Gambar Sampul
PENGANTAR
Saat ini pemerintah Indonesia terus berupaya untuk memenuhi kebutuhan akan energi gas nasional yang terus meningkat secara signifikan. Peningkatan ini terutama disebabkan oleh tingginya permintaan di sektor industri, serta tuntutan untuk menggunakan energi ramah lingkungan manjadikan gas sebagai sumber energi yang paling kompetitif. Kenyataan ini mendorong pemerintah secara intensif mencari dan mengembangkan sumber gas alternatif. Salah satu potensi sumber gas alternatif adalah Gas Metana Batu bara (GMB) atau yang lebih populer dikenal sebagai Coalbed Methane (CBM).
GMB tersebut memainkan peranan penting dalam bauran energi (Energy
Mix) Nasional sebagai sumber energi andalan dan bahan bakar fosil
yang bersih. Ke depan, GMB sebagai sumber energi baru diharapkan dapat menjadi solusi alternatif terhadap kemungkinan kekurangan pasokan energi listrik, karena keberadaannya yang cukup menjanjikan khususnya di Sumatera dan Kalimantan. Sejalan dengan pengembangan pengusahaan dan pemanfaatan GMB baik dalam penelitian maupun lapangan, tentu tidak akan terlepas dengan kebutuhan informasi GMB sebagai rujukan. Pengalaman dan pengetahuan LEMIGAS dalam melaksanakan Pilot Project GMB di lapangan Rambutan yang disusun menjadi buku "Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat" diharapkan dapat menjadi sumber informasi.
Dengan tersusunnya buku ini, saya menyampaikan penghargaan dan ucapan terima kasih atas jerih payah yang telah dilakukan oleh Bidang Afi liasi dan Informasi serta pihak terkait, semoga karya ini dapat memberikan pemahaman mengenai potensi dan pemanfaatan GMB di Indonesia.
Jakarta, Desember 2012
Kepala Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”
PRAKATA
CBM (Coal Bed Methane) atau Gas Metana Batubara merupakan famili gas alam dengan dominasi gas metana yang dihasilkan selama proses pembatubaraan dan juga terperangkap dalam batubara. Gas metana memiliki kadar kalori yang paling rendah dibandingkan gas alam lainnya dan karena memiliki rantai atom tunggal sehingga menghasilkan gas buang atau asap yang lebih sedikit. Dengan demikian lebih ramah lingkungan dibandingkan gas lainnya.
Penelitian potensi GMB di Indonesia diawali dari studi kelayakan dan potensi di cekungan Sumatera Selatan yang kemudian menjadi proyek percontohan GMB di Lapangan Rambutan, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan. Dengan jumlah cadangan sebesar 183 Tcf di Cekungan Sumatera Selatan maka layak untuk dikaji sebagai proyek percontohan dan unggulan serta diharapkan dapat menjadi inisiator bisnis pengusahaan GMB di Indonesia. Penelitian kemudian difokuskan pada penyelesaian sumur dan pelaksanaan dewatering. Kegiatan ini merupakan pionir pengusahaan pengembangan GMB di Indonesia. Proyek tersebut terus dilanjutkan dengan melakukan pemboran 5 sumur uji CBM.
Dengan potensi GMB yang ada, maka produksi GMB dapat dimanfaatkan menjadi energi listrik. Pada tahun 2010, Pemerintah mengeluarkan satu kebijakan yang kemudian direspon oleh Dirjen Migas dengan GMB to Power. Kebijakan ini sejalan dengan tujuan awal, yaitu pengembangan GMB di Indonesia untuk meningkatkan rasio elektrifi kasi nasional. Pada tahun 2011, Puslitbangtek Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” telah menguji pemanfaatan gas untuk pembangkit listrik di sumur GMB 3 dan 4 dengan memasang generator berkapasitas 12 KVA dan listrik yang dihasilkan sementara ini dipergunakan untuk penerangan lokasi. Hal ini membuktikan juga bahwa GMB sudah siap untuk dimanfaatkan menjadi energi listrik. Keberhasilan pembuktian gas dari proyek percontohan GMB telah mendorong bergeraknya industri untuk mengembangkan sumber daya GMB.
PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN
TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI “LEMIGAS”
Heribertus Joko Kristadi
Gas metana batu bara : energi baru untuk rakyat/penulis, Heribertus Joko Kristadi, Destri Wahyu Dati; penyunting Daru Siswanto. -- Jakarta : Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS, 2012.
129 hlm. ; 24 cm.
Bibliografi : hlm. 129 ISBN 978-979-8218-26-2
1. Metana batu bara II. Judul. II. Destri Wahyu Dati III. Daru Siswanto
665.772
Hak Cipta @ 2012 Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”
PENGARAH
Dra. Yanni Kussuryani, M.Si.
Penyunting
Ir. Daru Siswanto
Penulis
Drs. Heribertus Joko Kristadi, M.Si.
Destri Wahyu Dati,S.Sos.
Narasumber
Ir. Eko Susanto
Ir. Panca Wahyudi S.
Ika Kaifi ah, ST., MT.
Wiwien Winarsih, SH., M.Hum.
DAFTAR ISI
KATA PENGANTAR ... i PRAKATA ... ii ISBN ... ... iii PENGARAH ... iv DAFTAR ISI ... .... v BAB 1. PENDAHULUAN ... 1BAB 2. GAS METANA BATUBARA SEBAGAI ENERGI BARU ... 5
2.1. Mengenal Gas Metana Batu bara ... 5
2.2. Reservoir Gas Metana Batu bara... 7
2.3. Rekahan Batubara ... 9
2.4. Produksi Gas Metana Batu bara ... 11
2.5. Kandungan Gas dalam Batu bara ... 15
BAB 3. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA ... 19
3.1. Eksplorasi Gas Metana Batu bara ... 19
3.2. Perhitungan Cadangan Gas Metana Batu bara ... 21
BAB 4. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA DI BEBERAPA NEGARA ... 25
4.1. Kanada . ... 25
4.2. Amerika Serikat. ... 26
4.3. Cina ... 27
4.4. India ... 28
BAB 5. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA DI INDONESIA ... 31
5.1. Kajian Potensi GMB Cekungan Sumatera . ... 32
5.2. Pilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan ... 40
5.4. Pemanfaatan GMB untuk Listrik ... 51
5.5. Hasil Pengamatan Air Terproduksi ... 54
BAB 6. KAJIAN KEEKONOMIAN PENGELOLAAN GAS METANA BATU BARA ... 61
6.1. Model Fiskal ... 61
6.2. Pemanfaatan GMB... 68
6.3. Perbandingan Harga GMB ... 77
BAB 7. REGULASI PENGUSAHAAN GMB ... 85
7.1. Peraturan Perundangan Terkait . ... 85
7.2. Pengusahaan GMB ... 88
7.3. Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja GMB... 89
BAB 8. PEMANFAATAN GMB UNTUK PEMBANGKIT LISTRIK RUMAH TANGGA ... 91
8.1. Biaya Investasi Peralatan Pembangkitan Listrik Berbasis GMB... 93
8.2. Keekonomian Pembangkit Listrik berbasis GMB ... 95
8.3. Perbandingan dan Evaluasi Harga Listrik berbasis GMB ... 98
DAFTAR PUSTAKA ... 101
DAFTAR FOTO ... 103
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Tahapan Proses Pembentukan Batu bara ... 5
Gambar 2.2 Reservoir Gas Metana Batu bara ... 8
Gambar 2.3 Batuan Reservoir ... 9
Gambar 2.4 Jenis dan Orientasi Cleat pada Batu bara ... 10
Gambar 2.5 Skema Proses Keluarnya Gas Metana dari Batubara ... 12
Gambar 2.6 Tiga Phase Kurva Produksi Air dan Gas ... 13
Gambar 2.7 Diagram Sumur CBM ... 14
Gambar 2.8 Volume Gas pada Batu bara Sebagai Fungsi dari Rank Batu bara ... 16
Gambar 2.9 Mekanisme Aliran Gas pada Reservoir GMB ... 17
Gambar 3.1 Kerapatan Titik Sumur pada Setiap Tahapan Pengembangan GMB ... 21
Gambar 3.2 Bagan Pengukuran Kandungan Gas Metana ... 22
Gambar 5.1 Potensi Cadangan GMB di Indonesia ... 31
Gambar 5.2 Peta Geologi Sumatera Selatan ... 33
Gambar 5.3 Peta Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan ... 33
Gambar 5.4 Peta Struktur Regional Sumatera Selatan (Hutchinson, 1996; Williams and others, 1995; Moulds, 1989; an Bemmelen, 1949) ... 35
Gambar 5.5 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Shell Team 1978) ... 38
Gambar 5.6 Stratigrafi Daerah Muaraenim dan Sekitarnya (Sojitz , 2007) ... 39
Gambar 5.8 Peta Lokasi Sumur GMB dengan Pola
Five Spot ... 42
Gambar 5.9 Pemboran Sumur GMB Lapangan Rambutan ... 43
Gambar 5.10 Skema Proses Uji Produksi GMB ... 44
Gambar 5.11 Fasilitas Produksi Sumur CBM-1 ... 45
Gambar 5.12 Fasilitas Sumur CBM 2 ... 46
Gambar 5.13 Fasilias Sumur CBM 3 ... 48
Gambar 5.14 Fasilitas Sumur CBM-4 ... 49
Gambar 5.15 Fasilitas Sumur CBM-5 ... 50
Gambar 5.16 Generator Gas di Sumur CBM-3 dan 4 ... 53
Gambar 5.17 Separator Sederhana di Sumur GMB ... 54
Gambar 6.1 Profi l Biaya Investasi ... 63
Gambar 6.2 Profi l Biaya O&M ... 64
Gambar 6.3 Profi l Produksi GMB ... 64
Gambar 6.4 Profi l NPV terhadap Tingkat Diskonto ... 66
Gambar 6.5 Sensitivitas IRR ... 66
Gambar 6.6 Sensitivitas NPV ... 67
Gambar 6.7 Biaya Transportasi Gas Bumi dengan Menggunakan Pipa dan Tanker LNG ... 75
Gambar 6.8 Diargram Sensitivitas untuk Proses LNG ... 79
Gambar 6.9 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi LNG ... 79
Gambar 6.10 Diargram Sensitivitas untuk Proses CNG ... 81
Gambar 6.11 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi CNG ... 81
Gambar 6.12 Diagram Sensitivitas untuk Proses Gas Pipa ... 82
Gambar 8.1 Perkembangan Konsumsi Listrik Sumatera Selatan ... 92
Gambar 8.2 Alur Proses Pembangkitan Listrik dari
Gas GMB ... 93
Gambar 8.3 Persentase biaya ISBL ... 94
Gambar 8.4 Analisis Sensitivitas terhadap Nilai IRR ... 97
Gambar 8.5 Analisis Sensitivitas terhadap Nilai NPV ... 98
Gambar 8.6 Perbandingan Harga Jual Listrik GMB dengan Pasar dan Teknologi Lainnya ... 99
DAFTAR TABEL
Tabel 5.1 Komposisi Gas dari Seam 2 ... 51
Tabel 5.2 Komposisi Gas dari Seam 3 ... 52
Tabel 5.3 Komposisi Gas dari Seam 5 ... 52
Tabel 5.4 Analisis Kimia Air Sumur CBM 1 ... 55
Tabel 5.5 Monitoring Produksi Sumur CBM 3 ... 56
Tabel 5.6 Analisis Kimia Air Sumur CBM 3 ... 57
Tabel 5.7 Monitoring Produksi Sumur CBM 4 ... 58
Tabel 5.8 Analisis Kimia Air Sumur CBM 4 ... 58
Tabel 5.9 Monitoring Produksi Sumur CBM 5 ... 59
Tabel 5.10 Analisis Kimia Air Sumur CBM 5 ... 59
Tabel 5.11 Hasil Pengujian Logam Berat Sumur GMB Lapangan Rambutan ... 60
Tabel 6.1 Hasil Simulasi pada Beberapa Model Fiskal ... 65
Tabel 6.2 Indikator Keekonomian Proses dan Transportasi LNG ... 71
Tabel 6.3 Asumsi Perhitungan CNG Plant ... 73
Tabel 6.4 Indikator Keekonomian Proses CNG Plant ... 74
Tabel 6.5 Indikator Keekonomian Transportasi CNG ... 74
Tabel 6.6 Asumsi Perhitungan untuk Jaringan Perpipaan ... 76
Tabel 6.7 Indikator Keekonomian Proses Gas Pipa ... 77
Tabel 6.8 Harga Jual Gas Tingkat Konsumen Akhir untuk Masing-masing Opsi Moda Transportasi Gas... 78
Tabel 8.1 Estimasi Biaya ISBL untuk Pembangkit Microturbine ... 94
Tabel 8.2 Estimasi Biaya OSBL untuk Pembangkit Microturbine ... 95
Tabel 8.3 Input Asumsi dan Hasil Simulasi Model Keekonomian ... 96
BAB 1
PENDAHULUAN
Pengelolaan kekayaan alam yang dimiliki Indonesia khususnya sumber energi harus dilakukan secara tepat dan efi sien untuk kelangsungan persediaan energi nasional dalam jangka panjang. Minyak, gas bumi dan batu bara merupakan energi fosil yang tidak terbarukan, oleh sebab itu pemanfaatannya harus dilakukan secara hemat, sedangkan untuk potensi energi terbarukan dan energi alternatif perlu dikembangkan dan dioptimalkan pemanfaatannya. Sumber energi alternatif yang sudah dikembangkan antara lain panas bumi (geothermal) untuk pembangkit tenaga listrik dan biofuel yang berasal dari minyak nabati untuk bahan bakar kendaraan bermotor.
Hingga saat ini, pemakaian energi minyak dan gas bumi masih menjadi andalan untuk menggerakkan roda ekonomi baik pada skala industri maupun rumah tangga. Namun demikian tingkat produksi minyak dan gas bumi di Indonesia secara bertahap sudah mengalami penurunan, sedangkan eksplorasi yang dilakukan untuk mendapatkan sumber lapangan baru belum memperoleh hasil yang memuaskan. Sementara itu, cadangan batu bara sebagai salah satu sumber energi fosil yang lain masih cukup melimpah, akan tetapi pemakaiannya masih terbatas di kalangan industri. Di masa mendatang, kiranya tidak diragukan lagi bahwa peran batu bara sebagai sumberdaya energi akan terus meningkat sebagai konsekuensi makin meningkatnya pemakaian energi baik untuk keperluan industri maupun rumah tangga.
Penambangan batu bara oleh perusahaan-perusahaan tambang batu bara selama ini hanya dilakukan pada lapisan batu bara dipermukaan (Open Pit Mining), sedangkan lapisan batu bara dalam (sub-surface
coal seams) masih belum termanfaatkan. Hal tersebut disebabkan
karena biaya penambangan batu bara dalam sangat mahal dan beresiko tinggi. Oleh karena itu, perlu dikembangkan metode lain, yaitu dengan mengekstrak gas metana yang terkandung di dalamnya yang disebut
Coalbed Methane (CBM) atau Gas Metana Batu bara (GMB) menjadi
Hasil studi kelayakan yang dilakukan oleh Advanced Resources
International, Inc, suatu perusahaan jasa konsultan dari Amerika Serikat,
menyatakan bahwa Indonesia memiliki potensi GMB cukup besar dengan perkiraan cadangan 450 Tcf yang tersebar di dalam sebelas cekungan batu bara yang sudah diketahui. Berdasarkan hasil studi tersebut, tidak semua lapisan batu bara memiliki potensi GMB yang baik untuk diproduksikan, akan tetapi dari tiga stimulasi hidrolika di sumur-sumur CBM diperkirakan ketebalan rata-rata lapisan batu bara yang memiliki potensi GMB mencapai 40 meter. Hal itu merupakan lapisan yang paling tebal dan paling luas di dunia sebagai sasaran untuk pengembangan GMB. Hasil studi tersebut masih perlu pembuktian dengan melakukan eksplorasi yang lebih intensif di daerah-daerah di seluruh Indonesia yang memiliki cekungan batu bara.
Penelitian dan pengembangan untuk pemanfaatan GMB dimaksudkan untuk meningkatkan cadangan energi nasional, disamping sumber energi lain. Dalam jangka pendek penelitian potensi GMB di Indonesia bertujuan untuk inventarisasi potensi cadangan dan peningkatkan kemampuan sumber daya manusia, sehingga diharapkan menguasai teknologi eksplorasi maupun produksinya. Sedangkan dalam jangka panjang setelah produksi secara komersial, dapat menarik para investor untuk penambangan GMB sehingga menjamin ketersediaan energi nasional. Sebagai contoh, pengembangan GMB di Amerika Serikat yang telah dilakukan sejak 25 tahun yang lalu, produksinya sekarang sudah mencapai kurang lebih 10% dari total produksi gas negara tersebut yang berasal lebih dari 12.000 sumur.
Berbeda dengan sumur-sumur migas konvensional yang memproduksi minyak atau gas bumi dari lapisan batuan pasir atau karbonat yang permeabilitasnya cukup besar. Gas metana yang diproduksikan dari lapisan batu bara kemungkinan besar akan menghadapi banyak kendala karena disamping permeabilitas batuannya yang kecil juga tekanan gasnya rendah. Berdasarkan hasil penelitian Advanced Resources
International, Inc., permeabilitas batuan batu bara pada
cekungan-cekungan di Indonesia sangat rendah, yaitu antara 1 hingga 10 mili Darcy, berbeda jauh dengan cekungan Powder River di Amerika Serikat yang mencapai 100 hingga 1.000 mili Darcy. Kendala yang bersifat alamiah tersebut tidak boleh menjadi hambatan dalam pengembangan
GMB di Indonesia, tetapi harus dijadikan sebagai tantangan yang harus diatasi. Memang tidak mudah dan memerlukan waktu panjang untuk dapat mengatasi berbagai kendala dalam pengembangan GMB, namun dengan melibatkan berbagai disiplin ilmu yang saling berkaitan diharapkan semua dapat teratasi.
Tidak hanya di Indonesia, di negara-negara lain yang sudah lebih dahulu mengembangkan GMB tentu pada awalnya mereka juga menghadapi banyak masalah sesuai dengan kondisi alam di masing-masing negara. Namun, dengan tetap bekerja mengerahkan semua kemampuan yang dimiliki, semua atau sebagian masalah sudah dapat diatasi. Oleh karena itu, kita harus berusaha menyerap teknologi eksplorasi dan eksploitasi GMB dari negara lain yang lebih maju dan menerapkannya sesuai dengan kondisi Indonesia.
Proyek pengembangan GMB adalah salah satu dari beberapa proyek di lingkungan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang dinilai strategis untuk dilaksanakan sesuai dengan program pemerintah untuk mendorong peningkatan ekonomi makro. Kebijakan pemerintah yang menetapkan bahwa pada tahun 2011 di Indonesia sudah harus mengalir gas metana yang ditindaklanjuti dengan Pilot Project GMB di Lapangan Rambutan, Sumatera Selatan. Proyek ini selain diharapkan dapat membantu pusat keunggulan di kawasan regional, juga sebagai inisiator bisnis pengusahaan GMB di Indonesia. Terselenggaranya proyek pengembangan GMB dengan baik akan tercapai dengan salah satu sasaran strategi yakni meningkatkan litbang GMB yang berorientasi pasar dan penguasaan iptek GMB yang pada dasarnya akan dapat terciptanya kontribusi maksimal Badan Penelitian dan Pengembangan ESDM dalam mendukung kebijakan sektor energi.
BAB 2
GAS METANA BATU BARA SEBAGAI ENERGI BARU
2.1. Mengenal GMB
Gas Metana Batu bara (GMB) atau Coalbed methane (CBM) adalah gas bumi (hidrokarbon) dengan gas metana merupakan komposisi utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses pembentukan batu bara (coalifi cation) dalam kondisi terperangkap dan terserap pada lapisan batu bara. Proses terbentuknya GMB berasal dari material organik tumbuhan tinggi, melalui beberapa proses kimia dan fi sika (dalam bentuk panas dan tekanan secara menerus) yang berubah menjadi gambut dan akhirnya terbentuk batu bara. Selama berlangsungnya proses pemendaman dan pematangan, material organik akan mengeluarkan air, CO2, gas metana dan gas lainnya (Gambar 2.1). Selain melalui proses kimia, GMB da-pat terbentuk dari aktivitas bakteri metanogenik dalam air yang terperangkap dalam batu bara khususnya lignit. Kandungan gas pada GMB sebagian besar berupa gas metana dengan sedikit gas hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon.
Gambar 2.1
Reaksi kimia pembentukan batu bara adalah sebagai berikut:
Keberadaan gas metana pertama kali dikenal pada tambang batu bara bawah tanah yang mengeluarkan gas berbahaya. Sebelum tahun 1980-an, gas metana yang dihasilkan dari tambang batu bara dikenal sebagai salah satu bahaya yang paling ditakuti oleh para pekerja tambang bawah permukaan, karena jika terakumulasi dan terbakar dapat menimbulkan ledakan yang membahayakan keselamatan jiwa para pekerja tambang. Untuk menanggulangi bahaya tersebut dilakukan pengaliran gas metana dari dalam tambang ke udara bebas dengan sistem pipa ventilasi dan pemompaan udara. Dalam sejarah dunia tambang batu bara, penggunaan lubang pemboran vertikal untuk mengalirkan gas metana dilakukan pertama kali pada tahun 1943 di daerah tambang batu bara Mansfi eld Colliery.
Pengaliran gas metana ke udara bebas dapat meningkatkan pemanasan global akibat gas rumah kaca selain terbuangnya potensi energi gas secara percuma. Walaupun volume emisi gas metana 3 kali lebih kecil dari gas karbon dioksida (CO2), namun memiliki efek gas rumah kaca 21 kali lebih besar (Seinfeld and
Pandis, 2006). Penambangan batu bara diperkirakan menyumbang
9% dari emisi gas metana yang ada di udara.
Penelitian pemanfaatan dan produksi GMB pertama kali dilakukan oleh Amerika Serikat pada tahun 1970-an dengan lokasi pilot
project di Cekungan Black Warrior Basin Alabama. Gas metana
yang diambil dari lapisan batu bara ini dapat digunakan sebagai energi. Eksploitasi GMB tidak merubah kualitas matrik batu bara bahkan menguntungkan para penambang batu bara, karena lapisan betubara tersebut menjadi aman untuk ditambang.
Dalam beberapa dekade terakhir pemanfaatan GMB telah menjadi sumber energi yang penting di Amerika Serikat, Kanada, dan negara-negara lain. Pada tahun 1980-an Gas Research
Institute memulai kegiatan eksplorasi GMB yang meliputi studi
sumuran, analisis keteknikan reservoir, serta perekahan buatan reservoir (fracturing) dan aplikasi pekerjaan komplesi sumur (well completion) sebagai upaya peningkatan kualitas reservoir. Dari hasil studi tersebut menunjukkan bahwa GMB memiliki nilai keekonomian sebagai sumber energi baru yang ditunjukkan dengan meningkatnya produksi GMB. Saat ini energi yang bersumber dari GMB telah menyumbang lebih kurang 10% suplai energi negara Amerika Serikat.
Pada saat ini GMB telah banyak dikembangkan (umumnya digunakan untuk menggerakkan turbin pembangkit listrik) oleh beberapa negara seperti Amerika, Rusia, China dan Australia. Walaupun dari energi fosil yang tidak terbaharukan, tetapi gas metana terus terproduksi selama lapisan batu bara tersebut masih ada. GMB merupakan sumber energi yang relatif masih baru yang merupakan salah satu energi alternatif yang dapat diperbaharui penggunaannya. Selain itu, GMB ini termasuk salah satu sumber energi yang ramah lingkungan.
Berbeda dengan gas bumi konvensional yang kita kenal saat ini, GMB berasosiasi dengan batu bara sebagai source rock dan reservoirnya, sedangkan gas bumi yang kita kenal saat ini berasosiasi dengan reservoir pasir, gamping maupun rekahan batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara penambangannya, yaitu reservoir GMB harus direkayasa terlebih dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan, sedangkan gas bumi konvensional begitu dibor langsung dapat diproduksikan.
2.2. Reservoir Gas Metana Batu bara
Gas Metana Batu bara (GMB) merupakan gas hidrokarbon non-konvesional yang bersumber dari batu bara dan tersimpan dalam reservoir batu bara (Gambar 2.2). Reservoir GMB sangat berbeda dengan reservoir minyak pada umumnya. GMB atau coalbed gas adalah gas yang tersimpan karena adsorpsi dalam micropore batu
bara. Gas tersebut juga disebut dengan sweet gas karena tidak ada kandungan H2S. GMB tersimpan dalam batuan melalui proses yang disebut adsorption. Gas metana menempel pada micropore batu bara (matrix). Fracture atau rekahan pada batu bara (cleats) dapat juga berisi gas bebas atau gas yang tersaturasi oleh air. Sistem ini disebut dengan Dual Porosity Reservoirs.
Gambar 2.2
Reservoir Gas Metana Batu bara
Karakteristik reservoir GMB memiliki perbedaan yang mendasar dibandingkan dengan sistem gas konventional. Pada sistem GMB, batu bara berfungsi sebagai batuan sumber (source rock) sekaligus sebagai reservoir gas. Batu bara merupakan media berpori yang
anisotropic dan heteregenous yang dicirikan oleh adanya dua
sistem porositas yang berbeda (dual-porosity) yaitu macropores dan micropores. Macropores yang dikenal juga sebagai cleat yang umum dijumpai pada lapisan batu bara, sedangkan micropore atau matrik adalah sebagai ruang simpan utama gas. Karakteristik yang unik tersebut membuat GMB diklasifi kasikan sebagai tipe sumber gas nonkonvensional. Gambar 2.3 memperlihatkan perbedaan antara reservoir CBM dan reservoir konvensional gas.
Reservoir CBM Reservoiir Conventioonal Gas
Gambar 2.3 Batuan reservoir
2.3. Rekahan Batu bara
Sistem cleat adalah jejaring rekahan alami yang terbentuk pada batu bara yang disebabkan oleh sifat kerapuhan batu bara terhadap tekanan. Pembentukan rekahan pada batu bara dipengaruhi oleh beberapa faktor yang meliputi proses litifi kasi, dessication, pembatu baraan dan paleotectonic stress (Close, 1993; in Ayers Jr. 2002). Di dalam batu bara berkembang dua jenis rekahan yang berpasangan dalam posisi orthogonal (berpotongan), yaitu face
cleat dan butt cleat (Gambar 2.4). Secara umum keduanya berarah
tegak lurus (perpendicular) terhadap bidang lapisan. Kenampakan
face cleat dicirikan oleh bidang panjang yang sejajar dan menerus
secara lateral, arah bidang tersebut sejajar dengan gaya tekanan maksimum serta tegak lurus dengan sumbu lipatan. Sedangkan
butt cleats terbentuk kemudian sebagai akibat pelepasan gaya
sesudah terbentuknya face cleat, dengan kenampakan bidangnya berpotongan secara tegak lurus dan menghubungkan bidang face
cleat.
Kerapatan cleat berhubungan dengan tingkat kematangan batu bara (rank), ketebalan lapisan, komposisi maceral dan kadar abu. Secara umum kerapatan cleat meningkat sesuai dengan tingkat kematangan batu bara. Kerapatan cleat rata-rata dalam batu bara dapat digolongkan menjadi 3 bagian, yaitu subbituminous (2 to 15cm), high-volatile bituminous (0.3 to 2cm), dan medium - to low -
volatile bituminous (<1 cm) (Cardott, 2001). Namun kerapatan cleat
juga meningkat pada batu bara dengan ketebalan yang tipis, batu bara yang kaya vitrinite dan batu bara dengan kandungan abu yang rendah. Dalam pengukuran cleat selain parameter kerapatan juga dihitung lebar bukaan (aperture) dan konektivitas masing-masing
face cleat. Pengamatan dan pengukuran cleat dalam batu bara
dilakukan dengan cara megaskopik (macro cleats) dan mikroskopik analisis (micro cleats and micropores). Cleat memiliki pengaruh yang besar pada permeabilitas berarah (directional permeability) dari batu bara yang sangat penting dalam eksploitasi GMB dalam rangka penentuan titik dan kerapatan sumur.
Gambar 2.4
2.4. Produksi Gas Metana Batu bara
Gas Metana Batu bara (GMB) diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batu bara sebagai reservoir agar diperoleh cukup ruang sebagai jalan keluar gas metana. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan keseimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batu bara akan keluar dari matrik batu bara. Gas metana kemudian mengalir melalui rekahan batu bara dan akhirnya keluar menuju lubang sumur. Puncak produksi GMB bervariasi antara 2 minggu sampai dengan 7 tahun. Sedangkan periode penurunan produksi lebih lambat dari gas bumi konvensional. Produksi GMB mempunyai multiguna antara lain dapat dijual langsung sebagai gas bumi, dijadikan energi dan sebagai bahan baku industri.
Produksi GMB sangat dipengaruhi oleh fracture system, fracture
spacing dan fracture connection. Porositas dan permeabilitas dari
fracture menyebabkan gas terproduksi ke lubang sumur. Pada
awalnya sistem berada dalam kesetimbangan (equilibrium), pada
cleat biasanya tersaturasi oleh 100% air kemudian gas tersimpan di
dalam matrik yang airnya tidak dapat masuk ke dalamnya, kalaupun ada biasanya di dalam matrik berupa embun 1-5% (Nikola Marinic thesis, 2004). Jadi untuk dapat memproduksi gas, maka air harus diproduksikan dari dalam batu bara untuk menurunkan tekanan reservoir.
Suatu lapisan batu bara (seam) dapat dimodelkan sebagai sebuah sistem fracture yang memiliki gas metana yang terserap di dalam matrik batu bara tersebut, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.5.
Untuk memproduksikan gas metana dilakukan dengan menurunkan tekanan pada fracture melalui proses dewatering yang menyebabkan terjadinya proses desorbtion gas metana dari permukaan fracture batu bara menuju ke dalam rongga fracture. Gas tersebut berasal dari matrik batu bara yang telah ter-diffuse menuju permukaan
fracture. Selama memproduksikan gas dari dalam batu bara, ada
Gambar 2.5
Skema Proses Keluarnya Gas Metana dari Batu bara
Perlu diketahui, kelakuan kurva produksi GMB sangatlah berbeda dengan kurva produksi reservoir konvensional. Pada tahap awal produksi gas sangat dipengaruhi oleh produksi air yang berada di
fracture di dalam reservoir yang juga mengontrol aliran fl uida ke
dalam sumur. Air di dalam reservoir harus diproduksikan terlebih dahulu untuk menurunkan tekanan reservoir agar terjadi perbedaan tekanan antara matrix dan fracture. Berikut adalah kurva produksi gas dan air yang terlihat pada Gambar 2.6.
Phase I: dicirikan oleh laju produksi air konstan dan tekanan
reservoir mulai menurun. Selama phase ini, sumur dalam kondisi dipompakan untuk meningkatkan laju produksi gas. Biasanya laju gas akan meningkat, tergantung permeabilitas relatif di sekitar lobang bor.
Phase II: dicirikan oleh negative decline atau penurunan secara
drastis laju produksi air. Pada phase ini alirannya berada pada kondisi dinamis (selalu berubah-ubah) tergantung dari:
•
Penurunan permebilitas relatif air• Efek Outer boundary sudah mulai terasa (alirannya Preudo steady state)
• Laju produksi gas berubah menjadi dinamis.
Phase III: dimulai pada saat kondisi aliran di dalam reservoir
mulai stabil, sumur telah mencapai peak gas rate, dan produksi gas menunjukkan tren penurunan (decline). Selama phase ini produksi air rendah dan permeabilitas air dan gas berubah menjadi kecil, alirannya tetap
Preudo steady state.
Sumur GMB mempunyai karakteristik yang hampir sama dengan sumur migas maupun geothermal. Karakteristik itu meliputi sumuran dan komplesinya maupun model produksinya. Kebanyakan sumur-sumur GMB di dunia mempunyai kedalaman yang dangkal, namun ada juga yang mempunyai kedalaman di atas 4.000 ft. Biasanya lapisan batu bara terdapat di kedalaman kurang dari 4.000 ft, sehingga pengeboran untuk sumur-sumur GMB relatif lebih mudah.
Gambar 2.6
Gambar 2.7 Diagram Sumur GMB
Secara umum tipe dan model sumur serta komplesi sumur GMB sama saja dengan sumur migas seperti pada Gambar 2.7. Perbedaan mendasar sumur GMB hanyalah pada reservoir. Untuk bottom hole equipmentnya hampir sama, hanya mungkin spesifi kasinya yang agak berbeda tergantung dari sifat fi sik dan kimia fl uida air.
Setelah sumur GMB dibor dan diselesaikan dengan komplesi sumur, langkah selanjutnya adalah memproduksikan GMB dari sumur tersebut. Untuk memproduksikan GMB, diperlukan teknik produksi yang khas dan persyaratan tertentu. Syarat-syarat tersebut adalah:
1. Umumnya mempunyai kandungan gas yang tinggi, yakni dalam kisaran 15 - 30 m3
2. Mempunyai permeabilitas yang bagus, umumnya dalam kisaran 30 - 50 mD
3. Dangkal, coal seams biasanya mempunyai kedalaman kurang
dari 1.000 m atau 4.000 ft. Tekanan pada lapisan yang lebih dalam biasanya terlalu tinggi untuk dapat membuat gas
mengalir sekalipun seam telah selesai diproduksi airnya. Karena tekanan tinggi menyebabkan struktur cleat menutup sehingga menyebabkan permeabilitas turun
4. Coal Rank, umumnya proyek pengembangan GMB diproduksi
dari batu bara bituminous, akan tetapi tidak tertutup kemungkinan untuk memproduksi gas dari batu bara anthracite.
2.5. Kandungan Gas dalam Batu bara
Gas metana yang terbentuk pada lapisan batu bara merupakan hasil proses pembatu baraan yang terjadi akibat adanya aktivitas geologi berupa tekanan pembebanan (burial pressure) dan pema-nasan oleh gradient temperature serta diperkuat oleh adanya aliran panas dari aktivitas vulkanisme yang mengubah materi sellulosa menjadi batu bara. Volume metana yang terbentuk dalam batu bara akan meningkat sesuai dengan tingkat kematangannya (coal
rank). Nilai kematangan tersebut tercermin dari nilai pengukuran Relectance Virinite (Ro) dan nilai kalori batu bara.
Secara umum ada 3 tipe gas metana, yaitu tipe thermogenic,
biogenic dan campuran keduanya. Kedua tipe tersebut dapat
dihasilkan dalam proses pembatu baraan. Secondary biogenic
methane kemungkinan juga terbentuk sebagai akibat hasil reaksi
aktivitas bakteri pada air tanah dalam cleat dengan batu bara tingkat rendah (low-rank coal). Gas yang terbentuk kemudian tersimpan dalam batu bara dengan beberapa cara sesuai dengan karakteristiknya (Yee et al., 1993, in Montgomery, 1999) yaitu:
1) Sebagai gas bebas terbatas (limited free gas) yang tersimpan pada batu bara di dalam mikroporositas dan cleats,
2) sebagai gas larut dalam air yang terkandung dalam batu bara,
3) sebagai gas serapan dan terikat secara molekuler pada partikel batu bara,
4) mikroporositas, dan permukaan cleat,
5) sebagai gas serapan dalam struktur molekul batu bara. Batu bara mempunyai kemampuan menampung gas lebih besar 3 - 4 kali dari pada reservoir konvensional. Hal tersebut disebabkan
Gambar 2.8
Volume Gas pada Batu bara sebagai fungsi dari Rank Batu bara
karena batu bara mempunyai luas permukaan yang besar, yaitu 2.150 - 3.150 ft2/gr. Gas yang tersimpan pada batu bara teradsorbsi pada luasan permukaan molekul batu bara dan pada cleat batu bara. Kandungan gas pada batu bara merupakan volume gas yang tersimpan dalam batu bara untuk tiap satuan massa batu bara. Kandungan gas analogi dengan saturasi gas pada reservoir gas konvensional yang terimplementasi pada rumus perhitungan volume gas. Gas yang terkandung dalam batu bara merupakan hasil dari coalifi cation dan merupakan fungsi dari rank batu bara yang diilustrasikan pada Gambar 2.8 yang menunjukkan bahwa
rank batu bara bituminous merupakan rank batu bara yang paling
tinggi volume pembentukan gasnya.
Ilustrasi transportasi gas pada reservoir GMB ditunjukkan pada Gambar 2.9 yang dimulai terlepasnya gas dari permukaan dengan kondisi terserap pada partikel batu bara akibat terjadinya penurunan tekanan kemudian berdifusi pada pori mikro dan diteruskan dengan aliran laminer pada sistem cleat.
Gambar 2.9
BAB 3
PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA
3.1. Eksplorasi Gas Metana Batu bara
Eksplorasi Gas Metana Batu bara (GMB) adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan GMB. Pada tahap awal kegiatan eksplorasi GMB adalah mendeliniasi keberadaan batu bara berdasarkan data yang sudah ada seperti peta geologi regional. Ada beberapa tahapan dalam kegiatan eksplorasi GMB, yaitu:
• Tahap 1: Studi Geologi dan Geofi sika • Tahap 2: Pengeboran Eksplorasi • Tahap 3: Pilot or Feasibility Drilling • Tahap 4: Pilot Production Testing
• Tahap 5: Pengembangan Produksi Komersial.
Studi Geologi dan Geofi sika
Pengetahuan mengenai cekungan batu bara sangat diperlukan untuk mendeliniasi wilayah yang memiliki prospek GMB. Indonesia memiliki banyak cekungan yang mengandung batu bara, namun tidak setiap cekungan tersebut memiliki prospek yang bagus untuk pengembangan GMB. Deliniasi kemungkinan prospek GMB dilakukan dengan mengkaji beberapa aspek di antaranya luas daerah endapan batu bara, ketebalan, kedalaman lapisan dan karakter mikroskopis batu bara.
Selain kajian geologi untuk mengetahui penyebaran batu bara dapat digunakan juga penelitian geofi sika bawah permukaan berupa interpretasi data seismik untuk memetakan struktur batu bara dan distribusi ketebalan secara lateral. Pada penelitian geofi sika menggunakan data atribut seismik analisis untuk mengetahui distribusi ketebalan (isopach map). Kegiatan tersebut merupakan langkah awal untuk eksplorasi GMB yang lebih terarah.
Pengeboran Eksplorasi
Dari kajian geologi dan geofi sika dapat dihasilkan lokasi sweetness untuk menentukan titik pemboran. Kegiatan pengeboran dilakukan untuk mengetahui data-data parameter reservoir dan karakter batu bara di wilayah pengembangan GMB. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini antara lain pengumpulan inti bor, pengukuran kandungan gas in place, serta analisis karakter batu bara baik megaskopis maupun mikroskopis (laboratory analysis). Dari hasil pengeboran eksplorasi dapat diketahui permeabilitas reservoir, gas
compressibility factor, desorbtion-isotherm, initial water saturation
dan ketebalan net batu bara.
Pilot or Feasibility Drilling
Berdasarkan hasil analisis parameter reservoir dan karakter batu bara dapat dilanjutkan pemboran 4 - 5 sumur dalam pola drainage untuk melakukan uji produksi lanjutan. Kegiatan ini dimaksudkan untuk menentukan potensi produksi gas.
Pilot Production Testing
Pada tahap production testing dilakukan pemboran yang lebih banyak dibandingan dengan tahap feasibility drilling. Pada awalnya, 10-25 sumur dibuat di sekitar feasibility project dengan beberapa fasilitas sementara untuk mengevaluasi aspek komersil dan optimalisasi spasi antar sumur.
Pengembangan produksi komersial
Tahapan terakhir adalah pengembangan produksi secara komersial, pada tahap ini dilakukan produksi komersial dengan fasilitas yang permanen. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini adalah melakukan pengeboran 4 - 8 sumur per 1 mil2 di daerah prospek.
Setidaknya diperlukan 3 - 5 tahun sejak pengeboran sumur evaluasi pertama sampai dengan produksi dengan kemungkinan project dapat diterminasi pada setiap tahapannya tergantung pada hasil setiap tahapan tersebut. Gambaran mengenai kerapatan titik informasi (bor) untuk setiap tahapan eksplorasi dapat dilihat pada Gambar 3.1.
Gambar 3.1
Kerapatan Titik Sumur pada Setiap Tahapan Pengembangan GMB
3.2. Perhitungan Cadangan Gas Metana Batu bara
Beberapa parameter yang diperlukan untuk perhitungan cadangan GMB adalah sebagai berikut:
Gas Content
Kandungan gas dalam lapisan batu bara merupakan data yang sangat penting untuk mengetahui potensi GMB di suatu wilayah. Pengukuran kandungan gas dilakukan untuk mengetahui jumlah kandungan gas yang dilepaskan dari batu bara pada waktu tertentu. Terdapat 2 metode pengukuran, yaitu pengukuran langsung (direct method) dan pengukuran tidak langsung (indirect method). Pengukuran langsung dilakukan di lapangan dengan memasukkan contoh batu bara ke dalam canister, yaitu alat berbentuk silinder terbuat dari bahan stainless yang betul-betul kedap udara, dengan panjang dan diameter canister dibuat sesuai kebutuhan.
Penghitungan kandungan gas dan pengukuran langsung mencakup
Measured Gas (Q2) adalah pengukuran gas yang dilakukan secara
periodik. Lost Gas (Qi) merupakan hasil ekstrapolasi pengukuran awal Q2 dengan menggunakan persamaan regresi linear (Gambar 3.2). Sedangkan Q3 diukur setelah contoh batu bara tersebut selesai dengan pengukuran Q2 kemudian dihancurkan (crushing) dan dicatat jumlah gas yang keluar setelah dthancurkan. Kandungan
Gas in Place merupakan penjumlahan Q1 dan Q2.
Gambar 3.2
Bagan Pengukuran Kandungan Gas Metana
Permeability-pore prossure
Permeability test dapat dilakukan di lapangan ataupun di
laboratorium. Pengujian lapangan menggunakan packer test (IFO
Test) yang dilakukan dengan menginjeksikan air pada lapisan batu
bara dalam lubang bor untuk mengetahui sifat kelulusan fl uida pada lapisan batu bara. Permeability itu memegang peran penting dalam produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungan gas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.
Komposisi gas
Analisis komposisi gas (Gas Composition) dilakukan untuk mengetahui komposisi gas batu bara secara kuantitatif. Komposisi gas dalam batu bara dapat terdiri dari beberapa fraksi, yaitu metana (CH4), etana (C2H6), nitrogen (N2), carbon monoksida (CO) serta oksigen (O2). Potensi gas metana dalam batu bara akan bernilai ekonomis apabila kandungan metana dalam batu bara setidaknya lebih dari 80% dibandingkan dengan fraksi lainnnya.
Analisis desorbtion-isotherm
Fast desorpt dilakukan dengan cara menghancurkan contoh batu
bara di dalam canister (crushing) dan mengukur kandungan gas yang dipaksakan terlepas dari batu bara. Pengukuran ini dilakukan dengan asumsi bahwa gas dalam batu bara bersifat sangat reaktif sehingga perlu dilakukan pengukuran secara cepat. Metode ini biasa diterapkan untuk kepentingan bisnis yang memerlukan hasil yang cepat.
Pengukuran tidak langsung dilakukan sebagai upaya mengukur kandungan gas batu bara dengan cara simulasi laboratorium. Pengukuran ini disebut juga Isotherm Analysis. Simulasi laboratorium ini dilakukan untuk mengetahui kapasitas serapan gas metana pada batu bara dengan cara menginjeksikan gas metana pada kondisi tekanan tertentu serta temperatur yang dikondisikan sama dengan temperatur air formasi.
Permeability test dapat dilakukan di lapangan ataupun di
laboratorium. Pengujian lapangan menggunakan packer test yang dilakukan dengan menginjeksikan air pada lapisan batu bara dalam lubang bor untuk mengetahui sifat kelulusan fl uida pada lapisan batu bara. Permeability itu memegang peran penting dalam produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungan gas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.
BAB 4
PENGEMBANGAN GAS METANA
BATU BARA DI BEBERAPA NEGARA
4.1. Kanada
Kemunculan GMB di Kanada baru dimulai setelah 20 tahun masa eksplorasi, testing, dan trial production. Menurut Canadian Society
of Unconventional Gas (CSUG), lebih dari 3.000 sumur GMB telah
dibor sepanjang tahun 2005 dan 3.500 sumur lainnya dibor pada 2006 dengan produksi diperkirakan mencapai 700 mmcfd pada tahun 2007. EIA baru-baru ini mengutip bahwa produksi GMB Kanada rata-rata diperkirakan mencapai lebih dari 1.400 mmcfd pada tahun 2010.
Potensi dan aktivitas GMB Kanada saat ini paling banyak berada di negara bagian Alberta, yang diperkirakan cadangannya mencapai 700 tcf (put in-place). Adanya tambahan 90 tcf diharapkan berada di negara bagian British Columbia; dan recovery atas cadangan tersebut paling banyak terdapat di negara bagian Alberta, yaitu 75 tcf.
Produksi GMB non komersial telah dilakukan di negara bagian British Columbia yang mulai produksi komersial pada tahun 2002 dan telah mempunyai satu proyek GMB. British Columbia mempunyai cadangan GMB (Projected In Place) terbesar kedua di Kanada yang diperkirakan mencapai 90 tcf. Melonjaknya harga minyak membuat pemerintah Kanada lebih fokus pada usaha pencarian sumber GMB yang baru dan pengembangannya. Dukungan pemerintah Kanada dalam pengembangan GMB terlihat dengan diambilnya langkah-langkah untuk mendorong proses eksplorasi (testing), di antaranya melalui:
1. Tingkat royalti/regime tax credit yang atraktif pada permohonan konsesi untuk sumur-sumur GMB;
2. Revisi Undang-undang mengenai sumur uji yang memungkinkan pengujian GMB lebih fl eksibel;
3. Review mengenai peraturan minyak dan gas untuk
menyederhanakan perizinan dan persyaratan operasi;
4. Regulasi yang lebih fleksibel bagi pembuangan air yang dihasilkan dari proses dewatering.
Manfaat utama adanya eksplorasi dan produksi GMB yang diterima negara bagian antara lain:
1. Penerimaan dari hak penjualan gas bumi, bonus dari kontrak harga yang dibayar untuk lisensi pengeboran dan sewa tanah memberikan pendapatan besar bagi negara bagian.
2. Royalti produksi atas penjualan GMB. Tunjangan produksi untuk GMB akan menghambat pendapatan dari royalti selama beberapa tahun pertama proyek. Setelahnya, royalti produksi mulai akan dibayar berdasarkan perhitungan untuk setiap proyek. Kementerian Energi dan Pertambangan telah mengembangkan perkiraan angka rata-rata royalti dengan mempertimbangkan semua potongan dan kredit dengan nilai berkisar antara 10 - 12% dari penjualan harga gas.
4.2. Amerika Serikat
Pada tahun 1994, West Virginia telah mengadopsi sebuah kebijakan GMB untuk menjadi pedoman hukum dalam pengembangannya. Pada saat ini produksi GMB merupakan sumber gas terbesar di West Virginia, yaitu sebesar 66% dari produksi gas total.
Kongres Amerika Serikat menggunakan perundang-undangan Virginia sebagai dasar bagi undang-undang GMB pada National
Energy Policy Act (EPACT) tahun 1992. Pemerintah Federal
dibatasi oleh EPACT Section 1339, dengan judul Kepemilikan GMB, untuk Affected States dimana pemerintah Amerika Serikat memiliki sejumlah besar sumber daya batu bara atau GMB. EPACT menunjuk Illinois, Indiana, Kentucky, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, dan West Virginia sebagai Affected States.
EPACT mengizinkan negara-negara bagian tersebut untuk mengembangkan regulasi GMB selama 3 tahun di daerahnya. Sebaliknya, ketentuan GMB dari Hukum Federal menjadi efektif di Affected States. Jadi, EPACT membuat sebuah program default
undang-undang GMB yang dibentuk negara. Pada tahun 1995, Indiana, Ohio, dan Pennsylvania menggunakan opsi ketentuan untuk meminta penghapusan mereka dari daftar Affected States sebelum pemerintah Federal menerapkan hukum tersebut. Pedoman hukum GMB menciptakan kerangka hukum untuk pengembangan GMB sehingga memberikan dasar jalur hukum bagi para pengembang. Adanya ketentuan dari jarak sumur, perlindungan dari pengoperasian batu bara, aspek keselamatan tambang batu bara, perlindungan lingkungan, dan juga well plugging menunjukkan bahwa recovery mineral secara teknis dan masalah sumber daya merupakan hal yang penting dalam pengembangan GMB.
4.3. Cina
Sebagai produsen batu bara terbesar di dunia, Cina mempunyai cadangan GMB yang diperkirakan mencapai 1.000 tcf. Pemerintah Cina telah menetapkan target optimistik untuk meningkatkan produksi GMB dari 1 miliar meters (bcm) - 10 bcm pada tahun 2015. Cina mempunyai beberapa proyek GMB yang sudah dalam tahap produksi (dengan lebih dari 2.000 sumur) dan berencana untuk membangun dua pipa dengan panjang hampir mencapai 1.400 km untuk mengangkut GMB ke pasar di bagian timur negara Cina. Cina United Coalbed Methane Corporation (CUCBM) telah bekerja sama (joint venture) dengan perusahaan asing di 27 blok GMB, sehingga diharapkan keterlibatan pihak asing pada sektor GMB di negara Cina akan meningkat.
Pemerintah Cina menyusun peraturan GMB sejak akhir tahun 1990-an deng1990-an tuju1990-an mendorong pengemb1990-ang1990-an sumber daya GMB Cina. CUCBM didirikan pada tahun 1996 dan awalnya memiliki hak monopoli untuk melakukan semua proyek GMB yang melibatkan kolaborasi pihak asing. Monopoli ini berakhir pada tahun 2007. Saat ini belum ada perusahaan Cina lainnya yang telah mengambil hak untuk menjadi “perusahaan yang ditunjuk” dengan hak yang sama seperti CUCBM, meskipun PetroChina diharapkan untuk melakukannya tahun ini.
Apabila terdapat entitas asing yang terlibat, proses pengembangan GMB di Cina memerlukan mitra kerja untuk melakukan survei sumber daya dan membuat pengajuan kepada Ministry of Land and
Resources untuk mandapatkan hak eksplorasi mineral dan Ministry
of Commerce untuk mandapatkan hak pembukaan lahan. CUCBM
(atau perusahaan lainnya yang ditunjuk) akan masuk ke dalam PSC dengan entitas asing. Term utama dari PSC Cina meliputi:
1. Eksplorasi dan risiko pembangunan ditanggung pihak entitas asing;
2. Pemerintah Cina memiliki sekurangnya 30% participating
interest;
3. Secara umum cost recovery 70% masih diperbolehkan;
4. Royalti tidak lebih besar dari 3% dari pendapatan tahunan, dan
5. Pembagian (split) produksi dapat dinegosiasikan.
Pemerintah Cina menawarkan sejumlah insentif fiskal untuk mendorong keterlibatan asing dalam pengembangan GMB misalnya pembebasan pajak barang impor; terdapat tax holiday (tidak dikenai pajak) selama 2 tahun, dan pajak pertambahan nilai sebesar 5% setelah dimulainya produksi gas. Selain itu, harga GMB di Cina juga tidak ditetapkan oleh negara.
4.4. India
India memiliki cadangan batu bara yang besar dan diperkirakan memiliki cadangan GMB sebesar 300 tcf. Saat ini terdapat 1 proyek GMB yang sudah beroperasi di India, yaitu di wilayah Bengal Barat. Di antara tahun 2001 dan 2006, pemerintah India menawarkan 26 blok GMB yang prospektif untuk dieksplorasi, yang kemudian diberikan kepada Reliance Industries, Essar Oil dan ONGC. Luas blok tersebut mencapai 14.000 km2 dan diperkirakan mengandung
50 tcf GMB. Puncak produksi blok ini diperkirakan mencapai 1.400 mmcfd; sehingga menarik minat sejumlah perusahaan asing untuk sektor GMB di India.
Otoritas regulasi pemerintah untuk GMB di India adalah Ministry
Hydrocarbons. Pemerintah India mengeluarkan kebijakan GMB pada
tahun 1997 dalam rangka mengatur dan mendorong pengembangan GMB. Kebijakan tersebut menyatakan pengembangan GMB harus melalui proses tender terbuka, baik untuk perusahaan nasional maupun kontraktor asing untuk area potensi GMB yang belum dilakukan penambangan batu bara. Sedangkan untuk potensi GMB yang sudah terdapat penambangan batu bara, maka hak khusus pengembangan GMB terlebih dahulu diberikan kepada para perusahaan penambang batu bara.
Pemerintah India mengeluarkan regulasi GMB pada bulan Juli 1997. Perjanjian Kerja Sama GMB harus memasukkan pihak-pihak yang terlibat, seperti pemerintah India dan para kontraktor/pengembang dengan butir-butir utama isi perjanjian sebagai berikut:
• Royalti yang dibayarkan kepada pemerintah India adalah sebesar 10%;
• Produksi dan pembayaran seperti yang tertera dalam kontrak; • Bonus komersial yang dibayarkan pada Declaration of
Commerciality;
• Cost recovery sebesar 100%;
• Kebebasan untuk menjual dengan harga pasar di pasar domestik yang telah ditentukan (tetapi bila ada kelebihan gas dari permintaan domestik, maka dapat dijual di luar India), dan • Pajak penghasilan 35% untuk perusahaan India dan 48% untuk
BAB 5
PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA
DI INDONESIA
Indonesia memiliki potensi Gas Metana Batu bara (GMB) yang signifi kan dengan perkiraan cadangan mencapai 450 tcf (Gambar 5.1). Potensi tersebut terutama tersebar di daerah Sumatera dan Kalimantan. Besarnya perkiraan cadangan GMB di Indonesia telah mendorong beberapa pihak terkait untuk melakukan kegiatan pengembangan sebagai bahan bakar alternatif. Terkait hal tersebut pemerintah telah mendorong pelaksanaan pilot project GMB di Indonesia. Pilot
Project GMB di Lapangan Rambutan, Pendopo, Sumatera Selatan
merupakan kerja sama antara Badan Litbang ESDM yang diwakili oleh Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknolgi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” dengan Medco Eksplorasi dan Produksi Indonesia (MEPI).
Gambar 5.1
Pilot Project GMB Rambutan merupakan pilot project GMB pertama
di Indonesia yang bertujuan untuk meyakinkan kepada investor dan membuktikan bahwa GMB di Indonesia memiliki prospek untuk dikembangkan. Proyek penelitian ini dimulai sejak tahun 2004, dan sampai dengan tahun 2008 telah dilakukan pengeboran sebanyak 5 sumur percontoh dengan pola fi ve spot. Pilot project GMB Rambutan merupakan Pilot GMB pertama yang menghasilkan gas metana batu bara pada tahun 2008 dan pemanfaatan gas metana terproduksi untuk listrik pada tahun 2011.
5.1 Kajian Potensi GMB Cekungan Sumatera Selatan
Pulau Sumatera yang terletak di Indonesia bagian barat terdiri dari 3 blok basin back arc yaitu, Basin Sumatera Utara, Basin Sumatera Tengah dan Basin Sumatera Selatan. Basin-basin tersebut berorientasi barat laut – tenggara, dibatasi oleh Bukit Barisan di barat daya dan Selat Malaka, di sebelah timur laut dan timur oleh Selat Karimata dan Laut Jawa.
Singkapan batuan Tersier banyak dijumpai di Pulau Sumatera, tapi ada juga beberapa blok batuan berumur pre Tertiary, yaitu di Bukit Tigapuluh, Bukit Duabelas. Penampakan di Bukit Barisan adalah batuan metamorf dan batuan beku dengan umur Paleozoic dan Mesozoic, batuan Tersier dan deposit vulkanik. Gambar 5.2 memperlihatkan Peta Geologi Regional Sumatera Selatan.
Menurut Sukendar Asikin (1988), fi siografi Sumatera bagian Selatan dibagi menjadi 4 bagian, yaitu:
1. Cekungan Sumatera Selatan
2. Bukit Barisan dan Tinggian Lampung
3. Cekungan Bengkulu, yaitu meliputi lepas pantai Sumatera 4. Rangkaian kepulauan di sebelah barat pulau Sumatera. Cekungan Sumatera Selatan merupakan bagian dari cekungan Sumatera Timur (De Coster, 1974 dalam M. Irlan, 1994) yang dipisahkan dari cekungan Sumatera Tengah oleh Tinggian Asahan (Pegunungan Tigapuluh) di barat laut membentang ke selatan dan dibatasi oleh Pegunungan Bukit Barisan dan Daratan Pra-Tersier di sebelah timur lautnya.
Gambar 5.2
Peta Geologi Sumatera Selatan
Gambar 5.3
Cekungan Sumatera Selatan dapat dibagi menjadi 3 sub-cekungan, yaitu Sub-Cekungan Jambi, Sub-Cekungan Palembang Tengah dan Sub-Cekungan Palembang Selatan (Gambar 5.3).
Sub-cekungan Palembang Selatan merupakan bagian selatan dari cekungan Sumatera Selatan, di utara berbatasan dengan Sub-cekungan Palembang Tengah, di timur berbatasan dengan Paparan Sunda di selatan berbatasan dengan Tinggian Lampung dan di barat berbatasan dengan Pegunungan Barisan, dan bentuk cekungan ini hampir membulat (Sub-circle).
Menurut Pulunggono (1986), lipatan-lipatan di Sumatera Selatan dapat dikelompokkan menjadi 3 antiklinorium besar, yaitu Antiklinorium Muaraenim, Antiklinorium Pendopo-Limau, dan Antiklinorium Palembang Utara. Antiklinorium Muarenim terdapat di Sub-cekungan Palembang Selatan, dengan arah barat laut-tenggara sampai barat-timur, ditempati oleh Formasi Muaraenim yang kaya akan lapisan-lapisan batu bara. Sedangkan Antiklinorium Pendopo-Limau termasuk ke dalam Sub-cekungan Palembang Selatan dan Sub-cekungan Palembang Tengah dengan arah barat laut-tenggara (Gambar 5.4).
Cekungan Sumatera Selatan terbentuk sebagai akibat hasil tektonik yang berkaitan erat dengan aktivitas penunjaman, lempeng India-Australia, yang bergerak ke arah utara hingga timur laut terhadap lempeng Eurasia yang relatif diam. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara Zona interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan Zona konvergensi dalam berbagai bentuk dan arah. Penunjaman lempeng India-Australia tersebut mempengaruhi keadaan batuan, morfologi, tektonik dan struktur di Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang. Ketebalan batuan sedimen di cekungan Sumatera Selatan ini diperkirakan sekitar 6.000 meter, pada umumnya diendapkan secara tidak selaras di atas batuan pra-tersier. Satuan batuan pengisi cekungan ini kemudian mengalami proses tektonik yang mengakibatkan terjadinya pengangkatan, perlipatan dan pensesaran. Sedimentasi dalam cekungan Sumatera Selatan ini
Gambar 5.4
Peta Struktur Regional Sumatera Selatan (Hutchinson, 1996; Williams and others, 1995;
Moulds, 1989; an Bemmelen, 1949)
terjadi pada zaman tersier dan mengalami perlipatan pada Tersier Akhir (Koesoemadinata, 1978).
Cekungan Sumatera Selatan terbentuk dari hasil penurunan (depression) yang dikelilingi oleh tinggian-tinggian batuan pra-tersier. Pengangkatan pegunungan Barisan terjadi di akhir Kapur disertai terjadinya sesar-sesar bongkah (block faulting) yang mempengaruhi proses sedimentasi dan terbentuknya unit batuan. Cekungan Sumatera Selatan telah mengalami tiga kali proses orogenesis, yaitu yang pertama adalah pada Mesozoikum Tengah, kedua pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal dan yang ketiga pada Plio-Plistosen. Orogenesis Plio-Plistosen menghasilkan kondisi struktur geologi seperti terlihat pada saat ini.
Tektonik dan struktur geologi daerah cekungan Sumatera Selatan dapat dibedakan menjadi 3 kelompok, yaitu zona sesar Semangko, zona perlipatan yang berarah barat laut-tenggara dan zona sesar-sesar yang berhubungan erat dengan perlipatan serta sesar-sesar-sesar-sesar pra-tersier yang mengalami peremajaan. Secara struktur regional dijumpai adanya Pendopo-Limau Antiklinorium yang memperlihatkan arah sumbu umum yang berarah barat laut-tenggara.
Lapangan GMB adalah salah satu struktur closure yang dibentuk oleh dorongan patahan sebagai akibat dari bagian ketiga tektonik. Pada bagian pertama tektonik, struktur ini patahan normal, untuk itu lapangan GMB merupakan hasil dari perubahan struktur (Harding, 1983).
Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan
Stratigrafi cekungan Sumatera Selatan dari bawah ke atas disusun dimulai dari terbentuknya batuan tertua di cekungan Sumatera Selatan berupa batuan alas yang berumur pra-tersier, terdiri dari batuan beku dan batuan ubahan derajat rendah. Batuan alas tersebut ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Lahat yang berumur Eocene-Oligocene yang terdiri dari tuff yang berwarna kemerahan dan keunguan, lempung tufaan, andesit, breksi dan konglomerat.
Berikutnya Formasi Lahat ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Talangakar yang berumur Oligosen-Miosen yang terdiri dari Batu pasir berukuran sedang sampai kasar dan lapisan batu bara di bagian bawahnya, dan serpih abu-abu gampingan dan batu bara
di bagian atasnya. Batu bara pada Formasi ini memiliki derajat kematangan bituminous, terletak cukup dalam dan tidak terlalu tebal. Formasi Talangakar diendapkan pada lingkungan Terrestrial sampai lingkungan Paralic. Formasi Talangakar ditutupi secara selaras oleh Formasi Baturaja yang terdiri dari serpih karbonat dan Batu gamping.
Formasi Baturaja ditutupi secara selaras atau menjemari dengan lapisan batuan Formasi Gumai yang disusun oleh batuan napal, batu lempung, serpih, dan serpih lanauan, dan sedikit lapisan tipis batu gamping dan batu pasir, yang diendapkan pada lingkungan laut terbuka yang lebih dalam. Formasi Gumai ditutupi secara selaras oleh batuan Formasi Air Benakat yang diendapkan pada lingkungan littoral sampai laut dangkal, yang terdiri dari Batu pasir dan lempung napalan, glaukonitan dan karbonatan. Pengendapan Formasi Talangakar sampai Formasi Air Benakat diendapkan selama waktu Oligo-Miosen.
Formasi yang kaya batu bara diperoleh pada Formasi Muaraenim yang berumur Miosen Akhir – Pliosen, yang secara selaras menutupi Formasi Air Benakat (Shell 1978) seperti ditunjukkan oleh Gambar 5.5, Formasi ini dinamakan juga Formasi Palembang Tengah (Decoster 1974).
Berikut pembahasan Formasi Muaraenim dengan lapisan batu bara sebagai obyek penelitian GMB termasuk dalam formasi batuan ini. Formasi Muaraenim terletak selaras di atas Formasi Air Benakat yang litologinya terdiri dari batu pasir, batu lanau, batu lempung dan batu bara. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah paparan delta-laguna. Ketebalan batuan pada formasi ini bervariasi antara 200 – 800 meter, umur Miosen Akhir sampai Pliosen dan kaya akan batu bara. Endapan batuan antar lapisan batu bara menunjukkan adanya pengaruh lingkungan laut, tetapi tidak ditemukan adanya fosil foraminifera, kecuali fosil-fosil keluarga Lamelibranchiata/
pelycypoda yang dijumpai di beberapa tempat.
Dapat teridentifi kasi bahwa di dalam Formasi Muaraenim terdapat paling tidak 12 lapisan batu bara utama, dari bawah ke atas yaitu lapisan batu bara Kladi, Merapi, Petai (C), Suban (B), Mangus (A),
Burung, Benuang, Kebon, Benakat/Jelawatan, Lematang, Niru. Pengendapan batu bara di formasi ini dipengaruhi saat susut laut pada peristiwa perubahan muka air laut yang terjadi pada kala
Miosen (Taupitz, 1987, Pujobroto, 1996).
Berdasarkan fasiesnya, Shell Mijnbouw (1978) membagi Formasi Muaraenim menjadi 4 unit (Gambar 5.6), yaitu:
Gambar 5.5
• Unit M1 merupakan bagian paling bawah dari Formasi batu bara Muaraenim, dibatasi bagian bawahnya oleh lapisan batu bara Kladi dan Petai di bagian paling atas, dengan ketebalan keseluruhan 170 - 210 meter, terdiri dari batu pasir halus berwarna abu-abu terang, lanau-batu pasir lanauan berwarna abu-abu, batu pasir masif abu-abu kebiruan, batu pasir halus berwarna abu-abu, dan lanau abu-abu gelap. Banyak juga ditemukan lensa-lensa napal dalam runutan batuan, serta didapatkan 2 lapisan batu bara dalam unit ini, yang berkembang secara tidak
Gambar 5.6
teratur, yaitu lapisan Merapi dan Kladi dengan ketebalan berkiar 1 - 8 meter.
• Unit M2, pada runtunan batuan unit ini dijumpai 3 lapisan batu bara yaitu Petai, Suban dan Mangus. Lapisan Mangus ini berada di bagian atas unit M2 dan berbatasan dengan unit M3 di atasnya, dicirikan oleh sisipan batu lempung tufaan dengan kandungan biotit, sedang batas bawahnya adalah lapisan Petai. Litologinya terdiri dari perselingan batu lanau berwarna keabu-abuan, laminasi batu lanau berwarna abu-abu gelap, dan sisipan tipis batu bara, mengandung sedikit sideritik napal, setempat lapisan batu bara mengalami splitting.
• Unit M3 terdapat 2 lapisan utama, yaitu Lapisan Burung dan Lapisan Binuang. Batas atas adalah Lapisan Kebon (Unit M4) dan batas bawah adalah Lapisan Mangus (Unit M2). Litologi terdiri dari batu pasir halus sampai kasar berwarna abu-abu keputihan dan bersifat tufaan, berselingan dengan batu lanau abu-abu, batu lempung dan sisipan batu bara, penyebaran batu bara secara lateral umumnya buruk.
• Unit M4 adalah runtunan batuan di antara bagian bawah Lapisan Enim dan dasar dari Formasi Kasai, dengan total ketebalan berkisar 124 - 185 meter. Lapisan batu bara Enim memiliki ketebalan sekitar 10 - 20 meter dan memiliki penyebaran yang luas. Lapisan batu bara ini umumnya berupa satu lapisan dengan pengotoran bercirikan adanya fragmen resin yang cukup banyak. Lapisan antara Enim seam dan Jelawatan seam umumnya terdiri dari perselingan dari batu pasir abu-abu terang dan batu lanau yang berwarna abu-abu gelap sampai abu-abu, dengan sebagian berupa materi tufaan dan 3 – 5 lapisan batu bara dengan ketebalan kurang dari 3 m, setempat dengan penerusan lapisan yang buruk.
5.2. Pilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan
Dari hasil kajian potensi GMB, cekungan Sumatera Selatan diperkirakan memiliki cadangan sebesar 183 Tcf. Berdasarkan hasil kajian tersebut kemudian dilanjutkan dengan pengembangan
Pilot Project GMB yang terletak di lapangan Rambutan, Kecamatan
Berdasarkan data yang diperoleh, di lokasi tersebut pada selang kedalaman antara 1.520 - 3.100 ft terdapat 5 lapisan batu bara yang mempunyai ketebalan yang cukup bagus sekitar 30 meter, yaitu seam-1, seam-2, seam-3, seam-4 dan seam-5. Dari ke 5 lapisan tersebut, 3 lapisan (seam) yang akan menjadi sasaran dalam penelitian ini adalah seam-2, seam-3 dan seam-5. Pada seam-seam yang dipilih tersebut diperkirakan memiliki prospek kandungan gas metana yang besar. Gambar 5.7 memperlihatkan Model Multy Layer Seam Sumur CBM.
Gambar 5.7
Model Multy Layer Seam Sumur GMB
Dari lapisan-lapisan tersebut kemudian dilaksanakan uji coba pengeboran untuk memproduksikan gas metana yang terkandung dalam batu bara. Pilot Project 5 sumur GMB yang dibuat memiliki pola geometri fi ve spot dimana sumur GMB-3 berada di bagian tengah dan sumur-sumur lainnya berada pada sisi segi empat, dengan jarak berkisar antara 530 hingga 690 meter sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 5.8.
Gambar 5.8
Peta Lokasi Sumur GMB dengan Pola Five Spot
Kelima sumur GMB yang telah dibuat menempati area di samping sumur Rambutan yang telah ada dan berjaran sekitar 15 meter. Untuk Sumur CBM-1 di lapangan Rambutan 13, CBM-2 di lapangan Rambutan 23, CBM-3 di lapangan Rambutan 5, CBM-4 di lapangan
Rambutan 9, dan sumur uji CBM-5 di lapangan Rambutan 19. Lima Sumur CBM yang telah selesai dibuat merupakan sumur uji produksi gas methan yang kemudian dilakukan proses dewatering untuk mengurang tekanan pori batubara (Gambar 5,9).
CBM1 2004 CBM3,4,5 2006 CBM 2 CBM2 2005 Gambar 5.9
Pemboran Sumur GMB Lapangan Rambutan
5.3. Pelaksanaan Proses Uji Produksi
Pelaksanaan lanjutan proses uji produksi (dewatering) dirasa sangat penting guna keperluan untuk mempercepat proses produksi gas metana dan mengevaluasi kemampuan produksi gas dari lapisan batu bara yang ada serta upaya penanganan air terproduksi dengan benar. Proses dewatering ini dilakukan untuk memproduksikan air agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanik di dalam clead batu bara (rekahan) sehingga bila tekanan turun, GMB dapat keluar dari matrik batu bara melalui bidang rekah. GMB akan mengalir melalui rekahan batu bara dan akhirnya keluar menuju lubang sumur seperti ditunjukkan pada Gambar 5.10.
Gambar 5.10
Skema Proses Uji Produksi GMB
Pada tahap dewatering sumur GMB telah dilakukan dengan menggunakan beberapa tipe pompa. Beberapa tipe pompa disesuaikan dengan produksi air dan tekanan dalam sumur untuk optimalisasi pemompaan air. Pada pelaksanaan dewatering di sumur GMB lapangan Rambutan pada awalnya menggunakan pompa Sucker Rod dan sekarang telah diubah menggunakan pompa PCP. Pergantian pompa ini dilakukan berkenaan produksi air dari kegiatan dewatering semakin menurun sehingga diperlukan kapasitas pompa yang lebih kecil agar produksi air yang kontinyu dapat terlaksana.
Program pelaksanaan dewatering dari ke 5 sumur GMB dimulai kembali pada awal bulan Juli 2008. Pelaksanaan dewatering dari ke 5 sumur GMB menggunakan pompa Sucker Rod dengan memantau laju produksi dan pencatatan terhadap perubahan tekanan anulus
casing setiap harinya. Gas yang terakulasi kemudian dibakar agar
tidak mengganggu proses dewatering yang sedang dilakukan.
1. Sumur CBM-1
Sumur CBM-1 selesai dibor pada tanggal 2 Desember 2004 sampai kedalaman 2.015 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 10 meter dari sumur RBT#13. Berdasarkan data laporan pemboran terdapat beberapa lapisan batu bara pada sumur tersebut mulai dari kedalaman 1.570 - 2.003 ft. Jenis penyelesaian sumur yang sudah dikerjakan yaitu dengan pemasangan liner screen 4-1/2” dari kedalaman puncak liner di 1.543 ft sampai dasar lubang di 2.008 ft.
Screen liner dipasang tanpa disemen sehingga sepanjang selang
kedalaman 1.543 - 2008 ft merupakan lubang terbuka.
Gambar 5.11
2. Sumur CBM-2
Sumur GMB-2 selesai dibor pada tanggal 28 Februari 2006 sampai kedalaman 3.140 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#23. Berdasarkan data dari laporan pemboran, sampai kedalaman 3.100 ft terdapat 3 lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu lapisan 2 pada selang kedalaman 1.690 – 1.720 ft, lapisan 3 pada selang kedalaman 1.750 – 1.780 ft dan lapisan P pada 2.940 – 2.980 ft. Ketiga lapisan tersebut masih dalam kondisi tertutup oleh casing (Case Hole).
Sumur CBM-2 ini telah dipasang fasilitas produksi yaitu separator kecil sederhana dan tanki timbun untuk proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl. Sampai dengan tahun 2008 sumur CBM-2 belum berproduksi karena menunggu kesiapan peralatan downhole dan terdapat sedikit masalah dengan kondisi lubang sumurnya. Pada bulan Maret 2008 dilakukan running Impression Block 3.1” untuk memverifi kasi kondisi downhole dan untuk membuktikan adanya
fi sh di sumur tersebut dan ditemukan adanya goresan dipermukaan
Impression Block yang mengindikasikan adanya pipa yang jatuh
atau mungkin casing yang mengalami pergesaran di dalam sumur CBM-2.
Gambar 5.12 Fasilitas Sumur CBM-2
3. Sumur CBM-3
Sumur CBM-3 selesai dibor pada tanggal 13 Desember 2006 sampai kedalaman 2.977 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#9. Berdasarkan data laporan pemboran, sampai kedalaman 2.977 ft terdapat 3 lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu seam 2 pada selang kedalaman 1.642–1.670 ft, seam 3 pada selang kedalaman 1.70–1.732 ft dan seam P pada 2.947–2.977 ft. Seam P merupakan lubang terbuka sedangkan seam 2 dan 3 sudah diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur CBM-3 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi lainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl.
Sumur CBM-3 sempat mengeluarkan gas GMB dengan volume yang masih kecil sekitar 0.5 mscf/hari dan merupakan salah satu sumur dengan prospek kandungan GMB yang cukup tinggi. Pada sumur CBM-3 sering dilakukan pengujian tekanan baik dengan electric
memory recorder (EMR) maupun dengan peralatan Acoustic Well
Sounder (AWS). Running EMR dilakukan tahun 2008 dengan run
gauge di depan seam 3 di kedalaman 1.718 ft dengan melakukan
shut in well selama 24 jam (rencana awal 72 jam) tekanan mencapai
290 psi.
Pada pelaksanaan kerja ulang tahun 2010 kembali dilakukan pengujian terhadap tekanan di masing-masing seam pada sumur CBM 3 dengan menggunakan EMR. Pelaksanaan pengujiannya diawali dengan melakukan pengujian injection test terlebih dahulu baru kemudian sumur ditutup selama 32 jam. Hasil dari pengujian menunjukkan bahwa tekanan dari masing-masing seam setara dengan besarnya tekanan hidrostatik dari kolom fl uida (air) hingga di permukaan sumur. Dengan melihat lambatnya penurunan tekanan injeksi menggambarkan begitu kecilnya permeabilitas dari masing-masing seam yang diuji.
