Coal-Bed-Methane.docx

8/10/2019 Coal-Bed-Methane.docx

1/18

COAL BED METHANE (CBM)

A. Pendahuluan

CBM adalah gas metana (gas alam) yang dihasilkan selama proses

pembatubaraan dan terperangkap dalam batubara. CBM dikenal juga sebagai sweet

gas, karena sedikitnya kandungan sulfur (dalam bentuk hidrogen sulfida). Gas

metana ini terperangkap dalam batubara itu sendiri dan juga air yang ada didalam

ruang pori-porinya. Porositas matriks umumnya mengacu pada ukuran cleat (retakan

sepanjang batubara), dan bukan porositas batubara tersebut. Porositas ini umumnya

sangat rendah jika dibandingkan cekungan tradisional (kurang dari 3%). Sumur-sumur

CBM pada fase awal akan memproduksi air untuk beberapa bulan dan kemudian

sejalan dengan penurunan produksi air, produksi gas metana akan meningkat karena

suatu proses dewateringdapat menurunkan tekanan pada batubara dan akan melepas

gas metana tersebut.

Gambar 1. Sketsa ringkas bagaimana gas-gas itu berada

Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu gas bumi yang berdasarkan proses

pembentukannya dikategorikan sebagai unconventional, dibandingkan dengan

pembentukan gas hidrokarbon yang lain. Tidak seperti gas alam banyak dari reservoir

konvensional, gas metan berisi sangat sedikit hidrokarbon yang lebih berat seperti

propana atau butana, dan tidak ada gas alam kondensat. Sering berisi sampai beberapa

persen karbon dioksida.


2/18

B. Cara Terbentuknya Coal Bed Methane (CBM)

Batubara adalah batuan yang kaya karbon berasal dari bahan tumbuhan

(gambut) yang terakumulasi di rawa-rawa dan kemudian terkubur bersamaan dengan

terjadinya proses-proses geologi yang terjadi. Dengan meningkatnya kedalaman

penguburan, bahan tanaman mengalami pembatubaraan dengan kompaksi /

pemampatan, melepaskan zat fluida (air, karbon dioksida, hidrokarbon ringan,

termasuk metana) karena mulai berubah menjadi batubara. Dengan pembatubaraan

dengan pendekatan yang sedang berlangsung, batubara menjadi semakin diperkaya

dengan karbon dan terus mengusir zat terbang. Pembentukan metana dan hidrokarbon

lain adalah hasil dari pematangan termal pada bara, dan mulai di sekitar sub-

bituminous A untuk tahap tinggi mengandung bitumen peringkat C, dengan

jumlah metan yang dihasilkan meningkat secara signifikan.

Gambar 2. Tahapan pembatubaraan

Batubara dangkal memiliki peringkat rendah dan mungkin belum

menghasilkan metana dalam jumlah besar. Lebih dalam bara ini terkubur, maka akan

mengalami tingkat pematangan yang lebih besar. Sehingga pembatubaraan tinggi

akan menghasilkan kuantitas lebih banyak metan daripada batubara dangkal.

Mengenai pembentukan CBM, maka berdasarkan riset geosains organik

dengan menggunakan isotop stabil karbon bernomor masa 13, dapat diketahui bahwa

terdapat 2 jenis pola pembentukan.

Sebagian besar CBM adalah gas yang terbentuk ketika terjadi perubahan kimia

pada batubara akibat pengaruh panas, yang berlangsung di kedalaman tanah. Ini

disebut dengan proses thermogenesis. Thermogenic gas terbentuk secara alami

melalui proses pembatubaraan (coalification process) yang merubah humic organicmaterialmenjadi batubara. Gas tersebut termasuk metana, CO2, dan bisa juga etana


3/18

dan propane. Sedangkan untuk CBM pada lapisan brown coal(lignit) yang terdapat di

kedalaman kurang dari 200 m, gas metana terbentuk oleh aktivitas mikroorganisme

yang berada di lingkungan anaerob. Ini disebut dengan proses biogenesis. Sedangkan

biogenic gas sekunderterbentuk pada masa geologi saat ini melalui mikroorganisme

anaerobic yang terbawa dalam system air bawah tanah yang aktif setelah proses

pembatubaraan selesai. Baik thermogenic maupun biogenic metana secara fisik

diadsorpsi sebagai lapisan monomolecularpada lapisan permukaan dari pori-pori di

dalam matrix batubara. Baik yang terbentuk secara thermogenesis maupun biogenesis,

gas yang terperangkap dalam lapisan batubara disebut dengan CBM.

Gambar 3. Proses Pembentukan CBM

Kuantitas CBM berkaitan erat dengan peringkat batubara, yang makin

bertambah kuantitasnya dari gambut hingga medium volatile bituminous, lalu

berkurang hingga antrasit. Tentu saja kuantitas gas akan semakin banyak jika lapisan

batubaranya semakin tebal.

Terkait potensi CBM ini, ada 2 hal yang menarik untuk diperhatikan:

Pertama, jika ada reservoir conventional gas (sandstone) dan reservoir CBM (coal)

pada kedalaman, tekanan, dan volume batuan yang sama, maka volume CBM bisa

mencapai 3 6 kali lebih banyak dari conventional gas. Dengan kata lain, CBM

menarik secara kuantitas.Kedua, prinsip terkandungnya CBM adalah adsorptionpada

coal matrix, sehingga dari segi eksplorasi faktor keberhasilannya tinggi, karena CBM


4/18

bisa terdapat pada antiklin maupun sinklin. Secara mudahnya dapat dikatakan bahwa

ada batubara ada CBM.

Gas ini terbentuk secara alamiah bersamaan dengan proses pembentukkan

batu bara (coalification) dan peatifikasi (peatification). Dengan demikian reservoir

CBM memiliki batubara sebagai source rock sekaligus reservoir rocks. Gas yang

terbentuk ini sebagian besar terabsorpsi pada permukaan dari mikropori matrik

batubara sedangkan sisanya berada di rekahan lapisan batubara dan atau pada

macropores , sebagai gas bebas.

Reservoir CBM juga memiliki ukuran pori-pori yang lebih kecil, yaitu

berkisar antara 1 micrometer hingga 1 milimeter. Gas methana yang berada di dalam

rservoir ini juga tersimpan tidak seperti gas alam pada umumnya, melainkan

terabsorpsi pada permukaan dalam dari micropori matrik batubara. Oleh karena itu ,

aliran gas yang terjadi di dalam matrik batu bara merupakan aliran secara divusi dan

berupa aliran darcy di bagian rekahannya.

Reservoir CBM merupakan reservoir dengan dual porosity, yaitu rekahan

(fracture) dan matrik. Rekahan tersebut dapat dibagi menjadi dua jenis yaitu face

cleats dan butt cleats. Face cleats diartikan sebagai rekahan yang panjang dan

berkesinambungan sepanjang batu bara. Sedangkan Butt cleatsadalah rekahan yang

tidak berkelanjutan karena diputus oleh oleh Face cleats. Pada matrik barubara

terdapat pori-pori yang sangat kecil, sehingga disebut micropori yang berukuran satu

mickrometer sampai satu milimeter. Methana yang terbentuk saat peatification dan

coalificationsebagian besar akan teradsorpsi pada permukaan dari micropori ini.

Sejak kondisi awal pembentukan, rekahan batubara dijenuhi oleh air dan

sedikt methana . Sehingga pada umumnya untuk menurunkan tekanan reservoir,

biasanya dilakukan dengan memproduksi air atau biasanya disebut dengan dewatering

process secara besar- besaran. Inilah yang biasanya yang harus dipertimbangkan pada

saat produksi methana akan dilakukan.

Untuk memproduksi methana pada reservoir CBM, tekanan reservoir harus

diturunkan hingga mencapai tekanan deabsorpsi, dimana pada tekanan ini methana

mulai lepas darp permukaan dalam micropori batubara. Pada tekanan tersebut, gas

akan mengalir sedikit demi sedikit secara difusi pada matrik batubara hingga gas

mencapai rekahan. Proses ini berdasarkan hukum Flicks yang menerangkan bahwa

pergerakan gas tersebut terjadi akibat perbedaan gradient konsentrasi. Setelah

mencapai rekahan, maka aliran gas hingga libang bor mengikuti hukum darcy.


5/18

C. Mekanisme Penyimpanan

Mekanisme penyimpanan dari Coalbed Methane terdiri dari 2 (dua) mekanisme pada

batubara, yaitu sedikitfree gasdan dominan adsorpsi. Mekanisme adsorpsi terjadi

pada tekanan tertentu sehingga gas akan mendekat dan bersentuhan pada bidang

permukaan matriks batubara. Semakin kecil diameter pori dari batubara maka akan

mengakibatkan semakin besarnya bidang permukaan matriks sehingga jumlah gas

yang dapat mengalami mekanisme adsorpsi semakin banyak. Hal tersebut

mengakibatkan mekanisme penyimpanan gas pada Coalbed Methane akan lebih besar

dibandingkan reservoir konvensional. Sebagai ilustrasi metematis, dari sebuah pori

matriks dengan volume sebesar 1 cm3 akan menghasilkan 6 cm2bidang permukaan,

sedangkan untuk ukuran pori yang 4 (empat) kali lebih kecil akan menghasilkan 12

cm2, begitu seterusnya.

Gambar 1. Pengaruh Porositas terhadap Bidang Permukaan

Batubara memiliki porositas yang kecil, dan semakin kecil pori matriks pada

batubara menyebabkan bidang permukaan matriks batubara menjadi lebih besar

sehingga semakin banyak adsorpsi gas yang terjadi. Pada batubara, gas yang

terbentuk dominan berasal dari proses adsorpsi yang memiliki kapasitas cukup besar

sehingga Coalbed Methane akan lebih banyak terbentuk pada reservoir batubara
http://coalbedmethane.files.wordpress.com/2011/11/mekanisme-penyimpanan.png


6/18

dibandingkan dengan gas pada reservoir konvensional yang hanya tersimpan pada

fractures/cleats untuk satu skala reservoir yang sama.

D. Karakteristrik Reservoir

CBM berkembang pada lingkungan dengan tekanan rendah pada cleat systemdengan

mekanisme penyimpanan adsorption. Hal tersebut terjadi karena kandungan air akan

menahan gas metana yang teradsorpsi pada matriks batubara. Berbeda dengan Gas

Bumi konvensional dimana sebagian besar kandungan gas berada di porisand, pada

batubara kandungan gas sebagian besar berada di struktur molekul batubara (matriks)

dan hanya sebagian kecil saja berada pada pori. Lebih lanjut tentang perbedaan

karakteristik CBM dengan Gas Bumi konvensional dapat terlihat pada table di bawah

ini.

Tabel 1. Perbedaan karakteristik CBM dengan Gas Bumi konvensional

E.

Produksi Coal Bed Methane (CBM) dan Teknologi Pemboran

Untuk memproduksi CBM, lapisan batubara harus terairi dengan baik sampai

pada titik dimana gas terdapat pada permukaan batubara. Gas tersebut akan teraliri

melalui matriks dan pori, dan keluar melalui rekahan atau bukaan yang terdapat pada

sumur (gambar 4).
http://coalbedmethane.files.wordpress.com/2011/05/perbedaan-cbm-dan-gas-konvensional.jpg


7/18

Gambar 4. Kaitan antara lapisan batubara, air dan sumur CBM

Lapisan batubara dapat menjadi batuan sumber dan reservoir, karena itu CBM diproduksi

secara insitu, tersimpan melalui permukaan rekahan, mesopore, dan mikropore (gambar 5).

Permukaan tersebut menarik molekul gas, sehingga tersimpan menjadi dekat. Gas tersebut

tersimpan pada rekahan dan sistem pori pada batubara sampai pada saat air merubah tekanan

pada reservoir. Gas kemudian keluar melalui matriks batubara dan mengalir melalui rekahan

sampai pada sumur. Gas tersebut sering kali terjebak pada rekahan-rekahan.

Kaitan antara porositas mikro, meso dan makro.

Pada metode produksi CBM secara konvensional, produksi yang ekonomis

hanya dapat dilakukan pada lapisan batubara dengan permeabilitas yang baik.

Tapi dengan kemajuan teknik pengontrolan arah pada pengeboran, arah lubang bor
http://ibrahimlubis.files.wordpress.com/2009/03/untitled5.jpghttp://ibrahimlubis.files.wordpress.com/2009/03/untitled5.jpg


8/18

dari permukaan dapat ditentukan dengan bebas, sehingga pengeboran memanjang

dalam suatu lapisan batubara dapat dilakukan. Seperti ditunjukkan oleh gambar di

bawah, produksi gas dapat ditingkatkan volumenya melalui satu lubang bor dengan

menggunakan teknik ini.

Gambar 5. Teknik produksi CBM

Teknik ini juga memungkinkan produksi gas secara ekonomis pada suatu

lokasi yang selama ini tidak dapat diusahakan, terkait permeabilitas lapisan

batubaranya yang jelek. Sebagai contoh adalah apa yang dilakukan di Australia dan

beberapa negara lain, dimana produksi gas yang efisien dilakukan dengan sistem

produksi yang mengkombinasikan sumur vertikal dan horizontal, seperti terlihat pada

gambar di bawah.

Beberapa karakteristik batubara yang cocok untuk CBM adalah sebagai berikut:

Kandungan gas yang tinggi: 15 m330 m3 per ton

Permeabilitas yang bagus: 30 mD50 mD

Dangkal: Coal seams< 1.000 m (3.300 ft). Tekanan pada kedalaman yang lebih

dalam, pada umumnya terlalu tinggi untuk mengalirkan gas bahkan ketika coal

seamsnya sudah selesai dewatering. Hal ini terjadi karena tekanan tinggi

menyebabkan berkurangnya permeabilitas batubara

Jenis batubara: Umumnya proyek CBM memproduksi gas dariBituminous coals,

akan tetapi bisa juga gas yang dihasilkan dariAnthractie.


9/18

Gambar 6. Produksi CBM dengan sumur kombinasi

Teknik pengontrolan arah bor

Teknik pengeboran yang menggunakan down hole motor (pada mekanisme

ini, hanya bit yang terpasang di ujung down hole motor saja yang berputar, melalui

kerja fluida bertekanan yang dikirim dari permukaan) dan bukan mesin bor rotary

(pada mekanisme ini, perputaran bit disebabkan oleh perputaran batang bor atau rod)

yang selama ini lazim digunakan, untuk melakukan pengeboran sumur horizontal dll

dari permukaan. Pada teknik ini, alat yang disebut MWD (Measurement While

Drilling) terpasang di bagian belakang down hole motor, berfungsi untuk memonitor

arah lubang bor dan melakukan koreksi arah sambil terus mengebor.

Gambar 7. Pengontrolan arah bor


10/18

Mengangkat CBM ke Permukaan

CBM diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batubara (sebagai

reservoir) agar didapatkan cukup ruang sebagai jalan keluar gasnya. Proses rekayasa diawali

dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanika.

Setelah tekanan turun, gas batubara akan keluar dari matriks batubaranya.

Gas metana kemudian akan mengalir melalui rekahan batubara (cleat) dan akhirnya

keluar menuju lobang sumur. Puncak produksi CBM bervariasi antara 2 sampai 7 tahun.

Sedangkan periode penurunan produksi (decline) lebih lambat dari gas alam konvensional.

Setelah diputuskan tempat yang potensial untuk dilakukan pemboran CBM berdasarkan

pertimbangan ahli geologi dan geofisika, maka pemboran sumur CBM dilakukan. Inti dari

pemboran sendiri adalah membuat sambungan berdasarkan perbedaan tekanan antara lapisan

batubara yang mengandung CBM dengan permukaan, sehingga gas dapat mengalir.

Pemboran sumur CBM harus mempertimbangkan kekuatan batubara yang cukup lemah

dibandingkan batuan lain.

Sebelum produksi CBM dapat dilakukan, dewatering harus dilakukan terlebih dahulu

(Gambar 9). Dewatering merupakan proses mengurangi ketinggian air dalam lapisan

batubara, hingga ketinggian air ini tidak lebih tinggi dari lapisan batubara terbawah yang

ingin diproduksi (dimungkinkan lebih dari satu lapisan batubara yang ingin diproduksi).

Fungsi utama dari dewatering adalah menginisiasi terjadinya desorbsi dari micropores yang

ada, yang terjadi apabila tekanan akibat ketinggian air berkurang. Proses ini dilakukan

dengan menggunakan pompa tertentu, misalnya pompa angguk, dimana sumur CBM yang

dangkal biasanya tidak dapat mengangkat air secara optimal karena kurangnya tekanan

bawah permukaan. Pada Gambar 5 terlihat bahwa dewatering dilakukan dengan pompa, dan

air melewati pipa kecil bernama tubing, sementara CBM akan melewati anulus, yaitu ruang

kosong diantara formasi (atau pipa selubung) dan tubing. Gas secara umum tidak akan masuk

melalui tubing, karena terhalang oleh kolom hidrostatik air setinggi tubing.

Selain proses dewatering, terdapat juga proses yang dinamakan komplesi, yaitu untuk

melengkapi sumur dengan peralatan yang dibutuhkan untuk melakukan produksi. Problem

utama dalam komplesi CBM adalah permeabilitas (ukuran kemudahan untuk mengalir)

batubara yang sangat kecil, yaitu 0.1-1 md. Selain itu, seringkali terakumulasi kepingan-

kepingan kecil batubara (coal fines) yang dapat menghambat produksi CBM. Untuk

mengatasi hambatan tersebut, secara umum dilakukan dua jenis komplesi dalam produksi

CBM. Jenis pertama adalah open hole completions dan jenis kedua adalah cased hole


11/18

completions. Masing-masing tipe komplesi memiliki pertimbangannya sendiri, dan memiliki

kekurangan dan kelebihan masing-masing.

PROSES DEWATERING, OPEN HOLE COMPLETION

Komplesi open hole memiliki artian komplesi dilakukan tanpa adanya casing (pipa

selubung) di sekitar lapisan batubara yang ingin diproduksi, sehingga gas CBM langsung

masuk ke dalam lubang bor. Secara umum ada tiga keunggulan komplesi jenis ini, yaitu :

1.

Tidak ada casing yang ditinggalkan yang dapat menghalangi penambangan batubara

apabila dilakukan setelahnya.2. Penyemenan casing seperti pada Gambar 9, tidak merusak permukaan lapisan batubara.

3. CBM dapat masuk tanpa halangan apapun.

Sejalan dengan perkembangan, maka juga dilakukan multi-zone open hole completion,

yaitu komplesi open hole yang dilakukan pada beberapa lapisan batubara sekaligus.

Meskipun cukup murah, dan juga memiliki laju alir yang besar, komplesi ini memiliki

beberapa kekurangan, yaitu:

1. Batubara akan memproduksi kepingan kecil-kecil dan terakumulasi sepanjang waktu

tertentu dan apabila tidak dibersihkan akan mengurangi produksi CBM.

2. Hanya dapat dilakukan apabila lapisan-lapisan batubara cukup berdekatan letaknya (untuk

multi zone open hole).

3. Banyaknya lapisan batubara yang terhubung akan menyulitkan apabila lapisan yang lebih

diatas memiliki tekanan yang justru lebih besar daripada di bawah, sehingga akan terjadi

back flow yang merugikan karena dapat mematikan lapisan yang tekanannya lebih kecil,

dan akan mengurangi produksi total dari sumur.


12/18

Dalam komplesi open hole juga sering dilakukan cavity completion, yaitu proses

meruntuhkan sebagian lapisan batubara sehingga tercipta gerowong yang memperlancar

produksi CBM. Peruntuhan yang dimaksud adalah peledakan terkontrol, yang dilakukan

dengan proses penurunan tekanan secara tiba-tiba selama jangka waktu tertentu. Berdasarkan

pengalaman perusahaan Amoco di cekungan San Juan yang terletak di Colorado, AS,

peningkatan dari 22 MCFD (Metric Cubic Feet per Day)menggunakan open hole completion

biasa menjadi 108 MCFD dengan cavity completion, atau sekitar lima kali dari semula.

Namun perlu diingat bahwa teknik ini hanya dapat dilakukan dengan kondisi lapisan batubara

yang tebal dan memiliki kelebihan tekanan dibandingkan keadaan normal.

Komplesi jenis kedua adalah cased hole completions, dimana seluruh lapisan

termasuk lapisan batubara dilapisi dengan casing (Gambar 10). Casing merupakan pipa

pelindung yang direkatkan pada batuan dengan menggunakan semen. Komplesi ini sering

dilakukan pada sumur yang memiliki beberapa lapisan batubara yang ingin diproduksi

batubaranya sehingga CBM dari lapisan-lapisan yang berbeda dapat diproduksi baik

bergantian maupun bersamaan sesuai keinginan. Setelah dicasing dan dilakukan penyemenan,

maka dilakukan perforasi untuk membuka jalur masuk CBM ke lubang sumur. Perforasi

merupakan proses menembak casing hingga berlubang.


13/18

GAMBAR 10

KOMPLESI CASED HOLE PADA SUMUR GOB

Pada komplesi cased hole sering juga dilakukan hydraulic fracturing, yaitu

merekahkan lapisan batuan batubara, dengan tujuan mempermudah CBM untuk mengalir.

Prosesnya adalah dengan penyuntikan fluida perekah dengan tekanan tinggi sehingga batuan

rekah, dan selanjutnya diganjal dengan suatu bahan tertentu (proppant) sehingga rekahan

tidak tertutup kembali. Secara umum, cased hole tidak perlu dilakukan fracturing, hanya

perforasi saja, apabila CBM cukup mudah untuk mengalir. Namun demikian, baik perforasi

maupunfracturing dapat menimbulkan kerusakan bagi lapisan batubara.

Selain dua jenis komplesi diatas, terdapat pula perkembangan lain dalam pengambilan

CBM, misalnya adalah sumur gob dan pemboran horizontal di (Gambar 11). Sumur gob

adalah pengambilan gas metana setelah pengambilan CBM menyebabkan pilar batubara

runtuh, dan ruang kosongnya akan diisi oleh metana, dimana biasanya kandungan metannya

lebih rendah.

Pemboran horizontal merupakan suatu cara pemboran dimana lapisan batubara

ditembus dengan cara sejajar lapisan tersebut dimana dengan cara ini luas permukaan

batubara yang terekspos oleh lubang sumur akan lebih besar, sehingga CBM pun akan lebih


14/18

banyak mengalir ke dalam sumur. Selain pemboran horizontal, juga terdapat ERD (Extended

Reach Drilling) dimana dengan teknologi ini, satu lubang bor akan dapat menguras lebih

banyak CBM dari lapisan batubara yang ditargetkan.

GAMBAR 11

FRACTURE, PEMBORAN HORIZONTAL, DAN SUMUR GOB


15/18

Study kasus CBM

Sanga Sanga Production Sharing Contract (PSC) di Kalimantan Timur telah,

sejak tahun 1970-an, telah dikenal sebagai penghasil gas konvensional sangat besar,

menghasilkan sekitar 15 TCF gas setara dengan saat ini. VICO, yang memiliki Sanga

Sanga Konvensional Gas PSC, CBM dijamin PSC yang mencakup area yang sama

dengan PSC konvensional pada bulan November 2009.

Sanga Sanga Block saat ini dibagi menjadi tiga wilayah operasional - Utara,

Tengah dan Selatan. Ada tiga bidang yang terletak di bagian selatan dari Sanga

Sanga-wilayah Kontrak Production Sharing, yaitu Mutiara, Beras dan Pamaguan.

Mutiara, yang merupakan terbesar dari tiga bidang, terletak di selatan Sungai

Mahakam dan barat dari kota kecil Handil. Beras Field, yang memegang cadangan

minyak terbesar VICO ini, terletak di bagian selatan dari Mutiara Field. Pamaguan

Field, yang adalah yang pertama dari tiga bidang yang harus ditemukan, terletak di

utara Mutiara Lapangan di tepi Sungai Dondang. Lapamgam Mutiara adalah daerah


16/18

pertama yang ditargetkan untuk pembangunan itu ditunjukkan untuk memiliki potensi

yang baik, baik secara teknis dan infrastruktur, dalam program CBM penilaian.

Sampai saat ini, enam belas sumur CBM baru telah dibor di daerah VICO.

Selain itu, dua sumur ex-konvensional telah dikonversi menjadi sumur CBM pada

2010. Dari delapan belas sumur, ada enam belas sumur pada periode dewatering,

sementara sembilan sumur telah menghasilkan gas selama periode ini. Rencana

berada di tempat untuk lebih lanjut pengeboran pada tahun 2014.

Komitmen Perseroan untuk mewujudkan program pemerintah untuk

meluncurkan gas CBM untuk listrik adalah - terwujud pada April 2013 ketika VICO

Indonesia disampaikan produksi gas dari sumur CBM ke PLN Fasilitas Pembangkit di

Mutiara. Ini adalah pertama kalinya di Indonesia bahwa setiap fasilitas CBM telah

diproduksi dan dijual gas dan merupakan tonggak utama dalam eksplorasi potensi

CBM.

Dalam operasi tahun berjalan VICO dengan bangga menunjukkan

pemanfaatan rig modern dengan teknologi paling maju di dunia untuk mengeksplorasi

Coal Bed Methane di Mutiara Field. Memiliki bentuk yang lebih kecil dan ukuran dari

rig tradisional. Rig khusus juga sangat padat, modular, ringan, dan sangat mobile.

Teknologi ini sangat otomatis membuat operasi lebih aman dan lebih efisien dan

ramah lingkungan

F. Dampak lingkungan akibat penambangan CBM (Gas metan batubara)

Setiap kegiatan pemanfaatan bumi, bahkan hanya untuk rumah tinggal selalu

memiliki dampak. Untuk memanfaatkan CBM pun juga tidak lepas dari dampak itu.

Yang paling sering menjadi tantangan pemeliharaan lingkungan antara lain

banyaknya air yg terproduksi, serta bagaimana dengan metana ini.

Batubara terbentuk didaerah rawa yang berupa air tawar. Demikian juga air

yang terperangkap ini juga berupa air tawar yang tentu saja akan bercampur dengan

garam-garaman. Dengan demikian diperkirakan air yang terproduksi berupa air yang

memiliki salinitas rendah dibanding air laut.

Beberapa metode digunakan untuk membuang air sumur; yang paling umum

adalah untuk mengembalikan dengan menginjeksikan air ke dalam formasi batuan

bawah permukaan. Pendekatan lain adalah untuk membangun kolam penampungan,

atau infiltrasi, kolam. Di daerah dingin, air ini tentu saja akan beku di musim dingin

dan garam akan dipisahkan, sehingga air kemudian dapat dibuang. Sebagian besar air


17/18

tawar diekstrak dapat digunakan untuk irigasi tanaman atau lahan pertanian. Para

ilmuwan terus melakukan penelitian pada metode yang ramah lingkungan baik untuk

membuang atau menggunakan kembali air diekstraksi.

G. Kegunaan Dari Coal Bed Methane (CBM)

Saat ini gas-gas CBM masih diperlakukan seperti gas konvensional dalam

pemanfaatannya. Bahkan bentuk kontrak pengusahaan CBM ini masih meniru dan

mengacu pada kontrak gas konvensional (sistem bagi hasil PSC) dengan sedikit

modifikasi.

Gambar 8. Pengusahaan CBM saat ini.

Tentusaja gas ini dapat dipakai untuk kebutuhan gas pada umumnya. Bahkan

dapat juga dipakai sebagai feedgas (gas masukan bahan dasar) pada pembuatan LNG,

juga dapat dipipakan untuk konsumsi rumah tangga setelah diproses, juga dapat

dipakai sebagai penggerak dan bahan bakar generator listrik


18/18

H . Kesimpulan

Adapun kesimpulan yang dapat ditarik dari makalah CBM ini yaitu :

CBM merupakan unconventional energy, yang dimana berkaitan dengan

keberadaan batubara.

Proses ekplorasi dan ekploitasi dari CBM berbeda dari conventional gas lainnya.

CBM terdapat pada matrik dan cleats dari batubara.

Sebelum diproduksi, proses dewatering sangatlah penting karena menetukan

jumlah produksi CBM yang diinginkan.

Pada CBM, proses Enhanced CBM Recovery juga ada sama halnya dengan EOR.

Coal-Bed-Methane.docx

Documents

Transcript of Coal-Bed-Methane.docx