Kolokium Hasil Kegiatan Inventarisasi Sumber Daya Mineral – DIM, TA. 2003
MONITORING SUMUR UJI PANAS BUMI MT-2 MATALOKO,
KABUPATEN NGADA, NUSA TENGGARA TIMUR
Oleh:
Dedi Kusnadi, Bangbang Sulaeman, F. Sulistyohadi, M. Nur Hadi dan Vit Valianto. SUBDIT . PANAS BUMI
ABSTRACT
The monitoring of MT-2 Mataloko geothermal well test have been done on December 2003 (phase 6 in year 2003), representing the continuation from the previous phase monitoring during year 2002 and production test with the long term test method in the year 2001.
Condense blast from the steam in the MT-2 well shows a good continuity, during the year 2002, the average of well head pressure is 2.5 barg at bleeding line temperature for 95°C, while in 2003 the average of pressure is between 3.5 – 4.9 barg and temperature between 97 – 103°C.
Separated water fraction (SPW) was not obtained during the year 2003, only consisted of water that formed from condensed steam (SCS) and gases which are not condensed (NCGS). Chemical concentration in the SCS are very low with electricity conductivity are < 35 μmhos/cm and pH about 4.3 – 6. The silica concentration is less than 1 ppm and bicarbonate is not detected, so that the scaling and corrosive problem of well can be avoided.
Dominant gas concentration in the steam are CO2 and H2S, but the entire gas concentration
are less than 1,0 % mole, it is much more smaller than water concentration which is more than 99 % mole. Around the MT-2 location, at least there are 33 manifestations, such as; hot ground, alteration rock, hot spring, fumaroles, and sulfur sublimate. Gas concentration from eight manifestation sample shows more concentration from the limited value of gases, which are CO2 > 0,5 %; CO > 50 ppm and
H2S 20 ppm, but its concentration still naturally could be neutralized by free air, so that its
concentration became normal in the height 1 meter from the manifestation’s surface.
SARI
Monitoring sumur uji panas bumi MT-2 Mataloko telah dilakukan pada bulan Desember 2003 (tahap ke 6 dalam tahun 2003), merupakan kelanjutan dari pemantauan dari tahap sebelumnya selama tahun 2002 dan uji produksi dengan metode long term test pada tahun 2001.
Semburan uap sumur memperlihatkan kontinuitas yang baik, selama tahun 2002 tekanan kepala sumur (TKS) rata-rata 2,5 barg, pada temperatur bleeding line 95oC. Sedangkan tahun 2003
berkisar 3,5 – 4,9 barg pada temperatur 97-103oC. Selama tahun 2003 tidak diperoleh fraksi air
separasi (SPW), hanya terdiri dari air yang berasal dari uap yang terkondensasi (SCS) dan gas yang tidak terkondensasi (NCGS). Pada SCS konsentrasi kimia sangat rendah, dengan daya hantar listrik <35 μmhos/cm, dan pH 4,3-6,0. Konsentrasi silika kurang dari 1 ppm dan bikarbonat tidak terdeteksi, sehingga problem pengkerakan dan scalling pada sumur dapat dihindari.
Konsentrasi gas pada uap yang dominan adalah CO2 dan H2S, namun konsentrasi gas
keseluruhannya kurang dari 1,0 %mol jauh lebih kecil dari pada konsentrasi air yang lebih dari 99 %mol. Disekitar lokasi MT-2, sedikitnya terdapat 33 manifestasi berupa: tanah panas, batuan ubahan, air panas, fumarol, dan sublimasi belerang. Konsentrasi gas dari delapan manifestasi sebagai conto, menunjukkan konsentrasi yang lebih dari nilai ambang batas, yaitu CO2>0,5%;
CO>50 ppm; dan H2S>20 ppm, namun konsentrasinya masih dapat ternetralisir oleh oleh udara
bebas secara alami, sehingga konsentrasinya menjadi normal. pada ketinggian diatas 1 meter dari permukaan manifestasi.
1. PENDAHULUAN
Uap panas bumi dari sumur uji MT-2 Mataloko, telah menyembur sejak tahun 2000 sampai sekarang. Pemantauan uap sumur dan perkembangan manifestasi panas bumi sekitar lokasi telah dilakukan melalui pengamatan, pengukuran dan sampling uap yang tersembur untuk mengetahui kestabilan semburan uap, tekanan kepala sumur (TKS), temperatur
bleeding line (T BL), komposisi kimia terlarut
dalam fasa uap, air dan gas, serta penyebaran manifestasi panas bumi dan konsentrasi gas dari beberapa manifestasi.
Monitoring pada bulan Desember 2003 (tahap ke 6 dalam tahun 2003) merupakan kelanjutan dari monitoring tahap sebelumnya pada tahun 2001, 2002 dan tahun 2003.
Lokasi sumur uji MT-2 Mataloko, secara administratif termasuk kedalam wilayah Kecamatan Todabelu, Kabupaten Ngada, Propinsi Nusatenggara Timur. Secara geografis terletak pada posisi 121°03'45" BT dan 08°50'09" LS (gambar 1).
2. PERIODE WAKTU DAN METODE Monitoring Sumur Uji MT-2, Mataloko, selama tahun 2003 melalui 6(enam) tahap yaitu: tahap 1 (Juni 2003), tahap 2 (Juli), tahap 3 (Agustus), tahap 4 (September), tahap 5 (Oktober dan Nopember), serta tahap 6 (Desember 2003). Keenam tahap ini, merupakan kelanjutan kegiatan monitoring yang telah dilakukan pada tahap sebelumnya termasuk selama tahun 2002.
Berdasarkan hasil rata-rata enam tahap selama tahun 2002, dan masing-masing tahap 1 sampai 6 selama tahun 2003, yaitu: data fisik sumur (tekanan kepala sumur, temperatur
bleeding line), sifat fisik fluida (daya hantar
listrik dan pH uap), sifat kimia fluida (komposisi kimia terlarut dalam fraksi uap yang dipisahkan menggunakan separator, yaitu: SCS, SPW, ataupun NCGS), jumlah gas terlarut dan yang tak terkondensasi dibandingkan terhadap jumlah air dalam uap. Pemantauan terhadap manifestasi, diantaranya: temperatur dan jenis manifestasi serta konsentrasi gas CO2, H2S dan CO dari
beberapa manifestasi panas bumi yang muncul di lokasi sampai bulan Desember 2003, disajikan dalam bentuk peta (gambar 7).
3. HASIL DAN PEMBAHASAN 3.1 Sifat fisik sumur
Kondisi fisik sumur uji MT-2, seperti terlihat pada foto 1 memberikan data hasil pengukuran tekanan kepala sumur (TKS), temperatur bleeding line (T BL), tekanan pada Separator, dan temperatur separator . Skema konstruksi pengambilan sample pada monitoring sumur MT-2, seperti terlihat pada gambar 2.
Data tekanan kepala sumur (TKS) dan temperatur bleeding line yang diperoleh dari hasil monitoring selama tahun 2002 yang di rata-ratakan, dan setiap tahap (1-6) dalam tahun 2003, disajikan dalam bentuk grafik seperti terlihat pada gambar 3.
Tekanan kepala sumur selama tahun 2002, diperoleh rata-rata 2,5 barg, dan temperatur bleeding line berkisar 95 oC.
Sedangkan pada tahun 2003 periode tahap 1 sampai 6, terjadi kecenderungan yang naik dibandingkan tahun 2002, yaitu tekanan kepala sumur (TKS) berkisar 3,5–4,9 barg dan temperatur bleeding line (T BL) cukup stabil pada kisaran 97-103 oC. Perbedaan tekanan dan
temperatur dalam tiap periode selama tahun 2003 tidak terlalu besar, hal ini sebagai indikasi cukup stabilnya semburan uap sumur uji panas bumi MT-2, sejak tahun 2000 sampai sekarang.
3.2 Sifat Fisis Fluida
Pada setiap periode selama tahun 2003, menunjukkan tidak diperoleh fraksi air (tidak ada SPW), sebagai indikasi kondisi uap kering (dry
steam). Kualitas uap yang semakin baik
ditunjukkan oleh stabilnya daya hantar listrik dengan nilai rendah pada kisaran 25-35 μmhos/cm, didukung oleh pH rendah berkisar antara 4,3-5,0 diperkirakan akibat tingginya gas H2S yang tercium spesifik, kecuali pada periode
pengukuran tahap ke 2 (pada bulan Juli 2003) menunjukkan pH netral (pH =6).
3.3 Sifat Kimia Fluida
Fluida panas pada sumur uji MT-2, selama tahun 2002 masih diperoleh tiga macam, yaitu: fraksi air atau air separasi (SPW), yang telah dipisahkan melalui separator, dan fraksi air yang berasal dari uap terkondensasi (SCS) serta uap yang tidak terkondensasi atau non condensable gas (NCGS). Namun selama tahun 2003, hanya diperoleh SCS dan NCGS,
sedangkan fraksi air separsi (SPW), tidak diperoleh. Komposisi kimia terlarut dalam fasa uap (SCS), yang cukup signifikan hanya ditunjukkan oleh Cl dan NH4, namun semakin
lama semakin kecil nilainya. Sedangkan komposisi kimia terlarut lainnya, terutama kation menunjukkan konsentrasi rendah sampai tak terdeteksi. Komposisi kimia yang rendah tersebut menyebabkan rendahnya nilai pH, didukung oleh terdeteksinya gas H2S pada fluida,
yang tercium kuat yang spesifik langsung ketika pengambilan conto. Konsentrasi SiO2 yang
cenderung berkurang, kurang dari 1 ppm, dan tidak terdeteksinya HCO3 serta kalsium,
sebagai indikasi dapat terhindarnya scalling Silika dan atau kerak dari pengendapan kalsium karbonat pada konstruksi pipa sumur uji MT-2. 3.4 Kualitas Uap(Steam) Sumur MT-2
Berdasarkan analisis gas yang terlarut dalam uap serta gas yang tidak terkondensasi (NCGS), telah dianalisis gas-gas seperti berikut: H2, Ar, O2, N2, CO, CH4, CO2, SO2, H2S HCl
dan H2O, memberikan data bahwa jumlah gas
secara keseluruhan kurang dari 1,0 % mol, jauh lebih kecil dari pada konsentrasi air (H2O) yang
lebih dari 99 % mol dalam total kondensat, mengindikasikan kualitas uap (steam) yang baik. Dari konsentrasi gas-gas keseluruhan kurang dari 1 % mol tersebut, masih didominasi oleh konsentrasi gas CO2 dan H2S, sesuai dengan
konsentrasi gas yang umumnya ditemukan pada uap panas bumi.
3.5 Manifestasi Panas Bumi A. Manifestasi Sebelum Pemboran
Manifestasi panas bumi di daerah Mataloko sebelum dilakukan pemboran, hanya muncul di daerah Wae Beli (anak sungai Wae Luja). Jenis manifestasi panas bumi di daerah tersebut, terdiri dari fumarol, kubangan lumpur panas, pemunculan sumber air panas dan kenampakan batuan ubahan.
Fumarol, terdapat empat kelompok
fumarol yang letaknya saling berdekatan di sekitar daerah Wae Beli. Hasil pengukuran suhu fumarol, tercatat antara 96-98°C, sedangkan air yang tertampung bersifat asam (pH = 3).
Kubangan lumpur panas, muncul di
sekitar kenampakan fumarol dan sumber air panas yaitu di daerah Wae Beli/Wae Luja; muncul melalui batuan yang sama yaitu aliran
lava Rotogesa-2 dan dikontrol oleh struktur Sesar Normal Wae Luja. Temperatur lumpur panas terukur antara 90-96° C, pH = 3.
Mata air panas, terukur pada
temperatur antara 50-92° C, pH = 3, air panas mengeluarkan bualan gas berbau gas H2S yang
spesifik yang berperiodik di sekitar air panas terdapat endapan yang berwarna hijau, diduga merupakan mineral smektit dan sedikit endapan sulfur.
B. Manifestasi Pasca Pemboran, Pada Monitoring selama tahun 2003
Setelah dilakukan pemboran 3 (tiga) buah sumur yaitu masing-masing sumur dangkal MTL-01, sumur eksplorasi MT-1 dan MT-2, terjadi perubahan di sekitar sumur bor tersebut, terutama di sekitar sumur MT-1 dan MT-2 terdapat pemunculan manifestasi yang baru yaitu berupa pemunculan tanah panas/steaming
ground, kubangan lumpur panas, sublimasi
belerang, fumarol dan mata air panas. Pemunculan steaming ground (tanah panas) ini membentuk suatu zona berarah utara timurlaut – selatan baratdaya (NNE-SSW), atau berarah sekitar N10°E hingga N25°E (gambar 7). Pemunculan manifestasi baru ini diduga sebagai akibat kondensasi uap yang terperangkap pada kedalaman yang dangkal setelah dilakukannya pemboran sumur MTL-01, MT-1 dan MT-2.
Kondisi lingkungan sekitar lokasi sumur panas bumi MT-2 pasca pemboran sampai periode pemantauan bulan Desember 2003, telah mengalami banyak perubahan. Dari 33 titik amat pemantauan manifestasi di sekitar lokasi, baik manifestasi yang baru ataupun yang lama, berupa mata air panas, tanah panas, fumarol, lumpur panas dan sublimasi belerang, temperatur manifestasi berkisar 67.2 – 97.2°C. Dampak lingkungan lainnya berupa bertambahnya tanah kering dan tandus,. pepohonan kering yang tumbang dan mati, serta uap air dan gas yang terhembuskan dari manifestasi tersebut, disertai bau gas H2S yang spesifik semakin kuat.
Penyebarannya semakin melebar dan mendekati ke arah cellar (gambar 7)
Untuk mengantisipasi kemungkinan munculnya gas-gas beracun telah dilakukan pengukuran dari delapan titik amat manifestasi. Kandungan gas gas tertentu seperti H2S, CO2 dan
CO telah melebihi nilai ambang batas, sedangkan gas NH3 tidak terdeteksi. Namun pemantauan
permukaan tanah pada pemunculan manifestasi, komposisinya tidak terdeteksi, hal ini mengindikasikan bahwa jumlah gas yang dihembuskan dari manifestasi tersebut, masih dapat ternetralisir oleh gas-gas yang terdapat pada udara bebas di lokasi Mataloko. Sehingga sampai periode bulan Desember 2003 gas-gas tersebut belum membayakan untuk kehidupan manusia disekitar lokasi, terutama bila kondisi cuaca normal.
3. KESIMPULAN
Monitoring sumur uji panas bumi MT-2 Mataloko telah dilakukan pada bulan Desember 2003 (tahap ke 6 dalam tahun 2003), merupakan informasi terakhir tentang kondisi sumur uji MT-2, dari pemantauan tahap sebelumnya selama tahun 2002 dan uji uap melalui long term test pada tahun 2001,
Semburan uap dari sumur, secara visual memperlihatkan kontinuitas yang baik. Selama tahun 2002 tekanan kepala sumur (TKS) rata-rata 2,5 barg, pada temperatur bleeding line 95oC. Pada enam tahap selanjutnya selama
tahun 2003 terjadi kecenderungan yang naik berkisar 3,5 – 4,9 pada temperatur 97-103oC.
Selama tahun 2003 tidak diperoleh fraksi air separasi (SPW), hanya terdiri dari air yang berasal dari uap yang terkondensasi (SCS) dan gas yang tidak terkondensasi (NCGS).
Komposisi kimia terlarut pada conto SCS sangat rendah, sesuai nilai daya hantar listrik <35 μmhos/cm, dengan pH 4,3-6,0. Konsentrasi senyawa kimia sangat rendah termasuk Silika kurang dari 1 ppm dan bikarbonat tidak terdeteksi, sehingga problem pengkerakan dan scalling pada sumur dapat dihindari. Komposisi kimia gas pada uap yang dominan adalah CO2 dan H2S, namun
konsentrasinya gas keseluruhan kurang dari 0,1 %mol jauh lebih kecil dari pada konsentrasi air yang lebih dari 99,9% mol, hal ini sebagai indikasi kualitas uap yang kering (dry steam).
Disekitar lokasi MT-2, sedikitnya terdapat 33 manifestasi panas bumi berupa tanah panas, batuan ubahan, air panas, fumarol, dan sublimasi belerang. Konsentrasi beberapa gas pada delapan manifestasi sebagai conto yang diukur, menunjukkan konsentrasi yang lebih dari nilai ambang batas, yaitu CO2>0,5%; CO>50
ppm; dan H2S>20 ppm, Namun konsentrasi
gas-gas tersebut pada ketinggian diatas 1 meter dari permukaan manifestasi panas bumi masih dapat
ternetralisir oleh udara bebas secara alami, sehingga konsentrasinya menjadi normal.
UCAPAN TERIMA KASIH
Terimakasih penulis ucapkan kepada Bapak Kepala Sub Direktorat Panas bumi, atas izin penggunaan data dan kesempatan yang diberikan, serta kepada panitia presentasi hasil kerja Direktorat Inventarisasi Sumber Daya Mineral, atas memungkinkan dimuatnya tulisan ini.
DAFTAR PUSTAKA
Fournier, R.O., (1981), Application of Water Geochemistry Geothermal Exploration and Reservoir Engineering, “Geothermal System : Principles and Case Histories”. John Willey & Sons, New York.
Giggenbach, W.F., (1988), Geothermal Solute Equilibria Derivation of Na – K - Mg – Ca Geoindicators, Geochemica et Cosmochemica, Acta 52, 2749 – 2765. Giggenbach, W.F., dan Goguel(1988), Methods
for the collection and Analysis of Geothermal and volcanic water and gas samples, Report No. CD 2387 Chemistry Division Department of Scientific and Industrial Research, Petone, N.Z. Report No. CD 2387. Koga, A., (1978), Hydrothermal Geochemistry,
A text for the 9th International Group
Training Course on Geothermal Energy heald at Kyushu University.
Lawless, J., (1995), Guidebook An Introduction to Geothermal system, short course, Unocal Ltd., Jakarta.
Mahon K., Ellis, A.J., (1977), Chemistry and Geothermal system, Academic Press, Inc. Orlando.
Nanlohy, F., (1999), Laporan Pengeboran dan Pengujian Sumur Landaian Suhu, Daerah Panasbumi Mataloko, Kabupaten Ngada, Nusa Tenggara Timur, Dit. Vulkanologi, Unpublished.
Gambar 1. Peta Lokasi Sumur Panas bumi MT-2, Mataloko
B lee di ng Li ne ID = 1 .63 in. , id = 0. 08 in . WHP drain Up stream Mi n i S e p a ra to r Level indicator Bleed Bar gauge Down stream A B C F E D 0.24 m 0.72 m 0.65 m 0.63 m
A Side Valve 2 1/2 in. - 600 IKS - SCPH2
Tee 6 in. - 2 ½ in. Home Made Side Valve 2 in. - 600 IKS - SCPH21/2
Top Valve 2 in. - 300 IKS - SCPH21/2 B D F B lee di ng Li ne ID = 1 .63 in. , id = 0. 08 in . WHP drain Up stream Mi n i S e p a ra to r Level indicator Bleed Bar gauge Down stream A B C F E D 0.24 m 0.72 m 0.65 m 0.63 m
A Side Valve 2 1/2 in. - 600 IKS - SCPH2
Tee 6 in. - 2 ½ in. Home Made Side Valve 2 in. - 600 IKS - SCPH21/2
Top Valve 2 in. - 300 IKS - SCPH21/2 B D F = = = = = = E C
Master Valve 8 in. - 600 IKS - SCPH2 Control Valve 6 1/8 in. C.C.S.
Keterangan E 3.10 x 1. 68 x 1. 20 m Sa m p lin g Po in t N o zz le fo r C a lo rim e te r Tu 80 85 90 95 100 105 110 Tahap 1 - 6 (2002) Tahap 1 (2003) Tahap 2 (2003) Tahap 3 (2003) Tahap 4 (2003) Tahap 5 (2003) Tahap 6 (2003) Temperat ur ( °C ) 0 1 2 3 4 5 6 Tekanan ( b arg) TKS Temp
Gambar 2. Skema konstruksi monitoring sumur MT-2
0 2 4 6 8 10 12 14
Al Na K Li Ca Mg Fe As NH4+ HCO3 Cl SO4- B F SiO2
Senyawa
mg/l
Tahap 1-6 (2002) rata rata Tahap 1 (2003) Tahap 2 (2003) Tahap 3 (2003) Tahap 4 (2003) Tahap 5 (2003) Tahap 6 (2003)
Gambar 4. Grafik Beberapa Senyawa Kimia pada Periode Waktu
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4
Tahap I Tahap II Tahap III Tahap IV Tahap V Tahap VI
Periode % m o l tota l k onde ns a t 97.5 98.0 98.5 99.0 99.5 100.0 % mo l H2O CO2 H2S H2O
Gambar 6. Grafik hubungan antara Conductivity, pH dan waktu 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 Tahap 1 - 6 (2002) Tahap 1 (2003) Tahap 2 (2003) Tahap 3 (2003) Tahap 4 (2003) Tahap 5 (2003) Tahap 6 (2003) Waktu Conduc tiv ity ( μmhos /c m) 0 1 2 3 4 5 6 7 pH DHL SCS DHL SPW pH
