Coalbed Methane Di Indonesia

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
Oil	50%	23%
Coal	24%	30%
Gas	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.

Signed ​May 2008 ​Total Area ​583 sq. km² ​Basin ​South Sumatra ​Target Formation(s) ​Palembang Pangadeng ​Typical Seam Thickness* ​~20m ​Coal Quality ​ Sub-Bituminous

​ Effective Participating Interests​ ​ ​Medco Energy (operator) ​50.0% ​McLaren/CBM Asia/FEM* ​28.5% ​Ephindo* ​21.5% *Held via South Sumatra Energy Inc.​ ​

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.

​Signed ​October 2012 ​Total Area ​451 sq. km² ​Basin ​South Sumatra ​Target Formation(s) ​Palembang Pangadeng ​Typical Seam Thickness* ​~20m ​Coal Quality ​Sub-Bituminous ​Prognosed by analogy to Sekayu I ​

​ Effective Participating Interests ​ ​Ephindo (operator) ​74.0% ​Star Energy ​26.0%

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.