📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 9 dokumenPEMODELAN DAN ANALISIS GEOMEKANIKA 1D DAN 3D SEBELUM CO2 DIINJEKSIKAN PADA LAPANGAN X, SULAWESI TENGAH
Banggai Ammonia Plant (BAP) merupakan industri petrokimia yang memproduksi amonia dengan produk sampingan berupa CO2 dengan kemurnian yang sangat tinggi. Sejalan dengan kebijakan International Maritime Organization (IMO) dan standar green ports tahun 2026, BAP sedang bertransformasi untuk memproduksi blue ammonia melalui penerapan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS). Tantangan utama dalam CCS adalah risiko kenaikan tekanan pori selama injeksi yang dapat memicu reaktivasi sesar dan kegagalan integritas batuan penudung (cap rock). Penelitian ini bertujuan untuk memetakan kondisi geomekanika bawah permukaan di Lapangan X, Provinsi Sulawesi Tengah, untuk mengetahui kondisi mekanika lapangan penelitian sebelum diinjeksikan CO2. Metodologi penelitian dilakukan secara integratif menggunakan data 8 sumur dan data seismik post-stack tiga dimensi dalam kawasan waktu. Tahapan pengerjaan dimulai dengan analisis geomekanika satu dimensi pada seluruh sumur untuk memperoleh parameter mekanika batuan, tekanan pori, dan profil tegasan di lapangan penelitian. Selanjutnya, dilakukan inversi seismik untuk menghasilkan volume impedansi akustik (AI) yang menjadi basis dalam penyebaran properti fisik batuan. Tahap akhir adalah pembangunan model geomekanika tiga dimensi yang mengombinasikan data sumur dan data seismik untuk memberikan gambaran spasial yang komprehensif. Hasil dari penelitian ini mencakup model tiga dimensi komponen geomekanika, serta analisis rezim tegasan in-situ yang bekerja. Tegasan in-situ pada lapangan X berhasil dimodelkan dengan rezim tegasan yang bekerja pada lapangan X adalah strike slip fault regime, dengan besaran SHMax > Sv > Shmin. Model geomekanika tiga dimensi berhasil diperoleh dengan menyebarkan komponen geomekanika dari model geomekanika satu dimensi lubang sumur terhadap volume AI. Model geomekanika tiga dimensi sudah menunjukkan hasil yang sesuai terhadap model geomekanika satu dimensinya, meskipun terdapat interval yang kurang baik karena keterbatasan data sumur.
PEMODELAN RESERVOIR STATIS TIGA DIMENSI DAN ESTIMASI KAPASITAS PENYIMPANAN CO2, FORMASI MINAHAKI DAN MENTAWA, LAPANGAN PALADIN, CEKUNGAN BANGGAI, SULAWESI TENGAH
Pemerintah Indonesia menargetkan pencapaian Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060, yang menuntut upaya signifikan dalam mitigasi emisi gas rumah kaca, termasuk dari sektor industri minyak dan gas bumi. Karbondioksida (CO2) adalah salah satu gas rumah kaca utama, dan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) diakui sebagai solusi untuk mengurangi emisinya. Lapangan Paladin, Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah, menunjukkan potensi besar sebagai lokasi penyimpanan CO2. Penelitian ini berfokus pada analisis kondisi geologi meliputi stratigrafi dan struktur menggunakan data sumur, seismik, dan batuan inti; pemodelan reservoir statis menggunakan metode geostatistika; dan perhitungan estimasi awal penyimpanan CO2 pada interval penelitian. Pemodelan reservoir statis tiga dimensi (3D) dibutuhkan untuk menggambarkan kondisi dan persebaran properti fisik bawah permukaan, meliputi porositas, permeabilitas, dan saturasi hidrokarbon. Hasil pemodelan 3D ini diharapkan dapat memberikan dasar yang kuat untuk perencanaan dan implementasi proyek CCS di masa depan. Hasil penelitian menunjukkan bahwa Lapangan Paladin ini merupakan bagian dari Cekungan Banggai dengan dominasi struktur sesar normal berarah timur laut – barat daya. Lapangan Paladin sendiri menunjukkan keragaman litologi yang dibagi menjadi tiga asosiasi fasies utama: reef core, fore reef, dan deep shelf, yang lebih lanjut diklasifikasikan ke dalam enam Tipe Batuan (RT1 hingga RT6). Pemodelan geologi mengidentifikasi dua area akumulasi hidrokarbon yang signifikan yakni wilayah selatan serta di wilayah utara. Potensi penyimpanan karbon di wilayah penelitian ini juga dievaluasi, dengan kapasitas estimasi penyimpanan karbon sebesar 266,79 MtCO2 di bagian reservoir terdeplesi dan 38,27 MtCO2 di bagian akuifer salin.
PEMODELAN SEISMIK SELANG WAKTU UNTUK PEMANTAUAN PLUME CO? PADA PROYEK CCS LAPANGAN “RENDE”, SUMATERA SELATAN
Emisi karbon dioksida (CO?) global telah meningkat pesat dengan aktivitas industri sebagai penyumbang terbesar, khususnya sektor pembangkitan listrik yang dominan menggunakan bahan bakar fosil. Provinsi Sumatera Selatan, salah satu daerah penghasil batu bara dan memiliki banyak PLTU turut berkontribusi pada peningkatan emisi CO?. Untuk mengatasi permasalahan ini, teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) menjadi solusi potensial. CCS melibatkan penangkapan CO? dari sumber emisi industri, transportasi, dan injeksi ke formasi geologi bawah permukaan untuk penyimpanan jangka panjang. Sumatera Selatan merupakan lokasi ideal untuk penerapan CCS karena ketersediaan lapangan minyak dan gas bumi yang telah habis masa produksinya serta dekat sumber emisi CO?. Keamanan dan efektivitas penyimpanan CO? dalam proyek CCS sangat bergantung pada program pemantauan yang berkelanjutan. Pemodelan seismik selang waktu adalah metode yang menjanjikan untuk memantau pergerakan plume CO? yang terakumulasi di bawah permukaan. Metode ini menganalisis perubahan sifat fisik batuan dan fluida yang diakibatkan oleh injeksi CO?. Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan skenario injeksi CO? dengan tahapan pembangunan model kecepatan sebelum dan sesudah injeksi CO?, pembuatan rencana survei menggunakan perangkat lunak NORSAR untuk menghasilkan data seismik sintetik format *.SEG-Y. Hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan pemahaman mengenai kelayakan dan efektivitas metode seismik selang waktu dalam memonitor pergerakan plume CO? pada proyek CCS
EVALUASI PENGARUH PRESIPITASI GARAM TERHADAP INDEKS INJEKTIVITAS SUMUR PADA INJEKSI CO? DI AKUIFER SALIN
Carbon Capture and Storage (CCS) in saline aquifers offers large-scale potential for CO? sequestration, yet operational challenges persist due to salt precipitation near the wellbore. When dry CO? is injected, brine vaporization can trigger halite deposition, causing permeability impairment and injectivity decline—two critical issues that directly affect the efficiency and economics of CCS projects. This study applies numerical simulation using CMG-GEM to investigate the mechanisms of salt precipitation and its impact on injectivity in a synthetic high-permeability reservoir model (35% porosity, 740 mD permeability). The analysis specifically examines the influence of grid size, injection rate, salinity, and capillary pressure parameter on the extent and distribution of salt deposition, as well as the resulting changes in reservoir properties and well performance. Through sensitivity studies on these governing parameters, the research aims to provide a clearer understanding of the physical mechanisms driving injectivity reduction during CO? injection. The findings are expected to support better design and optimization of CCS operations in saline aquifers, ensuring more reliable and sustainable longterm CO? storage.
SIMULASI PEMANTAUAN PLUME CO2 MENGGUNAKAN TEKNIK 3D SEISMIK SELANG WAKTU UNTUK STUDI KASUS CCS PADA LAPANGAN
Krisis iklim yang memburuk mendorong Carbon Capture and Storage (CCS) sebagai solusi strategis, dengan Indonesia berkomitmen pada implementasinya, termasuk di lapangan "GR", Sulawesi Tengah, yang memerlukan pemantauan plume CO? pasca-injeksi untuk memastikan keamanan penyimpanan jangka panjang. Penelitian ini bertujuan mensimulasikan pemantauan plume CO? menggunakan metode seismik 3D selang waktu yang diawali validasi properti seismik dengan data sumur, dan dilanjutkan perhitungan substitusi fluida dari brine ke CO? yang menghasilkan penurunan Vp (7.19%) dan densitas (1.08%) serta peningkatan Vs (0.54%). Perubahan properti ini menjadi dasar pembangunan model kecepatan dan densitas 3D untuk kondisi sebelum dan sesudah injeksi (10 dan 20 tahun), yang kemudian diinput ke perangkat lunak NORSAR untuk simulasi seismik dan pengolahan data termasuk migrasi. Hasilnya menunjukkan bahwa proses migrasi berhasil mengatasi efek bow tie dan secara efektif mencitrakan geometri plume CO? pada section seismic dan time slice map, mengonfirmasi bahwa plume CO? dapat dideteksi jelas melalui respons seismik, serta membuktikan potensi besar metode seismik 3D selang waktu dalam mendukung keamanan dan keberlanjutan program CCS.
STRATEGI PENENTUAN PARAMETER FISKAL PADA KEEKONOMIAN CCS DI INDONESIA: STUDI KASUS INTEGRASI PENGEMBANGAN LAPANGAN MINYAK DAN GAS DENGAN KADAR CO? TINGGI
Peningkatan emisi karbon dioksida (CO?) telah mendorong adopsi teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) sebagai bagian dari strategi Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060. Namun, tantangan terbesar dalam implementasi CCS terletak pada aspek keekonomian dan kerangka fiskal yang belum sepenuhnya mendukung daya tarik investasi. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi dan mengoptimalkan parameter fiskal yang berpengaruh terhadap kelayakan ekonomi proyek CCS, khususnya pada kasus yang terintegrasi dengan pengembangan lapangan minyak dan gas dengan kandungan CO? tinggi. Studi kasus dilakukan pada Struktur X di wilayah lepas pantai Indonesia dengan kandungan CO? sekitar 45%. Data hasil evaluasi teknis menunjukkan kelayakan injeksi CO? melalui simulasi reservoir dan desain fasilitas permukaan yang terintegrasi. Simulasi menunjukkan bahwa reservoir mampu memproduksikan minyak dan gas dengan baik selama durasi proyek serta menyimpan CO? dalam jangka panjang dengan mekanisme residual trapping dan kumulatif injeksi sebesar 671 BSCF (34,99 juta ton CO?). Fasilitas pemrosesan dan injeksi dirancang untuk menangani pemisahan, kompresi, dan injeksi tanpa mengganggu operasi produksi hidrokarbon. Evaluasi keekonomian dilakukan berdasarkan model Production Sharing Contract (PSC) Cost Recovery yang disesuaikan dengan Peraturan Menteri ESDM No. 16 Tahun 2024 tentang kegiatan penyimpanan karbon. Pada skenario dasar, proyek menghasilkan IRR sebesar 10,66%, NPV sebesar US$ 36,02 juta, dan POT selama 15.62 tahun, yang belum memenuhi ambang kelayakan dengan asumsi MARR 15%. Hasil analisis sensitivitas terhadap delapan parameter fiskal, yaitu investment credit (IC), first tranche petroleum (FTP), contractor split (untuk minyak dan gas), CCS service fee, efisiensi capital expenditure (CAPEX), royalti, dan pajak menunjukkan bahwa parameter CCS service fee dan pajak merupakan variabel paling sensitif terhadap IRR. Strategi parameter fiskal kemudian disusun menggunakan metode DoE two-level full factorial design untuk mencari kombinasi insentif yang mampu meningkatkan IRR hingga ambang kelayakan sebesar 15%. Hasilnya menunjukkan bahwa IRR sebesar 15% dapat dicapai jika ditetapkan CCS service fee sebesar US$ 50/ton dan storage fee sebesar US$ 30/ton. Alternatif lainnya adalah kombinasi antara peningkatan contractor split, efisiensi CAPEX, dan pemberian investment credit sebesar 15%. Hasil ini menegaskan pentingnya dukungan fiskal dan fleksibilitas kontraktual dalam menarik investasi CCS, khususnya di lapangan migas yang memiliki berbagai tantangan. Penelitian ini memberikan kontribusi dalam pengembangan model evaluasi ekonomi CCS berbasis PSC serta menawarkan strategi fiskal yang aplikatif bagi pembuat kebijakan dan industri. Pendekatan ini dapat menjadi referensi dalam penyusunan insentif fiskal yang adaptif untuk mempercepat implementasi CCS di Indonesia.
PEMBANGUNAN GIS SURFACE DAN SUB-SURFACE DALAM RANGKA PERENCANAAN DAN PENETAPAN LOKASI SUMUR INJEKSI CARBON CAPTURE AND STORAGE (CCS) ONSHORE PT PERTAMINA HULU ENERGI LAPANGAN SUBANG 18
Teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) merupakan solusi penting dalam mitigasi perubahan iklim dengan menangkap dan menyimpan karbon dioksida secara aman di bawah permukaan bumi. Penelitian ini mengembangkan pemodelan spasial sebagai alat bantu untuk mendukung prosedur perencanaan CCS Onshore, dengan studi kasus Lapangan X PT Pertamina Hulu Energi. Produk utama yang dihasilkan meliputi model spasial 3D subsurface yang memvisualisasikan lintasan sumur, formasi geologi, dan Zona Titik Injeksi (ZTI), dan peta 2D jalur optimal pengangkutan karbon. Metode yang digunakan adalah metode Multi Criteria Evaluation (MCE) dan Least Cost Path Analysis (LCPA), dan prosedur perencanaan CCS yang mengacu pada regulasi nasional. Pemodelan spasial mengintegrasikan data teknis dan spasial secara komprehensif untuk memaksimalkan efisiensi operasional dan mitigasi risiko dalam implementasi CCS. Prosedur perencanaan yang digunakan telah disesuaikan dengan Peraturan Menteri ESDM Nomor 16 Tahun 2024. Hasil analisis menunjukkan bahwa kombinasi MCE dan LCPA pada perencanaan jalur pengangkutan karbon dan penggunaan metode Minimum curvature untuk pemodelan lintasan sumur dapat meningkatkan akurasi dan efektivitas perencanaan CCS Onshore.
PEMANTAUAN PLUME CO2 MENGGUNAKAN TEKNIK VSP SELANG WAKTU UNTUK PROGRAM CCS PADA LAPANGAN
Pemanasan global akibat akumulasi gas rumah kaca seperti CO? dan metana berdampak signifikan pada lingkungan dan kehidupan manusia. Indonesia, sebagai penghasil emisi CO? terbesar kesembilan di dunia, berkomitmen untuk mencapai net zero emisi pada tahun 2060 sesuai Perjanjian Paris. Salah satu upaya utama untuk mengurangi emisi karbon adalah dengan menerapkan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS), yaitu menangkap emisi karbon dan menyimpannya di formasi geologi dalam bumi. Untuk memastikan keamanan penyimpanan ini, pemantauan evolusi plume CO? yang telah diinjeksikan menjadi sangat penting. Metode Vertical Seismic Profiles (VSP) selang waktu, khususnya yang memanfaatkan Distributed Acoustic Sensing (DAS), menawarkan pemantauan beresolusi tinggi yang lebih efisien secara biaya dibandingkan metode lainnya. Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan bawah permukaan 3D guna mensimulasikan injeksi dan memantau pergerakan plume CO?. Prosesnya dimulai dengan pembangunan model kecepatan 3D untuk keperluan konversi dari domain waktu ke domain kedalaman. Kemudian pembangunan model kecepatan 3 dimensi untuk kondisi sebelum dan sesudah injeksi CO?. Model ini digunakan sebagai basis untuk simulasi seismik yang menghasilkan data sintetis sebelum dan setelah injeksi CO? menggunakan perangkat lunak NORSAR. Data ini kemudian diproses melalui metode Kirchhoff Target Migration dalam workflow NORSAR untuk menghasilkan citra seismik yang mampu memperlihatkan distribusi dan keberadaan plume CO? secara jelas.
KARAKTERISASI RESERVOIR DAN ESTIMASI KAPASITAS PENYIMPANAN CO2 PADA INTERVAL GRUP RESERVOIR FORMASI ARANG TENGAH, LAPANGAN GRU, CEKUNGAN NATUNA BARAT
Sumber daya energi yang menghasilkan emisi gas rumah kaca, seperti minyak dan gas bumi (migas), masih menjadi kebutuhan di Indonesia sehingga pemerintah terus meningkatkan produksi migas dalam negeri. Di sisi lain, pemerintah Indonesia juga berkomitmen untuk mencapai Net Zero Emission (NZE) pada 2060 .CO2 indigenous terbesar juga ditemukan di Cekungan Natuna Barat. Teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) bisa menjadi solusi untuk mengurangi emisi gas CO2. Salah satu target reservoir yang diharapkan bisa menjadi tempat penyimpanan CO2 adalah grup reservoir di Formasi Arang Tengah, Lapangan GRU, Cekungan Natuna Barat. Dalam proses melakukan estimasi kapasitas penyimpanan CO2, karakterisasi reservoir penting dilakukan untuk mengetahui kualitas reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis kondisi geologi reservoir interval penelitian melalui analisis stratigrafi (fasies dan stratigrafi sikuen), penentuan lingkungan pengendapan, penentuan geometri reservoir, analisis petrofisika, dan mengestimasi kapasitas CO2 yang dapat diinjeksikan ke interval penelitian dengan beberapa batasan penelitian yang ditetapkan. Data-data yang digunakan pada penelitian ini meliputi data batuan inti, log tali kawat 12 sumur, seismik kedalaman 3D, dan data pendukung lain dari laporan sumur. Berdasarkan analisis fasies yang dilakukan, interval penelitian tersusun atas sepuluh litofasies dengan lingkungan pengendapan berupa wave and tide influenced estuarine dengan dua asosiasi fasies, yaitu regressive barrier dan tidal flat. Analisis stratigrafi sikuen menunjukkan bahwa pengendapan interval penelitian dimulai dari Highstand System Tract (HST) dan Lowstand System Tract (LST) serta diakhiri dengan Transgressive System Tract (TST). Berdasarkan batas pancung petrofisika, diperoleh properti petrofisika pada interval penelitian sebesar 0,54 untuk rasio net to gross; 0,19 untuk porositas; dan 0,61 untuk saturasi air. Interval penelitian memenuhi syarat untuk CO2 bisa mencapai kondisi superkritikal sehingga dapat dianalisis lebih lanjut untuk analisis potensi CCS. Hasil estimasi kapasitas simpan CO2 di interval penelitian Lapangan GRU sebesar 9,95 juta ton. Ketebalan batuan tudung sebagai perangkap struktural CO2 pada interval penelitian diperoleh sekitar 4,8 m – 6 m