RESERVOIR SIMULATION AND ECONOMIC EVALUATION OF COUPLED NATURAL GAS PRODUCTION AND CO2 SEQUESTRATION IN “X” FIELD

• Main Author: Farrel Wirananda, Mohammad
• Format: Final Project
• Language: Indonesia
• Subjects: Pertambangan dan operasi berkaitan
• Online Access: https://digilib.itb.ac.id/gdl/view/56074
• Institution: Institut Teknologi Bandung

Konsentrasi CO2 di atmosfer meningkat dari waktu ke waktu dan menimbulkan masalah lingkungan. Gas ini menjebak dan menyimpan panas di atmosfer dengan memancarkan radiasi dan akibatnya menyebabkan perubahan suhu global sehingga menyebabkan efek pemanasan global. Salah satu metode untuk mengurangi emisi CO2 yang disorot sebagai solusi skala besar adalah penangkapan dan penyerapan CO2 ke reservoir gas yang habis. Model ini diusulkan sebagai salah satu model bisnis migas baru yakni dengan menggabungkan produksi gas bumi dan CO2 storage setelah lapangan gas tersebut mencapai batas keekonomian. Hal ini dapat memberikan beberapa manfaat seperti memperpanjang umur operasi lapangan, menghasilkan lebih banyak nilai tambah bagi kontraktor dan pemerintah, mendukung komitmen pemerintah untuk mengurangi emisi CO2 dalam Perjanjian Paris, dan mencapai Ketahanan Karbon dan Iklim Rendah pada tahun 2050 di sektor energi. Studi simulasi reservoir di lapangan Gas "X" dilakukan selama 20 tahun produksi dilanjutkan dengan sekuestrasi CO2 hingga tekanan reservoir mencapai tekanan reservoir awal produksi gas. Beberapa studi sensitivitas dilakukan untuk mendapatkan skenario terbaik dalam aspek teknis dan ekonomi untuk pengembangan lapangan ini. Kajian ini juga bertujuan untuk mengusulkan harga gas ($/MMBTU) dan harga CO2 ($/Metric Ton CO2) untuk proyek ini, serta split yang layak secara keekonomian untuk Injection Sharing Contract (ISC) baik untuk skema cost recovery dan gross split sehingga memberikan keekonomian yang layak baik untuk kontraktor maupun pemerintah. Simulasi reservoir lapangan Gas“X” menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah pada produksi 60 MMSscfd. Skenario ini memproduksi sebesar 343,70 BSCF dengan Recovery Factor 80,04% dan waktu plateau produksi selama 13 tahun (memproduksi gas) dan menyimpan 24,22 Juta Ton CO2. Hasil evaluasi keekonomian menunjukkan bahwa model skema PSC Gross Split lebih menarik bagi Kontraktor. Hasil evauasi keekonomian dengan skema PSC Cost Recovery memberikan IRR sebesar 16.49%, NPV@10% sebesar $89,721,652.65. Hasil analisis sensitivitas keekonomian menunjukkan bahwa parameter harga gas sangat berpengaruh terhadap indicator keekonomian (IRR and NPV).