#TITLE_ALTERNATIVE#

• Main Author: CITRA INDAR HUTAMI (NIM : 22211050), DINAR
• Format: Theses
• Language: Indonesia
• Online Access: https://digilib.itb.ac.id/gdl/view/20034
• Institution: Institut Teknologi Bandung

Carbon Capture and Storage (CCS) dapat diintegrasikan untuk Enhance Coal Bed Methane (ECBM) atau peningkatan perolehan CBM lanjut dengan menginjeksikan karbon dioksida ke dalam reservoir CBM. Aliran gas yang terjadi di dalam reservoir CBM dapat digambarkan dalam tiga tahap. Pertama, gas dari celah akan mengalir akibat perubahan tekanan setelah proses pengurangan air. Selama gas mengalir akibat gradien tekanan, gas dari matriks akan mulai terdesorpsi karena perbedaan konsentrasi. Gas ini berdifusi keluar dari matriks menuju cleat untuk kemudian diproduksi di sumur produksi. <br /> <br /> <br /> Menurut Ozdemir, 2004, secara geometri aliran CBM dapat dimodelkan sebagai aliran kartesian atau silinder. Penelitian ini menurunkan model matematika silinder dengan menggunakan persamaan momentum dan neraca massa setelah proses dewatering CBM. Aliran yang akan disimulasikan dalam fracture adalah metana dan karbon dioksida yang mengalir sesuai hukun Darcy. Akumulasi massa dari matriks batubara akibat difusi akan digambarkan oleh hukum Ficks. Gas yang mengalir diasumsikan sebagai gas nyata. <br /> <br /> <br /> Model yang mewakili mekanisme Enhance Coal Bed Methane (ECBM) selama penginjeksian karbon dioksida dapat dibangun dengan flexPDE versi 5. Aliran gas tersebut bergantung pada hukum Darcy dan difusi (hukum Fick). Selama 10 tahun simulasi, perolehan metana untuk reservoir dengan permeabilitas masing-masing 5 mD, 8mD, 10 mD, 25 mD, dan 50 mD adalah 35.66%, 49.35%, 61.43%. 77.23%, dan 76.87 %. Perolehan metana untuk reservoir dengan perbedaan tekanan injeksi dan tekanan produksi masing-masing 2 MPa, 3MPa, 4 MPa, dan 4.6 MPa adalah 11.93%, 24.50%, 26.63%, dan 35.66%. Tekanan injeksi dan tekanan produksi diset dibawah tekanan kritik karbon dioksida sehingga pada kasus ini perbedaan tekanan lebih berpengaruh dibandingkan set point dari tekanan injeksi dan produksi. Perolehan metana untuk reservoir dengan ketebalan masing-masing 10 m, 20 m, dan 55 m adalah 35.66%, 81.88%, dan 87.96%. Perolehan metana untuk jarak injeksi masing-masing 110 m, 55 m, dan 30 m adalah 35.66%, 78.41%, dan 80.11%. Sebagian besar peneliti menyebutkan bahwa integrasi CCS untuk peningkatan perolehan metana selama proses ECBM sangat dipengaruhi oleh desain engineering seperti pola injeksi, letak sumur, konsentrasi gas, dan tekanan injeksi (di bawah atau diatas critical point karbon dioksida). Oleh karena itu, perlu dilakukan penelitian selanjutnya untuk mengaplikasikan desain-desain tersebut.