Studi simulasi kapasitas co2 storage pada depleted reservoir gas

DETAIL KOLEKSI

Studi simulasi kapasitas co2 storage pada depleted reservoir gas

Oleh : Dzulfiqar Farrel Ardan

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2024

Pembimbing 1 : Kartika Fajarwati Hartono

Pembimbing 2 : Arinda Ristawati

Kata Kunci : reservoir, CO2, CCS (Carbon Capture Storage), t-Navigator

Status Posting : Unpublished

Status : Lengkap

Abstrak
Abstract

P Peningkatan emisi karbon dari sumber bahan bakar fosil telah mendorong pemerintah Indonesia untuk berkomitmen mengurangi emisi gas karbon dioksida (CO2) yang berasal dari penggunaan bahan bakar fosil, sebagai bagian dari upaya mitigasi perubahan iklim. Mengetahui kapasitas CO2 yang dapat tersimpan dalam reservoir, mengetahui penentuan sumur yang layak untuk dilakukan CO2 storage, mengetahui mekanisme CO2 terhadap perangkap solubilitas didalam reservoir. Dalam penelitian ini diawali dengan pengumpulan data berupa data reservoir data fluida reservoir dan data grid, setelah itu melakukan input data dan juga pemodelan reservoir menggunakan aplikasi T-Navigator setelah itu melakukan matching data dan juga menganalisa injeksi CO2 storage yang terperangkap. Hasil output yang didapat ada produksi tanpa adanya injeksi itu sebesar 15.20 Bscf, produksi yang terdapat injeksi 16.13 Bscf, dan CO2 yang terperangkap. Setelah itu terdapat 3 case yang didapat dikedalaman yang berbeda case 1 dikedalaman 4000 ft terperangkap total sebesar 2.1 MMTCO2 kemudian case 2 dikedalaman 4500 ft terperangkap total sebesar 1.63 MMTCO2 dan yang terakhir case 3 dikedalaman 5200 ft terperangkap total sebesar 0.95 MMTCO2. Terdapat tiga skenario untuk yang paling bagus untuk storage ialah pada case yang pertama dikedalaman 4000 ft karena memiliki paling banyak gas yang terperangkap sebesar 2.1 MMTCO2 dari pada kedua case yang lainnya. Pada reservoir migas yang sudah mengalami penurunan, maka dapat menyimpan CO2 karena masuk dalam salah satu kriteria yang dapat menyimpan CO2. Pengaruh CO2 yang terperangkap di reservoir itu terdapat dua hal, ada yang terperangkap oleh struktural trapping dan ada yang terlarut oleh air di reservoir tersebut.

I Increasing carbon emissions from fossil fuel sources have prompted the Indonesian government to commit to reducing carbon dioxide (CO2) gas emissions from fossil fuel use, as part of climate change mitigation efforts. Knowing the CO2 capacity that can be stored in the reservoir, knowing the determination of suitable wells for CO2 storage, knowing the CO2 mechanism for solubility traps in the reservoir. In this study begins with data collection which includes data from reservoir fluid and grid data, after the data is obtained, the next step is to input data and also model the reservoir using the T-Navigator application, perform data matching and also analyze the trapped CO2 storage injection. The output results obtained are production without injection of 15.20 Bscf, production with injection of 16.13 Bscf, and trapped CO2. Furthermore, there are 3 cases that exist at different depths. in case 1 at a depth of 4000 ft trapped a total of 2.1 MMTCO2 then case 2 at a depth of 4500 ft trapped a total of 1.63 MMTCO2 and for the last case, which case 3 at a depth of 5200 ft trapped a total of 0.95MMTCO2. There are three scenarios for the best storage is in the first case at a depth of 4000 ft because it has the most trapped gas of 2.1 MMTCO2 than the other two cases. In oil and gas reservoirs that have experienced decline, they can store CO2 because they are included in one of the criteria for being able to store CO2. There are two effects of CO2 trapped in the reservoir, some are trapped by structural trapping and some are dissolved by the water in the reservoir. In oil and gas reservoirs that have experienced decline, they can store CO2 because they are included in one of the criteria for being able to store CO2. There are two effects of CO2 trapped in the reservoir, some are trapped by structural trapping and some are dissolved by the water in the reservoir.