Potensi cadangan gas ikutan di lapangan XT diketahui dapat mencapai 35,7 billion standard cubic feet (Bscf) (proven), ditambah 23,1 Bscf (probable), dan potensi produksi gas ikutan hingga tahun 2015 diketahui dapat mencapai 11 MMscfd per tahun. Hasil analisis laboratorium dari PT. XS pada tahun 2009 terhadap komposisi gas ikutan yang berasal dari lapangan XT diketahui mengandung CO2 39,73% dan CH4 50,14%. Berdasarkan potensi gas ikutan tersebut di atas, apabila tidak ditangkap dan diolah dengan baik dalam proses produksi di industri migas, tentu saja akan berdampak negatif terhadap lingkungan di sekitarnya. Hal ini berdasarkan hasil perhitungan potensi emisi CO2, CH4 dan GRK total dari hasil produksi gas ikutan yang berasal dari lapangan XT, masing-masing 42.260,5 ton CO2/tahun, 211,1 ton CH4/tahun, 6,51 x 10-7ton N2O/tahun, dan GRK total 46.692,79 ton CO2 ekuivalen/tahun. Berdasarkan potensi emisi GRK yang demikian besar, maka perlu segera dilakukan upaya pengendalian dan pemanfaatan gas ikutan di industri migas, agar tidak terlepas begitu saja sehingga dapat memicu terjadinya pemanasan global dan perubahan iklim bumi.
Proses pengendalian dan pemanfaatan gas ikutan di industri migas adalah suatu upaya untuk melakukan penangkapan dan pengolahan kembali gas CO2
yang berasal dari gas ikutan, yaitu suatu gas limbah yang tidak bisa digunakan lagi dalam proses pengolahan migas. Berdasarkan hasil identifikasi terhadap potensi gas ikutan yang dapat dimanfaatkan oleh PT. XS di lapangan XT, diketahui dapat mencapai 4,5 hingga 6,5 MMscfd, dan upaya tersebut masih dapat ditingkatkan hingga mencapai 11 MMscfd, jika dilakukan penambahan fasilitas pengolahan gas ikutan. Berdasarkan upaya pengendalian dan pemanfaatan gas ikutan tersebut, maka PT. XS dapat berperan penting dalam upaya mengurangi terlepasnya emis GRK ke atmosfir, khususnya gas CO2dan CH4, dan sekaligus dapat memanfaatkannya secara maksimal menjadi beberapa produk penting dan menguntungkan, seperti LPG, kondensat, dan lean gas, food grade dan industrial
grade, sehingga dengan demikian PT. XS telah berhasil mencapai tujuan dalam
penerapan produksi bersih dalam proses pengolahan migas, yaitu sukses mengendalikan dan memanfaatkan gas ikutan sebelum terlepas ke lingkungan.
CO2 yang berada di dalam gas ikutan dapat ditangkap dan dikendalikan dengan menggunakan beberapa cara penangkapan, salah satunya dengan metode penangkapan sesudah pembakaran (post combustion capture), yaitu suatu cara penangkapan dengan menggunakan cara penyerapan (absorption) CO2 secara kimia dalam proses unit amin di stasiun pengumpul migas. CO2 tersebut selanjutnya dapat dimanfaatkan dengan menggunakan metode enhanced oil
recovery (EOR), yaitu suatu cara penyimpanan dengan cara penginjeksian
(injection) CO2 ke dalam formasi geologi, sekaligus dapat mengeluarkan sisa cadangan migas (recovery) yang ada di dalam reservoir.
CO2dalam gas ikutan yang berasal dari lapangan XT, dapat disimulasikan dalam rancangan proses penangkapan CO2 dengan menggunakan program simulasi Aspen Plus. Simulasi proses removal gas CO2 dilakukan dengan menggunakan empat jenis larutan amin, yaitu monoetanolamin (MEA), dietanolamin (DEA), diisopropilamin (DIPA), dan metildietanolamin (MDEA), sebagai larutan penyerap (absorbent). Variasi dilakukan pada jumlah stage dari 7 hingga 17 di dalam kolom absorber. Pengamatan terhadap konsentrasi gas CO2
yang dapat ditangkap dan dikendalikan selama proses berlansung di dalam proses unit amin, dapat dilakukan dengan cara menganalisis proses terserapnya gas CO2
di dalam kolom absorber, dan menganalisis absorbent yang paling efisien dalam proses removal gas CO2.
Hasil rancangan proses penangkapan gas CO2 tersebut di atas menunjukkan bahwa jumlah gas ikutan dari lapangan XT yang dialirkan masuk ke dalam kolom absorber 85.000 kmol/jam. Hasil simulasi proses tersebut di atas menunjukkan pula bahwa pada jumlah stage 17 absorber dengan larutan amin DEA 30%wt sebagai absorbent merupakan rancangan proses yang paling efisien, jika dibandingkan dengan larutan amin lainnya. Tingkat efisiensi removal CO2
99,54%, disusul oleh MEA 97,17%, DIPA 96,59%, dan MDEA 91,93%. Rancangan proses simulasi ini sangat efisien dalam menurunkan konsentrasi gas CO2yang berasal dari gas ikutan, yaitu dari konsentrasi awal 39,73% dengan laju alir 33.762 kmol/jam pada input absorber, hingga dapat dikurangi konsentrasinya menjadi 17,49% dengan laju alir 5.906 kmol/jam pada output stripper.
Berdasarkan hasil perhitungan density gas 22,4 liter atau 22,4 Nm3/kmol terhadap berat molekul gas CO2, maka dapat diketahui bahwa jumlah gas CO2
yang bisa diproses dalam unit amin 66.277 kg CO2/jam atau 1.590 ton CO2/hari atau 580.585 ton CO2/tahun dari gas ikutan. Jumlah CO2yang bisa dimanfaatkan 11.594 kg CO2/jam atau 278 ton CO2/hari, atau 101.565 ton CO2/tahun dari proses
removal CO2 pada unit amin. CO2 tersebut selanjutnya dapat digunakan dalam proses injeksi ke dalam formasi geologi pada sumur EOR.
Dalam rancangan proses penyimpanan CO2, pada tahap awal dilakukan penyaringan karakteristik lapangan dan sumur migas tidak produktif, yaitu sumur XC-4, XG-1, XG-11, XT-27, dan XJ-140. Data dilengkapi dengan hasil identifikasi karakteristik geologi, fluida dan batuan reservoir, dengan parameter kedalaman, tekanan, temperatur, BJ API gravity, viskositas, porositas,
permeabilitas, densitas dan nilai tekanan tercampur minimum (TTM) dari masing-masing reservoir. Berdasarkan hasil penyaringan dan identifikasi tersebut dapat diketahui lapangan dan sumur EOR yang paling potensial. Data-data tersebut selanjutnya dapat disimulasikan untuk meramalkan produksi dan menghitung potensi keekonomiannya, berdasarkan sisa cadangan migas di dalam reservoir.
Hasil penyaringan kriteria dan karakteristik lapangan dan sumur EOR potensial menunjukkan bahwa sumur XJ-140 dan lapangan XJ merupakan sumur dan lapangan EOR yang paling potensial dalam proses injeksi gas CO2. Berdasarkan data hasil pengujian nilai tekanan tercampur minimum (TTM) dengan menggunakan slim-tube terhadap minyak lapangan XJ, maka dapat diketahui bahwa batasan nilai TTM yang dapat digunakan dalam proses injeksi minimum gas CO2ke dalam sumur injeksi, adalah 2.589,7 psi. Batasan dari nilai TTM tersebut di atas selanjutnya dapat digunakan pada rancangan proses penyimpanan CO2 dengan menggunakan CMG, yang bertujuan untuk dapat memperkirakan potensi perolehan migas hasil recovery dengan metode EOR dan proses pengembangan lapangan XJ. Khusus untuk hasil rancangan proses penyimpanan CO2 dengan menggunakan program simulasi reservoir, dengan 8 sumur injeksi, yaitu yaitu XJ-48, XJ-49, XJ-52, XJ-78, XJ-133, XJ-169, XJ-182 dan XJ-206, dan 2 sumur produksi, yaitu XJ-140, dan XJ-50, diketahui dapat
memberikan kumulatif produksi minyak bumi hasil EOR dari sumur produksi 5,075 MMstb selama 20 tahun proyek EOR berlangsung, dari tahun 2011 hingga 2030 dengan recovery factor 9,53%. Perolehan minyak 5,075 MMstb didapat dengan menginjeksikan total volume CO238,1 MMscfd sehingga total CO2yang dapat disimpan secara permanen ke dalam reservoir 2,055 Mton. Hasil estimasi dengan metode rule of thumb menunjukkan prakiraan pertambahan perolehan minyak dari lapangan XJ adalah 4,26 - 8,52 MMstb, yaitu 6,39 MMstb. Hasil estimasi tersebut juga menunjukkan bahwa kisaran volume CO2 yang dapat dinjeksikan ke dalam reservoir adalah 1,15 - 4,6 Mton, yaitu 2,59 Mton.
Dalam setiap produksi migas kemungkinan untuk terlepasnya emisi GRK dari hasil pembakaran gas ikutan adalah sangat besar. Perhitungan potensi emisi GRK tersebut berdasarkan jumlah hidrokarbon total yang terkandung di dalam migas hasil EOR, dan selanjutnya dapat dilakukan estimasi jumlah massa GRK yang terlepas dari hasil pengolahan migas hasil EOR tersebut. Berdasarkan hasil perhitungan potensi emisi GRK dari produksi minyak bumi, dapat diketahui bahwa potensi emisi CO2, CH4, N2O, dan GRK total yang dapat dihasilkan masing-masing 3.679,678 ton CO2/tahun, 0,275 ton CH4 min/tahun, 14,829 ton CH4max/tahun, 0,035 ton N2O/tahun, emisi total GRK minimal 3.696,34 ton CO2
ekuivalen/tahun dan emisi total GRK maksimal 4.001,97 ton CO2
ekuivalen/tahun. Khusus untuk gas alam, diketahui potensi emisi dari CO2, CH4, N2O dan GRK yang dapat dilepaskan ke atmosfir, yaitu masing-masing 3.159.985,1 ton CO2/tahun, 1.450,413 ton CH4/tahun, 6,51142 x 10-7 ton N2O/tahun dan 3.190.443,81ton CO2ekuivalen/tahun.
Berdasarkan hasil rancangan proses penyimpanan CO2 ke dalam formasi geologi, maka dapat diketahui langkah teknis dalam usaha pemanfaatan gas CO2
untuk diinjeksikan ke dalam sumur EOR potensial di lapangan XJ dengan potensi penyimpanan gas CO2 yang sedemikian besar. Salah satu manfaat utama dari injeksi CO2 adalah dari sisi kebersihan dan keamanan lingkungan, dengan CO2
yang seharusnya lepas ke atmosfer apabila dimanfaatkan dengan metode EOR dapat disimpan dengan aman ke dalam formasi geologi. Hal ini menunjukkan
bahwa metode EOR dapat membantu mengurangi emisi dan efek gas rumah kaca penyebab terjadinya pemanasan global dan perubahan iklim bumi.
Analisis kelayakan teknologi dan ekonomi selanjutnya dapat dilakukan dalam proses pengelolaan migas hasil recovery dari lapangan XJ dan sumur XJ-140. Analisis ekonomi yang dilengkapi dengan peramalan produksi migas selama 20 tahun dan perhitungan cash flow investasi proyek EOR, dengan parameter net
present value (NPV), minimum atractive rate of return (MARR), internal rate of return (IRR), payback of time (POT), dan probability index (PI). Pada bagian
akhir dilengkapi dengan perhitungan bagi hasil keuntungan penjualan migas dengan pemerintah daerah penghasil migas. Analisis kelayakan ekonomi tersebut bertujuan untuk dapat mengetahui manfaat hasil pengelolaan migas hasil EOR, terhadap industri migas dan pemerintah daerah penghasil migas.
Pada tahap awal dilakukan analisis dan evaluasi kinerja sumur migas yang tidak produktif, dengan tujuan untuk mengukur tingkat kapasitas produksi dan melakukan peramalan (forecast) kinerja sumur di waktu yang akan datang. Interpretasi data terhadap laju produksi dari tahun 1990 hingga tahun 2004 menunjukkan adanya gejala penurunan decline curve analysis dan dari data hasil produksi yang ada. Analisis rate decline dapat dilakukan dengan menggunakan diagnostik plot berupa perhitungan data log (qi/qt) terhadap t4. Berdasarkan hasil perhitungan tersebut di atas, maka produksi minyak hasil EOR dari lapangan XJ dapat diramalkan produksinya selama 20 tahun, dari tahun 2011 -2030, dengan total kumulatif produksi minyak 5,08 MMstb dan gas 329,08 MMscf.
Berdasarkan hasil peramalan tersebut di atas, maka dapat diketahui bahwa investasi proyek EOR di lapangan XJ adalah sangat menguntungkan bagi investor. Investasi awal yang dibutuhkan sebesar US$ 7.500.000 (Rp. 67.462.500.000) dan
internal rate of return (IRR) > minimum attractive rate of return (MARR).
Berdasarkan perhitungan cash flow investasi dapat dihasilkan net present value (NPV) US$ 247.000 (Rp. 2.219.469.000), internal rate of return (IRR) 17,41%, dan payback of period (PBP) dicapai selama 4 tahun dan 4 bulan pada tahun 2015, jika proyek dimulai pada tahun 2011 dengan profibality index 1,01.
Estimasi perhitungan keuntungan proyek EOR tersebut di atas menunjukkan bahwa usaha pengendalian dan pemanfaatan gas CO2yang berasal dari gas ikutan dari lapangan XT hingga dimanfaatkan dalam bentuk injeksi CO2
dengan metode EOR ke dalam sumur EOR potensial di lapangan XJ, dapat bernilai ekonomi yang sangat besar terhadap industri migas dan sekaligus bernilai positif dalam upaya mitigasi dampak negatif pemanasan global. Dalam usaha pengendalian dan pemanfaatan gas CO2berdasarkan pada ketentuan yang berlaku, maka saat ini terdapat tiga peraturan perundang-undangan yang mendasari tata cara regulasi dan peraturan di sektor migas dalam sistem pemerintahan otonomi daerah di wilayah kabupaten atau kota penghasil migas. Peraturan-peraturan tersebut adalah UU. No. 32 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah, UU. No. 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, dan UU. No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi.
Berdasarkan ketentuan yang berlaku dalam UU. No. 33 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah, maka dapat diketahui bahwa pemerintah kabupaten penghasil migas dapat memperoleh pemasukan dari bagi hasil keuntungan penjualan minyak US$ 143.864 (Rp. 1.294.060.000) dan pemerintah propinsi dapat memperoleh US$ 71.932 (Rp. 647.030.172). Khusus gas alam, pemerintah kabupaten penghasil migas dapat memperoleh pemasukan dari bagi hasil keuntungan penjualan gas US$ 213.902 (Rp. 1.924.053.798) dan pemerintah propinsi US$ 106.951 (Rp. 962.026.899) pada tahun pertama proyek EOR, dengan kurs US$ 1 = Rp. 8.995.
Berlakunya UU No. 32 Tahun 2004, dan UU No. 22 tahun 2001, maka pihak pemerintah daerah dimungkinkan untuk mengelola lapangan dan sumur EOR melalui BUMD atau koperasi daerah. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka dapat diperoleh manfaat yang begitu besar dari usaha pengendalian dan pemanfaatan gas CO2yang berasal dari gas ikutan. Manfaat tersebut dapat bernilai ekonomi yang sangat besar terhadap pemerintah daerah, khususnya dalam upaya pemasukan PAD. Hal ini sekaligus dapat membantu tersedianya pekerjaan baru bagi masyarakat lokal di sekitar industri migas, baik itu melalui BUMD maupun KUD, dengan ikut serta berpartisipasi dalam mengelola migas hasil EOR.
Dalam upaya pemanfaatan kembali sumur-sumur migas tidak produktif di sekitar industri migas, dan sekaligus memberdayakan masyarakat lokal melalui sistem corporate social responsibility (CSR), maka industri migas dapat mengaktifkan peran serta KUD. Pemberdayaan dapat berupa bantuan pendidikan dan pelatihan untuk peningkatan ketrampilan dan keahlian teknis individu, dan memberi bantuan modal, advokasi kelembagaan, dan konsultasi manajemen operasional kepada KUD untuk peningkatan kemampuan teknis organisasi.
Ketentuan perundang-undangan yang berkaitan dengan pemberlakuan 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.
Kewajiban dan tanggung jawab perusahaan bukan hanya kepada pemilik modal saja, melainkan juga kepada karyawan dan keluarganya, konsumen dan masyarakat sekitar, serta lingkungan hidup. Hal ini berlaku pula pada industri migas yang bergerak dalam kegiatan pengolahan migas memiliki kewajiban dalam mengembangkan kehidupan sosial masyarakat dan kelestarian lingkungan hidup yang berada di sekitar wilayah kuasa pertambangan dan kerja perusahaan.
CSR merupakan komitmen dari industri migas untuk berupaya membangun kualitas kehidupan yang lebih baik bersama dengan para pihak yang terkait (stakeholder), utamanya kepada masyarakat lokal yang berada di sekitarnya dan lingkungan hidup dimana perusahaan tersebut berada, yang dilakukan terpadu bersama dengan kegiatan usahanya secara berkelanjutan.
Manfaat positif yang dapat diperoleh industri migas dalam menjalankan tanggung jawab sosialnya melalui program CSR, adalah mendapatkan keuntungan perusahaan yang sebesar-besarnya akibat citra yang baik dari perusahaan dalam pandangan 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.