View/Open - Repository Unhas

ABSTRAK PENELITIAN POST DOCTORAL
TAHUN 2013
Lembaga Penelitian dan Pengabdian Masyarakat (LP2M)
Universitas Hasanuddin
Kampus Unhas Tamalanrea
Jln. Perintis Kemerdekaan KM. 10 Makassar
Telp. : 0411 587032, , 582500, 588888 Fax.(0411) 587032, 584024
Website : http://www.unhas.ac.id/lppm email : [email protected]
STUDI KAPASITAS DAN KEAMANAN PENGINJEKSIAN CO2 KE
DALAM FORMASI BATUAN SEDIMEN PADA CEKUNGAN KUTAI
KALIMANTAN TIMUR
Ardy Arsyad, Abd. Rahman Djamaluddin, Ariningsih Suprapti,
Jurusan Teknik Sipil Fakultas Teknik
Universitas Hasanuddin
Abstrak
Teknologi Carbon Capture and Geological Storage (CCGS) merupakan salahsatu
upaya mitigasi pemanasan global. Teknologi ini dapat mengurangi emisi CO2 yang
dihasilkan oleh emitter besar seperti pembangkit listrik berbahan bakar fosil dan industri
semen, dengan cara menyaring emisi CO2 dari industry tersebut lalu menyalurkannya ke
suatu tempat untuk kemudian diinjeksi ke kedalaman bumi. CCGS telah mulai
dikembangkan melalui pilot project pada negara maju seperti Sleipner North Sea Project
dan Snohvit Barent Sea Project di Norwegia, Weyburn-Midale Project di Amerika
Serikat, dan Gorgon Project di Australia. CCGS juga sangat prospektif untuk
dilaksanakan di Indonesia mengingat target pengurangan emisi karbon sebesar 26% pada
2020 dan pengembangan green energy sebagai energi masa depan. Salah satu daerah yang
potensial untuk diterapkannya CCGS adalah Kalimantan Timur dengan sedimentary basin
Kutai. Akan tetapi penerapan CCGS ini membutuhkan informasi yang detail dan lengkap
mengenai kapasitas formasi geologi Kutai dalam menyimpan CO2 termasuk seberapa
besar tingkat keamanannya terhadap resiko kebocoran. Olehnya itu, penelitian ini akan
mencoba mengestimasi storage capacity Cekungan Kutai untuk menyimpan CO2 dan
menyelidiki peluang kebocorannya.
Penelitian ini menggunakan simulasi numerik penginjeksian CO2 ke dalam formasi
Batuan sandstone Backarc Cekungan Kutai. Model 3D Cekungan Kutai akan dibuat
berdasarkan data stratigrafi dan geologi cekungan ini. Sumur injeksi disimulasikan
dengan kedalaman 850 - 1000 meter dan flow injeksi antara 50-100 ribu liter/hari dengan
durasi injeksi 5 hingga 100 tahun. Simulasi ini akan menggunakan reservoir simulator
TOUGH2(ECO2N) yang mampu menganalisa spatial-temporal migrasi CO2 pada
formasi batuan. Perilaku geomekanik formasi batuan akibat penginjeksian CO2 juga akan
dianalisa dengan menggunakan program finite difference geomekanik FLAC3D. Analisa
ini akan dapat memperhitungkan efek deformasi batuan akibat adanya peningkatan
tekanan hidrolik dan menurunnya effective stress batuan akibat adanya aliran CO2.
Proses ini sangat mempengaruhi adanya mikrofracture dan peluang kebocoran CO2 ke
permukaan.
Pada akhirnya, diharapkan bahwa penelitian ini akan dapat memberi kontribusi informasi
dan pengetahuan bagi pengembangan teknologi CCGS di Indonesia.
Abstract:
Carbon capture and geological storage (CCGS) is one of the most feasible options
in mitigating global warming. CCGS can be applied in capturing CO2 emission produced
by large stationary sources, transporting to a site and then injecting it into a deep
sedimentary basin. Kutai Basin in East Kalimantan is potential basin for CO2 geological
storage. However, this requires a detail and comprehensive information about storage
capacity of the basin, and it senvironmental impact associated with CO2 leakage to
groundwater and geomechanical deformation due to the injection of CO2 into the basin.
This paper presents numerical study of the injection of CO2 into Kutai Basin and potential
geomechanical deformation as a consequence of the change of stress and hydraulic
pressure due to the injection. Numerical simulations were undertaken by modeling 3dimensional Kutai Basin with a injection well at 800 meters. The injection was specified
at 3024 ton/day within one year period. To simulate the process of CO2 migration in the
basin including its geomechanical efffect, a coupling hydromechanical simulator of
TOUGH2-FLAC3D was utilized. It was found that CO2 injection is able to increase
hydraulic pressure in rock formation of the basin as CO2 plume migrates, escaping the
injection point. As a result, the hydraulic pressure rises from its natural pressure 9 MPa
to 13 MPa and the total volume of CO2 injected becomes 1.1 million tons. The injection
also generates a ground uplift, accounted for about 304 mm. The results suggested that
the basin has large storage capacity for CO2, however its severe ground uplift needs to be
carefully examined prior to commercial CO2 injection in a field scale.
Keywords: CO2 sequestration, Kutai Basin Kalimantan, Hydromechanical
Simulator, Ground Uplift, Storage Capacity.