MENDESAIN KRITERIA UNTUK MENENTUKAN LOKASI SUMUR INJEKSI UNTUK IMPLEMENTASI PENANGKAPAN DAN PENYIMPANAN KARBON: STUDI KASUS LAPANGAN - Kemal, Thariq
Kenaikan dari emisi CO2 di Indonesia diprediksi akan mencapai puncaknya pada 2040 apabila Indonesia tidak melakukan tindakan mitigasi. Namun, Indonesia tentunya tidak diam saja dengan kondisi ini, salah satu langkah dari Indonesia adalah mengesahkan Perjanjian Paris pada United Nations Framework Convention on Climate Change di tahun 2016. Sejalan dengan hal itu, Indonesia mengeluarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia Nomor 2 Tahun 2023 tentang Penyelenggaraan Penangkapan dan Penyimpanan Karbon, serta Penangkapan, pemanfaatan, dan penyimpanan karbon pada kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi yang membuat semakin menariknya bisnis CO2 di Indonesia. Salah satu cara yang signifikan untuk mengurangi emisi CO2 adalah dengan melakukan CCS (Carbon Capture and Storage) ditambah lagi dengan banyaknya lapangan tua di Indonesia dan kondisi geologinya yang memungkinkan untuk melakukan CCS. Berangkat dari hal tersebut, studi ini memiliki tujuan untuk mengetahui bagaimana cara melakukan seleksi lokasi sumur terbaik untuk dikonversi menjadi sumur injeksi CO2 pada lapangan tua dengan sejumlah sumur produksi yang sudah ada. Dengan adanya studi ini, diharapkan dapat menjadi salah satu petunjuk bagi pembaca dalam melakukan pemilihan sumur injeksi CO2. Study ini menggunakan pendekatan dimulai dari studi literatur mengenai tiga mekanisme penjebakan CO2 (structural trapping, residual trapping dan solubility trapping) serta CO2 plume dan faktor yang berpengaruh terhadap keduanya untuk dianalisis lalu dilanjutkan dengan mengaplikasikannya pada model reservoir lapangan “S” yang terletak di jawa timur. Dari hasil study literatur, dirangkum tiga parameter penting yaitu porositas, permeabilitas horizontal dan permeabilitas anisotropy dalam penjebakan CO2 di formasi. Selanjutnya, proses analisis dilakukan dengan menggunakan tiga peta 2D, yaitu porositas, permeabilitas horizontal dan permeabilitas anisotropy. Lalu, diambil sumur dengan lokasi yang sesuai dengan kriteria untuk masing-masing peta dan dipilih juga sumur yang memenuhi kriteria dari tiga peta tersebut. Lalu, setelahnya dianalisis jumlah trapping dari masing-masing kasus yang dipilih dan migrasi CO2 plume-nya. Studi ini memperoleh dua hasil yaitu, pertama, alur untuk memilih lokasi sumur injeksi untuk CO2 yang dimulai dengan memilih sumur dengan permeabilitas anisotropy tertinggi diikuti dengan permeabilitas horizontal yang tinggi dan diakhiri dengan pemilihan lokasi berdasarkan nilai porositas tertinggi. Selanjutnya, setelah diaplikasikan pada kasus lapangan “S”, maka sumur terbaik untuk melakukan injeksi CO2 untuk CCS adalah SKW-09ST dan SKW-17ST yang menghasilkan nilai penyimpanan CO2 secara residual dan solubility tertinggi. Beberapa hal penting yang dapat diambil dari studi ini adalah, terkonfirmasi bahwa permeabilitas anisotropy berperan paling penting dalam migrasi CO2 plume, di mana migrasi secara horizontal akan meningkatkan penyimpanan secara residual dan solubility. Tidak jauh dari itu, pemilihan permeabilitas horizontal tanpa mempertimbangkan nilai dari permeabilitas anisotropy juga dapat membuat kurang maksimalnya CO2 yang disimpan dari penjebakan residual dan solubility. Untuk porositas sendiri, pemilihan lokasi dengan porositas yang tinggi berpengaruh besar pada penjebakan secara residual disebabkan oleh besarnya ruangan untuk CO2 terperangkap. Dari semua analisis tersebut juga ditemukan hal baru dalam memilih lokasi sumur injeksi, jarak antar sumur injeksi yang cukup jauh juga penting untuk menghindari adanya CO2 plume yang terkonsentrasi di satu titik.