OPTIMASI PARAMETER INJEKSI CO2-PENINGKATAN PEROLEHAN GAS UNTUK MENINGKATKAN FAKTOR PEROLEHAN DAN EKONOMI PROYEK: STUDI KOMPREHENSIF DARI RESERVOIR GAS BATU KAPUR DI LAPANGAN - Naufal Aqil Zuhdi, Muhammad
Seiring dengan meningkatnya gas rumah kaca (GRK), sistem Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) diharapkan menjadi teknologi yang optimal dalam mengurangi emisi CO2 dalam upaya membatasi kenaikan temperatur global di bawah 2°C. Teknologi ini dapat menangkap CO2 langsung dari udara dan menyimpannya dalam reservoir (International Energy Agency, 2019). Proyeksi menunjukkan bahwa CCUS memiliki potensi untuk mengurangi emisi karbon hingga 9% pada tahun 2050. Selain berfungsi sebagai penyimpanan emisi karbon, CCUS juga dapat meningkatkan faktor perolehan dari lapangan minyak dan gas. Dalam konteks ini, CCUS terbagi menjadi Enhanced Oil Recovery (EOR) atau Enhanced Gas Recovery (EGR). Meskipun penelitian di Indonesia lebih banyak berfokus pada lapangan minyak dibandingkan lapangan gas, penting untuk tidak mengabaikan potensi penerapan teknologi CCUS di lapangan gas di masa depan. Terlebih lagi, dalam menanggapi permintaan energi yang terus meningkat, pemerintah Indonesia telah menetapkan target produksi yang ambisius pada tahun 2030, yang menargetkan 1 juta barel setara minyak (MMBOE) dan 12 miliar standar kaki kubik per hari (BSCFD) gas alam. Studi ini bertujuan untuk mengevaluasi parameter injeksi yang paling optimal dalam implementasi CO2-EGR untuk meningkatkan faktor perolehan dan keekonomian proyek menggunakan model komposisional. Parameter-parameter tersebut meliputi laju injeksi CO2 dan lokasi perforasi sumur injeksi terhadap peningkatan faktor perolehan pada sumur produksi dan dianalisis dari aspek ekonominya. Penelitian menggunakan model reservoir sintetis dengan properti reservoir yang heterogen berdasarkan data reservoir gas batu kapur dari Lapangan “FALA” di Provinsi Jawa Barat, Indonesia, yang terdiri dari empat sumur dengan tiga sumur berstatus sumur produksi dan satu berstatus sumur injeksi. Simulasi dilakukan untuk periode produksi 17 tahun mulai dari 1 Januari 2027 hingga 1 Januari 2044, dengan inisialisasi model menggunakan perangkat lunak SLB Petrel dan ECLIPSE serta perangkat lunak pihak ketiga seperti IPM Prosper dan PVTP. Hasil studi menunjukkan bahwa parameter injeksi yang diteliti memainkan peran penting dalam menentukan faktor perolehan gas serta waktu terobosan CO2. Injeksi dilakukan pada saat laju produksi gas sudah menurun dari periode plateau-nya, yaitu pada 1 Januari 2040. Injeksi dengan laju lebih tinggi seperti 60 MMSCFD menunjukkan hasil peningkatan produksi gas bersih yang lebih baik, tetapi memiliki waktu terobosan yang cenderung lebih cepat dibandingkan dengan laju injeksi yang lebih rendah seperti 40 MMSCFD dan 50 MMSCFD. Perforasi sumur injeksi pada zona gas juga menghasilkan faktor perolehan yang lebih besar dibandingkan dengan perforasi di zona akuifer, tetapi memiliki waktu terobosan yang cenderung lebih cepat dari injeksi di zona akuifer. Meskipun demikian, hasil tersebut juga didukung dengan analisis keekonomian, di mana kasus dengan laju injeksi yang tinggi dan diperforasi pada zona gas menghasilkan Net Present Value (NPV) yang paling tinggi, yaitu Case C sebesar 903.55 MMUSD. Nilai NPV yang dihasilkan terlalu tinggi, karena terdapat beberapa asumsi parameter dan biaya ekonomi untuk mempermudah perhitungan. Namun, hasil tersebut sudah cukup untuk menggambarkan kasus yang paling optimal dan ekonomis dari studi CO2-EGR pada Lapangan “FALA”.