CBM DI INDONESIA
TUGAS
COALBED METHANE
Dibuat
tugasr mata kuliah Coalbed Methane pada Jurusan
Teknik
Pertambangan Fakultas Teknik
Universitas
Sriwijaya
Oleh:
Deni
Pradesta
Nyimas Aljaniah Zahra
Muammar Faradika
UNIVERSITAS
SRIWIJAYA
FAKULTAS
TEKNIK
2015
COALBED
METHANE DI INDONESIA : DARI PERSPEKTIF OPERATOR
I.
CBM
Indonesia
Coalbed methane (CBM) adalah bentuk dari gas alam yang
terjadi di batubara. Selama proses koalifikasi, sejumlah besar gas (kebanyakan
metana) terbentuk secara biologis dalam lapisan batubara dan terlepas selama
ekstrasi batubara. Walaupun produksi CBM adalah aspek pelengkap pertambangan
batubara. Ini sudah mulai mendapatkan perhatian dalam beberapa tahun terakhir.
CBM memiliki potensi besar sebagai sumber daya
global karena didunia mengandung cadangan berlimpah gas. Selain itu CBM adalah
bahan bakar yang ramah lingkungan. Negara-negara yang memiliki cadangan CBM
yang besar dan aktif dalam produksinya adalah Rusia, China, Alaska, Australia,
Kanada dan Amerika Serikat. Sebagian besar cadangan dunia dari CBM, namun masih
belum dimanfaatkan.
Cadangan
CBM di Indonesia adalah salah satu cadangan CBM terbesar di dunia. Saat ini,
cadangan negara diperkirakan kurang lebih 453 triliun kaki kubik (tcf) yang
setara dengan sekitar enam persen dari total cadangan CBM dunia. Angka ini juga
menunjukkan bahwa cadangan CBM di Indonesia lebih dari dua kali lipat cadangan
gas alam dunia. Namun, pemanfaatan di Indonesia dari sumber energi tersebut masih
rendah.
Potensi
CBM terbesar di Indonesia terletak pada:
a.
Sumatera
Selatan
b.
Kalimantan
Selatan
c.
Kalimantan
Timur
Dan beberapa potensi CBM kecil di
Indonesia terletak pada:
a.
Riau
b.
Bengkulu
Pertama proyek
CBM yang signifikan di Indonesia merupakan lapangan Sanga Sanga di Kalimantan
Timur yang mendapat penghargaan - pada tahun 2009 - untuk sebuah konsorsium di
mana BP dan ENI memegang saham besar. Perusahaan energi milik negara Pertamina
melakukan proyek CBM kedua dunia (terletak di Sumatera Selatan) melalui anak
usahanya Pertamina Hulu Energi. Menjelang masa mendatang, perusahaan ingin
lebih mengembangkan aset CBM di negara ini.
Pemerintah
Indonesia telah menyadari potensi CBM sebagai sumber daya untuk pembangkit
listrik karena efektivitas biaya (dibandingkan dengan impor minyak) dan sifat
ramah lingkungan. Mulai tahun 2007 pemerintah telah melewati beberapa
undang-undang baru untuk pengembangan CBM sebagai bagian dari program untuk
merangsang pengembangan sumber daya yang tidak konvensional. Undang-undang ini
ditujukan untuk memberikan perlindungan yang lebih bagi investor dan
meningkatkan bagi hasil CBM operator hingga 45 persen (minyak dan operator gas
menerima 15 dan 30 persen masing-masing). Namun mengingat bahwa pengembangan
CBM di Indonesia masih agak dalam keadaan masa pertumbuhan Bidang, demikian
pula kerangka hukumnya. Regulator migas negara Indonesia BPMigas (yang diubah
menjadi SKK Migas pada tahun 2012) yang disetujui lebih dari 50 kontrak
pengembangan CBM dalam beberapa tahun terakhir.
Pemerintah
Indonesia bermaksud untuk mengangkat peran sumber terbarukan dalam kombinasi
energi dunia ke arah masa depan :
|
Energy Mix
2011 |
Energy Mix
2025 |
50%
|
23%
|
|
24%
|
30%
|
|
20%
|
20%
|
|
Renewable Energy
|
6%
|
26%
|
Perusahaan besar CBM di Indonesia
diduduki oleh:
• Ephindo
|
• Medco Energi International
|
• Pertamina Hulu Energi
|
• Energi Mega Persada
|
• Bumi Resources
|
II.
Status
dari Projek CBM EPHINDO
II.1.
Blok
Sekayu, Sumatera Selatan
Di Sumatera Selatan terdapat 2 lokasi eksplorasi
CBM, yaitu Sekayu I dan Sekayu II
a.
Sekayu
I
Sekayu I mendapatkan penghargaan PSC (Production
Sharing Contract) CBM Indonesia ketika ditandatangani pada Mei 2008. Perusahaan
gabungan dioperasikan oleh Medco Energi, Perusahaan Minyak dan Gas independen
terbesar di Indonesia, yang memiliki 50% hak kepemilikan. Ephindo memiliki
kepemilikan ekonomis yang efektif dari 21,5% di PSC, melalui sahamnya di
Selatan Sumatera Energy Inc (SSE), yang dalam proses diubah menjadi kepentingan
kerja langsung, dengan persetujuan Pemerintah.
Sekayu terletak di cekungan Sumatera Selatan, yang
diperkirakan memiliki potensi CBM dari 180 tcf, dan memiliki manfaat
infrastruktur minyak dan gas yang ada cukup besar. The PSC meliputi area seluas
583 km2. Sampai saat ini partner sudah dibor dua inti-ke-pilot sumur
dan satu inti dengan baik. Kegiatan dewatering sudah dimulai di dua sumur uji
coba, dengan gas yang telah mengalir ke permukaan.
|
||||||||||||
|
b.
Sekayu
II
PSC CBM Sekayu II ditandatangani pada 9 Oktober
2013, dan merupakan projek pertama Ephindo yang dioperasikan di cekungan
Sumater Selatan. PSC terdiri dari dua blok, yang berdekatan dengan PSC CBM
Sekayu I, di mana Ephindo memiliki 21,5% saham yang tidak beroperasi. Ini,
dikombinasikan dengan Studi Bersama yang diselesaikan di wilayah tersebut di
2012, memberikan Ephindo pemahaman teknis yang kuat tentang wilayah tersebut
dan menempatkan perusahaan di posisi yang bagus untuk mempercepat projek Sekayu
II.
Ephindo mempunyai 74% saham di PSC, dengan sisa
saham dimiliki oleh Star Energy yang mempunyai dan mengoperasikan tumpang
tindih PSC yang konvensional.
|
||||||||||||||
|
II.2.
Blok
Sangatta I, Kalimantan Timur
Sangatta I CBM PSC terletak di Kalimantan Timur dan
ditandatangani pada 13 November 2008. Ephindo mempunyai hak ekonomis yang
efektif dari 24% di kontrak tersebut dan bersama-operator, melalui sahamnya di
Sangatta CBM Inc Barat (SWCI), yang dimiliki bersama oleh Dart Energy Ltd
pasangan lainnya di blok ini adalah perusahaan minyak nasional Indonesia,
Pertamina, dengan working interest 52%. Blok tersebut awalnya meliputi area
seluas 1.301 km2, namun sejak itu telah dikurangi menjadi 1.168 km2 setelah
pelepasan wajib 10%.
Komitmen kerja tiga tahun adalah: G & G
penelitian; delapan lubang inti; dan lima sumur eksplorasi. Sampai saat ini
tiga lubang inti dan empat lubang percontohan telah selesai di bagian
selatan-timur dari blok, dengan gas arus yang didirikan dari Maret 2011.
Dalam jangka dekat, perusahaan patungan berencana
untuk menjual gas dari sumur percontohan untuk digunakan oleh PLN di unit
pembangkit listrik berbahan bakar gas 1 MW. Unit ini akan memasok listrik untuk
proyek itu sendiri, serta kota-kekuatan kekurangan Sangatta, yang saat ini
mengandalkan tenaga diesel berbahan bakar mahal untuk sebagian besar dari
kebutuhannya.
II.3.
Blok
Kutai Batumas, Kalimantan Timur
Ephindo memiliki 50% dan beroperasidi Kutai Timur
CBM PSC, yang ditandatangani pada tanggal 1 April 2011. Sisa 50% dipegang oleh
perusahaan minyak terbesar ke-5 di dunia dan produsen gas terbesar di
Indonesia. Blok ini disediakan 1,496 km2 dalam ukuran dan terletak sekitar 100
km sebelah barat dari Bontang LNG Plant dan kota Sangatta.
Tiga tahun komitmen
yang kuat terdiri dari: G & G penelitian; dua sumur inti; dan dua sumur
eksplorasi. Pengeboran di blok dimulai pada akhir-2012. Prognosis Batubara Bituminus
ke sub-bituminus dan muncul dalam beberapa lapisan dari 2-5m masing-masing.
III.
Pembaruan
Program Eksplorasi : Blok Sekayu
III.1.
Program
Kerja Eksplorasi
Program kerja eksplorasi di Blok Sekayu mempunyai
tujuan sebagai berikut :
1)
Mendapatkan
keyakinan yang cukup dari program eksplorasi untuk dilanjutkan ke tahap
pembangunan
2)
Menentukan
spacing optimum
3)
Menentukan
penyelesaian optimum
III.2.
Proses
Transportasi Gas di Penampungan Gas Batubara
III.3.
Blok
Sekayu Ephindo
III.4.
Parameter
Penting untuk CBM
a.
Permeabilitas
Pada
reservoir CBM kita tahu bahwa permeabilitas adalah parameter utama dalam menentukan
respon dari reservoir, reservoir coal-seam. Permeabilitas yang tinggi akan
meningkatkan produksi gas karena proses desorpsi gas terjadi cepat. Makalah ini
menyajikan sebuah ide baru untuk mempercepat produksi reservoir CBM dengan
menerapkan stimulasi vibrasi kepada sampel core CBM yang diperkirakan secara
konservatif efek dari vibrasi tersebut akan memperbaiki properti batuan
(porositas dan permeabilitas) dari sampel core CBM tersebut.
b.
Anisotropy
Anisotropi
(Anisotropy) adalah : sifat (permeabilitas) material yang tidak seragam pada
arah aliran rembesan yang berbeda. Misalnya, penyerapan pada lapisan batubara,
permeablilitas arah mendatar berbeda dengan arah vertical.
c.
Kapasitas
Gas
Rank
atau tingkat kematangan batubara, yang ditunjukkan dengan nilai vitrinit
reflectance (Ro) batubara. Batubara dengan rank menengah Ro 0,55% - 2 %
memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik. Makin besar tekanan makin besar
kapasitas serapan gas tetapi dengan kecepatan yang makin berkurang sewaktu
mendekati batas jenuhnya. Makin tinggi temperatur makin kecil kapasitas
serapannya atau mempertinggi desorpsi gasnya. Makin tinggi kandungan mineral
matternya, makin kecil kapasitas serapan gasnya.
d.
Saturation
Hasil
lain dari proses coalifikasi adalah air. Air memiliki tempat yang penting dalam
analisa CBM. Air dapat tersimpan dibatubara melalui dua cara, yaitu : (a)
sebagai air yang terikat di matriks batubara dan (b) sebagai air bebas pada
cleat. Matriks yang mengikat air tidak mobile dan menunjukkan pengaruh yang
signifikan dalam recovery methane dari batubara. Namu, air bebas pada cleat
merupakan salah satu parameter yang penting dalam produksi methane. Air bebas
bersifat mobile pada saturasi air yang tinggi (lebih besar dari 30%). Banyak
endapan batubara merupakan sistem aquifer yang aktif dan saturasi airnya 100%
pada cleat system.
e.
Ketebalan
batubara
f.
Porositas
Sebagai
produksi terjadi dari reservoir batubara, perubahan tekanan yang diyakini
menyebabkan perubahan porositas dan permeabilitas batubara. Hal ini umumnya
dikenal sebagai penyusutan matriks / pembengkakan. Sebagai gas desorbed,
tekanan yang diberikan oleh gas di dalam pori-pori berkurang, menyebabkan
mereka menyusut dalam ukuran dan membatasi aliran gas melalui batubara. Seperti
pori-pori mengecil, menyusut matriks secara keseluruhan juga, yang akhirnya
dapat meningkatkan ruang gas dapat berjalan melalui (yang cleat), meningkatkan
aliran gas.
III.5.
Penurunan
Gas Batubara dengan Mengeluarkan Air dan Gas
III.6.
Tipikal
Kapasitas Gas untuk Batubara Tidak Jenuh
III.7.
Metodologi
Penyelesaian Sementara Batubara
III.8.
Prosedur
yang Direkomendasikan
Pada program kerja eksplorasi ini, prosedur yang
direkomendasikan antara lain :
1)
Uji
bor dan produksi sebuah sumur dengan satu ketebalan lapisan batubara, oleh
perekahan lapisannya.
2)
Uji
bor dan produksi sebuah sumur dengan lubang horizontal multilateral setidaknya
dua lapisan batubara.
3)
Cocokkan
terlebih dahulu data produksi gas dan air untuk memperoleh deskripsi waduk yang
baik.
4)
Gunakan
data dari pencocokan sebelumnya untuk menentukan jarak sumur optimal.
5)
Pada
titik ini kita memiliki data dari dua sumur sehingga kita dapat menggunakan
simulator untuk melihat penyelesaian lain dan jarak sumur.
III.9.
Profil
Kasus Dasar Produksi
IV.
Tantangan
dan Peluang Saat Ini
IV.1. Tantangan
Adapun
tantangan yang ada saat ini, antara lain:
a.
Teknologi
1)
Keterbatasan
informasi geologis dan pemboran
2)
Teknologi
baru, operasi dewatering dan produksi air yang besar, laju produksi gas yang
rendah, butuh ratusan sumur, berbagi fasilitas di area yang tumpang tindih,
cocok untuk tujuan pemboran, alat-alat khusus dan jasa kontraktor yang
berpengalaman.
3)
Gas
terus menerus diproduksi sebelum POD (Plan of Development).
b.
Sumber
daya manusia
1)
Kurangnya
keahlian CBM di negara, di perusahaan minyak dan gas, di badan pengawas, di
perusahaan jasa.
2)
Butuh
pelatihan khusus CBM di luar negri.
3)
Banyak
petugas keamanan yang dibutuhkan.
c.
Investasi
Industri
CBM akan memulai krisis global ekonomi, harga minyak mentah mempengaruhi harga
gas.
d.
Lingkungan
hidup
Gas
terus menerus diproduksi sebelum POD, produksi air yang besar, mengumpulkan
ratusan baris sumur, program rehabilitasi dan implementasi, tumpang tindih
dengan pertanian, perkebunan, dan wilayah masyarakat.
e.
Legal
Koordinasi
antara: pemerintahan pusat dan lokal, operator minyak dan gas dan pemegang izin
CBM, pemegang izin KP/CCoW dan CBM, legal untuk menjual gas yang sudah
diproduksi sebelum POD.
IV.2. Peluang
a.
Harga
minyak mentah yang rendah harus membawa perkembangan turun harga:
1)
Ketersediaan
rig
2)
Harga
baja dan dukungan layanan
b.
Cadangan
gas konvensional yang habis membuka kesempatan bagi CBM untuk mengisi celah.
c.
Domestic
Market Obligation (DMO) adalah peluang pasar domestik untuk CBM (kesempatan
perdagangan).
d.
Menjual
gas yang sudah diproduksi sebelum POD akan menarik investor (jika dibagi antara
industri minyak dan gas dan kontraktor).
V.
Kesimpulan
Dari hasil bahasan di atas, dapat disimpulkan bahwa
:
1.
CBM
berpotensi dalam program diversifikasi energi nasional.
2.
Mengembangkan
sumber CBM nasional adalah salah satu cara untuk mengatasi defisit energi
nasional.
3.
Industri
minyak dan gas perlu membawa suasana yang lebih kondusif dalam segala aspek (hukum,
keuangan, fiskal, keamanan, dll) untuk menantang pengembangan CBM nasional.
4.
Transfer
teknologi CBM dari luar negeri perlu dipercepat
5.
Ada
tantangan untuk mengatasi dan kesempatan untuk mengejar.
6.
Ephindo
tetap mempelopori ekplorasi dan perkembangan CBM nasional, berharap mempunyai
aliran gas di 2012.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. Coalbed
Methanes in Indonesia - http://www.indonesia-investments.com/id/bisnis/komoditas/coalbed-methane/item269.
Diakses pada 11 April 2015.
Anonim. Operations
– http://www.ephindo.com/operations.
Diakses pada 11 April 2015.
Anonim. 2010. MENENTUKAN
CADANGAN CBM (COAL BED METHANE) MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE - http://semutberbisik.blogspot.com/2010/02/menentukan-cadangan-cbm-coal-bed.html.
Diakses pada 16 April 2015.
Suryana, Asep dan Fatimah. 2012. Tinjauan Terhadap Bitumen Padat Dan Gas
Metan Batubara Di Indonesia - http://psdg.bgl.esdm.go.id.
Diakses pada 16 April 2015.
Tanuwijaya, Christian. 2009.
Seeking
Effects Of Vibration Stimulation On Coalbed Methane (CBM) Reservoir To
Accelerate Gas Production Using Laboratory And Reservoir Stimulation Studies - http://www.bgl.esdm.go.id.
Diakses pada 16 April 2015.
Siahaan, Jefri Hansen. 2010. Coal Bed Methane - http://arsipteknikpertambangan.blogspot.com.
Diakses pada 16 April 2015.