buku gas metana batubara

7/22/2019 Buku Gas Metana Batubara

1/143

ISBN : 978-979-8218-26-2

2012


2/143

Gambar Sampul

Pilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan, Sumatera Selatan


3/143

ISBN : 978-979-8218-26-2


4/143

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat i

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 PilotProject GMB di lapangan Rambutan yang disusunmenjadi 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 Afiliasi 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

Dra. Yanni Kussuryani, M.Si.


5/143

ii Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

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 kelayakandan 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 elektrifikasi 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 percontohanGMB telah mendorong bergeraknya industri untuk mengembangkan

sumber daya GMB.


6/143

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat iii

PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGANTEKNOLOGI 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


7/143

iv Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

PENGARAHDra. 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 Kaifiah, ST., MT.

Wiwien Winarsih, SH., M.Hum.

Ika Dianingtyas, SH.


8/143

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat v

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ...................................................................... i

PRAKATA ................................................................................... ii

ISBN ............ ............................................................................... ii i

PENGARAH ................................................................................ iv

DAFTAR ISI .................................................................................. v

BAB 1. PENDAHULUAN ............................................................. 1

BAB 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

5.3. Pelaksanaan Proses Uji Produksi . ........................... 43


9/143

vi Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

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 LAMPIRAN.................................................................... 109


10/143

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat vii

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 Cleatpada 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 RankBatu 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 GasMetana ................................................................... 22

Gambar 5.1 Potensi Cadangan GMB di Indonesia ..................... 31

Gambar 5.2 Peta Geologi Sumatera Selatan ............................. 33

Gambar 5.3 Peta FisiografiCekungan 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 StratigrafiCekungan Sumatera Selatan

(Shell Team 1978) ................................................... 38

Gambar 5.6 StratigrafiDaerah Muaraenim dan

Sekitarnya (Sojitz , 2007) ........................................ 39

Gambar 5.7 Model Multy Layer Seam Sumur GMB .................... 41


11/143

viii Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

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 Profil Biaya Investasi ............................................... 63

Gambar 6.2 Profil Biaya O&M..................................................... 64

Gambar 6.3 Profil Produksi GMB ................................................ 64

Gambar 6.4 Profil NPV terhadap Tingkat Diskonto ..................... 66

Gambar 6.5 Sensitivitas IRR....................................................... 66

Gambar 6.6 Sensitivitas NPV ...................................................... 67Gambar 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


12/143

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat ix

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


13/143

x Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

DAFTAR TABEL

Tabel 5.1 Komposisi Gas dari Seam2 ....................................... 51



Tabel 5.4 Analisis Kimia Air Sumur CBM 1 ................................. 55

Tabel 5.5 Monitoring Produksi Sumur CBM 3 ............................. 56






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


14/143

1Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

BAB 1PENDAHULUAN

Pengelolaan kekayaan alam yang dimiliki Indonesia khususnya sumber

energi harus dilakukan secara tepat dan efisien 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 biofuelyang 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 yanglain 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 beresikotinggi. 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

sumber energi alternatif dan sebagai bahan baku industri.


15/143

2 Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

Hasil studi kelayakan yang dilakukan oleh Advanced ResourcesInternational, 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 melakukaneksplorasi 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 energinasional. 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


16/143


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 eksploitasiGMB 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.


17/143



18/143


BAB 2GAS 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 (coalification) dalam kondisi terperangkap dan terserap

pada lapisan batu bara. Proses terbentuknya GMB berasal dari

material organik tumbuhan tinggi, melalui beberapa proses kimiadan fisika (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

Tahapan Proses Pembentukan Batu bara


19/143


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 Mansfield 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 pilotprojectdi 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.


20/143


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 negaraAmerika 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. GMBatau coalbed gas

adalah gas yang tersimpan karena adsorpsi dalam microporebatu


21/143


bara. Gas tersebut juga disebut dengan sweet gaskarena tidak adakandungan H2S. GMB tersimpan dalam batuan melalui proses yang

disebut adsorption. Gas metana menempel pada micropore batu

bara (matrix). Fractureatau 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

Reservoi r 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 macroporesdanmicropores. Macroporesyang dikenal juga sebagai cleatyang

umum dijumpai pada lapisan batu bara, sedangkan microporeatau

matrik adalah sebagai ruang simpan utama gas. Karakteristik yang

unik tersebut membuat GMB diklasifikasikan sebagai tipe sumber

gas nonkonvensional. Gambar 2.3 memperlihatkan perbedaan

antara reservoir CBM dan reservoir konvensional gas.


22/143


Reservoir CBM Reservo r Conventi nal GasGambar 2.3

Batuan reservoir

2.3. Rekahan Batu bara

Sistem cleatadalah 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 litifikasi, 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

facecleatdicirikan 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 terbentuknyaface 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 maceraldan kadar abu.

Secara umum kerapatan cleat meningkat sesuai dengan tingkat

kematangan batu bara. Kerapatan cleatrata-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 -


23/143


volatile bituminous(


24/143


2.4. Produksi Gas Metana Batu baraGas 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 mempunyaimultiguna 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

cleatbiasanya 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 fracturemelalui proses dewatering yang menyebabkan

terjadinya proses desorbtiongas metana dari permukaan fracturebatu 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

3 phase yang terjadi atau dilalui oleh gas metana.


25/143


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

fracturedi dalam reservoir yang juga mengontrol aliran fluida kedalam 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

Kenaikan permeabilitas relatif gas


26/143


Efek Outer boundarysudah 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 peakgas 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. Kebanyakansumur-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 2.6Tiga Phase Kurva Produksi Air dan Gas


27/143


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 mungkinspesifikasinya yang agak berbeda tergantung dari sifat fisik dan

kimia fluida 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 m

3

2. Mempunyai permeabilitas yang bagus, umumnya dalam kisaran

30 - 50 mD

3. Dangkal, coal seamsbiasanya mempunyai kedalaman kurang

dari 1.000 m atau 4.000 ft. Tekanan pada lapisan yang lebih

dalam biasanya terlalu tinggi untuk dapat membuat gas


28/143


mengalir sekalipun seamtelah 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 temperatureserta 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

RelectanceVirinite(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

methanekemungkinan juga terbentuk sebagai akibat hasil reaksiaktivitas 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 partikelbatu bara,

4) mikroporositas, dan permukaancleat,

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


29/143


Gambar 2.8

Volume Gas pada Batu bara sebagai fungsi dari RankBatu 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 cleatbatu

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 coalificationdan merupakan fungsi dari rankbatu bara

yang diilustrasikan pada Gambar 2.8 yang menunjukkan bahwa

rankbatu bara bituminousmerupakanrank batu bara yang palingtinggi 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.


30/143


Gambar 2.9

Mekanisme Ali ran Gas pada Reservoir GMB


31/143



32/143


BAB 3PENGEMBANGAN 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 kegiataneksplorasi GMB, yaitu:

Tahap 1: Studi Geologi dan Geofisika

Tahap 2: Pengeboran Eksplorasi

Tahap 3: Pilot or Feasibility Drilling

Tahap 4: Pilot Production Testing

Tahap 5: Pengembangan Produksi Komersial.

Studi Geologi dan Geofisika

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 geofisika bawah permukaan berupainterpretasi data seismik untuk memetakan struktur batu bara

dan distribusi ketebalan secara lateral. Pada penelitian geofisika

menggunakan data atribut seismik analisis untuk mengetahui

distribusi ketebalan (isopach map). Kegiatan tersebut merupakan

langkah awal untuk eksplorasi GMB yang lebih terarah.


33/143


Pengeboran Eksplorasi

Dari kajian geologi dan geofisika 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 testingdilakukan pemboran yang lebih

banyak dibandingan dengan tahapfeasibility drilling. Pada awalnya,10-25 sumur dibuat di sekitarfeasibility 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 mil2di 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.


34/143


Gambar 3.1

Kerapatan Titik Sumur pada Setiap Tahapan Pengembangan GMB

3.2. Perhi tungan Cadangan Gas Metana Batu bara

Beberapa parameter yang diperlukan untuk perhitungan cadanganGMB 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 memasukkancontoh batu bara ke dalam canister,yaitu alat berbentuk silinder

terbuat dari bahan stainlessyang betul-betul kedap udara, dengan

panjang dan diameter canisterdibuat sesuai kebutuhan.

Penghitungan kandungan gas dan pengukuran langsung mencakup

Lost Gas (Qi), Measured Gas (Q2) dan Crushed Sample (Q3).


35/143


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 3.2Bagan 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 fluida pada

lapisan batu bara. Permeabilityitu memegang peran penting dalam

produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungan

gas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.


36/143


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 (C

2H

6), nitrogen (N

2), 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 desorptdilakukan dengan cara menghancurkan contoh batubara 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 testyang

dilakukan dengan menginjeksikan air pada lapisan batu bara

dalam lubang bor untuk mengetahui sifat kelulusan fluida pada

lapisan batu bara. Permeabilityitu memegang peran penting dalam

produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungangas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.


37/143



38/143


BAB 4PENGEMBANGAN 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; danrecoveryatas 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 proseseksplorasi (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 fleksibel;


39/143


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 produksiuntuk 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 kebijakanGMB 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, untukAffected Statesdimana pemerintah Amerika Serikat

memiliki sejumlah besar sumber daya batu bara atau GMB.

EPACT menunjuk Illinois, Indiana, Kentucky, Ohio, Pennsylvania,

Tennessee, dan West Virginia sebagaiAffected States.

EPACT mengizinkan negara-negara bagian tersebut untuk

mengembangkan regulasi GMB selama 3 tahun di daerahnya.

Sebaliknya, ketentuan GMB dari Hukum Federal menjadi efektif

diAffected States. Jadi, EPACT membuat sebuah program default


40/143


undang-undang GMB yang dibentuk negara. Pada tahun 1995,

Indiana, Ohio, dan Pennsylvania menggunakan opsi ketentuan

untuk meminta penghapusan mereka dari daftarAffected 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 recoverymineral secara teknis dan masalah

sumber daya merupakan hal yang penting dalam pengembanganGMB.

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 mencapai1.400 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 dengan tujuan mendorong pengembangan 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.


41/143


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. Termutama dari PSCCina meliputi:

1. Eksplorasi dan risiko pembangunan ditanggung pihak entitas

asing;

2. Pemerintah Cina memiliki sekurangnya 30% participating

interest;

3. Secara umum cost recovery70% 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 km2dan 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

of Petroleum and Natural Gas dan The Directorate General of


42/143


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 yangterlibat, 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

perusahaan asing.


43/143



44/143


BAB 5PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA

DI INDONESIA

Indonesia memiliki potensi Gas Metana Batu bara (GMB) yang signifikan

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 pemerintahtelah mendorong pelaksanaan pilot project GMB di Indonesia. Pilot

ProjectGMB 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

Potensi Cadangan GMB di Indonesia


45/143


Pilot ProjectGMB 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 five spot. Pilot projectGMB 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 arcyaitu, BasinSumatera Utara, BasinSumatera

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 Paleozoicdan Mesozoic, batuan Tersier dan deposit vulkanik. Gambar 5.2

memperlihatkan Peta Geologi Regional Sumatera Selatan.

Menurut Sukendar Asikin (1988), fisiografiSumatera 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.


46/143


Gambar 5.2

Peta Geologi Sumatera Selatan

Gambar 5.3

Peta Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan


47/143


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, yaituAntiklinorium 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 Zonainteraksi tersebut turut

bergerak dan menghasilkan Zonakonvergensi 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 inidiperkirakan 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


48/143


Gambar 5.4

Peta Struk tur Regional Sumatera Selatan

(Hutchinson, 1996; Willi ams and others , 1995;

Moulds, 1989; an Bemmelen, 1949)

terjadi pada zaman tersier dan mengalami perlipatan pada Tersier

Akhir (Koesoemadinata, 1978).


49/143


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 Selatandapat 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

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 closureyang 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

Stratigraficekungan 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-Miosenyang terdiri dari Batu

pasir berukuran sedang sampai kasar dan lapisan batu bara di

bagian bawahnya, dan serpih abu-abu gampingan dan batu bara


50/143


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 secaraselaras oleh batuan Formasi Air Benakat yang diendapkan pada

lingkungan littoralsampai 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 MiosenAkhir 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 MiosenAkhir sampai Pliosendan kaya akan

batu bara. Endapan batuan antar lapisan batu bara menunjukkan

adanya pengaruh lingkungan laut, tetapi tidak ditemukan adanyafosil foraminifera, kecuali fosil-fosil keluarga Lamelibranchiata/

pelycypodayang dijumpai di beberapa tempat.

Dapat teridentifikasi 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),


51/143


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

Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Shell Team1978)


52/143


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 ketebalankeseluruhan 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

Stratigrafi Daerah Muaraenim dan Sekitarnya (Sojitz, 2007)


53/143


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 mengalamisplitting.

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 meterdan 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 ProjectGMB yang terletak di lapangan Rambutan, Kecamatan

Benakat, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan.


54/143


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 danseam-5. Dari ke 5

lapisan tersebut, 3 lapisan (seam) yang akan menjadi sasaran

dalam penelitian ini adalah seam-2, seam-3 danseam-5. Pada

seam-seam yang dipilih tersebut diperkirakan memiliki prospek

kandungan gas metana yang besar. Gambar 5.7 memperlihatkan

Model Multy Layer SeamSumur CBM.

Gambar 5.7

Model Multy Layer Seam Sumur GMB

Dari lapisan-lapisan tersebut kemudian dilaksanakan uji cobapengeboran untuk memproduksikan gas metana yang terkandung

dalam batu bara. Pilot Project 5 sumur GMB yang dibuat memiliki

pola geometri five spotdimana 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.


55/143


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


56/143


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).

CBM12004

CBM3,4,52006

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 dewateringini dilakukan untuk memproduksikan airagar 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.


57/143


Gambar 5.10

Skema Proses Uji Produks i 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 disumur 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.


58/143


Program pelaksanaan dewatering dari ke 5 sumur GMB dimulai

kembali pada awal bulan Juli 2008. Pelaksanaan dewateringdari ke

5 sumur GMB menggunakan pompa Sucker Roddengan memantau

laju produksi dan pencatatan terhadap perubahan tekanan anulus

casingsetiap harinya. Gas yang terakulasi kemudian dibakar agar

tidak mengganggu proses dewateringyang 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 pemboranterdapat 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 screen4-1/2 dari

kedalaman puncak linerdi 1.543 ft sampai dasar lubang di 2.008ft.

Screen linerdipasang tanpa disemen sehingga sepanjang selang

kedalaman 1.543 - 2008 ft merupakan lubang terbuka.

Gambar 5.11

Fasilitas Produksi Sumur CBM-1


59/143


2. Sumur CBM-2

Sumur GMB-2 selesai dibor pada tanggal 28 Februari 2006 sampai

kedalaman 3.140ft. 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 dewateringdengan

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

memverifikasi kondisi downholedan untuk membuktikan adanya

fishdi sumur tersebut dan ditemukan adanya goresan dipermukaan

Impression Block yang mengindikasikan adanya pipa yang jatuh

atau mungkin casingyang mengalami pergesaran di dalam sumur

CBM-2.

Gambar 5.12

Fasilitas Sumur CBM-2


60/143


3. Sumur CBM-3


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 1.6421.670 ft, seam 3 pada selang kedalaman

1.701.732 ft danseamP pada 2.9472.977 ft. Seam P merupakan

lubang terbuka sedangkan seam2 dan 3 sudah diperforasi setelah

pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur CBM-3 ini telah terpasang

1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi lainnya yaitu Vasseldantanki timbun untuk menampung air dari proses dewateringdengan

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 EMRdilakukan 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 fluida (air) hingga

di permukaan sumur. Dengan melihat lambatnya penurunan tekananinjeksi menggambarkan begitu kecilnya permeabilitas dari masing-

masing seamyang diuji.


61/143


Gambar 5.13Fasilitas Sumur CBM-3

4. Sumur CBM-4


kedalaman 3.072 ft.Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15

meter dari sumur RBT#9. Berdasarkan data laporan pemboran,

sampai kedalaman 3.072 ft terdapat tiga lapisan batu bara yang

berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu seam

2 pada selang kedalaman 1.742 1.770 ft, seam 3 pada selang

kedalaman 1.804 1.834 ft dan seamP pada 3.038 3.072 ft.

SeamP merupakan lubang terbuka sedangkan seam 2 dan 3 sudah

diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur

CBM-4 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi

lainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari

kegiatan proses dewateringdengan kapasitas 300 bbl.


62/143


Gambar 5.14


Sumur CBM-4 pada tahun 2008 telah mengeluarkan GMB dengan

volume yang masih kecil sekitar 0,041 mscf/hari dan juga diperkirakan

merupakan salah satu sumur dengan prospek kandungan GMB cukup

besar. Dari hasil analisis memperlihatkan bahwa tidak optimumnya

produksi dari seam 2 dan 3 tidak dikarenakan adanya lapisan semen

yang cukup tebal di belakang dinding casing, sehingga perforasi

yang dilakukan tidak dapat membuka lapisan semen tersebut

secara maksimal. Salah satu upaya yang dilakukan tahun 2010 yaitu

membuka lapisan semen pada seam3 yaitu dengan menerapkan

metode Radial Jetting. Pada pelaksanaannya di lapisan seam3 dan

seam5 pada lapisan openholenya telah dibor secara horisontal kesamping sepanjang 20 meter dengan jumlah lubang sekitar 20 buah.

Hasil yang diperoleh cukup meningkatkan produksi GMB dari sumur

CBM-4 menjadi sekitar 10 mscf/hari.


63/143


5. Sumur CBM-5

Sumur CBM-5 selesai dibor pada tanggal 11 November 2006 sampai

kedalaman 3.100 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15

meter dari sumur RBT#19. Berdasarkan data 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 1.754 1.782 ft, lapisan 3 pada selang

kedalaman 1.812 1.838 ftdan lapisan P pada 3.048 3.100 ft.

SeamP merupakan lubang terbuka sedangkan seam2 dan 3 sudah

diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur

CBM-5 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksilainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari

kegiatan proses dewateringdengan kapasitas 300 bbl.

Pada pelaksanaan kerja ulang tahun 2010, dilakukan pengujian

terhadap tekanan di masing-masing seam pada sumur CBM-3

dengan menggunakan EMR. Pelaksanaan pengujiannya diawali

dengan melakukan uji injection test terlebih dahulu baru kemudian

sumur ditutup selama 32 jam.

Gambar 5.15



64/143


5.4. Pemanfaatan GMB untuk Listrik

Pada tahap lanjutan dewatering yang dilakukan terhadap ke 3

sumur uji GMB memperlihatkan bahwa baru 2 sumur yang telah

mulai mengeluarkan gas metananya sehabis dilakukan operasi

kerja ulang. Untuk sumur CBM-3, GMB telah keluar hampir kontinyu

dengan perkiraan produksi perharinya baru sekitar 5 m3/hari (0,176

mscf/hari) setelah 17 hari dewateringdilakukan. Sedangkan untuk

sumur CBM-4, gas telah keluar baru mencapai 5,5 m3/hari (0,194

mscf/hari) setelah 10 hari dewateringberjalan.

Dari analisis gas yang pernah dilakukan sebelumnya memperlihatkan

bahwa komposisi GMB didominasi hampir di atas 96% merupakan

metana (CH4). Pengujian yang dilakukan di laboratorium terhadap

GMB yang keluar dari masing-masing seamyang diproduksikan

yaitu seam2, 3, dan 5 (lihat Tabel 51, 52 dan 53).

Uji coba awal pemanfaatan gas untuk menggerakkan generator

listrik berkapasitas 12 KVA sudah dilakukan di sumur CBM-3 dan

CBM-4 dengan menghidupkan 4 lampu penerangan yang ada di

sumur CBM-4 berkapasitas masing-masing 400 watt. Generator

yang digunakan merupakan generator gas mini dari Kubota dengan

kapasitas daya 25 KVA 220 volt.

Compon ent Mol Percent GPM

Hydrogen Sulfide H2S 0

Carbon Dioxide CO2 0.13

Nitrogen N2 1.39

Methane CH4 98.25

Ethane C2H6 0.16 0.0428

Propane C3H8 0.04 0.0111

Iso-Butane i-C4H10 0.03 0.0096n-Butane n-C4H10 0 0

Iso-Pentane i-C5H12 0 0

n-Pentane n-C5H12 0 0

Hexanes C6H14 0 0

Heptanes plus C7+ 0 0

100.00 0.0635

Tabel 5.1

Komposisi Gas dari Seam2


65/143


Component Mol Percent GPM



Nitrogen N2 2.37

Methane CH4 96.57

Ethane C2H6 0.75 0.2007

Propane C3H8 0.21 0.0580

Iso-Butane i-C4H10 0.07 0.0225

n-Butane n-C4H10 0 0



Hexanes C6H14 0 0


100.00 0.2812

Tabel 5.2Komposisi Gas dari Seam3

Component Mol Percent GPM



Nitrogen N2 0.15

Methane CH4 98.26

Ethane C2H6 0.26 0.0696

Propane C3H8 0.31 0.0856

Iso-Butane i-C4H10 0.01 0.0032

n-Butane n-C4H10 0 0



Hexanes C6H14 0 0


100.00 0.1584

Tabel 5.3

Komposisi Gas da

buku gas metana batubara

Documents