Pemodelan Sekuestrasi Gas CO2 pada Saline Aquifer dengan Mekanisme Perubahan Fase dan Alterasi Mineral

Septi Anggraeni, Edward ML Tobing

Sari


Salah satu teknologi yang dapat diterapkan untuk mengatasi terbuangnya emisi gas CO2 ke
atmosfir bumi dari industri yang menggunakan bahan bakar fosil adalah Carbon Capture and
Storage (CCS). Dengan teknologi ini emisi gas CO2 dapat dipisahkan, disalurkan dan kemudian
diinjeksikan ke tempat penyimpanan (sekuestrasi) di formasi geologi, atau dalam rangka penerapan
Enhanced Oil Recovery (EOR) untuk meningkatkan produksi dari reservoir minyak pada tahap
tersier. Emisi gas CO2 tersebut dapat juga disimpan pada depleted reservoir gas, lapisan batubara
atau saline aquifer (reservoir air bersalinitas tinggi). Sebagai tempat penyimpanan gas CO2,
saline aquifer dianggap cukup aman karena dengan berjalannya waktu, maka gas CO2 yang larut
dalam air garam akan mengalami proses mineralisasi dan pengendapan. Di dalam reservoir saline
aquifer, mekanisme penyimpanan gas CO2 terdiri atas tiga tahap yaitu pada tahap pertama, gas
CO2 akan disimpan sebagai gas atau fluida supercritical pada reservoir yang mempunyai lapisan
tidak permeabel sebagai lapisan penutup (cap rock). Pada tahap kedua, gas CO2 akan larut ke
dalam air yang mengakibatkan perubahan sifat kebasaan air dan memengaruhi kelarutan mineral
yang terkandung dalam batuan. Dan tahap ketiga, gas CO2 akan berinteraksi dengan mineral
yang terkandung dalam batuan dan menghasilkan mineral baru yang dapat menyimpan gas CO2.
Pemodelan simulasi sekuestrasi gas CO2 pada saline aquifer berbentuk radial satu dimensi telah
dilakukan dengan menggunakan simulator ToughReact yang dapat merepresentasikan mekanisme
penyimpanan gas CO2 tersebut diatas dan memperkirakan kapasitas atau kemampuan reservoir
menyimpan gas CO2. Selain itu dapat diketahui penyebaran distribusi saturasi gas CO2, perubahan
pH yang mengakibatkan proses geokimia antara gas CO2 dengan mineral dalam batuan pasir serta
mineral yang terbentuk dari proses geokimia, dan perubahan porositas akibat perubahan mineral.
Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa potensi gas CO2 yang dapat tersekuestrasi secara permanen
pada saline aquifer untuk laju alir injeksi sebesar 90 kg/detik, 140 kg/detik dan 190 kg/detik selama
10 tahun masing masing sebesar 28.4 juta ton, 44.2 juta ton, dan 60.0 juta ton CO2.


Kata Kunci


Sekuestrasi gas CO2, saline aquifer, perubahan fase, altrasi mineral

Referensi


Corey, A. T., 1954, ”The Interrelation Between

Gas and Oil Relative Permeabilities”, Producers

Monthly, pp 38-41, November.

Katz, D.L. and Lee,R.L., ”Natural Gas

Engineering”, McGraw-Hill Publ.Comp., New

York,NY.

Pruess, K., 2005, ”ECO2N:A TOUGH2 Fluid

Property Module for Mixtures of Water, NaCl,

and CO2”, User Guide, University of California,

Berkeley, August.

Pruess, K., Xu, T., Apps, J., and Lawrence,

J.G.: ”Numerical Modeling of Aquifer Disposal

of CO2”, SPE 66537.

Spycher, N. F. and Reed, M.H., 1988, ”Fugacity

Coefficients of H2, CO2, CH4, H2O and of H2OCO

-CH4 Mixtures: “A Virial Equation Treatment

for Moderate Pressures and Temperatures

Applicable to Calculations of Hydrothermal

Boiling”, Geochim. Cosmochim.Acta, Vol.52,

pp. 739-749.

van Genuchten, M.Th., 1980, “A Closed-

Form Equation for Predicting the Hydraulic

Conductivity of Unsaturated Soil”, Soil Sci.Soc.

Am.J.,vol 44, pp 892-898.

Xu,T., Apps ,J.A, Karsten, P., 2004, ”Numerical

Simulation of CO2 Disposal by Mineral Trapping

in Deep Aquifer”, Applied Geochemistry, pp 917-

Xu,T., Apps, J.A, Pruess, K., 2005, ”Mineral

Sequestration of Carbon Dioxide in Sandstone

Shale System”, Chemical Geology, pp 295-

Xu,T., Sonnenthal, E., Spycher, N., and Pruess,

K., 2004, ”THOUGHREACT User’s Guide:

A Simulation Program for Non-isothermal

Multiphase Reactive Geochemical Transport in

Variably Saturated Geologic Media”, University

of California, Berkeley, September.




DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.45.2.690