atmosfir. Hasil perhitungan potensi emisi CO2, CH4, N2O, dan GRK total dari
produksi minyak bumi masing-masing 3.680 ton CO2/tahun, 0,3 ton CH4 minimal/tahun,
15 ton CH4 maksimal/tahun, 0,04 ton N2O/tahun, GRK total minimal 3.696 ton CO2
ekuivalen/tahun dan GRK total maksimal 4.002 ton CO2 ekuivalen/tahun. Khusus untuk
gas alam, 3.159.985 ton CO2/tahun, 1.450 ton CH4/tahun, 6,5 x 10-7 ton N2O/tahun dan
3.190.444 ton CO2 ekuivalen/tahun. Potensi CO2 dari lapangan XT dapat dimanfaatkan
dengan metode EOR di lapangan XJ dan mengolah migas hasil recovery, bertujuan
mendapatkan strategi pengelolaan migas hasil EOR.
Pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan
teknologi dan ekonomi, serta perhitungan bagi hasil keuntungan penjualan migas hasil
EOR dengan pemerintah daerah penghasil migas, bertujuan mengetahui teknologi yang
dapat digunakan dalam proses pengolahan migas hasil EOR, estimasi keuntungan cash
flow investasi proyek EOR di lapangan XJ, dan bagi hasil keuntungan penjualan migas.
Hasil analisis menunjukkan keuntungan dalam investasi proyek EOR di lapangan
XJ, dengan investasi awal US$ 7.500.000, atau Rp. 67.462.500.000, dan IRR > minimum
attractive rate of return (MARR) 15%, dihasilkan cash flow NPV US$ 247.000 atau Rp.
2.219.469.000, IRR 17,41%, dan PBP dicapai 4 tahun, dan 4 bulan, pada tahun 2015, jika
proyek dimulai tahun 2011 dengan profibality index 1,01, dan kurs US$ 1 = Rp. 8.995.
Kebijakan pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR berdasarkan kajian
Undang-Undang Nomor 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara
Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, menunjukkan pemerintah kabupaten penghasil
migas memperoleh pemasukan dari minyak bumi US$ 143.864 atau Rp. 1.294.060.000,
dan pemerintah propinsi US$ 71.932, atau Rp. 647.030.172. Khusus gas alam, pemerintah
kabupaten memperoleh US US$ 213.902 atau Rp. 1.924.053.798, dan pemerintah propinsi
US$ 106.951 atau Rp. 962.026.899 pada tahun pertama proyek EOR berjalan.
Strategi pengelolaan sumur dan lapangan EOR berdasarkan kajian UndangUndang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah, dan Undang-Undang Nomor
22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, menunjukkan pemerintah daerah penghasil
migas dapat mengelola sumur dan lapangan EOR melalui badan usaha milik daerah
(BUMD) atau koperasi unit desa (KUD), berdasarkan kesepakatan kontrak kerja sama
dengan Pertamina sebagai pemilik wilayah kerja (WK) di lapangan XJ.
v
Ketentuan operasional sebagai pedoman dalam aplikasi EOR di Indonesia adalah
peraturan dari pemerintah melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral
(ESDM) No. 1 tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi
pada Sumur Tua, dan kebijakan pemerintah dalam Pedoman dan Pola Tetap
Pengembangan Industri Minyak dan Gas Bumi Nasional 2005 - 2020 tentang paket
insentif untuk pengembangan lapangan marjinal dan lapangan minyak tua (brownfield).
Strategi pengelolaan migas hasil EOR yang dapat ditempuh oleh pemerintah
daerah penghasil migas dengan melakukan pemetaan sumur-sumur EOR berdasarkan
potensi migas yang paling potensial, yang memungkinkan dalam pengelolaan lebih lanjut.
Pemilihan kandidat lapangan EOR potensial dapat dilakukan berdasarkan karakteristik
cadangan, potensi produksi, jaringan pemasaran dan analisis kelayakan ekonomi dari
lapangan tersebut. Pengelolaan sumur-sumur EOR harus dilakukan per lapangan, hal ini
disebabkan pengelolaan per sumur sangat tidak ekonomis, karena memerlukan modal
awal, biaya operasional, kemampuan pemeliharaan dan teknis operasional yang tinggi.
Pemerintah daerah dapat berkerja sama dengan PT. Pertamina dalam
mengoperasikan sumur-sumur EOR potensial. PT. Pertamina merupakan pemegang kuasa
wilayah pertambangan, sedangkan pemerintah daerah lewat BUMD atau KUD sebagai
pihak operasional dalam memperoleh migas hasil EOR. Dalam kontrak kerjasama, BUMD
atau KUD berhak memperoleh bantuan operasional peralatan produksi dan pemasukan
dari hasil kerja, namun semua modal awal investasi harus ditanggung oleh BUMD atau
KUD. Kontrak kerjasama mengharuskan semua biaya operasional dapat dikembalikan PT.
Pertamina. PT. Pertamina dapat berperan sebagai pengawas, memberi bimbingan teknis
operasional dan pengelolaan migas EOR.
Ketentuan perundang-undangan yang berkaitan dengan pemberlakuan corporate
social responsibility (CSR) dalam kegiatan perusahaan di Indonesia adalah UU No. 23
Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup, UU No. 8 Tahun 1999 tentang
Perlindungan Konsumen, UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, UU No.
19 Tahun 2003 tentang Badan Usaha Milik Negara, UU No. 25 tahun 2007 tentang
Penanaman Modal, UU No. 40 Tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas, dan UU No. 20
Tahun 2008 tentang Usaha Mikro, Kecil dan Menengah. Stakeholder yang terkait dalam
program CSR dari industri migas adalah PT. Pertamina EP selaku pengelola wilayah
kuasa pertambangan, industri migas PT. XS selaku pengelola wilayah kerja, pemerintah
daerah Kabupaten Indramayu selaku lembaga otoritas lokal pemegang kebijakan,
pengusaha pemilik modal investasi, masyarakat lokal yang berdomisili di sekitar industri
migas, lembaga swadaya masyarakat, dan lembaga keuangan bukan bank.
Strategi industri migas dalam pemberdayaan masyarakat lokal melalui sistem CSR
dalam upaya pemanfaatan kembali sumur-sumur migas tidak produktif di sekitar industri
migas adalah dengan memberdayakan masyarakat lokal melalui KUD dengan bantuan
pendidikan dan pelatihan untuk peningkatan ketrampilan dan keahlian teknis individu,
serta memberi bantuan modal, advokasi kelembagaan, dan konsultasi manajemen
operasional kepada KUD untuk peningkatan kemampuan teknis organisasi.
Manfaat positif yang dapat diperoleh industri migas dalam menjalankan tanggung
jawab sosialnya melalui CSR adalah mendapatkan keuntungan perusahaan yang sebesarbesarnya akibat citra yang baik dari konsumen, tercipta kelestarian lingkungan hidup dan
terpelihara dengan baik, dan terjaminnya kualitas kehidupan sosial-ekonomi masyarakat
lokal di sekitar industri migas yang semakin baik dalam jangka waktu yang lama.
vi
© Hak Cipta milik IPB, tahun 2011
Hak Cipta dilindungi Undang-Undang
1. Dilarang mengutip sebagian atau seluruh karya tulis ini tanpa mencantumkan
atau menyebutkan sumber:
a. Pengutipan hanya untuk kepentingan pendidikan, penelitian, penulisan karya
ilmiah, penyusunan laporan, penulisan kritik, atau tinjauan suatu masalah
b. Pengutipan tersebut tidak merugikan kepentingan yang wajar IPB
2. Dilarang mengumumkan dan memperbanyak sebagian atau seluruh Karya tulis ini
dalam bentuk apa pun tanpa izin IPB
vii
RANCANGAN PROSES PENGENDALIAN DAN PEMANFAATAN
GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI
DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE
IDI AMIN
Disertasi
Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Doktor
pada Program Studi Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Lingkungan
SEKOLAH PASCA SARJANA
INSTITUT PERTANIAN BOGOR
BOGOR
2011
viii
Ujian Tertutup
Dilaksanakan pada hari Senin tanggal 7 Maret 2011, waktu ujian: Pukul 09.00 – selesai.
Penguji Luar Komisi:
1. Prof. Dr. Ir. Suprihatin, Dipl.Eng.
2. Prof. Dr. Ir. Bambang Pramoedya N, M.Eng.
Ujian Terbuka
Dilaksanakan pada hari Jum’at tanggal 17 Juni 2011, waktu ujian: Pukul 13.00 – selesai.
Penguji Luar Komisi:
1. Dr. Zulkifli Rangkuti, SE., M.M., M.Si.
2. Dr. Albert Napitupulu, SE., M.Si.
ix
Judul Disertasi
: Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon
Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi
Carbon Capture and Storage
Nama
: Idi Amin
NRP
: P062070191
Program Studi
: Pengelolaan Sumberdaya Alam dan Lingkungan
Disetujui :
Komisi Pembimbing
Prof. Dr. Tun Tedja Irawadi, M.S.
Ketua
Dr. Ir. Ego Syahrial, M.Sc
Anggota
Dr. Ir. Etty Riani, M.S.
Anggota
Mengetahui,
Ketua Program Studi
Pengelolaan Sumberdaya Alam
dan Lingkungan
Dekan Sekolah Pascasarjana
Prof. Dr. Ir. Cecep Kusmana, MS.
Dr. Ir. Dahrul Syah, M.Sc.Agr.
Tanggal Ujian: 17 Juni 2011
Tanggal Lulus:
x
PRAKATA
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT., atas segala Rahmat dan
Karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan penulisan disertasi yang berjudul
“Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur
Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage”.
Pada kesempatan ini penulis menyampaikan ucapan terima kasih dan penghargaan
setinggi-tingginya kepada :
1.
Prof. Dr. Ir. Tun Tedja Irawadi, MS., selaku ketua komisi pembimbing yang telah
meluangkan waktu dan perhatiannya dalam proses bimbingan dan konsultasi, baik
itu berupa nasehat, arahan, dan pemberian motivasi secara tulus, ikhlas dan penuh
tanggung jawab hingga selesainya disertasi ini.
2.
Dr. Ir. Etty Riani, MS., selaku anggota komisi pembimbing yang telah memberikan
bantuan, perhatian, masukan dan bimbingan yang begitu besar dari awal penelitian,
penulisan disertasi hingga selesainya disertasi ini.
3.
Dr. Ir. Ego Syahrial, M.Sc., selaku anggota komisi pembimbing yang telah
memberikan bimbingan, arahan, saran, semangat dan koreksi-koreksi yang sangat
membangun kerangka penelitian dan penulisan disertasi sehingga menambah
kualitas dari disertasi ini.
4.
Dr. Zulkifli Rangkuti, SE., M.Si., M.M., yang telah memberikan bantuan pemikiran,
perhatian dan masukan yang begitu besar dan sangat bermanfaat dalam proses
penelitian dan penulisan disertasi ini.
5.
Rektor dan Dekan Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor, yang telah
memberikan kesempatan kepada penulis untuk mengikuti program Doktor (S3) di
Institut Pertanian Bogor, dan Ketua Program Studi Pengelolaan Sumberdaya Alam
dan Lingkungan (PSL) atas segala masukan, nasehat, perhatian, dan bantuannya.
6.
Sekretaris Jenderal dan Kepala Pusat Pendidikan dan Pelatihan Industri Kementerian
Perindustrian RI., yang telah memberikan waktu dan kesempatan dalam mengikuti
program rintisan gelar doktor (S3) di Sekolah Pascarsarjana IPB, Bogor.
7.
Direktur Akademi Teknik Industri (ATI) Makassar, yang telah memberikan izin
Tugas Belajar untuk menempuh pendidikan program Doktor (S3) di IPB, Bogor.
xi
8.
Rekan-rekan mahasiswa Program Studi Pengelolaan Sumberdaya Alam dan
Lingkungan, khususnya angkatan 2007, atas segala perhatian, bantuan, masukan dan
kerjasamanya selama menempuh proses pendidikan di Sekolah Pascsarjana IPB.
9.
Staf administrasi di Jurusan PSL dan Sekolah Pascasarjana IPB.
10.
Rekan-rekan kerja di Pusat Pendidikan dan Pelatihan (Pusdiklat) Industri, khususnya
di unit kerja Akademi Teknik Industri (ATI) Makassar, atas segala perhatian dan
dukungan motivasinya untuk terus berusaha menyelesaikan studi di IPB.
11.
Kedua orang tua tercinta ayahanda La Ambi dan ibunda Siti Anna, kedua mertua
tercinta ayahanda Mustari dan ibunda Sabitha, pakde Shabir dan ibu Wita yang saya
sangat hormati, dan kakanda Sury dan mas Adhi Santoso, kakanda Tafri dan mbak
Dian, kakanda Tati dan mas Djunaid, adinda Eti dan mas Patiroy, kakanda Jaya dan
mbak Ismi, mas Imrad, kakanda Ida dan mas Jaidin, dan seluruh keluarga, kerabat,
serta kawan-kawan atas segala perhatian, bantuan, dukungan dan do’anya selama
penulis menempuh pendidikan di IPB, Bogor.
12.
Istriku tersayang Muhasifah Mustari atas segala perhatian dan kebersamaannya.
Bogor,
Juli 2011
Idi Amin
xii
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Ujung Pandang, Sulawesi Selatan pada tanggal 24 November
1973 sebagai anak ketujuh dari pasangan La Ambi (almarhum) dan Siti Anna. Pendidikan
diploma tiga (D3) ditempuh di Politeknik Universitas Hasanuddin Jurusan Teknik Kimia
lulus pada tahun 1996 dan pendidikan sarjana (S1) ditempuh di Fakultas Teknologi
Industri Jurusan Teknik Kimia Universitas Pembangunan Nasional (Veteran) Jawa Timur
di Surabaya, lulus pada tahun 2000. Pada tahun 2002, penulis diterima di Program Studi
Pengelolaan Lingkungan Hidup bidang minat Teknologi Lingkungan, pada program
magister (S2) di Program Pascasarjana Universitas Hasanuddin
(Unhas) dan
menamatkannya pada tahun 2004. Pada tahun 2007 penulis memperoleh kesempatan
untuk melanjutkan pendidikan program doktor (S3) pada Program Studi Pengelolaan
Sumberdaya Alam dan Lingkungan (PSL) bidang minat Pencemaran Lingkungan pada
Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor (IPB).
Beasiswa penulis diperoleh dari program rintisan gelar doktor (S3) dari Pusat
Pendidikan dan Pelatihan (Pusdiklat) Industri Kementerian Perindustrian R.I. Saat ini
penulis bekerja sebagai staf pengajar pada Akademi Teknik Industri (ATI), Pusdiklat
Industri Kementerian Perindustrian R.I. di Makassar sejak tahun 2001 sampai sekarang.
xiii
DAFTAR ISI
halaman
DAFTAR ISI
............................................................................................. xiii
DAFTAR TABEL ............................................................................................. xvii
DAFTAR GAMBAR
................................................................................. xix
DAFTAR GAMBAR
................................................................................. xxi
BAB I PENDAHULUAN ..................................................................................
1.1.
Latar Belakang
..................................................................................
1.2.
Kerangka Pemikiran ..................................................................................
1.3.
Perumusan Masalah ..................................................................................
1.4.
Tujuan Penelitian
.................................................................................
1.5.
Manfaat Penelitian .................................................................................
1.6.
Kebaruan (Novelty) Penelitan .....................................................................
1
1
2
3
5
5
5
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ......................................................................
2.1.
Efek Rumah Kaca (Greenhouse Effect)
..............................................
2.2.
Dampak Pemanasan Global dan Perubahan Iklim ..................................
2.3.
Upaya Mitigasi Dampak Pemanasan Global
..................................
2.4.
Konvensi Internasional Perubahan Iklim (UNFCC)
......................
2.5.
Potensi CCS sebagai Bagian dari CDM
..............................................
2.6.
Carbon Capture and Storage (CCS)
..............................................
2.7.
Sistem Operasi dalam CCS
..........................................................
2.8.
Gas Ikutan
………………………………………..….………........…...
2.9.
Potensi Penerapan Teknologi CCS di Indonesia
…………….…….....
2.10. Potensi Penerapan CCS-EOR di Indonesia ………..................................
…..........................................
2.11. Resiko Kebocoran dan Monitoring CO2
2.12. Sifat Kimia dan Fisika Gas Karbon Dioksida
..................................
.....................................................….
2.13. Proses Penangkapan Gas CO2
2.14. Proses Penyimpanan Gas CO2
……………………………………..
2.15. Kelayakan Investasi Proyek ……………………………………………..
2.16 Regulasi Sektor Migas dalam Era Otonomi Daerah ……………………..
7
7
8
9
10
11
12
17
18
23
24
27
29
33
46
54
61
BAB III METODE PENELITIAN
.........................................................
3.1.
Lokasi dan Waktu Penelitian
.........................................................
3.2.
Kajian Penelitian
.................................................................................
3.3.
Bahan dan Alat
….............................................................................
3.4.
Metode Pengumpulan Data
.........................................................
3.5.
Metode Analisis Data
.....................................................................
3.6.
Tahapan Penelitian
.................................................................…
64
64
65
65
65
66
67
xiv
3.7.
Metode Identifikasi Data Sekunder
..…………............……..….
…………….
1. Tahapan Rancangan Proses Penangkapan CO2
2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO2 ..................…………
3. Tahapan Strategi Pengelolaan Migas Hasil EOR
…...........…...
BAB IV KONDISI UMUM WILAYAH PENELITIAN
…………….
4.1.
Letak Geografis dan Administratif
…..…………............…..….
4.2.
Iklim
……………….……………………………............…...….
4.3.
Penggunaan Tanah ……………………………….............…….......….
4.4.
Agama
……………………………………..………………..…….
4.5.
Pendidikan …………………………..………………………..……….
4.6
Pertanian
…………….…………………....……............…...……….
4.7.
Peternakan
…………………………………………..………......…….
4.8.
Perikanan dan Kelautan
……………………….............……...…….
4.9.
Kehutanan
.…………………………………….......…...……..
4.10. Perkebunan
………………….…………………………..……..
4.11. Potensi Minyak dan Gas Bumi
………………..……………..….…
4.12. Profil Industri Pengolah Gas Ikutan
.………..............………..…
……………………….………….…….…..
4.13. Pemanfaatan Gas CO2
69
69
73
90
93
93
93
93
94
95
95
96
96
97
97
98
99
100
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN
......................................................... 102
5.1.
Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penangkapan CO2 ………....... 102
1. Hasil Analisis Komposisi Gas Ikutan Lapangan XT
….....…........ 102
2. Hasil Identifikasi Diagram Alir Proses Unit Amin
………......... 103
3. Hasil Identifikasi Jenis Alat dan Model Operasi Unit Amin
……. 104
4. Hasil Identifikasi Komposisi Campuran Amin dan Air ..................... 105
5. Rancangan Proses Removal Gas CO2 ................................................ 106
6. Hasil Simulasi Proses Removal Gas CO2...........................…….......... 107
............................................. 125
7. Validasi Proses Removal Gas CO2
………………………………......... 128
8. Penyaluran Gas CO2
9. Kesimpulan Hasil Rancangan Proses Penangkapan Gas CO2 ....…. 130
......... 131
5.2.
Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penyimpangan CO2
1. Hasil Identifikasi Lapangan Minyak Bumi dan Gas Alam ….......……. 131
2. Hasil Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif
……….......... 132
3. Hasil Identifikasi Kandidat Lapangan EOR
…………………...... 133
4. Hasil Identifikasi Sumur EOR Potensial
.................................. 134
5. Hasil Identifikasi Karakteristik Sumur EOR Potensial ...……........... 135
6. Hasil Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR
.......... 138
7. Hasil Identifikasi Tekanan Reservoir dan Rekah Formasi
...…... 139
8. Perhitungan Tekanan Tercampur Minimum Korelasi ..…................ 140
xv
5.3.
5.4.
5.5.
9. Penentuan Tekanan Tercampur Minimum CO2 ..............................…
10. Prakiraan Potensi Perolehan Minyak dan Volume CO2 yang Dapat
Disimpan dengan Metode Rule of Thumb
..................................
11. Rancangan Proses Penyimpanan CO2 ..............................................
12. Validasi Model Simulasi dan Sejarah Produksi Migas …............…..
13. Kesimpulan Hasil Rancangan Proses Penyimpanan CO2
..........
Hasil dan Pembahasan Pemanfaatan dan Pengolahan Migas Hasil EOR....
1. Hasil Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial
..........
2. Hasil Identifikasi Kelayakan Teknologi Pengolahan Migas EOR
3. Uji Kelayakan Ekonomi Proyek EOR .............................................
4. Peramalan Produksi Migas Lapangan EOR
..................................
5. Perhitungan Investasi Proyek EOR
.............................................
6. Perhitungan Cash Flow Investasi Proyek EOR .................................
7. Uji Sensitivitas Cash Flow Investasi Proyek EOR
......................
8. Estimasi Bagi Hasil Keuntungan Migas Hasil EOR
......................
9. Strategi Pengelolaan Migas hasil EOR ..............................................
Strategi dalam Corporate Social Responsibility (CSR)
......................
Pembahasan Umum ……………………………………………………..
143
145
147
150
151
152
152
152
153
154
159
160
161
167
171
177
189
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN …………………………….……… 196
6.1.
Kesimpulan
................................................................................. 196
6.2.
Saran-saran ............................................................................................. 197
DAFTAR PUSTAKA
................................................................................. 198
LAMPIRAN
............................................................................................. 207
xvi
DAFTAR TABEL
halaman
Tabel
………………………….…. 8
1.
Global warming potential (GWP)
2.
Kapasitas penyimpangan gas CO2
3.
Estimasi kondisi operasi dalam proses CCS
………………….…. 18
4.
Total emisi GRK dan gas ikutan Indonesia
……………….……. 20
5.
Sumber emisi CO2 di Propinsi Jawa Barat
………………………..…… 22
6.
Jenis alat dan UOM
7.
Konsentrasi amin dalam air ………....................................………..…… 70
8.
Variasi jumlah stage ................................................................……..…… 72
9.
Profil lapangan minyak bumi ……………………………………….….… 75
10.
Profil lapangan gas alam
11.
Sebaran sumur per lapangan ……………………………………………. 77
12.
Delapan kandidat lapangan
13.
Lapangan dan sumur EOR potensial …………............…………………. 85
14.
Karakteristik geologi reservoir
……........................………………. 86
15.
Karakteristik kimia dan fisika
…........................…………………. 86
16.
Karakteristik tekanan rekah formasi ................................................……. 87
17.
Laju produksi dan sisa cadangan
................................................……. 87
18.
Komposisi minyak lapangan XJ
................................................……. 90
19.
Spesifikasi peralatan EOR
20.
Profil produksi tahun 1992-2004
21.
Jumlah pemeluk agama
22.
Jumlah tempat ibadah ……………….............…………..……………..… 94
23.
Sekolah Umum
24.
Madrasah
25.
Komposisi gas ikutan
26.
Tingkat efisiensi removal gas CO2
27.
Data validasi efisiensi removal CO2 dengan MEA
28.
Karakteristik sumur EOR
……………………………….……. 16
…............…………………………………….….… 70
...............…………………………….……. 76
……………………………………. 78
............................................................……. 91
................................................……. 92
………………………………….............… 94
…………………..………….…..............… 95
…………………........................……..…....…....... 95
....................………………………….…… 102
.................................................…… 109
................................. 126
............................................................….…. 140
xvii
29.
Perbandingan nilai TTM slim-tube dan korelasi
....…………………. 143
30.
Karakteristik fluida sumur XJ-140
31.
Metode rule of thumb …............……………............……………….…… 146
32.
Investasi awal kontraktor proyek EOR
33.
Profil produksi lapangan XJ setelah peramalan produksi .………………. 158
34.
Nilai perubahan uji sensitivitas terhadap NPV dan IRR base case ..……. 161
35.
Estimasi bagi hasil keuntungan penjualan minyak bumi
36.
Estimasi bagi hasil keuntungan penjualan gas alam ……………………. 169
…….........................…………......... 144
…...………...............…...… 154
……………. 167
xviii
DAFTAR GAMBAR
halaman
Gambar
1.
Bagan alir kerangka pemikiran
.......................................................... 3
2.
Bagan alir perumusan masalah
.......................................................... 4
3.
Neraca energi radiasi matahari
…………………………………….. 7
4.
Tekonologi CO2 capture
5.
Transformasi dan Injeksi CO2..............................................…………….... 15
6.
Formasi Geologi
7.
Tekanan dan temperatur dalam sistem CCS
8.
Total emisi GRK di Indonesia
......................................................... 21
9.
Sumber emisi CO2 di Indonesia
......................................................... 22
10.
Potensi gas ikutan lapangan XT ................................................................ 23
11.
Sebaran cekungan tersier di Indonesia
……………………………. 25
12.
Sebaran lapangan migas di Jawa Barat
……………………………. 26
13.
Rencana proyek CO2 di Indonesia
14.
Diagram fasa gas CO2 .............................................................................. 30
15.
Variasi densitas gas CO2
16.
Viskositas gas CO2
17.
Rumus bangun DIPA ………………......................................................... 35
18.
Rumus bangun DEA .................................................................................. 36
19.
Rumus bangun MDEA .............................................................................. 38
20.
Proses perpindahan antara dua fasa .............………................................ 39
21.
Mekanisme absorpsi
22.
Absorpsi secara fisika dan kimia
………............................................. 41
23.
Enhanced oil recovery (EOR)
……………………………............. 54
24.
Lokasi penelitian di lapangan XT................................................................ 64
25.
Diagram alir tahapan penelitian
26.
Process flow diagram (PFD) amine unit
27.
Model geologi lapangan XJ ..................................................................... 88
...................................................................... 13
………………………………………...................... 16
…...........................................
18
……………………………………. 27
…………..................................................... 31
…………………..................................................... 33
………………………………………....…. 40
......................................................... 68
............................................. 69
xix
28.
Peta top struktur lapangan XJ ..................................................................... 89
29.
Hasil simulasi proses removal gas CO2
30.
Mekanisme absorpsi MDEA .................................................…................ 123
31.
Grafik tingkat efisiensi removal CO2 hasil simulasi dan aktual
32.
Compressor gas CO2 …............................................................................. 128
33.
Korelasi Yellig-Metcalfe
34.
Korelasi Holm-Josendal ........................................................................... 142
35.
Validasi model simulasi dan sejarah produksi minyak .............................. 150
36.
Profil decline curve produksi lapangan XJ
37.
Diagnostik plot rate decline pada forecast minyak ................…………. 156
38.
Diagnostik plot rate decline pada forecast gas
39.
Peramalan produksi lapangan XJ dengan decline curve analysis
40.
Uji sensitivitas terhadap NPV kontraktor
............................................. 163
41.
Uji sensitivitas terhadap IRR kontraktor
……............………………. 164
42.
Keuntungan bagi hasil penjualan minyak bumi
43.
Keuntungan bagi hasil penjualan gas alam
............................................. 108
......... 127
..................................................................... 141
……………………………. 155
..…............………... 156
....... 156
........................….… 168
………………………….… 170
xx
DAFTAR LAMPIRAN
halaman
Lampiran
A1.
Estimasi potensi emisi gas rumah kaca
............................................... 207
A2.
Keseimbangan material dalam MEA
............................................... 209
A3.
Keseimbangan material dalam DIPA
............................................... 210
A4.
Keseimbangan material dalam DEA
............................................... 212
A5.
Keseimbanganmaterial dalam MDEA
............................................... 213
A6.
Kelebihan dan kekurangan lamin
B1.
Hubungan porositas dan permeabilitas
B2.
Peta porositas ……………………………………................…..…............. 216
B3.
Peta saturasi air
……………………………………………………... 217
B4.
Peta permeabilitas
…………………………………………………….. 217
B5.
Data input grinding peta iso-porosity
B6.
Parameter data porositas dan permeabilitas ……….................................. 218
B7.
Hasil rekombinasi komponen fluida .......................................................... 219
B8.
Hasil produksi decline type curve matching
B9.
Hasil perhitungan lengkap analisis PVT
B10.
Data routine core analysis sumur JTB-182
B11.
SCAL dan hasil perhitungan Sw*, Krw*, Kro* …………………….…… 221
B12.
SCAL dan hasil perhitungan Sg*, Kro*, Krg*………..………………….. 222
B13.
Produksi komulatif sampai Desember 2004 …………………………….. 223
B14.
Estimasi potensi CO2 dan emisi GRK lapangan XJ ……………………. 224
C1.
Hasil perhitungan investasi
C2.
Hasil perhitungan cash flow investasi EOR ............................................. 230
C3.
Perhitungan bagi hasil minyak bumi ……….............................................. 231
C4.
Perhitungan keuntungan daerah penghasil minyak bumi .………………... 233
C5.
Perhitungan bagi hasil gas alam
C6.
Perhitungan keuntungan daerah penghasil gas alam …………………...... 236
C7.
Definisi operasional investasi proyek EOR …………………..……….... 237
........................................................... 215
…............…...……………… 216
…………………………….. 218
….……………………….. 219
.............................................. 220
............................................ 220
..................................................................... 228
………………...………………….. 234
xxi
1
I. PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Penggunaan energi dari fosil seperti minyak dan gas bumi (migas) telah
mempengaruhi segala bidang kehidupan manusia saat ini dan diprediksikan akan
terus meningkat dalam beberapa tahun ke depan. Permasalahan utama dalam
pemakaian migas adalah meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) di
lapisan atmosfer bumi yang berasal dari hasil proses pembakaran migas pada alatalat transportasi, kegiatan eksplorasi dan eksploitasi industri migas dan pusat
pembangkit tenaga listrik. Hal ini dapat mengakibatkan efek gas rumah kaca
(GRK) sehingga dapat memicu terjadinya pemanasan global dan perubahan iklim
di permukaan bumi. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengurangi
dan mengatasi konsentrasi gas CO2 adalah teknologi carbondioxide capture and
storage (CCS), yang bertujuan untuk menangkap CO2 dari sumbernya dan
menyimpannya ke dalam formasi geologi yang lebih aman.
Salah satu daerah di Indonesia yang berpotensi untuk menerapkan dan
mengembangkan teknologi CCS adalah Propinsi Jawa Barat. Potensi migas Jawa
Barat tersebar di berbagai daerah penghasil migas, yaitu Kabupaten Indramayu,
Karawang, Majalengka, Subang, Bekasi, dan daerah 4 - 12 mil laut serta lebih dari
12 mil laut dari garis pantai. Menurut Mujihandono (2010), cadangan minyak
bumi Propinsi Jawa Barat pada tahun 2008 adalah sebesar 596,81 million metric
stock tank barrel (MMstb), dan gas alam adalah sebesar 4,16 trillion standard
cubic feet (Tscf). Volume cadangan minyak bumi Propinsi Jawa Barat menempati
peringkat kelima terbesar di Indonesia setelah Propinsi Riau, Sumatera Selatan,
Jawa Timur dan Kalimantan Timur, dengan volume cadangan mencapai 7,26 %
dari cadangan total Indonesia. Khusus untuk gas alam, Propinsi Jawa Barat berada
pada peringkat kesembilan terbesar di Indonesia dengan cadangan sebesar 2,44 %
dari cadangan total gas alam Indonesia. Menurut Ditjen Migas DESDM 2010,
pada tahun 2008 - 2009, realisasi lifting produksi minyak bumi Jawa Barat
mencapai mencapai 6.078,32 barrel (Bbl). Mengenai gas alam, dari tahun 2005 2009, realisasi lifting produksi mencapai 86.038,34 british termal unit (Btu).
2
Besarnya potensi cadangan dan produksi migas beberapa industri migas di
Propinsi Jawa Barat menjadikan peluang terlepasnya emisi gas CO2 ke atmosfir
akan semakin besar pula akibat meningkatnya aktivitas pembuangan gas buang
atau gas ikutan (flare gas) yang dihasilkan dari stasiun pengumpul (gathering
station) pada setiap industri migas. Berdasarkan hal itu, perlu segera dilakukan
langkah-langkah teknik dan strategi dalam pengendalian dan pemanfaatan gas
CO2 pada tahap pengumpulan dan pemisahan gas ikutan dari setiap stasiun
pengumpul industri migas di Propinsi Jawa Barat.
1.2. Kerangka Pemikiran
Beberapa protokol, mekanisme dan konvensi internasional telah dihasilkan
untuk menerapkan standar baku pencemaran udara dan batas tingkat emisi di
beberapa negara maju industri dan negara berkembang seperti Indonesia dalam
upaya mengurangi dan mencegah dampak negatif dari emisi gas rumah kaca,
khususnya emisi gas CO2 akibat penggunaan dan pembakaran bahan bakar migas.
Peraturan ini menjadi kesepakatan bersama dibawah pengawasan badan
internasional dalam upaya adaptasi dan mitigasi dampak pemanasan global.
Teknologi CCS merupakan teknologi yang sangat efisien dan efektif
dalam mengurangi emisi gas CO2, yaitu dengan cara melakukan penangkapan gas
CO2 di stasiun pengumpul migas dengan menggunakan metode post combustion
capture atau penangkapan sesudah pembakaran. Gas CO2 tersebut kemudian
dapat disimpan ke dalam formasi geologi yang lebih aman dengan menggunakan
metode enhanced oil recovery (EOR) atau peningkatan perolehan minyak, yaitu
suatu cara penginjeksian CO2 ke dalam sumur migas untuk menyimpan CO2,
sekaligus dapat mengangkat kembali sisa migas yang ada di dalam sumur migas.
Kedua metode tersebut di atas dapat berdampak positif dan bernilai
ekonomi bagi industri migas, karena selain dapat mengurangi dampak negatif
emisi gas CO2, juga sekaligus dapat mengaktifkan kembali sumur migas yang
tidak produktif. Hal ini tentu saja dapat memberikan manfaat kepada pemerintah
daerah dalam meningkatkan sumber pendapatan asli daerah dan kesejahteraan
masyarakat di sekitar lokasi industri migas, seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
3
Eksplorasi dan eksploitasi migas
Human, biodiversity,
di lapangan
dan industri migas
lala
sustainability development
Pelepasan gas ikutan
Efek gas rumah kaca
dan peningkatan emisi gas CO2
dan pemanasan global
Kebijakan pemerintah
Protokol, mekanisme
dalam pengendalian emisi GRK
dan konvensi internasional
Upaya mitigasi, adaptasi
dan reduksi emisi GRK
Penangkapan gas CO2
Penyimpanan gas CO2
(post combustion capture)
(EOR-CO2 miscible)
Teknologi
carbon capture and storage (CCS)
Rancangan proses pengendalian
dan pemanfaatan gas CO2
Gambar 1 Bagan alir kerangka pemikiran.
1.3. Perumusan Masalah
Saat ini ada beberapa metode yang dapat digunakan untuk menangkap gas
CO2 pada stasiun pengumpul, yaitu metode penangkapan sebelum pembakaran
(pre-combustion capture), selama pembakaran (oxyfuel-combustion capture), dan
sesudah pembakaran (post-combustion capture). Penerapan ketiga metode
penangkapan tersebut harus disesuaikan berdasarkan komposisi gas dan bahan
penyerap (chemical-physical absorption). Gas CO2 dari proses penangkapan
tersebut selanjutnya dialirkan ke tempat penyimpanan, baik itu melalui jalur
4
perpipaan, kapal tanker dan lewat perantara lainnya. Metode penyimpanan gas
CO2 dapat dilakukan dengan tiga metode penyimpanan, yaitu menyimpan gas CO2
ke dalam formasi geologi, mengalirkan gas CO2 ke dalam formasi lapisan garam,
dan melakukan mineral karbonisasi, yaitu penyerapan CO2 dengan menggunakan
karbonat magnesium atau kalsium oksida.
Metode penangkapan dan penyimpanan CO2 yang sesuai dengan
karakteristik gas ikutan dan formasi geologi di lokasi penelitian adalah metode
post combustion capture-chemical absorption dan metode EOR-miscible CO2
flooding (injeksi CO2 tercampur), sehingga dalam penelitian ini dapat diajukan
beberapa pertanyaan sebagai arahan dalam penelitian, yaitu sebagai berikut:
1. Bagaimana pengendalian CO2 sehingga mampu menangkap CO2 dalam gas
ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.
2. Bagaimana pemanfaatan CO2 sehingga mampu menyimpan CO2 dalam
formasi geologi dengan metode enhanced oil recovery-miscible CO2 flooding.
3. Bagaimana strategi pengelolaan migas hasil recovery dari sumur EOR
potensial dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.
Jawaban dari pertanyaan tersebut di atas memerlukan suatu kajian ilmiah
yang sesuai dengan permasalahan yang ada, seperti ditunjukkan pada Gambar 2.
Emisi
GRK
CO2
Pengendalian CO2
Penangkapan
CO2
Transportasi
Penyimpanan
CO2
Post combustion Feed gas
capture- Chemical
absorption
CO2 Miscible
injection
Pemanfaatan CO2
Produk
migas
Stasiun
pengumpul
migas
Migas Hasil
EOR
Recovery
EOR
Gambar 2 Bagan alir perumusan masalah.
Formasi
geologi
5
1.4. Tujuan Penelitian
Penelitian ini secara umum bertujuan untuk menghasilkan rancangan
proses pengendalian dan pemanfaatan gas CO2 pada sumur minyak dan gas bumi
dengan menggunakan teknologi CCS. Rancangan proses dengan teknologi CCS
tersebut memerlukan beberapa tujuan yang lebih spefisik, yaitu :
1. Mendapatkan rancangan proses pengendalian dan penangkapan CO2 dalam
gas ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.
2. Mendapatkan rancangan proses penyimpanan CO2 dalam formasi geologi
dengan metode enhanced oil recovery-miscible CO2 flooding.
3. Mendapatkan strategi pemanfaatan dan pengolahan migas hasil recovery dari
sumur EOR dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.
1.5. Manfaat Penelitian
Hasil dari penelitian ini diharapkan dapat memiliki kontribusi dan
memberikan manfaat kepada berbagai pihak terkait (stakeholder), terutama:
1. Bagi pemerintah, khususnya bagi pemerintah daerah penghasil migas, sebagai
masukan dalam kebijakan dan strategi dalam upaya mitigasi dan adaptasi
dampak pemanasan global di Indonesia akibat emisi gas rumah kaca-CO2.
2. Bagi PT. Pertamina, khususnya industri migas, sebagai masukan dalam upaya
pengendalian dan pemanfaatan gas CO2 sehingga dapat digunakan untuk
peningkatan perolehan minyak pada sumur-sumur migas tidak produktif.
3. Bagi dunia pendidikan, sebagai informasi dalam pengkajian ilmu pengetahuan
dan teknologi, khususnya dalam kajian rancangan proses pengendalian dan
pemanfaatan gas CO2 dengan menggunakan teknologi CCS.
1.6. Kebaruan (Novelty) Penelitian
Penelitian ini berusaha untuk menggambarkan upaya pengendalian dan
pemanfaatan gas CO2 dalam sistem carbon capture and storage (CCS), dengan
menggunakan metode post combustion capture dan chemical absorption dalam
proses penangkapan gas CO2 dan metode enhanced oil recovery (EOR) dan
miscible CO2 flooding dalam proses penyimpanan gas CO2.
6
Kajian pemanfaatan gas CO2 telah dilakukan oleh beberapa peneliti
sebelumnya, antara lain oleh Syahrial dan Bioletty (2007), yang mengkaji potensi
sekuestrasi CO2 dan penggunaan teknologi EOR dalam menciptakan mekanisme
pembangunan
bersih
di
Indonesia.
Begitupula
dengan
hasil
penelitian
Ismukurnianto (2008), yang mengkaji upaya mitigasi dari gas CO2 dan gas rumah
kaca lainnya dari industri minyak dan gas bumi di Indonesia, dan hasil penelitian
Rangkuti (2009), yang mengkaji upaya pengembangan model pemanfaatan gas
ikutan di perusahaan migas dalam rangka mendukung terciptanya mekanisme
pembangunan bersih atau clean development mechanism (CDM) di Indonesia.
Beberapa penelitian dan kajian sebelumnya masih bersifat parsial dan
belum mengkaji secara menyeluruh tentang bagaimana proses pengendalian gas
CO2 yang berasal dari gas ikutan, dan pemanfaatannya dalam proses injeksi dan
recovery cadangan minyak bumi, sehingga dapat menguntungkan secara ekonomi
dan sekaligus mengurangi emisi gas
GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI
DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE
IDI AMIN
SEKOLAH PASCASARJANA
INSTITUT PERTANIAN BOGOR
BOGOR
2011
PERNYATAAN MENGENAI DISERTASI
DAN SUMBER INFORMASI
Dengan ini saya menyatakan bahwa disertasi berjudul ”Rancangan Proses
Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi
dengan Teknologi Carbon Capture and Storage”, adalah karya saya dengan arahan dari
komisi pembimbing dan belum diajukan dalam bentuk apa pun kepada perguruan tinggi
manapun. Sumber informasi yang berasal atau dikutip dari karya yang diterbitkan maupun
tidak diterbitkan dari penulis lain telah disebutkan dalam teks dan dicantumkan dalam
Daftar Pustaka di bagian akhir disertasi ini.
Bogor, Juli 2011
Idi Amin
NRP. P062070191
ii
ABSTRACT
Idi Amin. 2011. Design in the Process of Controlling and Utilizing Carbon Dioxide in Oil
and Gas Well with the Technology of Carbon Capture and Storage. Under the supervision
of TUN TEDJA IRAWADI as chairman of the Supervisory Committee, ETTY RIANI and
EGO SYAHRIAL as members.
The utilization of oil and gas is very important in the development activities and
tends to increase every year. This has caused oil and gas reserves to decrease and the
concentration of carbon dioxide (CO2) to increase in the atmosphere, which can trigger the
effects of greenhouse gases and global warming on Earth's surface. One of the
technologies that can reduce the CO2 concentration and at the same time increase the gas
recovery is the technology of carbon dioxide capture and storage (CCS). It is used to
capture CO2 from the combustion process and injected into the reservoir to raise oil and
gas reserves. One potential area of Indonesia to implement the CCS technology is West
Java, the fifth largest of oil and gas reserves in Indonesia. The objective of this study was
to design CO2 capture and storage processes in geology formation, in which the absorption
process and enhanced oil recovery (EOR) technology are used in the design of CO2
capture and storage processing. The study was based on a field survey and laboratory
analysis of the flaring gas composition, where the design of CO2 capture process was
treated with Aspen Plus with the variations of absorber stage number, from 7 until 17, and
the variations of some amine solutions such as monoethanolamine (MEA),
diisopropanolamine (DIPA), diethanolamine (DEA) and methyldiethanolamine (MDEA)
as the absorbent, while the CO2 storage process was treated by screening the well criteria,
namely XC-4, XG-1, XG-11, XT-27, and XJ-140, minimum miscibility pressure (MMP)
value of well fluid, and computer modelling group (CMG). The most efficient was the
process design of CO2 capture at stage 17 in the absorber column with the DEA solution,
with the efficiency in CO2 removal (99.54%) and the reduction of CO2 concentration from
39.73% with the flow rate of 33,762 kmol/hr as input to 17.49% with the flow rate of
5,906 kmol/hr as output. The resulted process design showed that 580,585 ton of CO2/year
could be processed and 101,565 ton of CO2/year can be reused. The most efficient of CO2
storage process design was with the simulated reservoir in the XJ-140 well as the EOR
well and XJ field, with cumulative oil production of 5.08 million metric stock tank barrel
(MMstb) from 2011-2030 and with the recovery factor of 9.53%. The resulted estimation
of the amount of oil collected and CO2 stored showed that CO2 can be stored into the
geological formation, varying from 0.5-1 Mton and the potential additional production of
oil was 3.6-7.2 MMstb. The economic analysis found that XJ field is very profitable with
the application of EOR with an initial investment of US$ 7,500,000, that is, it can obtain
the net present value (NPV) of US$ 247,000, internal rate of return (IRR) of 17.41%, and
pay back period (PBP) in 2015, or for 4 years, 4 month, if the project begins in 2011 with
the profitability index of 1.01. The revenue from oil is US$ 143,864 for the Regency and
US$ 71,932 for the Province, while the revenue from gas is US$ 213,902 for the Regency
and US$ 106,951 for the Province. EOR management strategy may be commercialized in
a cooperation contract with local enterprises, for example with Pertamina.
Key words: oil and gas, CO2, amine solution, reservoir, economic analysis.
iii
RINGKASAN
Idi Amin. 2011. Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida
pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage.
Dibimbing oleh TUN TEDJA IRAWADI, ETTY RIANI, dan EGO SYAHRIAL.
Penggunaan minyak bumi dan gas alam (migas) telah mempengaruhi kehidupan
manusia dan diprediksikan terus meningkat setiap tahun. Permasalahan utama adalah
meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) di atmosfer yang berasal dari hasil
pembakaran migas, sehingga mengakibatkan efek gas rumah kaca (GRK), pemanasan
global dan perubahan iklim. Teknologi dalam mengurangi konsentrasi CO2 adalah carbon
dioxide capture and storage (CCS), bertujuan menangkap CO2 dari sumbernya dan
menyimpannya ke dalam formasi geologi yang lebih aman. Salah satu daerah di Indonesia
yang berpotensi menerapkan CCS adalah Jawa Barat, yang dalam volume produksi
minyak bumi dan gas alam menempati peringkat kelima dan ketiga terbesar di Indonesia.
Tujuan penelitian ini adalah menghasilkan rancangan proses penangkapan CO2
dari gas ikutan dan penyimpanan CO2 ke dalam formasi geologi. Penelitian ini didasarkan
pada hasil survei lapangan dan analisis laboratorium pada komposisi gas ikutan lapangan
XT. Rancangan proses penangkapan CO2 diolah dengan program Aspen Plus dengan
variasi jumlah stage absorber dari 7 hingga 17, dan penggunaan berbagai jenis larutan
amin, yaitu monoetanolamin (MEA), diisopropilamin (DIPA), dietanolamin (DEA), dan
metildietanolamin (MDEA) sebagai absorbent dalam proses amin. Rancangan proses
penyimpanan CO2 diolah dengan metode penyaringan kriteria sumur XC-4, XG-1, XG-11,
XT-27, dan XJ-140, data hasil pengujian tekanan tercampur minimum (TTM), dan
program computer modelling group (CMG). Khusus strategi pemanfaatan dan pengolahan
migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan teknologi dan ekonomi, dengan
parameter cash flow investasi proyek EOR, yaitu net present value (NPV), internal rate of
return (IRR), pay back period (PBP), dan profitability index.
Potensi produksi gas ikutan di lapangan XT kompleks sampai tahun 2015
menunjukkan kapasitas produksi lebih dari 11 million metric standard cubic feet day
(MMscfd) setiap tahun. Hasil analisis laboratorium menunjukkan komposisi gas ikutan
dari lapangan XT mengandung CO2 39,73%, metan (CH4) 50,14%, dinitro oksida (N2O)
1,94%, etana (C2H6) 3,69%, dan hidrokarbon lainnya. Hasil perhitungan potensi emisi
CO2, CH4, N2O dan GRK total yang dapat dilepaskan ke atmosfir tanpa pengendalian
masing-masing 42.261 ton CO2/tahun, 211 ton CH4/tahun, 6,5 x 10-7 ton N2O/tahun, dan
GRK total 46.693 ton CO2 ekuivalen/tahun. Gas ikutan dapat dikendalikan dan ditangkap
dalam proses absorpsi dan removal CO2 di unit amin pada stasiun pengumpul migas
dengan simulasi rancangan proses penangkapan CO2, bertujuan menangkap dan
mengurangi terlepasnya GRK dari proses pengolahan migas di lapangan XT.
Rancangan proses penangkapan CO2 dengan jumlah stage 17 absorber dan DEA
sebagai absorbent merupakan rancangan proses yang paling efisien dalam menurunkan
konsentrasi CO2 di dalam gas ikutan, yaitu dari konsentrasi 39,73% dengan laju alir
33.762 kmol/jam pada input absorber menjadi 17,49% dengan laju alir 5.906 kmol/jam
pada output stripper, dengan tingkat efisiensi removal CO2 99,54%. Berdasarkan
perhitungan density gas 22,4 liter atau 22,4 Nm3/kmol terhadap berat molekul CO2,
menunjukkan CO2 yang bisa diproses 580.585 ton CO2/tahun dari gas ikutan, dan CO2
iv
yang dapat dimanfaatkan 101.565 ton CO2/tahun dari proses removal CO2 pada unit amin.
CO2 yang berasal dari rancangan proses penangkapan selanjutnya disimulasikan dalam
rancangan proses penyimpanan CO2 dengan cara injeksi CO2 ke dalam sumur migas tidak
produktif yang potensial dalam enhanced oil recovery (EOR), bertujuan menyimpan CO2
ke dalam formasi geologi dan mengangkat sisa migas dalam reservoir.
Rancangan proses penyimpanan CO2 dengan sumur XJ-140 sebagai sumur EOR
potensial merupakan rancangan proses yang paling efektif dalam menghasilkan migas dari
dalam reservoir di lapangan XJ, dengan produksi kumulatif minyak bumi 5 million metric
stock tank barrel (MMstb) dan recovery factor 9,53% selama 20 tahun. Perolehan minyak
5,075 MMstb diperoleh dengan menginjeksikan total volume CO2 38,1 MMscfd selama
20 tahun, dari tahun 2011 hingga 2030, dan total CO2 yang dapat disimpan secara
permanen ke dalam reservoir di lapangan XJ 2,055 Mton. Berdasarkan estimasi dengan
metode rule of thumb, prakiraan pertambahan perolehan minyak 6,39 MMstb, dan volume
CO2 yang dapat dinjeksikan ke dalam reservoir 2,59 Mton.
Dalam pengolahan dan produksi migas hasil EOR besar peluang terlepasnya emisi
GRK ke atmosfir. Hasil perhitungan potensi emisi CO2, CH4, N2O, dan GRK total dari
produksi minyak bumi masing-masing 3.680 ton CO2/tahun, 0,3 ton CH4 minimal/tahun,
15 ton CH4 maksimal/tahun, 0,04 ton N2O/tahun, GRK total minimal 3.696 ton CO2
ekuivalen/tahun dan GRK total maksimal 4.002 ton CO2 ekuivalen/tahun. Khusus untuk
gas alam, 3.159.985 ton CO2/tahun, 1.450 ton CH4/tahun, 6,5 x 10-7 ton N2O/tahun dan
3.190.444 ton CO2 ekuivalen/tahun. Potensi CO2 dari lapangan XT dapat dimanfaatkan
dengan metode EOR di lapangan XJ dan mengolah migas hasil recovery, bertujuan
mendapatkan strategi pengelolaan migas hasil EOR.
Pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan
teknologi dan ekonomi, serta perhitungan bagi hasil keuntungan penjualan migas hasil
EOR dengan pemerintah daerah penghasil migas, bertujuan mengetahui teknologi yang
dapat digunakan dalam proses pengolahan migas hasil EOR, estimasi keuntungan cash
flow investasi proyek EOR di lapangan XJ, dan bagi hasil keuntungan penjualan migas.
Hasil analisis menunjukkan keuntungan dalam investasi proyek EOR di lapangan
XJ, dengan investasi awal US$ 7.500.000, atau Rp. 67.462.500.000, dan IRR > minimum
attractive rate of return (MARR) 15%, dihasilkan cash flow NPV US$ 247.000 atau Rp.
2.219.469.000, IRR 17,41%, dan PBP dicapai 4 tahun, dan 4 bulan, pada tahun 2015, jika
proyek dimulai tahun 2011 dengan profibality index 1,01, dan kurs US$ 1 = Rp. 8.995.
Kebijakan pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR berdasarkan kajian
Undang-Undang Nomor 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara
Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, menunjukkan pemerintah kabupaten penghasil
migas memperoleh pemasukan dari minyak bumi US$ 143.864 atau Rp. 1.294.060.000,
dan pemerintah propinsi US$ 71.932, atau Rp. 647.030.172. Khusus gas alam, pemerintah
kabupaten memperoleh US US$ 213.902 atau Rp. 1.924.053.798, dan pemerintah propinsi
US$ 106.951 atau Rp. 962.026.899 pada tahun pertama proyek EOR berjalan.
Strategi pengelolaan sumur dan lapangan EOR berdasarkan kajian UndangUndang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah, dan Undang-Undang Nomor
22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, menunjukkan pemerintah daerah penghasil
migas dapat mengelola sumur dan lapangan EOR melalui badan usaha milik daerah
(BUMD) atau koperasi unit desa (KUD), berdasarkan kesepakatan kontrak kerja sama
dengan Pertamina sebagai pemilik wilayah kerja (WK) di lapangan XJ.
v
Ketentuan operasional sebagai pedoman dalam aplikasi EOR di Indonesia adalah
peraturan dari pemerintah melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral
(ESDM) No. 1 tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi
pada Sumur Tua, dan kebijakan pemerintah dalam Pedoman dan Pola Tetap
Pengembangan Industri Minyak dan Gas Bumi Nasional 2005 - 2020 tentang paket
insentif untuk pengembangan lapangan marjinal dan lapangan minyak tua (brownfield).
Strategi pengelolaan migas hasil EOR yang dapat ditempuh oleh pemerintah
daerah penghasil migas dengan melakukan pemetaan sumur-sumur EOR berdasarkan
potensi migas yang paling potensial, yang memungkinkan dalam pengelolaan lebih lanjut.
Pemilihan kandidat lapangan EOR potensial dapat dilakukan berdasarkan karakteristik
cadangan, potensi produksi, jaringan pemasaran dan analisis kelayakan ekonomi dari
lapangan tersebut. Pengelolaan sumur-sumur EOR harus dilakukan per lapangan, hal ini
disebabkan pengelolaan per sumur sangat tidak ekonomis, karena memerlukan modal
awal, biaya operasional, kemampuan pemeliharaan dan teknis operasional yang tinggi.
Pemerintah daerah dapat berkerja sama dengan PT. Pertamina dalam
mengoperasikan sumur-sumur EOR potensial. PT. Pertamina merupakan pemegang kuasa
wilayah pertambangan, sedangkan pemerintah daerah lewat BUMD atau KUD sebagai
pihak operasional dalam memperoleh migas hasil EOR. Dalam kontrak kerjasama, BUMD
atau KUD berhak memperoleh bantuan operasional peralatan produksi dan pemasukan
dari hasil kerja, namun semua modal awal investasi harus ditanggung oleh BUMD atau
KUD. Kontrak kerjasama mengharuskan semua biaya operasional dapat dikembalikan PT.
Pertamina. PT. Pertamina dapat berperan sebagai pengawas, memberi bimbingan teknis
operasional dan pengelolaan migas EOR.
Ketentuan perundang-undangan yang berkaitan dengan pemberlakuan corporate
social responsibility (CSR) dalam kegiatan perusahaan di Indonesia adalah UU No. 23
Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup, UU No. 8 Tahun 1999 tentang
Perlindungan Konsumen, UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, UU No.
19 Tahun 2003 tentang Badan Usaha Milik Negara, UU No. 25 tahun 2007 tentang
Penanaman Modal, UU No. 40 Tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas, dan UU No. 20
Tahun 2008 tentang Usaha Mikro, Kecil dan Menengah. Stakeholder yang terkait dalam
program CSR dari industri migas adalah PT. Pertamina EP selaku pengelola wilayah
kuasa pertambangan, industri migas PT. XS selaku pengelola wilayah kerja, pemerintah
daerah Kabupaten Indramayu selaku lembaga otoritas lokal pemegang kebijakan,
pengusaha pemilik modal investasi, masyarakat lokal yang berdomisili di sekitar industri
migas, lembaga swadaya masyarakat, dan lembaga keuangan bukan bank.
Strategi industri migas dalam pemberdayaan masyarakat lokal melalui sistem CSR
dalam upaya pemanfaatan kembali sumur-sumur migas tidak produktif di sekitar industri
migas adalah dengan memberdayakan masyarakat lokal melalui KUD dengan bantuan
pendidikan dan pelatihan untuk peningkatan ketrampilan dan keahlian teknis individu,
serta memberi bantuan modal, advokasi kelembagaan, dan konsultasi manajemen
operasional kepada KUD untuk peningkatan kemampuan teknis organisasi.
Manfaat positif yang dapat diperoleh industri migas dalam menjalankan tanggung
jawab sosialnya melalui CSR adalah mendapatkan keuntungan perusahaan yang sebesarbesarnya akibat citra yang baik dari konsumen, tercipta kelestarian lingkungan hidup dan
terpelihara dengan baik, dan terjaminnya kualitas kehidupan sosial-ekonomi masyarakat
lokal di sekitar industri migas yang semakin baik dalam jangka waktu yang lama.
vi
© Hak Cipta milik IPB, tahun 2011
Hak Cipta dilindungi Undang-Undang
1. Dilarang mengutip sebagian atau seluruh karya tulis ini tanpa mencantumkan
atau menyebutkan sumber:
a. Pengutipan hanya untuk kepentingan pendidikan, penelitian, penulisan karya
ilmiah, penyusunan laporan, penulisan kritik, atau tinjauan suatu masalah
b. Pengutipan tersebut tidak merugikan kepentingan yang wajar IPB
2. Dilarang mengumumkan dan memperbanyak sebagian atau seluruh Karya tulis ini
dalam bentuk apa pun tanpa izin IPB
vii
RANCANGAN PROSES PENGENDALIAN DAN PEMANFAATAN
GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI
DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE
IDI AMIN
Disertasi
Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Doktor
pada Program Studi Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Lingkungan
SEKOLAH PASCA SARJANA
INSTITUT PERTANIAN BOGOR
BOGOR
2011
viii
Ujian Tertutup
Dilaksanakan pada hari Senin tanggal 7 Maret 2011, waktu ujian: Pukul 09.00 – selesai.
Penguji Luar Komisi:
1. Prof. Dr. Ir. Suprihatin, Dipl.Eng.
2. Prof. Dr. Ir. Bambang Pramoedya N, M.Eng.
Ujian Terbuka
Dilaksanakan pada hari Jum’at tanggal 17 Juni 2011, waktu ujian: Pukul 13.00 – selesai.
Penguji Luar Komisi:
1. Dr. Zulkifli Rangkuti, SE., M.M., M.Si.
2. Dr. Albert Napitupulu, SE., M.Si.
ix
Judul Disertasi
: Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon
Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi
Carbon Capture and Storage
Nama
: Idi Amin
NRP
: P062070191
Program Studi
: Pengelolaan Sumberdaya Alam dan Lingkungan
Disetujui :
Komisi Pembimbing
Prof. Dr. Tun Tedja Irawadi, M.S.
Ketua
Dr. Ir. Ego Syahrial, M.Sc
Anggota
Dr. Ir. Etty Riani, M.S.
Anggota
Mengetahui,
Ketua Program Studi
Pengelolaan Sumberdaya Alam
dan Lingkungan
Dekan Sekolah Pascasarjana
Prof. Dr. Ir. Cecep Kusmana, MS.
Dr. Ir. Dahrul Syah, M.Sc.Agr.
Tanggal Ujian: 17 Juni 2011
Tanggal Lulus:
x
PRAKATA
Puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT., atas segala Rahmat dan
Karunia-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan penulisan disertasi yang berjudul
“Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur
Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage”.
Pada kesempatan ini penulis menyampaikan ucapan terima kasih dan penghargaan
setinggi-tingginya kepada :
1.
Prof. Dr. Ir. Tun Tedja Irawadi, MS., selaku ketua komisi pembimbing yang telah
meluangkan waktu dan perhatiannya dalam proses bimbingan dan konsultasi, baik
itu berupa nasehat, arahan, dan pemberian motivasi secara tulus, ikhlas dan penuh
tanggung jawab hingga selesainya disertasi ini.
2.
Dr. Ir. Etty Riani, MS., selaku anggota komisi pembimbing yang telah memberikan
bantuan, perhatian, masukan dan bimbingan yang begitu besar dari awal penelitian,
penulisan disertasi hingga selesainya disertasi ini.
3.
Dr. Ir. Ego Syahrial, M.Sc., selaku anggota komisi pembimbing yang telah
memberikan bimbingan, arahan, saran, semangat dan koreksi-koreksi yang sangat
membangun kerangka penelitian dan penulisan disertasi sehingga menambah
kualitas dari disertasi ini.
4.
Dr. Zulkifli Rangkuti, SE., M.Si., M.M., yang telah memberikan bantuan pemikiran,
perhatian dan masukan yang begitu besar dan sangat bermanfaat dalam proses
penelitian dan penulisan disertasi ini.
5.
Rektor dan Dekan Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor, yang telah
memberikan kesempatan kepada penulis untuk mengikuti program Doktor (S3) di
Institut Pertanian Bogor, dan Ketua Program Studi Pengelolaan Sumberdaya Alam
dan Lingkungan (PSL) atas segala masukan, nasehat, perhatian, dan bantuannya.
6.
Sekretaris Jenderal dan Kepala Pusat Pendidikan dan Pelatihan Industri Kementerian
Perindustrian RI., yang telah memberikan waktu dan kesempatan dalam mengikuti
program rintisan gelar doktor (S3) di Sekolah Pascarsarjana IPB, Bogor.
7.
Direktur Akademi Teknik Industri (ATI) Makassar, yang telah memberikan izin
Tugas Belajar untuk menempuh pendidikan program Doktor (S3) di IPB, Bogor.
xi
8.
Rekan-rekan mahasiswa Program Studi Pengelolaan Sumberdaya Alam dan
Lingkungan, khususnya angkatan 2007, atas segala perhatian, bantuan, masukan dan
kerjasamanya selama menempuh proses pendidikan di Sekolah Pascsarjana IPB.
9.
Staf administrasi di Jurusan PSL dan Sekolah Pascasarjana IPB.
10.
Rekan-rekan kerja di Pusat Pendidikan dan Pelatihan (Pusdiklat) Industri, khususnya
di unit kerja Akademi Teknik Industri (ATI) Makassar, atas segala perhatian dan
dukungan motivasinya untuk terus berusaha menyelesaikan studi di IPB.
11.
Kedua orang tua tercinta ayahanda La Ambi dan ibunda Siti Anna, kedua mertua
tercinta ayahanda Mustari dan ibunda Sabitha, pakde Shabir dan ibu Wita yang saya
sangat hormati, dan kakanda Sury dan mas Adhi Santoso, kakanda Tafri dan mbak
Dian, kakanda Tati dan mas Djunaid, adinda Eti dan mas Patiroy, kakanda Jaya dan
mbak Ismi, mas Imrad, kakanda Ida dan mas Jaidin, dan seluruh keluarga, kerabat,
serta kawan-kawan atas segala perhatian, bantuan, dukungan dan do’anya selama
penulis menempuh pendidikan di IPB, Bogor.
12.
Istriku tersayang Muhasifah Mustari atas segala perhatian dan kebersamaannya.
Bogor,
Juli 2011
Idi Amin
xii
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Ujung Pandang, Sulawesi Selatan pada tanggal 24 November
1973 sebagai anak ketujuh dari pasangan La Ambi (almarhum) dan Siti Anna. Pendidikan
diploma tiga (D3) ditempuh di Politeknik Universitas Hasanuddin Jurusan Teknik Kimia
lulus pada tahun 1996 dan pendidikan sarjana (S1) ditempuh di Fakultas Teknologi
Industri Jurusan Teknik Kimia Universitas Pembangunan Nasional (Veteran) Jawa Timur
di Surabaya, lulus pada tahun 2000. Pada tahun 2002, penulis diterima di Program Studi
Pengelolaan Lingkungan Hidup bidang minat Teknologi Lingkungan, pada program
magister (S2) di Program Pascasarjana Universitas Hasanuddin
(Unhas) dan
menamatkannya pada tahun 2004. Pada tahun 2007 penulis memperoleh kesempatan
untuk melanjutkan pendidikan program doktor (S3) pada Program Studi Pengelolaan
Sumberdaya Alam dan Lingkungan (PSL) bidang minat Pencemaran Lingkungan pada
Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor (IPB).
Beasiswa penulis diperoleh dari program rintisan gelar doktor (S3) dari Pusat
Pendidikan dan Pelatihan (Pusdiklat) Industri Kementerian Perindustrian R.I. Saat ini
penulis bekerja sebagai staf pengajar pada Akademi Teknik Industri (ATI), Pusdiklat
Industri Kementerian Perindustrian R.I. di Makassar sejak tahun 2001 sampai sekarang.
xiii
DAFTAR ISI
halaman
DAFTAR ISI
............................................................................................. xiii
DAFTAR TABEL ............................................................................................. xvii
DAFTAR GAMBAR
................................................................................. xix
DAFTAR GAMBAR
................................................................................. xxi
BAB I PENDAHULUAN ..................................................................................
1.1.
Latar Belakang
..................................................................................
1.2.
Kerangka Pemikiran ..................................................................................
1.3.
Perumusan Masalah ..................................................................................
1.4.
Tujuan Penelitian
.................................................................................
1.5.
Manfaat Penelitian .................................................................................
1.6.
Kebaruan (Novelty) Penelitan .....................................................................
1
1
2
3
5
5
5
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ......................................................................
2.1.
Efek Rumah Kaca (Greenhouse Effect)
..............................................
2.2.
Dampak Pemanasan Global dan Perubahan Iklim ..................................
2.3.
Upaya Mitigasi Dampak Pemanasan Global
..................................
2.4.
Konvensi Internasional Perubahan Iklim (UNFCC)
......................
2.5.
Potensi CCS sebagai Bagian dari CDM
..............................................
2.6.
Carbon Capture and Storage (CCS)
..............................................
2.7.
Sistem Operasi dalam CCS
..........................................................
2.8.
Gas Ikutan
………………………………………..….………........…...
2.9.
Potensi Penerapan Teknologi CCS di Indonesia
…………….…….....
2.10. Potensi Penerapan CCS-EOR di Indonesia ………..................................
…..........................................
2.11. Resiko Kebocoran dan Monitoring CO2
2.12. Sifat Kimia dan Fisika Gas Karbon Dioksida
..................................
.....................................................….
2.13. Proses Penangkapan Gas CO2
2.14. Proses Penyimpanan Gas CO2
……………………………………..
2.15. Kelayakan Investasi Proyek ……………………………………………..
2.16 Regulasi Sektor Migas dalam Era Otonomi Daerah ……………………..
7
7
8
9
10
11
12
17
18
23
24
27
29
33
46
54
61
BAB III METODE PENELITIAN
.........................................................
3.1.
Lokasi dan Waktu Penelitian
.........................................................
3.2.
Kajian Penelitian
.................................................................................
3.3.
Bahan dan Alat
….............................................................................
3.4.
Metode Pengumpulan Data
.........................................................
3.5.
Metode Analisis Data
.....................................................................
3.6.
Tahapan Penelitian
.................................................................…
64
64
65
65
65
66
67
xiv
3.7.
Metode Identifikasi Data Sekunder
..…………............……..….
…………….
1. Tahapan Rancangan Proses Penangkapan CO2
2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO2 ..................…………
3. Tahapan Strategi Pengelolaan Migas Hasil EOR
…...........…...
BAB IV KONDISI UMUM WILAYAH PENELITIAN
…………….
4.1.
Letak Geografis dan Administratif
…..…………............…..….
4.2.
Iklim
……………….……………………………............…...….
4.3.
Penggunaan Tanah ……………………………….............…….......….
4.4.
Agama
……………………………………..………………..…….
4.5.
Pendidikan …………………………..………………………..……….
4.6
Pertanian
…………….…………………....……............…...……….
4.7.
Peternakan
…………………………………………..………......…….
4.8.
Perikanan dan Kelautan
……………………….............……...…….
4.9.
Kehutanan
.…………………………………….......…...……..
4.10. Perkebunan
………………….…………………………..……..
4.11. Potensi Minyak dan Gas Bumi
………………..……………..….…
4.12. Profil Industri Pengolah Gas Ikutan
.………..............………..…
……………………….………….…….…..
4.13. Pemanfaatan Gas CO2
69
69
73
90
93
93
93
93
94
95
95
96
96
97
97
98
99
100
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN
......................................................... 102
5.1.
Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penangkapan CO2 ………....... 102
1. Hasil Analisis Komposisi Gas Ikutan Lapangan XT
….....…........ 102
2. Hasil Identifikasi Diagram Alir Proses Unit Amin
………......... 103
3. Hasil Identifikasi Jenis Alat dan Model Operasi Unit Amin
……. 104
4. Hasil Identifikasi Komposisi Campuran Amin dan Air ..................... 105
5. Rancangan Proses Removal Gas CO2 ................................................ 106
6. Hasil Simulasi Proses Removal Gas CO2...........................…….......... 107
............................................. 125
7. Validasi Proses Removal Gas CO2
………………………………......... 128
8. Penyaluran Gas CO2
9. Kesimpulan Hasil Rancangan Proses Penangkapan Gas CO2 ....…. 130
......... 131
5.2.
Hasil dan Pembahasan Rancangan Proses Penyimpangan CO2
1. Hasil Identifikasi Lapangan Minyak Bumi dan Gas Alam ….......……. 131
2. Hasil Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif
……….......... 132
3. Hasil Identifikasi Kandidat Lapangan EOR
…………………...... 133
4. Hasil Identifikasi Sumur EOR Potensial
.................................. 134
5. Hasil Identifikasi Karakteristik Sumur EOR Potensial ...……........... 135
6. Hasil Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR
.......... 138
7. Hasil Identifikasi Tekanan Reservoir dan Rekah Formasi
...…... 139
8. Perhitungan Tekanan Tercampur Minimum Korelasi ..…................ 140
xv
5.3.
5.4.
5.5.
9. Penentuan Tekanan Tercampur Minimum CO2 ..............................…
10. Prakiraan Potensi Perolehan Minyak dan Volume CO2 yang Dapat
Disimpan dengan Metode Rule of Thumb
..................................
11. Rancangan Proses Penyimpanan CO2 ..............................................
12. Validasi Model Simulasi dan Sejarah Produksi Migas …............…..
13. Kesimpulan Hasil Rancangan Proses Penyimpanan CO2
..........
Hasil dan Pembahasan Pemanfaatan dan Pengolahan Migas Hasil EOR....
1. Hasil Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial
..........
2. Hasil Identifikasi Kelayakan Teknologi Pengolahan Migas EOR
3. Uji Kelayakan Ekonomi Proyek EOR .............................................
4. Peramalan Produksi Migas Lapangan EOR
..................................
5. Perhitungan Investasi Proyek EOR
.............................................
6. Perhitungan Cash Flow Investasi Proyek EOR .................................
7. Uji Sensitivitas Cash Flow Investasi Proyek EOR
......................
8. Estimasi Bagi Hasil Keuntungan Migas Hasil EOR
......................
9. Strategi Pengelolaan Migas hasil EOR ..............................................
Strategi dalam Corporate Social Responsibility (CSR)
......................
Pembahasan Umum ……………………………………………………..
143
145
147
150
151
152
152
152
153
154
159
160
161
167
171
177
189
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN …………………………….……… 196
6.1.
Kesimpulan
................................................................................. 196
6.2.
Saran-saran ............................................................................................. 197
DAFTAR PUSTAKA
................................................................................. 198
LAMPIRAN
............................................................................................. 207
xvi
DAFTAR TABEL
halaman
Tabel
………………………….…. 8
1.
Global warming potential (GWP)
2.
Kapasitas penyimpangan gas CO2
3.
Estimasi kondisi operasi dalam proses CCS
………………….…. 18
4.
Total emisi GRK dan gas ikutan Indonesia
……………….……. 20
5.
Sumber emisi CO2 di Propinsi Jawa Barat
………………………..…… 22
6.
Jenis alat dan UOM
7.
Konsentrasi amin dalam air ………....................................………..…… 70
8.
Variasi jumlah stage ................................................................……..…… 72
9.
Profil lapangan minyak bumi ……………………………………….….… 75
10.
Profil lapangan gas alam
11.
Sebaran sumur per lapangan ……………………………………………. 77
12.
Delapan kandidat lapangan
13.
Lapangan dan sumur EOR potensial …………............…………………. 85
14.
Karakteristik geologi reservoir
……........................………………. 86
15.
Karakteristik kimia dan fisika
…........................…………………. 86
16.
Karakteristik tekanan rekah formasi ................................................……. 87
17.
Laju produksi dan sisa cadangan
................................................……. 87
18.
Komposisi minyak lapangan XJ
................................................……. 90
19.
Spesifikasi peralatan EOR
20.
Profil produksi tahun 1992-2004
21.
Jumlah pemeluk agama
22.
Jumlah tempat ibadah ……………….............…………..……………..… 94
23.
Sekolah Umum
24.
Madrasah
25.
Komposisi gas ikutan
26.
Tingkat efisiensi removal gas CO2
27.
Data validasi efisiensi removal CO2 dengan MEA
28.
Karakteristik sumur EOR
……………………………….……. 16
…............…………………………………….….… 70
...............…………………………….……. 76
……………………………………. 78
............................................................……. 91
................................................……. 92
………………………………….............… 94
…………………..………….…..............… 95
…………………........................……..…....…....... 95
....................………………………….…… 102
.................................................…… 109
................................. 126
............................................................….…. 140
xvii
29.
Perbandingan nilai TTM slim-tube dan korelasi
....…………………. 143
30.
Karakteristik fluida sumur XJ-140
31.
Metode rule of thumb …............……………............……………….…… 146
32.
Investasi awal kontraktor proyek EOR
33.
Profil produksi lapangan XJ setelah peramalan produksi .………………. 158
34.
Nilai perubahan uji sensitivitas terhadap NPV dan IRR base case ..……. 161
35.
Estimasi bagi hasil keuntungan penjualan minyak bumi
36.
Estimasi bagi hasil keuntungan penjualan gas alam ……………………. 169
…….........................…………......... 144
…...………...............…...… 154
……………. 167
xviii
DAFTAR GAMBAR
halaman
Gambar
1.
Bagan alir kerangka pemikiran
.......................................................... 3
2.
Bagan alir perumusan masalah
.......................................................... 4
3.
Neraca energi radiasi matahari
…………………………………….. 7
4.
Tekonologi CO2 capture
5.
Transformasi dan Injeksi CO2..............................................…………….... 15
6.
Formasi Geologi
7.
Tekanan dan temperatur dalam sistem CCS
8.
Total emisi GRK di Indonesia
......................................................... 21
9.
Sumber emisi CO2 di Indonesia
......................................................... 22
10.
Potensi gas ikutan lapangan XT ................................................................ 23
11.
Sebaran cekungan tersier di Indonesia
……………………………. 25
12.
Sebaran lapangan migas di Jawa Barat
……………………………. 26
13.
Rencana proyek CO2 di Indonesia
14.
Diagram fasa gas CO2 .............................................................................. 30
15.
Variasi densitas gas CO2
16.
Viskositas gas CO2
17.
Rumus bangun DIPA ………………......................................................... 35
18.
Rumus bangun DEA .................................................................................. 36
19.
Rumus bangun MDEA .............................................................................. 38
20.
Proses perpindahan antara dua fasa .............………................................ 39
21.
Mekanisme absorpsi
22.
Absorpsi secara fisika dan kimia
………............................................. 41
23.
Enhanced oil recovery (EOR)
……………………………............. 54
24.
Lokasi penelitian di lapangan XT................................................................ 64
25.
Diagram alir tahapan penelitian
26.
Process flow diagram (PFD) amine unit
27.
Model geologi lapangan XJ ..................................................................... 88
...................................................................... 13
………………………………………...................... 16
…...........................................
18
……………………………………. 27
…………..................................................... 31
…………………..................................................... 33
………………………………………....…. 40
......................................................... 68
............................................. 69
xix
28.
Peta top struktur lapangan XJ ..................................................................... 89
29.
Hasil simulasi proses removal gas CO2
30.
Mekanisme absorpsi MDEA .................................................…................ 123
31.
Grafik tingkat efisiensi removal CO2 hasil simulasi dan aktual
32.
Compressor gas CO2 …............................................................................. 128
33.
Korelasi Yellig-Metcalfe
34.
Korelasi Holm-Josendal ........................................................................... 142
35.
Validasi model simulasi dan sejarah produksi minyak .............................. 150
36.
Profil decline curve produksi lapangan XJ
37.
Diagnostik plot rate decline pada forecast minyak ................…………. 156
38.
Diagnostik plot rate decline pada forecast gas
39.
Peramalan produksi lapangan XJ dengan decline curve analysis
40.
Uji sensitivitas terhadap NPV kontraktor
............................................. 163
41.
Uji sensitivitas terhadap IRR kontraktor
……............………………. 164
42.
Keuntungan bagi hasil penjualan minyak bumi
43.
Keuntungan bagi hasil penjualan gas alam
............................................. 108
......... 127
..................................................................... 141
……………………………. 155
..…............………... 156
....... 156
........................….… 168
………………………….… 170
xx
DAFTAR LAMPIRAN
halaman
Lampiran
A1.
Estimasi potensi emisi gas rumah kaca
............................................... 207
A2.
Keseimbangan material dalam MEA
............................................... 209
A3.
Keseimbangan material dalam DIPA
............................................... 210
A4.
Keseimbangan material dalam DEA
............................................... 212
A5.
Keseimbanganmaterial dalam MDEA
............................................... 213
A6.
Kelebihan dan kekurangan lamin
B1.
Hubungan porositas dan permeabilitas
B2.
Peta porositas ……………………………………................…..…............. 216
B3.
Peta saturasi air
……………………………………………………... 217
B4.
Peta permeabilitas
…………………………………………………….. 217
B5.
Data input grinding peta iso-porosity
B6.
Parameter data porositas dan permeabilitas ……….................................. 218
B7.
Hasil rekombinasi komponen fluida .......................................................... 219
B8.
Hasil produksi decline type curve matching
B9.
Hasil perhitungan lengkap analisis PVT
B10.
Data routine core analysis sumur JTB-182
B11.
SCAL dan hasil perhitungan Sw*, Krw*, Kro* …………………….…… 221
B12.
SCAL dan hasil perhitungan Sg*, Kro*, Krg*………..………………….. 222
B13.
Produksi komulatif sampai Desember 2004 …………………………….. 223
B14.
Estimasi potensi CO2 dan emisi GRK lapangan XJ ……………………. 224
C1.
Hasil perhitungan investasi
C2.
Hasil perhitungan cash flow investasi EOR ............................................. 230
C3.
Perhitungan bagi hasil minyak bumi ……….............................................. 231
C4.
Perhitungan keuntungan daerah penghasil minyak bumi .………………... 233
C5.
Perhitungan bagi hasil gas alam
C6.
Perhitungan keuntungan daerah penghasil gas alam …………………...... 236
C7.
Definisi operasional investasi proyek EOR …………………..……….... 237
........................................................... 215
…............…...……………… 216
…………………………….. 218
….……………………….. 219
.............................................. 220
............................................ 220
..................................................................... 228
………………...………………….. 234
xxi
1
I. PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Penggunaan energi dari fosil seperti minyak dan gas bumi (migas) telah
mempengaruhi segala bidang kehidupan manusia saat ini dan diprediksikan akan
terus meningkat dalam beberapa tahun ke depan. Permasalahan utama dalam
pemakaian migas adalah meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO2) di
lapisan atmosfer bumi yang berasal dari hasil proses pembakaran migas pada alatalat transportasi, kegiatan eksplorasi dan eksploitasi industri migas dan pusat
pembangkit tenaga listrik. Hal ini dapat mengakibatkan efek gas rumah kaca
(GRK) sehingga dapat memicu terjadinya pemanasan global dan perubahan iklim
di permukaan bumi. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengurangi
dan mengatasi konsentrasi gas CO2 adalah teknologi carbondioxide capture and
storage (CCS), yang bertujuan untuk menangkap CO2 dari sumbernya dan
menyimpannya ke dalam formasi geologi yang lebih aman.
Salah satu daerah di Indonesia yang berpotensi untuk menerapkan dan
mengembangkan teknologi CCS adalah Propinsi Jawa Barat. Potensi migas Jawa
Barat tersebar di berbagai daerah penghasil migas, yaitu Kabupaten Indramayu,
Karawang, Majalengka, Subang, Bekasi, dan daerah 4 - 12 mil laut serta lebih dari
12 mil laut dari garis pantai. Menurut Mujihandono (2010), cadangan minyak
bumi Propinsi Jawa Barat pada tahun 2008 adalah sebesar 596,81 million metric
stock tank barrel (MMstb), dan gas alam adalah sebesar 4,16 trillion standard
cubic feet (Tscf). Volume cadangan minyak bumi Propinsi Jawa Barat menempati
peringkat kelima terbesar di Indonesia setelah Propinsi Riau, Sumatera Selatan,
Jawa Timur dan Kalimantan Timur, dengan volume cadangan mencapai 7,26 %
dari cadangan total Indonesia. Khusus untuk gas alam, Propinsi Jawa Barat berada
pada peringkat kesembilan terbesar di Indonesia dengan cadangan sebesar 2,44 %
dari cadangan total gas alam Indonesia. Menurut Ditjen Migas DESDM 2010,
pada tahun 2008 - 2009, realisasi lifting produksi minyak bumi Jawa Barat
mencapai mencapai 6.078,32 barrel (Bbl). Mengenai gas alam, dari tahun 2005 2009, realisasi lifting produksi mencapai 86.038,34 british termal unit (Btu).
2
Besarnya potensi cadangan dan produksi migas beberapa industri migas di
Propinsi Jawa Barat menjadikan peluang terlepasnya emisi gas CO2 ke atmosfir
akan semakin besar pula akibat meningkatnya aktivitas pembuangan gas buang
atau gas ikutan (flare gas) yang dihasilkan dari stasiun pengumpul (gathering
station) pada setiap industri migas. Berdasarkan hal itu, perlu segera dilakukan
langkah-langkah teknik dan strategi dalam pengendalian dan pemanfaatan gas
CO2 pada tahap pengumpulan dan pemisahan gas ikutan dari setiap stasiun
pengumpul industri migas di Propinsi Jawa Barat.
1.2. Kerangka Pemikiran
Beberapa protokol, mekanisme dan konvensi internasional telah dihasilkan
untuk menerapkan standar baku pencemaran udara dan batas tingkat emisi di
beberapa negara maju industri dan negara berkembang seperti Indonesia dalam
upaya mengurangi dan mencegah dampak negatif dari emisi gas rumah kaca,
khususnya emisi gas CO2 akibat penggunaan dan pembakaran bahan bakar migas.
Peraturan ini menjadi kesepakatan bersama dibawah pengawasan badan
internasional dalam upaya adaptasi dan mitigasi dampak pemanasan global.
Teknologi CCS merupakan teknologi yang sangat efisien dan efektif
dalam mengurangi emisi gas CO2, yaitu dengan cara melakukan penangkapan gas
CO2 di stasiun pengumpul migas dengan menggunakan metode post combustion
capture atau penangkapan sesudah pembakaran. Gas CO2 tersebut kemudian
dapat disimpan ke dalam formasi geologi yang lebih aman dengan menggunakan
metode enhanced oil recovery (EOR) atau peningkatan perolehan minyak, yaitu
suatu cara penginjeksian CO2 ke dalam sumur migas untuk menyimpan CO2,
sekaligus dapat mengangkat kembali sisa migas yang ada di dalam sumur migas.
Kedua metode tersebut di atas dapat berdampak positif dan bernilai
ekonomi bagi industri migas, karena selain dapat mengurangi dampak negatif
emisi gas CO2, juga sekaligus dapat mengaktifkan kembali sumur migas yang
tidak produktif. Hal ini tentu saja dapat memberikan manfaat kepada pemerintah
daerah dalam meningkatkan sumber pendapatan asli daerah dan kesejahteraan
masyarakat di sekitar lokasi industri migas, seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
3
Eksplorasi dan eksploitasi migas
Human, biodiversity,
di lapangan
dan industri migas
lala
sustainability development
Pelepasan gas ikutan
Efek gas rumah kaca
dan peningkatan emisi gas CO2
dan pemanasan global
Kebijakan pemerintah
Protokol, mekanisme
dalam pengendalian emisi GRK
dan konvensi internasional
Upaya mitigasi, adaptasi
dan reduksi emisi GRK
Penangkapan gas CO2
Penyimpanan gas CO2
(post combustion capture)
(EOR-CO2 miscible)
Teknologi
carbon capture and storage (CCS)
Rancangan proses pengendalian
dan pemanfaatan gas CO2
Gambar 1 Bagan alir kerangka pemikiran.
1.3. Perumusan Masalah
Saat ini ada beberapa metode yang dapat digunakan untuk menangkap gas
CO2 pada stasiun pengumpul, yaitu metode penangkapan sebelum pembakaran
(pre-combustion capture), selama pembakaran (oxyfuel-combustion capture), dan
sesudah pembakaran (post-combustion capture). Penerapan ketiga metode
penangkapan tersebut harus disesuaikan berdasarkan komposisi gas dan bahan
penyerap (chemical-physical absorption). Gas CO2 dari proses penangkapan
tersebut selanjutnya dialirkan ke tempat penyimpanan, baik itu melalui jalur
4
perpipaan, kapal tanker dan lewat perantara lainnya. Metode penyimpanan gas
CO2 dapat dilakukan dengan tiga metode penyimpanan, yaitu menyimpan gas CO2
ke dalam formasi geologi, mengalirkan gas CO2 ke dalam formasi lapisan garam,
dan melakukan mineral karbonisasi, yaitu penyerapan CO2 dengan menggunakan
karbonat magnesium atau kalsium oksida.
Metode penangkapan dan penyimpanan CO2 yang sesuai dengan
karakteristik gas ikutan dan formasi geologi di lokasi penelitian adalah metode
post combustion capture-chemical absorption dan metode EOR-miscible CO2
flooding (injeksi CO2 tercampur), sehingga dalam penelitian ini dapat diajukan
beberapa pertanyaan sebagai arahan dalam penelitian, yaitu sebagai berikut:
1. Bagaimana pengendalian CO2 sehingga mampu menangkap CO2 dalam gas
ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.
2. Bagaimana pemanfaatan CO2 sehingga mampu menyimpan CO2 dalam
formasi geologi dengan metode enhanced oil recovery-miscible CO2 flooding.
3. Bagaimana strategi pengelolaan migas hasil recovery dari sumur EOR
potensial dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.
Jawaban dari pertanyaan tersebut di atas memerlukan suatu kajian ilmiah
yang sesuai dengan permasalahan yang ada, seperti ditunjukkan pada Gambar 2.
Emisi
GRK
CO2
Pengendalian CO2
Penangkapan
CO2
Transportasi
Penyimpanan
CO2
Post combustion Feed gas
capture- Chemical
absorption
CO2 Miscible
injection
Pemanfaatan CO2
Produk
migas
Stasiun
pengumpul
migas
Migas Hasil
EOR
Recovery
EOR
Gambar 2 Bagan alir perumusan masalah.
Formasi
geologi
5
1.4. Tujuan Penelitian
Penelitian ini secara umum bertujuan untuk menghasilkan rancangan
proses pengendalian dan pemanfaatan gas CO2 pada sumur minyak dan gas bumi
dengan menggunakan teknologi CCS. Rancangan proses dengan teknologi CCS
tersebut memerlukan beberapa tujuan yang lebih spefisik, yaitu :
1. Mendapatkan rancangan proses pengendalian dan penangkapan CO2 dalam
gas ikutan dengan metode post combustion capture-chemical absorption.
2. Mendapatkan rancangan proses penyimpanan CO2 dalam formasi geologi
dengan metode enhanced oil recovery-miscible CO2 flooding.
3. Mendapatkan strategi pemanfaatan dan pengolahan migas hasil recovery dari
sumur EOR dengan metode analisis kelayakan teknologi, ekonomi dan sosial.
1.5. Manfaat Penelitian
Hasil dari penelitian ini diharapkan dapat memiliki kontribusi dan
memberikan manfaat kepada berbagai pihak terkait (stakeholder), terutama:
1. Bagi pemerintah, khususnya bagi pemerintah daerah penghasil migas, sebagai
masukan dalam kebijakan dan strategi dalam upaya mitigasi dan adaptasi
dampak pemanasan global di Indonesia akibat emisi gas rumah kaca-CO2.
2. Bagi PT. Pertamina, khususnya industri migas, sebagai masukan dalam upaya
pengendalian dan pemanfaatan gas CO2 sehingga dapat digunakan untuk
peningkatan perolehan minyak pada sumur-sumur migas tidak produktif.
3. Bagi dunia pendidikan, sebagai informasi dalam pengkajian ilmu pengetahuan
dan teknologi, khususnya dalam kajian rancangan proses pengendalian dan
pemanfaatan gas CO2 dengan menggunakan teknologi CCS.
1.6. Kebaruan (Novelty) Penelitian
Penelitian ini berusaha untuk menggambarkan upaya pengendalian dan
pemanfaatan gas CO2 dalam sistem carbon capture and storage (CCS), dengan
menggunakan metode post combustion capture dan chemical absorption dalam
proses penangkapan gas CO2 dan metode enhanced oil recovery (EOR) dan
miscible CO2 flooding dalam proses penyimpanan gas CO2.
6
Kajian pemanfaatan gas CO2 telah dilakukan oleh beberapa peneliti
sebelumnya, antara lain oleh Syahrial dan Bioletty (2007), yang mengkaji potensi
sekuestrasi CO2 dan penggunaan teknologi EOR dalam menciptakan mekanisme
pembangunan
bersih
di
Indonesia.
Begitupula
dengan
hasil
penelitian
Ismukurnianto (2008), yang mengkaji upaya mitigasi dari gas CO2 dan gas rumah
kaca lainnya dari industri minyak dan gas bumi di Indonesia, dan hasil penelitian
Rangkuti (2009), yang mengkaji upaya pengembangan model pemanfaatan gas
ikutan di perusahaan migas dalam rangka mendukung terciptanya mekanisme
pembangunan bersih atau clean development mechanism (CDM) di Indonesia.
Beberapa penelitian dan kajian sebelumnya masih bersifat parsial dan
belum mengkaji secara menyeluruh tentang bagaimana proses pengendalian gas
CO2 yang berasal dari gas ikutan, dan pemanfaatannya dalam proses injeksi dan
recovery cadangan minyak bumi, sehingga dapat menguntungkan secara ekonomi
dan sekaligus mengurangi emisi gas