RANCANGAN PROSES PENGENDALIAN DAN PEMANFAATAN GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE IDI AMIN SEKOLAH PASCASARJANA INSTITUT PERTANIAN BOGOR BOGOR 2011 i PERNYATAAN MENGENAI DISERTASI DAN SUMBER INFORMASI Dengan ini saya menyatakan bahwa disertasi berjudul ”Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage”, adalah karya saya dengan arahan dari komisi pembimbing dan belum diajukan dalam bentuk apa pun kepada perguruan tinggi manapun. Sumber informasi yang berasal atau dikutip dari karya yang diterbitkan maupun tidak diterbitkan dari penulis lain telah disebutkan dalam teks dan dicantumkan dalam Daftar Pustaka dibagian akhir disertasi ini. Bogor, Juli2011 Idi Amin NRP. P062070191 ii ABSTRACT Idi Amin. 2011. Design in the Process of Controlling and Utilizing Carbon Dioxide in Oil and Gas Well with the Technology of Carbon Capture and Storage. Under the supervision of TUN TEDJA IRAWADI as chairman of the Supervisory Committee, ETTY RIANI and EGO SYAHRIAL as members. The utilization of oil and gas is very important in the development activities and tends to increase every year. This has caused oil and gas reserves to decrease and the concentrationof carbon dioxide (CO ) to increase in the atmosphere, which can trigger the 2 effects of greenhouse gases and global warming on Earth's surface. One of the technologies that can reduce the CO concentration and at the same time increase the gas 2 recovery is the technology of carbon dioxide capture and storage (CCS). It is used to capture CO from the combustion process and injected into the reservoir to raise oil and 2 gas reserves.One potential area of Indonesia to implement the CCS technology is West Java, the fifth largest of oil and gas reserves in Indonesia. The objective of this study was to design CO capture and storage processes in geology formation, in which the absorption 2 process and enhanced oil recovery (EOR) technology are used in the design of CO 2 capture and storage processing. The study was based on a field survey and laboratory analysis of the flaring gas composition, where the design of CO capture process was 2 treated with Aspen Plus with the variations of absorber stage number, from7 until 17, and the variations of some amine solutions such as monoethanolamine (MEA), diisopropanolamine (DIPA), diethanolamine (DEA) and methyldiethanolamine (MDEA) as the absorbent, while the CO storage process was treated by screening the well criteria, 2 namely XC-4, XG-1, XG-11, XT-27, and XJ-140, minimum miscibility pressure (MMP) value of well fluid, and computer modelling group (CMG). The most efficient was the process design of CO capture at stage 17 in the absorber column with the DEA solution, 2 with the efficiency in CO removal (99.54%) and the reduction of CO concentration from 2 2 39.73% with the flow rate of 33,762 kmol/hr as input to 17.49% with the flow rate of 5,906kmol/hr as output. The resulted process design showed that 580,585ton of CO /year 2 could be processed and 101,565 ton of CO /year can be reused. The most efficient of CO 2 2 storage process design was with the simulated reservoir in the XJ-140 well as the EOR well and XJ field, with cumulative oil production of 5.08 million metric stock tank barrel (MMstb) from 2011-2030 and with the recovery factor of 9.53%. The resulted estimation of the amount of oil collected and CO stored showed that CO can be stored into the 2 2 geological formation, varying from 0.5-1 Mton and the potential additional production of oil was 3.6-7.2 MMstb. The economic analysis found that XJ field is very profitable with the application of EOR with an initial investment of US$ 7,500,000, that is, it can obtain the net present value (NPV) of US$ 247,000, internal rate of return (IRR) of 17.41%, and pay back period (PBP) in 2015, or for 4 years, 4 month, if the project begins in 2011 with the profitability index of 1.01.The revenue from oil is US$ 143,864 for the Regency and US$ 71,932 for the Province, while the revenue from gas is US$ 213,902 for the Regency and US$ 106,951 for the Province. EOR management strategy may be commercialized in a cooperation contract with local enterprises, for example with Pertamina. Key words: oil and gas, CO , amine solution, reservoir, economic analysis. 2 iii RINGKASAN Idi Amin. 2011. Rancangan Proses Pengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage. Dibimbing oleh TUN TEDJA IRAWADI, ETTYRIANI, dan EGO SYAHRIAL. Penggunaan minyak bumi dan gas alam (migas) telah mempengaruhi kehidupan manusia dan diprediksikan terus meningkat setiap tahun. Permasalahan utama adalah meningkatnya konsentrasi gas karbon dioksida (CO ) di atmosfer yang berasal dari hasil 2 pembakaran migas, sehingga mengakibatkan efek gas rumah kaca (GRK), pemanasan global dan perubahan iklim. Teknologi dalam mengurangi konsentrasi CO adalah carbon 2 dioxide capture and storage (CCS), bertujuan menangkap CO dari sumbernya dan 2 menyimpannya ke dalam formasi geologi yang lebih aman. Salah satu daerah di Indonesia yang berpotensi menerapkan CCS adalah Jawa Barat, yang dalam volume produksi minyak bumi dan gas alam menempati peringkat kelima dan ketiga terbesar di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah menghasilkan rancangan proses penangkapan CO 2 dari gas ikutan dan penyimpanan CO ke dalam formasi geologi. Penelitian ini didasarkan 2 pada hasil survei lapangan dan analisis laboratorium pada komposisi gas ikutan lapangan XT. Rancangan proses penangkapan CO diolah dengan program Aspen Plus dengan 2 variasi jumlah stage absorber dari 7 hingga 17, dan penggunaan berbagai jenis larutan amin, yaitu monoetanolamin (MEA), diisopropilamin (DIPA), dietanolamin (DEA), dan metildietanolamin (MDEA) sebagai absorbent dalam proses amin. Rancangan proses penyimpananCO diolah denganmetode penyaringan kriteria sumurXC-4, XG-1, XG-11, 2 XT-27, dan XJ-140, data hasil pengujian tekanan tercampur minimum (TTM), dan program computer modelling group (CMG). Khusus strategi pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan teknologi dan ekonomi, dengan parameter cash flow investasi proyek EOR, yaitu net present value (NPV), internal rate of return(IRR),payback period(PBP), danprofitability index. Potensi produksi gas ikutan di lapangan XT kompleks sampai tahun 2015 menunjukkan kapasitas produksi lebih dari 11 million metric standard cubic feet day (MMscfd) setiap tahun. Hasil analisis laboratorium menunjukkan komposisi gas ikutan dari lapangan XT mengandung CO 39,73%, metan (CH ) 50,14%, dinitro oksida (N O) 2 4 2 1,94%, etana (C H ) 3,69%, dan hidrokarbon lainnya. Hasil perhitungan potensi emisi 2 6 CO , CH , N O dan GRK total yang dapat dilepaskan ke atmosfir tanpa pengendalian 2 4 2 masing-masing 42.261 ton CO /tahun, 211 ton CH /tahun, 6,5 x 10-7 ton N O/tahun, dan 2 4 2 GRK total 46.693 ton CO ekuivalen/tahun. Gas ikutan dapat dikendalikan dan ditangkap 2 dalam proses absorpsi dan removal CO di unit amin pada stasiun pengumpul migas 2 dengan simulasi rancangan proses penangkapan CO , bertujuan menangkap dan 2 mengurangi terlepasnya GRK dari proses pengolahan migasdi lapangan XT. Rancangan proses penangkapan CO dengan jumlah stage 17 absorber dan DEA 2 sebagai absorbent merupakan rancangan proses yang paling efisien dalam menurunkan konsentrasi CO di dalam gas ikutan, yaitu dari konsentrasi 39,73% dengan laju alir 2 33.762 kmol/jam pada input absorber menjadi 17,49% dengan laju alir 5.906 kmol/jam pada output stripper, dengan tingkat efisiensi removal CO 99,54%. Berdasarkan 2 perhitungan density gas 22,4 liter atau 22,4 Nm3/kmol terhadap berat molekul CO , 2 menunjukkan CO yang bisa diproses 580.585 ton CO /tahun dari gas ikutan, dan CO 2 2 2 iv yang dapat dimanfaatkan101.565 ton CO /tahun dari proses removal CO pada unit amin. 2 2 CO yang berasal dari rancangan proses penangkapan selanjutnya disimulasikan dalam 2 rancangan proses penyimpanan CO dengan cara injeksi CO ke dalam sumur migas tidak 2 2 produktif yang potensial dalam enhanced oil recovery (EOR), bertujuan menyimpan CO 2 ke dalam formasi geologi dan mengangkatsisamigas dalamreservoir. Rancangan proses penyimpanan CO dengan sumur XJ-140 sebagai sumur EOR 2 potensial merupakan rancangan proses yang paling efektif dalam menghasilkan migas dari dalam reservoir di lapangan XJ, dengan produksi kumulatif minyak bumi 5 million metric stock tank barrel (MMstb) dan recovery factor 9,53% selama 20 tahun. Perolehan minyak 5,075 MMstb diperoleh dengan menginjeksikan total volume CO 38,1 MMscfd selama 2 20 tahun, dari tahun 2011 hingga 2030, dan total CO yang dapat disimpan secara 2 permanen ke dalam reservoir di lapangan XJ 2,055 Mton. Berdasarkan estimasi dengan metode rule of thumb, prakiraan pertambahan perolehan minyak 6,39 MMstb, dan volume CO yang dapat dinjeksikan ke dalam reservoir 2,59 Mton. 2 Dalam pengolahan dan produksi migas hasil EOR besar peluang terlepasnya emisi GRK ke atmosfir. Hasil perhitungan potensi emisi CO , CH , N O, dan GRK total dari 2 4 2 produksi minyak bumi masing-masing 3.680 ton CO /tahun, 0,3 ton CH minimal/tahun, 2 4 15 ton CH maksimal/tahun, 0,04 ton N O/tahun, GRK total minimal 3.696 ton CO 4 2 2 ekuivalen/tahun dan GRK total maksimal 4.002 ton CO ekuivalen/tahun. Khusus untuk 2 gas alam, 3.159.985 ton CO /tahun, 1.450 ton CH /tahun, 6,5 x 10-7 ton N O/tahun dan 2 4 2 3.190.444 ton CO ekuivalen/tahun. Potensi CO dari lapangan XT dapat dimanfaatkan 2 2 dengan metode EOR di lapangan XJ dan mengolah migas hasil recovery, bertujuan mendapatkan strategi pengelolaan migas hasil EOR. Pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR, dianalisis dengan kajian kelayakan teknologi dan ekonomi, serta perhitungan bagi hasil keuntungan penjualan migas hasil EOR dengan pemerintah daerah penghasil migas, bertujuan mengetahui teknologi yang dapat digunakan dalam proses pengolahan migas hasil EOR, estimasi keuntungan cash flowinvestasi proyek EOR di lapangan XJ,danbagi hasilkeuntunganpenjualan migas. Hasil analisis menunjukkan keuntungan dalam investasi proyek EOR di lapangan XJ, dengan investasi awal US$ 7.500.000, atau Rp. 67.462.500.000, dan IRR > minimum attractive rate of return (MARR) 15%, dihasilkan cash flow NPV US$ 247.000 atau Rp. 2.219.469.000, IRR 17,41%, dan PBP dicapai 4 tahun, dan 4 bulan, pada tahun 2015, jika proyek dimulaitahun 2011 denganprofibality index1,01,dankurs US$ 1 = Rp. 8.995. Kebijakan pemanfaatan dan pengolahan migas hasil EOR berdasarkan kajian Undang-Undang Nomor 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, menunjukkan pemerintah kabupaten penghasil migas memperoleh pemasukan dari minyak bumi US$ 143.864 atau Rp. 1.294.060.000, dan pemerintah propinsi US$ 71.932, atau Rp. 647.030.172. Khusus gas alam, pemerintah kabupaten memperoleh USUS$ 213.902 atau Rp. 1.924.053.798, dan pemerintah propinsi US$ 106.951 atau Rp. 962.026.899pada tahun pertama proyek EOR berjalan. Strategi pengelolaan sumur dan lapangan EOR berdasarkan kajian Undang- Undang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah, dan Undang-Undang Nomor 22 tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, menunjukkan pemerintah daerah penghasil migas dapat mengelola sumur dan lapangan EOR melalui badan usaha milik daerah (BUMD) atau koperasi unit desa (KUD), berdasarkan kesepakatan kontrak kerja sama dengan Pertaminasebagai pemilik wilayah kerja (WK) di lapangan XJ. v Ketentuan operasional sebagai pedoman dalam aplikasi EOR di Indonesia adalah peraturan dari pemerintah melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 1 tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi pada Sumur Tua, dan kebijakan pemerintah dalam Pedoman dan Pola Tetap Pengembangan Industri Minyak dan Gas Bumi Nasional 2005 - 2020 tentang paket insentif untuk pengembangan lapangan marjinal dan lapangan minyak tua (brownfield). Strategi pengelolaan migas hasil EOR yang dapat ditempuh oleh pemerintah daerah penghasil migas dengan melakukan pemetaan sumur-sumur EOR berdasarkan potensi migas yang paling potensial, yang memungkinkan dalam pengelolaan lebih lanjut. Pemilihan kandidat lapangan EOR potensial dapat dilakukan berdasarkan karakteristik cadangan, potensi produksi, jaringan pemasaran dan analisis kelayakan ekonomi dari lapangan tersebut. Pengelolaan sumur-sumur EOR harus dilakukan per lapangan, hal ini disebabkan pengelolaan per sumur sangat tidak ekonomis, karena memerlukan modal awal, biaya operasional, kemampuan pemeliharaan dan teknis operasional yang tinggi. Pemerintah daerah dapat berkerja sama dengan PT. Pertamina dalam mengoperasikan sumur-sumur EOR potensial. PT. Pertamina merupakan pemegang kuasa wilayah pertambangan, sedangkan pemerintah daerah lewat BUMD atau KUD sebagai pihak operasional dalam memperoleh migas hasilEOR. Dalam kontrak kerjasama, BUMD atau KUD berhak memperoleh bantuan operasional peralatan produksi dan pemasukan dari hasil kerja, namun semua modal awal investasi harus ditanggung oleh BUMD atau KUD. Kontrak kerjasama mengharuskan semua biaya operasional dapat dikembalikan PT. Pertamina. PT. Pertamina dapat berperan sebagai pengawas, memberi bimbingan teknis operasional dan pengelolaan migas EOR. Ketentuan perundang-undangan yang berkaitan dengan pemberlakuan corporate social responsibility (CSR) dalam kegiatan perusahaan di Indonesia adalah UU No. 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup, UU No. 8 Tahun 1999 tentang Perlindungan Konsumen, UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, UU No. 19 Tahun 2003 tentang Badan Usaha Milik Negara, UU No. 25 tahun 2007 tentang Penanaman Modal, UU No. 40 Tahun 2007 tentang Perseroan Terbatas, dan UU No. 20 Tahun 2008 tentang Usaha Mikro, Kecil dan Menengah. Stakeholder yang terkait dalam program CSR dari industri migas adalah PT. Pertamina EP selaku pengelola wilayah kuasa pertambangan, industri migas PT. XS selaku pengelola wilayah kerja, pemerintah daerah Kabupaten Indramayu selaku lembaga otoritas lokal pemegang kebijakan, pengusaha pemilik modal investasi, masyarakat lokal yang berdomisili di sekitar industri migas,lembaga swadaya masyarakat, danlembaga keuangan bukan bank. Strategi industri migas dalam pemberdayaan masyarakat lokal melalui sistem CSR dalam upaya pemanfaatan kembali sumur-sumur migas tidak produktif di sekitar industri migas adalah dengan memberdayakan masyarakat lokal melalui KUD dengan bantuan pendidikan dan pelatihan untuk peningkatan ketrampilan dan keahlian teknis individu, serta memberi bantuan modal, advokasi kelembagaan, dan konsultasi manajemen operasional kepada KUD untukpeningkatan kemampuan teknis organisasi. Manfaat positif yang dapat diperoleh industri migas dalam menjalankan tanggung jawab sosialnya melalui CSR adalah mendapatkan keuntungan perusahaan yang sebesar- besarnya akibat citra yang baik dari konsumen, tercipta kelestarian lingkungan hidup dan terpelihara dengan baik, dan terjaminnya kualitas kehidupan sosial-ekonomi masyarakat lokal di sekitar industri migas yang semakin baik dalam jangka waktu yang lama. vi © Hak Cipta milik IPB, tahun 2011 HakCipta dilindungi Undang-Undang 1. Dilarang mengutip sebagian atau seluruh karya tulis ini tanpa mencantumkan atau menyebutkan sumber: a. Pengutipan hanya untuk kepentingan pendidikan, penelitian, penulisan karya ilmiah, penyusunan laporan, penulisan kritik, atau tinjauan suatu masalah b. Pengutipan tersebut tidakmerugikan kepentingan yang wajar IPB 2. Dilarang mengumumkan dan memperbanyak sebagian atau seluruh Karya tulis ini dalambentuk apa pun tanpa izin IPB vii RANCANGAN PROSES PENGENDALIAN DAN PEMANFAATAN GAS KARBON DIOKSIDA PADA SUMUR MINYAK DAN GAS BUMI DENGAN TEKNOLOGI CARBON CAPTURE AND STORAGE IDI AMIN Disertasi Sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelarDoktor padaProgram Studi Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Lingkungan SEKOLAH PASCA SARJANA INSTITUT PERTANIAN BOGOR BOGOR 2011 viii Ujian Tertutup Dilaksanakan pada hari Senin tanggal 7 Maret 2011, waktu ujian: Pukul 09.00 –selesai. Penguji Luar Komisi: 1.Prof. Dr. Ir. Suprihatin, Dipl.Eng. 2.Prof. Dr. Ir. Bambang Pramoedya N, M.Eng. Ujian Terbuka Dilaksanakan pada hari Jum’at tanggal 17 Juni 2011, waktu ujian: Pukul 13.00 –selesai. Penguji Luar Komisi: 1. Dr. Zulkifli Rangkuti, SE., M.M., M.Si. 2. Dr. Albert Napitupulu, SE., M.Si. ix Judul Disertasi :RancanganProsesPengendalian dan Pemanfaatan Gas Karbon Dioksida pada Sumur Minyak dan Gas Bumi dengan Teknologi Carbon Capture and Storage Nama : Idi Amin NRP : P062070191 Program Studi : Pengelolaan Sumberdaya Alam dan Lingkungan Disetujui : Komisi Pembimbing Prof. Dr. Tun Tedja Irawadi, M.S. Ketua Dr. Ir. Etty Riani, M.S. Dr. Ir. Ego Syahrial, M.Sc Anggota Anggota Mengetahui, Ketua Program Studi Dekan Sekolah Pascasarjana Pengelolaan Sumberdaya Alam dan Lingkungan Prof.Dr.Ir. Cecep Kusmana, MS. Dr. Ir.Dahrul Syah,M.Sc.Agr. Tanggal Ujian:17 Juni 2011 Tanggal Lulus: x