Daerah, diketahui kabupaten memperoleh pemasukan dari minyak bumi US 143.864 Rp. 1.294.060.000 dan propinsi US 71.932 Rp. 647.030.172.
Khusus gas alam, kabupaten memperoleh US 213.902 Rp. 1.924.053.798 dan propinsi US 106.951 Rp. 962.026.899 dengan US 1 = Rp. 8.995.
Strategi dalam pengelolaan sumur dan lapangan EOR berdasarkan UU. No. 32 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah, dan UU. No. 22 tahun 2001 tentang
Minyak dan Gas Bumi, diketahui pemerintah daerah penghasil migas dapat mengelola sumur dan lapangan EOR melalui badan usaha milik daerah
BUMD atau koperasi unit desa KUD, berdasarkan kontrak kerja sama dengan PT. Pertamina. Strategi industri migas dalam pemberdayaan
masyarakat lokal dengan metode corporate social responsibility CSR dalam upaya pemanfaatan kembali sumur-sumur migas tidak produktif di sekitar
industri migas, adalah memberdayakan masyarakat lokal melalui KUD dengan bantuan pendidikan dan pelatihan untuk peningkatan ketrampilan dan keahlian
teknis individu, serta bantuan modal, advokasi kelembagaan, dan konsultasi manajemen operasional untuk peningkatan kemampuan teknis organisasi.
6.2. Saran-saran
1. Perlunya pengujian lanjutan dalam penggunaan larutan DEA sebagai absorbent dalam proses removal gas CO
2
pada proses unit amin di lapangan XT, disebabkan DEA memiliki tingkat efisiensi removal gas CO
2
yang lebih tinggi. 2. Perlunya identifikasi lanjutan terhadap penggunaan lapangan XG dalam proses
injeksi CO
2
, disebabkan karakteristik geologi dan fluida reservoir yang sangat mendukung sebagai lapangan EOR jika dibandingkan dengan lapangan XJ.
3. Perlunya identifikasi lanjutan terhadap sebaran lapangan dan sumur-sumur migas tidak produktif dan potensial dalam penerapan metode EOR-miscible
CO
2
flooding di Jawa Barat, sehingga dapat terpetakan dengan baik dan
menjadi acuan dalam pelaksanaan proyek carbon capture and storage – clean development mechanism
CCS-CDM. Dalam identifikasi tersebut perlunya diperhatikan faktor-faktor kemungkinan adanya kebocoroan leakage dari
lapangan EOR potensial dan potensi dalam tindakan pengawasan monitoring.
DAFTAR PUSTAKA
Ahmadi K, Johns RT. 2008. Multiple Mixing-Cell Method for Minimum Miscibility Calculations. Austin: University of Texas. Society of Petroleum
Engineers SPE 116823.
Algayer Y, Grünewald M, Agar DW. 2001. Experimental and Modelling Studies on the Enhanced Absorption of Carbon Dioxide Using Immobilised
Amines. Bochum: Ruhr-University. Dortmund: Dortmund University. Ali SM. 2007. CO
2
-Flue Gas Separation for a Conventional Coal-Fired Power Plant First Approach. University College of Borås [Thesis]. Borås:
University College of Borås. Aliabad HZ, Mirzaei S. 2009. Removal of CO
2
and H
2
S using Aqueous Alkanolamine Solusions. World Academy of Science, Engineering and
Technology 49:194-203.
Aliabadi Z, Hassan, Mirzaei, Somaye. 2009. Using Mixed Amine Solution for Gas Sweetening. World Academy of Science, Engineering and Technology
58:992-997. Andrews P. 2011. Cancún De-briefing: An Analysis of the Cancún Agreements.
Independent Analysis of Climate Policy. Al-Shawi AW. 2006. Chromatographic Determination of Organic Amines in
Scrubbing Solutions of Ammonia Plants. 19
th
AFA Int’l Fertilizer Technical Conference Exhibition.
Amri M, Sarosa W. 2008. CSR untuk Penguatan Kohesi Sosial. Buku 5: CSR for Better Life: Indonesia Context. Jakarta : Penerbit Indonesia Business Link.
Aprilian SS. 2001. Implementasi Reservoir Management untuk Reservoir Karbonat Studi Kasus Lapangan Sopa. LKT II EP.
Arnold K, Stewart M. 1999. Surface Production Operation Volume 2 Design of Gas Handling Systems and Facilities
. Texas: Gulf Publishing Company. Bakker S, de Coninck H, and Groenenberg H. 2008. Progress on Including CCS
Projects in the CDM: Insights on Increased Awareness, Market Potential and Baseline Methodologies. Amsterdam: Energy Research Centre.
Barlas Y. 1996. Formal Aspect of Model Validity and Validation in System Dynamics. System Dynamics Review 123:183-210.
Bimark F, Baniadam M, Fathikalajahi J. 2008. Evaluation of Performance of an Industrial Gas Sweetening Plant by Application of Sequential Modular and
Simultaneous Modular Methods. Chem. Biochem. Eng. Q. 224:411-420. Blackwell, Rayne JR, Terry WM. 1959. Factor Influencing the Efficiency of
Miscible Displacement. Society of Petroleum Engineers of AIME 217. [BP Migas] Badan Pelaksana Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. 2007. Buletin
BP Migas: Proyek LNG Tangguh. Edisi Nomor 24, April 2007. [BP Migas] Badan Pelaksana Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi. 2010. Pertamina
EP Tandatangani Perjanjian Produksi 74 Sumur Tua. www.bpmigas.go.id
, download 28 Juni 2011.
Choy ET. 1978. Degradation of DEA Treating Solutions. The University of British Columbia [Thesis]. Vancouver: The University of British Columbia.
[CO
2
Net] Europen Carbon Dioxide Network. 2004. Capturing and Storing Carbon Dioxide: Technical lessons learned. CO
2
NET2-CCS RTD Strategy. [CO
2
Net] Europen Carbon Dioxide Network. 2005. Report on the Current State and the Need for Further Research on CO
2
Capture and Storage. CO
2
NET2- CCS RTD Strategy
Davis J. 2006. Degradation and Reclaiming of Monoethanolamine. Austin: The University of Texas, USA.
[DPE-LPPM] Dinas Pertambangan dan Energi Propinsi Jawa Barat dan Lembaga Penelitian dan Pemberdayaan Masyarakat Institut Teknologi Bandung.
2003. Pemanfaatan Sumur-Sumur Migas Non Ekonomis di Indramayu dan Majalengka. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
[Ditjen Migas DESDM] Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral. 2010. Produksi Migas Jawa Barat.
[Download 3 Mei 2010]. Dwiyanto A. 2007. Peranan Penambangan Minyak Tradisional
dalam Pembangunan Masyarakat Desa. Program
Pascasarjana Universitas
Diponegoro Semarang [Tesis]. Semarang: Universitas Diponegoro.
Eni H, Suwartiningsih, Sugihardjo. 2009. Studi Laboratorium untuk Reaktivasi Lapangan-X dengan Injeksi Kimia. Jurnal Teknologi Migas 2:16-26.
Erik L. 2007. Aspen HYSYS Simulation of CO
2
Removal by Amine Absorption from a Gas Based Power Plant. Gøteborg: SIMS2007 Conference.
Eriyatno. 2003. Ilmu Sistem, Meningkatkan Mutu dan Efektivitas Manajemen. Jilid Satu.
Bogor: IPB Press. Fernando Camacho, Sanchez S, Pacheco R, Sanchez A, Rubia MD. 2005.
Absorption of Carbon Dioxide at High Partial Pressures in Aqueous Solutions of Di-isopropanolamine. Industrial and Engineering Chemistry
Research 44: 7451-7457.
Forrester JW. 1968. Principles of system. Cambridge: MIT Press. Giatman M. 2007. Ekonomi Teknik. Jakarta: Divisi Buku Perguruan Tinggi, PT.
Rajagrafindo Persada. Gijlswijk R, Feron P, Oonk H, Brouwer JP. 2006. Environmental Impact of
Solvent Scrubbing of CO
2
, IEA Greenhouse Gas RD Programme. Goodrich JH. 1980. Review and Analysis pf Past and Ongoing Carbon Dioxide
Injection Field Test. Society of Petroleum Engineers 8832. Gray C, Simanjuntak P, Sabur LK, Maspaitella PFL, Varley RCG. 2007.
Pengantar Evaluasi Proyek, Edisi Kedua. Jakarta: Penerbit PT. Gramedia. Green DW, Willhite GP. 1998. SPE Text Book Series Vol 6: Enhanced Oil
Recovery. Society of Petroleum Engineers Richardson, Texas USA.
Greer T, Bedelbayev A, Igreja JM, Gomes JFP, Lie B. 2008. A Dynamic Model for the De-Absorption of Carbon Dioxide from Monoethanolamine
Solution. Telemark University College, Norway, and Instituto Superior de Engenharia de Lisboa ISEL, Portugal.
Gunadi B, Suarsana IP, Marhaendrajana T. 2005. Gas Injection Programs in Pertamina West Java To Obtain Better Recovery Field Screening,
Laboratory and A Simulation Study. SPE 97507. Handojo L, Mustafa AM, Fadjar. 2009. Penggunaan Sodium Lauryl Sulfat dalam
Enhanced Oil Recovery. Prosiding Seminar Nasional Teknik Kimia Indonesia. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
Handoko I. 2005. Quantitative Modeling of System Diynamics for Natural Resources Management
. Bogor: SEAMEO BIOTROP. Hartanto Y, Adhi TP, Prabowo H. 2009. Evaluasi Model Kesetimbangan Uap-
Cair KUC Sistem Karbon Dioksida CO
2
dalam Pelarut Alkanolamin. Prosiding Seminar Nasional Teknik Kimia Indonesia. Bandung: Institut
Teknologi Bandung. Hendrojogi. 2010. Koperasi: Asas-asas, Teori, dan Praktik. Jakarta: Divisi Buku
Perguruan Tinggi PT. RajaGrafindo Persada. Holm LW. 1959. Carbon Dioxide Solvent Flooding For Increased Oil Recovery.
Society of Petroleum Engineers of AIME 216:225 – 231.
Holm LW, Josendal V. 1974. Mechanism of Oil Displacement By Carbon Dioxide. Society of Petroleum Engineers of AIME 4736.
Holm LW, Josendal V. 1980. Effect of Oil Composition on Miscible-Type Displacement by Carbon Dioxide. Society of Petroleum Engineers 2:87-98.
Husnan S, Muhammad S. 2008. Studi Kelayakan Proyek, Edisi Keempat. Yogyakarta: Unit Penerbit dan Percetakan UPP STIM YKPN.
[ICCSSWG] Indonesia CCS Study Working Group. 2009. Understanding Carbon Capture and Storage Potential In Indonesia. Final Draft. Jakarta:
LEMIGAS, British Embassy Jakarta, Kementrian Lingkungan Hidup, PT Shell Indonesia, PT. PLN PERSERO, World Energy Council-Komite
Nasional Indonesia. [IEA] International Energy Agency. 2003. CO
2
Capture and Storage in Geological Formations, Zero Emissions Technologies for Fossil Fuels. Paris: Working
party on Fossil Fuels, International Energy Agency, France. [IEA] International Energy Agency. 2006. IEA GHG Weyburn CO
2
Monitoring and Storage Project. IEA Greenhouse Gas RD Programme.
[IEA] International Energy Agency. 2009. Natural and Industrial Analogues for Geological Storage of CO
2
. IEA Greenhouse Gas RD Programme. Indriani G. 2005. Gas Flaring Reduction in the Indonesian Oil and Gas Sector -
Technical and Economic Potential of CDM Projects. Hamburg: Hamburg Institute of International Economics.
[IPCC] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2005a. Special Report Carbon Dioxide Capture and Storage
. Summary for Policymakers. Cambridge: Cambridge University Press.
[IPCC] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2005b. IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Annex I, Properties of CO
2
and carbon – based fuels. Cambridge: Cambridge University Press.
[IPCC] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2007a. Working Group I. Climate Change 2007, The Physical Science Basis. Historical Overview of
Climate Change Science. Cambridge: Cambridge University Press.
[IPCC] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2007b. Working Group I. Climate Change 2007, The Physical Science Basis. Changes in
Atmospheric Constituents and in Radiative Forcing . Cambridge:
Cambridge University Press. [IPCC] Intergovernmental Panel on Climate Change. 2007c. Climate Change
2007, Synthesis report. Cambridge: Cambridge University Press. Ismukurnianto DA. 2008. Mitigation of CO
2
and GHG Emission from Oil and Gas Industry in Indonesia. Lemigas, Scientific Contributions to Petroleum
Science and Technology Journal 311:1-11.
Kabupaten Indramayu. 2011. www.indramayukab.go.id
. [Download 26-3-2011]. Kidnay AJ, Parrish WR. 2006. Fundamentals of Natural Gas Processing. Boca
Raton: CRC Press, USA. Klins M. 1984. Carbon Dioxide Flooding. Pennsylvania: Basic Mechanisms and
Project Design, the Pennsylvania State University. Kristanto D. 2007. Peranan Manajemen Reservoir Dalam Program Optimasi
Pemboran Pengembangan Lapangan Minyak Lepas Pantai. Jakarta: Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia IATMI. Jurnal Teknologi Migas
1:25-30. Kuswadi. 2007. Analisis Keekonomian Proyek. Yogyakarta : Penerbit Andi.
Leimona B, Fauzi A. 2008. Buku 2: CSR for Better Life: Indonesia Context. CSR dan Pelestarian Lingkungan. Mengelola Dampak: Positif dan Negatif.
Jakarta: Penerbit Indonesia Business Links.
[Lemigas] Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi. 2006. Future Prospective of Natural Gas Development in Indonesia. Clean
Development Mechanism Gas Flaring Reduction and CO
2
Sequestration. Jakarta: Research and Development Center for Oil and Gas Technology
LEMIGAS. Li H. 2008. Thermodynamic Properties of CO
2
Mixtures and Their Applications in Advanced Power Cycles with CO
2
Capture Processes. Stockholm: Royal Institute of Technology.
Loo S, Elk EP, Versteeg GF. 2006. The Removal of Carbon Dioxide with Activated Solutions of Methyl-Diethanol-Amine. Journal of Petroleum
Science and Engineering 55:135–145.
Luisa M, Spagnuolo L. 2007. Corrosion Management in Gas Processing Facilities Seminar. Corrosion Mitigation Strategies for Amine Gas Treating Plants.
Bahrain. Maddox R. 1982. Gas Conditioning and Processing Vol 4. Oklahoma: Campbell
Petroleum. Marhaendrajana T, Gunadi B, Suarsana P. 2004. Potensi Peningkatan Perolehan
Minyak Lapangan Jatibarang dengan CO
2
Flooding. Bandung: Institut Teknologi Bandung-Pertamina.
Marhaendrajana T, Permadi P, Hartono A, Hendrawan W. 2005. Strategi Manajemen Reservoir untuk Meningkatkan Perolehan Minyak pada
Reservoir Bottom Water Drive Studi Kasus Formasi Karbonat Tuban. Prosiding Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia
IATMI. Bandung: Institut Teknologi Bandung. McKinsey and Company. 2008. Carbon Capture and Storage: Assesing the
Economics . McKinsey Climate Change Initiative.
Measey M. 2010. Indonesia: A Vulnerable Country in the Face of Climate Change. Global Majority E-Journal 11: 31-45.
Meer B. 2005. Carbon Dioxide Storage in Natural Gas Reservoirs. Oil and Gas Science and Technology – Ref. IFP 603:527-536.
Metcalfe RS. 1982. Effects of Impurities on Minimum Misciblity Preassures and Minimum Enrichment Levels for CO
2
and Rich Gas Displacements. Society of Petroleum Engineers of AIME
197. Muhammadi, Aminullah E, Soesilo B. 2001. Analisis Sistem Dinamis:
Lingkungan Hidup, Sosial, Ekonomi, Manajemen. Jakarta: UMJ Press.
Mujihandono DS. 2010. Pengembangan Cadangan Gas Bumi Ditinjau dari Aspek Geologi. Indramayu: Komunitas Minyak dan Gas Bumi Indonesia.
Murdiyarso D. 2007. Seri Perubahan Iklim. CDM: Mekanisme Pembangunan Bersih
. Jakarta: Penerbit Buku Kompas. Napitupulu H, Ellis L, Mitterer RM. 2000. Post-Generative Alteration Effects on
Petroleum in the Onshore Northwest Java Basin, Indonesia. Organic Geochemistry
31: 295-315. Newman S. 1985. Acid and Sour Gas Treating Processes. Texas: Gulf Publishing.
Nursahid F. 2008. CSR Bidang Kesehatan dan Pendidikan, Mengembangkan Sumber Daya Manusia. Buku 3 CSR for Better Life : Indonesia Context.
Jakarta : Penerbit Indonesia Business Link. Permadi AS, Rawati H. 2009. Studi Penerapan Solusi Semianalitik Satu-Fasa
Radial Pada Kasus Injeksi Air Pola Lima-Titik. Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia IATMI Bulletin
917:2. Putnam R. 2000. Bowling Alone: The Collaps and Revival of American
Community, New York: Simon and Schuster. [PT. XS]. 2008. CO
2
Liquefaction Plant, From the Source up to the User. Jakarta. Radgen P, Cremer C, Warkentin S, Gerling P, May F, Knopf S. 2006. Assessment
of Technologies for CO
2
Capture and Storage, Summary. Berlin: Environmental Research of the Federal Ministry of the Environment.
Radyati MRN. 2008. CSR untuk Pemberdayaan Masyarakat Lokal. Buku 4 CSR for Better Life: Indonesia Context. Jakarta: Penerbit Indonesia Business
Link. Rahman B. 2005. Studi Pengembangan Lapangan Jatibarang Blok III Formasi F
dengan Menggunakan Injeksi Air. Institut Teknologi Bandung [Tesis]. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
Rangkuti Z. 2009. Model Pemanfaatan Gas Ikutan di Perusahaan Migas dalam Rangka
Mendukung Mekanisme
Pembangunan Bersih.
Sekolah Pascasarjana Institut Pertanian Bogor [Disertasi]. Bogor: Institut Pertanian
Bogor. Ristono A, Puryani. 2011. Ekonomi Teknik. Yogyakarta: Graha Ilmu.
Robertson EP. 2007. Analysis of CO
2
Separation from Flue Gas, Pipeline Transportation, and Sequestration in Coal. U.S. Department of Energy
National Laboratory. Samadhi TW. 2009. Minimum Miscibility Pressure Estimation in Enhanced Oil
Recovery by the Multiple Mixing Cell Method. Prosiding Seminar Nasional Teknik Kimia Indonesia. Bandung: Institut Teknologi Bandung.
Sanusi B. 2002. Peranan Migas dalam Perekonomian Indonesia. Jakarta: Penerbit Universitas Trisakti.
Shao R, Stangeland A. 2009. Amines Used in CO
2
Capture - Health and Environmental Impacts. Oslo: The Bellona Foundation, Norway.
Shires TM, Loughran CJ. 2004. Compendium of Greenhouse Gas Emissions Estimation Methodologies for the Oil and Gas Industry
. American Petroleum Institute.
Shokir E. 2007. CO
2
-Oil Minimum Misciblity Pressure Model for Impure and Pure CO
2
Streams. Riyadh: King Saud University, Saudi Arabia. Journal of Petroleum Science and Engineering
01519:12. Simon R, Graue DJ. 1965. Generalized Correlations for Predicting Solubility,
Swelling, and Viscosity Behavior of CO
2
-Crude Oil System. SPE 917. [SMERI] State Ministry for Environment, Republic of Indonesia. 2001. National
Strategy Study on the Clean Development Mechanism in Indonesia. Jakarta:
Published by State Ministry for Environment. Republic of Indonesia. Solomon S. 2006. Criteria for Intermediate Storage of Carbon Dioxide in
Geological Formations. Oslo: The Bellona Foundation, Norway. Stalkup FI. 1983. Miscible Displacement. New York: SPE 8:137-158.
Sugiyono, A. 2006. Penanggulangan Pemanasan Global di Sektor Penggunaan Energi. Jurnal Sains Teknologi Modifikasi Cuaca 72: 15-19.
Sumantri R. 2006. Lika-Liku Pengelolaan Reservoir Migas. IATMI Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi
1:3-8. Susanto AB. 2009. Reputation-Driven: Corporate Social Responsibility,
Pendekatan Strategic Management dalam CSR. Jakarta: Penerbit Esensi – Divisi Erlangga Group.
Sushil. 1993. System Dynamics. A Practical Approach for Managerial Problems. New Delhi: Wilwy Eastern Limited, India.
Sutanto PR, Adhi TP, Prabowo H. 2009. Kajian Aplikasi Sistem Pakar untuk Deteksi dan Diagnosa Gangguan pada Proses Alkanolamine. Prosiding
Seminar Nasional Teknik Kimia Indonesia. Institut Teknologi Bandung. Syahrial E, Bioletty L. 2007. Kajian Potensi Sekuestrasi CO
2
dan EOR dalam Menciptakan Mekanisme Pembangunan Bersih di Indonesia. Scientific
Contributions to Petroleum Science and Technology Journal 53:33-55.
Tissot BP, Welte DH. 1984. Petroleum Formation and Occurrence. Berlin: Springer Verlag.
Veawab A, Aroonwilas A, Tontiwachwuthikul P. 2002. CO
2
Absorption Performance of Aqueous Alkanolamines in Packed Columns. Fuel
Chemistry Division P Reprints 471: 49-50.
Walker JR, Dunlop DP. 1963. Physical Properties of Carbonate Oil. Society of Petroleum Engineers of AIME
. Wansbrough H. 1987. VII Energy A Refining Crude Oil. The New Zealand
Refining Company Ltd. Wijaya AR. 2006. Kajian Penerapan Depletion Premium dalam Analisis
Keekonomian Proyek Minyak dan Gas Bumi. Yellig W, Metcalfe R. 1980. Determination and Prediction of CO
2
Minimum Miscibility Pressures. Journal of Petroleum Technology 1:160-168.
Yellig W, Metcalfe R. 1982. Determination and Prediction of CO
2
Minimum Miscibility Pressures. Society of Petroleum Engineers of AIME 7477.
Yeon SH, Lee KS, Sea B, Park YI, Lee KH. 2004. Application of Pilot-Scale Membrane Contactor Hybrid System for Removal of Carbon Dioxide from
Flue Gas. Taejon: Korea Research Institute of Chemical Technology.
LAMPIRAN A
Lampiran A1 Estimasi potensi emisi gas rumah kaca. Estimasi umum perhitungan emisi pembakaran adalah sebagai berikut:
Diketahui: 1 Rumus Emisi CO
2
=
2 Rumus Emisi CH
4
=
3 Rumus Emisi N
2
O =
4 Komposisi hidrokarbon:
Gas emission Jumlah atom C
lbmole
CH
4
50,14 1
50,14 C
2
H
6
3,69 2
7,38 C
3
H
8
2,44 3
7,32 C
4
H
8
0,45 4
1,8 C
4
H
9
0,73 4
2,92 C
5
H
10
0,21 5
1,05 C
5
H
11
0,19 5
0,95 C
6
H
13
0,49 6
2,94
Jumlah 58,34
30 74,5
5 1 cubic feet per day = 0,02831685 m
3
per day 6 Potensi gas ikutan 11 MMscfdtahun = 311.485,35 m
3
tahun 7 CO
2
emission factor = 10,74
8 CH
4
emission factor = 0,02831685
9 Emisi CO
2
dari hasil pembakaran berdasarkan standar estimasi sebesar 98 dari efisiensi pembakaran yang dikonversikan dari gas ikutan CO
2
. Hasil perhitungan:
CO
2
: 311.485,35 m
3
gastahun x lbmole gas10,74 m
3
gas x [74,5 lbmole hidrokarbonlbmole gas
x 30 lbmole Clbmole hidrokarbon] x 0,98 lbmole CO
2
formedlb mole C combusted x 44 lb CO
2
lb mole CO
2
x ton2204,62 lb =
42.260,5 ton CO
2
tahun atau 1.173,9 ton CO
2
hari. CH
4
: 311.485,35 m
3
gastahun x
50,14 scf CH
4
0,02831685 m
3
gas x 0,02 noncombusted CH
4
scf CH
4
total x lbmole CH4379,3 scf CH
4
x 16 lbCH
4
lbmole CH
4
x ton2204,62lb = 211,1 ton CH
4
tahun atau 0,586 ton CH
4
hari. N
2
O : 84,95 m
3
hari x 365 haritahun x 2,1x10-5 tons N
2
O10
6
m
3
gas = 6,51142 x 10
-7
ton N
2
Otahun. GRK total : 1x 42.260,5 ton CO
2
+ 21 x 211,1 ton CH
4
+ 310 X 6,51142 x 10
- 7
ton N
2
O = 46.692,79 ton CO
2
ekuivalentahun. Kesimpulan :
1 Emisi gas CO
2
= 42.260,5 ton CO
2
tahun atau 1.173,9 ton CO
2
hari 2 Emisi gas CH
4
= 211,1 ton CH
4
tahun atau 0,586 ton CH
4
hari 3 Emisi gas N
2
O = 6,51142 x 10
-7
ton N
2
Otahun 4 Emisi gas rumah kaca GRK
= 129,7 ton CO
2
ekuivalenhari = 46.692,79 ton CO
2
ekuivalentahun.
Lampiran A2 Keseimbangan material dalam MEA pada stage 7.
Lampiran A2 Keseimbangan material dalam MEA pada stage 17.
Lampiran A2 Tingkat efisiensi removal gas CO
2
oleh MEA pada stage 17.
Lampiran A3 Keseimbangan material dalam DIPA pada stage 7.
Lampiran A3 Keseimbangan material dalam DIPA pada stage 17.
Lampiran A3 Tingkat efisiensi removal gas CO
2
oleh DIPA pada stage 17.
Lampiran A4 Keseimbangan material dalam DEA pada stage 7.
Lampiran A4 Keseimbangan material dalam DEA pada stage 17.
Lampiran A4 Tingkat efisiensi removal gas CO
2
oleh DEA pada stage 17.
Lampiran A5 Keseimbangan material dalam MDEA pada stage 7.
Lampiran A5 Keseimbangan material dalam MDEA pada stage 17.
Lampiran A5 Tingkat efisiensi removal gas CO
2
oleh MDEA stage 17.
Lampiran A6 Kelebihan dan kekurangan amin Luisa dan Spagnuolo 2007.
LAMPIRAN B
Lampiran B1 Hubungan porositas dan permeabilitas Marhaendrajana et al. 2004.
Lampiran B2 Peta porositas Marhaendrajana et al. 2004.
Lampiran B3 Peta saturasi air Marhaendrajana et al. 2004.
Lampiran B4 Peta permeabilitas Marhaendrajana et al. 2004.
Lampiran B5 Data input grinding peta iso-porosity Rahman 2005.
Well East
North Porositas vv
X 48 881678.4
9279758 15.5583
X 49 879533.8
9177413 19.5636
X 50 883315.8
9279116 16.6841
X 52 880205.6
9279277 19.6819
X 78 881908.4
9277147 17.9134
X 133 882895.9
9280395 19.1177
X 140 881178.1
9278003 20.1013
X 169 882540.4
9281148 13.4042
X 182 881508.1
9278692 15.8507
X 206 881536.5
9277512 18.5966
Lampiran B6 Data input grinding peta iso-permeability Rahman 2005.
Well East
North Porositas vv
JTB-048 881678.4
9279758 36.19237
JTB-049 879533.8
9177413 77.78545
JTB-050 883315.8
9279116 45.95549
JTB-052 880205.6
9279277 78.86289
JTB-078 881908.4
9277147 15.75678
JTB-133 882895.9
9280395 59.53936
JTB-135 881969.4
9282889 72.12001
JTB-140 881178.1
9278003 122.658
JTB-169 882540.4
9281148 7.988534
JTB-182 881508.1
9278692 47.89101
JTB-206 881536.5
9277512 91.61736
Lampiran B7 Hasil rekombinasi komponen fluida Rahman 2005.
Sumur JTB-140
Tanggal Sampling
16 April 1983
Kedalaman Sampling meter
1.143 - 1.145
Komponen JTB-140
H
2
S CO
2
N
2
C
1
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
C
7
+ 0,00
0,59 0,93
28,86 3,53
3,95 1,21
1,99 1,20
1,12 1,92
54,70
Total 100.00
SC C
7
+ API
MW 0,8323
38,3 195,9
Lampiran B8 Hasil produksi decline type curve matching Rahman 2005.
Sumur kmD
JTB-048
21,79
JTB-049
514,66
JTB-050
31,75
JTB-052
6,95
JTB-078
92,41
JTB-133
42,65
JTB-135
136,81
JTB-140
31,39
JTB-169
8,90
JTB-182
23,64
JTB-206
289,59
Lampiran B9 Hasil perhitungan lengkap analisis PVT Rahman 2005.
P Rs
Bo Zg
Vis o Vis g
7251.89 1584.78
1.6529 0.6007
0.454 0.0396
6526.7 1403.22
1.6029 0.6357
0.479 0.0366
5801.51 1248.8
1.5529 0.6707
0.504 0.0336
5076.32 1105.63
1.5029 0.7057
0.529 0.0306
4351.13 926.458
1.4529 0.7407
0.554 0.0276
3625.94 819.286
1.4029 0.7757
0.579 0.0246
2900.76 676.114
1.3529 0.8107
0.604 0.0216
2175.57 532.942
1.3029 0.8457
0.629 0.0186
1450.38 389.77
1.27 0.8807
0.653 0.016
1428.7 384
1.261 0.887
0.6538 0.0157
1214.7 344
1.2448 0.8772
0.6601 0.0146
914.7 283
1.2221 0.9102
0.6719 0.0135
614.7 220
1.1977 0.937
0.6923 0.0124
314.7 51
1.1635 0.9967
0.7345 0.0113
14.7 1.0696
0.9984 0.9374
0.011
Lampiran B10 Data routine core analysis sumur JTB-182 Rahman 2005.
Sample No Depth m
k hor mD Por
Por fraksi
1A 1115.45
0.32 16.2
0.162 1B
1115.51 0.10
13.3 0.133
1C 1115.57
0.10 13.5
0.135 1D
1115.63 0.13
14.2 0.142
1E 1115.69
0.10 11.9
0.119 2A
1115.75 0.10
10.6 0.106
2B 1115.80
0.10 10.9
0.109 2C
1115.85 0.10
12.4 0.124
2D 1115.90
0.10 14.1
0.141 2E
1116.00 1.10
19.6 0.196
Lampiran B11 SCAL dan hasil perhitungan Sw, Krw, Kro Rahman 2005.
Sampel 1 A
Swc=0.4811 krwSor = 0.047 Sor=0.3255 kroSwc = 0.0196
Sw Sw
krw kro
Sw krw
kro
48.11 0.4811
0.0000 0.0196
0.0000 0.0000
1.0000 50.20
0.5020 0.0006
0.0090 0.1081
0.0132 0.4592
52.17 0.5217
0.0014 0.0046
0.2099 0.0294
0.2347 57.09
0.5709 0.0061
0.0096 0.4643
0.1298 0.4989
59.73 0.5973
0.0106 0.0049
0.6008 0.2255
0.2500 62.15
0.6215 0.0113
0.0002 0.7260
0.2404 0.0120
64.50 0.6450
0.0100 0.0001
0.8475 0.2128
0.0051 67.45
0.6745 0.0470
0.0000 1.0000
1.0000 0.0000
Sampel 2D
Swc 0.4812 krwSor = 0.0845 Sor 0.1739 kroSwc = 0.1363
Sw Sw
krw kro
Sw krw
kro
48.12 0.4812
0.1363 1
51.35 0.5135
0.0025 0.054
0.09365 0.029586
0.396185 55.98
0.5598 0.00575
0.016 0.227892
0.068047 0.117388
58.25 0.5825
0.008 0.0094
0.293708 0.094675
0.068966 61.5
0.615 0.0124
0.00455 0.387939
0.146746 0.033382
67.01 0.6701
0.023 0.015
0.547695 0.272189
0.110051 71.11
0.7111 0.0332
0.0007 0.66657
0.392899 0.005136
76.02 0.7602
0.041 0.000198
0.80893 0.485207
0.001453 78
0.78 0.0405
0.00012 0.866338
0.47929 0.00088
82.61 0.8261
0.0845 1
1
Lampiran B12 SCAL dan hasil perhitungan Sg, Kro, Krg Rahman 2005.
Sampel 2 A
Sgc=0 krgSgmax = 0.0108 Sgmax=0.2369 krogSgc = 0.1875
Sl fraksi
Sg krg
Krog Sg
krg krog
1 0.1875
1 0.9883
0.0117 0.00072
0.029 0.049388
0.066667 0.154667
0.9642 0.0358
0.0015 0.009
0.151119 0.138889
0.048 0.9429
0.0571 0.00227
0.0046 0.24103
0.210185 0.024533
0.8821 0.1179
0.0042 0.00172
0.497678 0.388889
0.009173 0.8585
0.1415 0.0053
0.0032 0.597298
0.490741 0.00704
0.8019 0.1981
0.0083 0.00051
0.836218 0.768519
0.00272 0.7736
0.2264 0.01
0.00021 0.955678
0.925926 0.00112
0.7631 0.2369
0.0108 0.00001
1 1
Sampel 2E
Sgc=0 krgSgmax = 0.058 Sgmax=0.2028 krogSgc = 0.1354
Sl fraksi
Sg krg
Krog Sg
krg krog
1 0.1354
1 0.9871
0.0129 0.0052
0.0728 0.063609
0.089655 0.537666
0.9563 0.0417
0.0142 0.0329
0.205621 0.244828
0.242984 0.9322
0.0678 0.0218
0.0199 0.33432
0.375862 0.146984
0.8875 0.1125
0.0365 0.0084
0.554734 0.62931
0.062038 0.8658
0.1342 0.0435
0.0051 0.661736
0.75 0.037666
0.829 0.171
0.052 0.0022
0.843195 0.896552
0.016248 0.8058
0.1942 0.057
0.00092 0.957594
0.982759 0.006795
0.7972 0.2028
0.058 0.00061
1 1
Lampiran B13 Produksi komulatif sampai Desember 2004 Rahman 2005.
No Sumur
Minyak Air
Gas Status
bbls bbls
MMscf
1 JTB-045
1053.45 702.30
2.07 Tutup
2 JTB-050
0.00 0.00
1415.70 Produksi
3 JTB-057
473511.35 31950.56
1433.05 Produksi
4 JTB-060
1173189.98 434488.15
1977.93 Tutup
5 JTB-087
242891.77 2804.95
884.35 Tutup
6 JTB-092
1173198.98 434497.15
1986.93 Tutup
7 JTB-104
13275.69 9247.02
41.46 Produksi
8 JTB-107
418243.89 1457.31
1689.32 Produksi
9 JTB-114
31.47 723.69
1.49 Tutup
10 JTB-115
50.29 3310.17
4.35 Tutup
11 JTB-117
801202.04 146220.07
2429.34 Produksi
12 JTB-127
413.45 61.04
0.50 Tutup
13 JTB-129
144656.29 193542.12
716.14 Tutup
14 JTB-130
574164.48 183674.72
2061.54 Produksi
15 JTB-135
376876.66 20677.32
1734.76 Tutup
16 JTB-136
150271.29 146833.83
355.38 Tutup
17 JTB-137
110511.45 14440.65
224.81 Produksi
18 JTB-140
1128489.32 133058.71
2524.48 Produksi
19 JTB-152
447920.59 1764.61
2611.00 Tutup
20 JTB-158
503370.93 169.76
1147.40 Tutup
21 JTB-161
1080987.67 79378.13
1921.09 Produksi
22 JTB-165
72762.8 34.64
606.32 Tutup
23 JTB-171
147.13 180.11
0.60 Tutup
24 JTB-172
191637.66 53281.66
231.67 Produksi
25 JTB-175
168620.71 139912.01
904.34 Produksi
26 JTB-176
207151.95 9476.48
584.65 Produksi
27 JTB-182
21483.14 64.09
269.18 Tutup
28 JTB-186
11471.37 35505.88
77.58 Tutup
29 JTB-190
178271.41 19591.63
1133.20 Tutup
30 JTB-198
34477.15 155760.24
292.43 Tutup
31 JTB-199
63635.25 13922.38
185.99 Produksi
32 JTB-201
0.00 0.00
0.39 Tutup
Total 8.593.120,47
1.901.794,15 32.556,31
Lampiran B14 Estimasi potensi CO
2
dan emisi GRK lapangan XJ.
a. Kapasitas penyimpanan CO