Download - Tugas Coal Bed Methane

5/17/2018 Tugas Coal Bed Methane - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/tugas-coal-bed-methane 1/20

POTENSI CBM S EBAGAI ENERGI ALTERNATIF DI INDONESIA

CBM (coal bed methane) atau disebut juga Gas Metana Batubara (GMB)

merupakan energi alternatif yang sangat potensial pada saat ini. GMB ini sedang

gencar-gencarnya dikembangkan di Indonesia melalui beberapa wilayah kerja yang

sangat berpotensi di Indonesia. Wilayah kerja yang dilelangkan merupakan wilayah

yang dalam peta cekungan batubara memiliki formasi pembawa batubara yang baik,

dan sudah terbukti memiliki batubara yang mempunyai potensi tinggi.

GAMBAR 1

SUMBER DAYA CBM NASIONAL

CBM merupakan sumber energi takterbarukan yang ditemukan dengan

recent technology, sehingga diklasifikasikan sebagai EBT dan termasuk dalam

kategori cadangan gas non konvensional. Perbedaan cadangan konvensional dan

non konvensional terletak pada tingkat teknologi yang digunakan untuk

mengambilnya, serta perbedaan pola pikir yang dibutuhkan. Sebagai cadangan gas

1

http://ibrahimlubis.wordpress.com/2009/03/10/potensi-coal-bed-methane-cbm-sebagai-energi-alternatif-di-indonesia/

http://ibrahimlubis.wordpress.com/2009/03/10/potensi-coal-bed-methane-cbm-sebagai-energi-alternatif-di-indonesia/



2

non konvensional, CBM merupakan gas dengan kandungan metana tinggi,

mencapai 88-98% dan terjebak pada pori-pori batubara, dimana batubara ini

tergenangi oleh air. Kandungan metana yang tinggi menguntungkan untuk dipakai

secara langsung, karena tidak mengandung zat lain yang merugikan dalam

pengolahan semisal H2S, sehingga disebut sweet gas. Dengan sedikitnya jumlah

pengotor seperti H2S maka biaya pengolahan bisa diminimalisasi, berbeda dengan

gas alam pada umumnya. Berdasar beberapa sampel yang diambil di lapangan,

kandungan panas dari CBM mencapai 900-1100 BTU/SCF ( British Thermal Unit /

Standard Cubic Feet ). Sebaga iperbandingan, dengan laju alir gas 1000 SCF/day,

maka dapat terbangkitkan listrik sebesar 100 kWh.

Berdasarkan segitiga sumberdaya Holditch (Gambar 2), cadangan non

konvensional memiliki jumlah yang lebih besar dari cadangan konvensional,

sehingga ketika permintaan energi meningkat dan teknologi telah mumpuni,

eksplorasi dan eksploitasinya tidak terhindarkan. Untuk minyak, cadangan

konvensionalnya adalah minyak ringan, sementara cadangan non konvensionalnya

adalah minyak berat, minyak ekstra berat, serta oil shale. Untuk gas, cadangan

konvensionalnya adalah gas kualitas tinggi (high quality gas), sedangkan cadangan

non konvensionalnya adalah CBM, shale gas, gas mutu rendah, dan tight gas.

GAMBAR 2

SEGITIGA SUMBER DAYA HOLDITCH

2



3

Berdasarkan data ESDM, cadangan batubara Indonesia adalah sekitar 18-22

miliar ton, sehingga berimpilikasi cukup besarnya potensi CBM. Potensi CBM di

cekungan batubara Indonesia berkisar pada angka 337-450 TCF (Trillion Cubic

Feet ), yang tersebar dengan detil sebagai berikut :

TABEL I

PERSEBARAN POTENSI DAN CADANGAN CBM INDONESIA

Dari Tabel I dapat terlihat bahwa potensi CBM yang paling besar terdapat di

Sumatera dan Kalimantan, yang merupakan konsekuensi yang wajar sebagai

wilayah yang memiliki cadangan batubara terbesar di Indonesia. Perbedaan utama

cadangan dan potensi terletak pada tingkat kepastiannya, dimana cadanganmemiliki tingkat kepastian lebih besar. Untuk mengetahui cadangan dibutuhkan

investasi lebih lanjut dalam bentuk pemboran atau penambangan langsung. Apabila

dibandingkan dengan potensi gas alam pada tahun 2005 sebesar 384 TCF, maka

CBM memiliki keunggulan dalam jumlah potensi. Namun, cadangan gas alam pada

2005 telah mencapai 180 TCF sedangkan proyek-proyek CBM baru dimulai di

Indonesia pada tahun 2008.Meskipun demikian, prospek CBM dapat dikatakan

lebih baik dari gas alam, karena secara prinsip “dimana ada batubara, disitu terdapat

3



4

CBM”. Prinsip ini dikembangkan dengan acuan teori pembentukan CBM dari

lapisan batubara yang ada.

Berdasarkan data Bank Dunia, konsentrasi potensi terbesar terletak di

Kalimantan dan Sumatera. Di Kalimantan Timur, antara lain tersebar di Kabupaten

Berau dengan kandungan sekitar 8,4 TCS, Pasir/Asem (3 TCS), Tarakan (17,5

TCS), dan Kutai (80,4 TCS). Kabupaten Barito, Kalimantan Tengah (101,6 TCS).

Sementara itu di Sumatera Tengah (52,5 TCS), Sumatera Selatan (183 TCS), dan

Bengkulu 3,6 TCS, sisanya terletak di Jatibarang, Jawa Barat (0,8 TCS) dan

Sulawesi (2 TCS).

Sebagai informasi, sumber daya terbesar sebesar 6,49 TCS ada di blok

Sangatta-1 dengan operator Pertamina hulu energi methane Kalimantan A dengan

basin di Kutai. Disusul Indragiri hulu dengan operator Samantaka mineral prima

dengan basin Sumatera Selatan yang mempunyai sumber daya 5,50 TCS, dan

sumber daya paling rendah terlatak di blok Sekayu yang dioperatori Medco SBM

Sekayo dengan basin Sumatera Selatan, dengan sumber daya 1,70 TCS. Pilot

project CBM telah dilakukan Lemigas di Lapangan Rambutan pada 2004. Kontrak

kerjasama CBM pertama dilakukan di 2008 dan hingga September 2009, telah

ditandatangani 39 KKS CBM.

GAMBAR 3

SUMUR CBM DI LAPANGAN RAMBUTAN, SUMATERA SELATAN

4



5

Seiring bertambahnya kebutuhan akan energi, baik untuk listrik dan

transportasi, negara-negara berkembang seperti Indonesia juga membutuhkan suatu

energi alternatif yang dapat terus dikembangkan. Dapat kita lihat pada (Gambar 2),

dimana kebutuhan akan energi untuk pembangkit listrik terus berkembang. Salah

satu pembangkit listrik di dunia yang paling dominan adalah dari energi batubara.

POTENSI CBM LUAR NEGERI

Berdasarkan evaluasi yang dilakukan Advanced Resources International,

Inc (ARI) tahun 2003, Indonesia memiliki cadangan CBM sekitar 400-453 TCF dan

menempati posisi ke 6 di dunia.

GAMBAR 4

SUMBER PEMAKAIAN ENERGI UNTUK KONSUMSI LISTRIK DI DUNIA.

TABEL II

5



6

JUMLAH CADANGAN CBM DUNIA

NO NEGARA JUMLAH CADANGAN

1 Rusia 450-2.000 TCF

2 China 700-1.270 TCF

3 Amerika Serikat 500-1.500 TCF

4 Australia/New Zealand 500-1.000 TCF

5 Kanada 360-460 TCF

6 Indonesia 400-453 TCF

7 Afrika bagian Selatan 90-220 TCF

8 Eropa bagian Barat 200 TCF

9 Ukraina 170 TCF

10 Turki 50-110 TCF

11 India 70-90 TCF

12 Kazakhstan 40-60 TCF

13 Amerika bagian Selatan/Meksiko: 50 TCF

14 Polandia 20-50 TCF.Sumber Advanced Resources International, Inc (Ari)

PRODUKSI CBM

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 5).

Air dalam lapisan batubara didapat dari adanya proses penggambutan dan

pembatubaraan, atau dari masukan (recharge) air dalam outcrops dan akuifer. Air

dalam lapisan tersebut dapat mencapai 90% dari jumlah air keseluruhan. Selama

proses pembatubaraan, kandungan kelembaban (moisture) berkurang, dengan rank

batubara yang meningkat.

6



7

GAMBAR 5

KAITAN ANTARA LAPISAN BATUBARA, AIR DAN SUMUR CBM.

Gas biogenik dari lapisan batubara subbituminus akan dapat berpotensi

menjadi CBM. Gas biogenik tersebut terjadi oleh adanya reduksi bakteri dari CO2,

dimana hasilnya berupa methanogens, bakteri anaerobik yang keras, menggunakan

H2 yang tersedia untuk mengkonversi asetat dan CO2 menjadi metane sebagai

produk dari metabolismenya. Sedangkan beberapa methanogens membuat amina,

sulfida, dan methanol untuk memproduksi metane.

Aliran air, dapat memperbaharui aktivitas bakteri, sehingga gas biogenik

dapat berkembang hingga tahap akhir. Pada saat penimbunan maksimum,

temperatur maksimum pada lapisan batubara mencapai 40-90°C, dimana kondisi ini

sangat ideal untuk pembentukan bakteri metane. Metane tersebut terbentuk setelah

aliran air bawah tanah pada saat ini telah ada.

Apabila air tanah turun, tekanan pada reservoir turun, pada saat ini CBM

bermigrasi menuju reservoir dari sumber lapisan batubara. Perulangan kejadian ini

merupakan regenerasi dari gas biogenik. Kejadian ini dipicu oleh naiknya air tanah

atau lapisan batubara yang tercuci oleh air. Hal tersebut yang memberikan indikasi

bahwa CBM merupakan energi yang dapat terbaharui.

Lapisan batubara dapat menjadi batuan sumber dan reservoir, karena itu

CBM diproduksi secara insitu, tersimpan melalui permukaan rekahan, mesopore,

dan mikropore (Gambar 6). 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

7



8

keluar melalui matriks batubara dan mengalir melalui rekahan sampai pada sumur.

Gas tersebut sering kali terjebak pada rekahan-rekahan.

GAMBAR 6

KAITAN ANTARA POROSITAS MIKRO, MESO DAN MAKRO.

CBM juga dapat bermigrasi secara vertikal dan lateral ke reservoir batupasir

yang saling berhubungan. Selain itu, dapat juga melalui sesar dan rekahan.

Kedalaman minimal dari CBM yang telah dijumpai 300 meter dibawah permukaan

laut.

Gas terperangkap pada lapisan batubara sangat bergantung pada posisi dari

ketinggian air bawah tanah. Normalnya, tinggi air berada diatas lapisan batubara,

dan menahan gas di dalam lapisan. Dengan cara menurunkan tinggi air, maka

tekanan dalam reservoir berkurang, sehingga dapat melepaskan CBM (Gambar 7).

8



9

GAMBAR 7

PENAMPANG SUMUR CBM

Pada saat pertama produksi, ada fasa dimana volume air akan dikurangi

(dewatering) agar gas yang dapat diproduksi dapat meningkat. Setelah fasa ini, fasa-

fasa produksi stabil akan terjadi. Seiring bertambahnya waktu, peak produksi akan

terjadi, saat ini merupakan saat dimana produksi CBM mencapai titik maksimal dan

akan turun (decline).

Volume gas yang diproduksi akan berbanding terbalik dengan volume air.

Bila volume gas yang diproduksi tinggi, maka volume air akan berkurang. Setelah

peak produksi, akan terjadi fasa selanjutnya, yaitu fasa penurunan produksi

(Gambar 8). Seperti produksi minyak dan gas pada umumnya, fasa-fasa tersebut

biasa terjadi. Namun demikian, seperti yang telah diuraikan, CBM dapat

terbaharukan.

Dari (Gambar 8) terlihat karakteristik khusus yang dimiliki sumur CBM,

yaitu produksi air yang sangat banyak pada awal proyek. Air ini berasal dari

dewatering yang berfungsi untuk menurunkan muka air dari lapisan batubara.

Sekalipun CBM sudah mulai terproduksi di awal, produksinya baru mencapai

9



10

puncak saat air sudah makin sedikit terproduksi, setelah itu mulai menurun secara

alamiah. Puncak produksi dari CBM kebanyakan hanya berkisar pada ratusan

MCFD. Disinilah terdapat permasalahan, dimana produksi gas yang sangat kecil

pada awal, maka investor kesulitan untuk mendapatkan modalnya kembali dalam

waktu yang cepat.

GAMBAR 8

PRODUKSI AIR DAN GAS VS WAKTU

Berbeda dengan gas alam, yang pada saat awal dimana tekanan reservoir

masih sangat besar,produksi gas akan sangat besar, sehingga dalam waktu singkat

investor kembali mendapatkan modalnya. Karakteristik ini merupakan karakteristik

khusus CBM.

TABEL III

PERBANDINGAN BEBERAPA FAKTOR KEEKONOMIAN CBM DAN GAS

ALAM

10



11

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

11



12

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 completions. Masing-masing tipe

komplesi memiliki pertimbangannya sendiri, dan memiliki kekurangan dan

kelebihan masing-masing.

12



13

GAMBAR 9

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,

13



14

sehingga akan terjadi back flow yang merugikan karena dapat mematikan lapisan

yang tekanannya lebih kecil, dan akan mengurangi produksi total dari sumur.

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.

14



15

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 maupun fracturing 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 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.

15



16

GAMBAR 11

FRACTURE, PEMBORAN HORIZONTAL, DAN SUMUR GOB

Lingkungan yang Lebih Sehat Serta Produksi CBM yang Meningkat

Metana menempel (teradsorpsi) di permukaan batubara pada micropores.

Demikian halnya dengan molekul gas lain juga memiliki kesempatan untuk

menempel pada permukaan batubara, bahkan ada yang lebih besar kesempatannya,

dan ada pula yang lebih kecil. Perbedaan diantara keduanya adalah diameter

molekul, karena gaya yang bekerja adalah gaya van der Waals.

Prinsip ini yang digunakan untuk mengusir metana dari permukaan

batubara, yang akan berimplikasi pada peningkatan jumlah metana yang bisa

diambil dari lapisan batubara. Teknik ini disebut Enhanced Coal Bed Methane

Recovery (ECBM), dan gas yang dipakai adalah karbondioksida (CO2) dan nitrogen

16



17

(N2). Kedua gas ini dipilih karena selain harganya murah, juga inert (tidak merusak

lapisan batubara).

Bila N yang digunakan, hasilnya segera muncul sehingga volume produksi

juga meningkat. Akan tetapi, karena N dapat mencapai sumur produksi dengan

cepat, maka volume produksi secara keseluruhan justru menjadi berkurang.

Ketika N diinjeksikan ke dalam rekahan (cleat ), maka kadar N di dalamnya

akan meningkat. Dan karena konsentrasi N di dalam matriks adalah rendah, maka N

akan mengalir masuk ke matriks tersebut. Sebagian N yang masuk ke dalam matriks

akan menempel pada pori-pori. Oleh karena jumlah adsorpsi N lebih sedikit bila

dibandingkan dengan gas metana, maka matriks akan berada dalam kondisi jenuh

( saturated ) dengan sedikit N saja. Namun tidak demikian dengan CO2. Gas ini lebih

mudah menempel bila dibandingkan dengan gas metana, sehingga CO2 akan

menghalau gas metana yang menempel pada pori-pori. CO2 kemudian segera saja

banyak menempel di tempat tersebut. Dengan demikian, di dalam matriks akan

banyak terdapat CO2 sehingga volume gas itu yang mengalir melalui cleat lebih

sedikit bila dibandingkan dengan N. Akibatnya, CO2 memerlukan waktu yang lebih

lama untuk mencapai sumur produksi. Selain itu, karena CO2 lebih banyak

mensubstitusi gas metana yang berada di dalam matriks, maka tingkat keterambilan

(recovery) CBM juga meningkat.

Terdapat dua skema yang dapat dipakai dimana masing-masing skema

memiliki subskema, sebagai berikut :

1. Injeksi gas inert dari sumber lain

a. Injeksi karbondioksida

b. Injeksi nitrogen

c. Injeksi campuran nitrogen karbondioksida

2. Injeksi gas inert yang terintegrasi dengan CCS (Carbon Capture and Storage)

Untuk skema pertama, injeksi gas inert dilakukan dari sumber lain, dimana

gas-gas ini dapat dibeli ataupun dengan kerjasama dengan perusahaan tertentu

diluar kontraktor yang mengusahakan lapangan CBM. Semua gas diinjeksikan

dengan tekanan tinggi sehingga pada saat masuk ke dalam tanah berada dalam

kondisi cair. Kemudian karbondioksida maupun nitrogen akan melakukan

17



18

“pengusiran” terhadap metana, yaitu untuk karbondioksida, ia akan lebih

melekat pada batubara dibandingkan metana dan akan menggantikan posisi

metana di lapisan batubara. Sedangkan untuk nitrogen, ia bertindak untuk

menurunkan fraksi tekanan metana, sehingga metana akan lebih mudah

mengalami desorbsi.

Jamshidi dan Jessen menunjukkan bahwa untuk injeksi karbondioksida

murni akan menunjukkan peningkatan perolehan yang semakin besar saat

kemudahan mengalir (permeabilitas) semakin kecil.

Sebagai contoh untuk permeabilitas 1md (mili darcy) maka peningkatan

produksi mencapai 275% dari keadaan awal yang mencapai faktor perolehan sekitar

85%, sementara pada saat permeabilitas semakin besar maka peningkatan ini

menjadi penurunan, yaitu faktor perolehan hanya 10%. Injeksi nitrogen murni akan

menghasilkan peningkatan sebesar sekitar 200% dari perolehan awal, dengan

tambahan akan memberikan penurunan produksi air. Untuk injeksi campuran

nitrogen-oksigen akan menghasilkan peningkatan faktor perolehan yang sama

dengan injeksi karbondioksida murni, dengan pengurangan produksi air.

Perlu diperhatikan bahwa diperlukan laju injeksi dua kali lebih besar dari

laju metana yang diinginkan untuk kasus karbondioksida, sementara dibutuhkan

laju injeksi yang sama dengan laju produksi metana yang diinginkan untuk

nitrogen. Sedangkan injeksi nitrogen akan breakthrough lebih cepat daripada

injeksi karbondioksida. Breakthrough merupakan kejadian dimana gas yang

diinjeksikan ikut terproduksi bersama metana yang diinginkan. Breakthrough yang

diinginkan adalah yang lebih lambat.

Skema kedua adalah sumber gas yang diintegrasikan menjadi satu dengan

lapangan CBM. Disini merupakan letak solusi terhadap masalah lingkungan. Walsh

menyarankan agar dalam instalasi terintegrasi ini, pembangkit listrik tenaga

batubara dan CBM, disatukan pula instalasi produksi bahan bakar hidrogen dan

metanol (gambar 12). Selama ini, instalasi-instalasi produksi bahan bakar hidrogen

dan metanol memang memproduksi bahan bakar yang lebih ramah lingkungan,

namun dalam proses produksinya sendiri menghasilkan sangat banyak

karbondioksida. Sehingga dicari suatu cara untuk membatasi karbondioksida yang

18



19

terlepas, dengan melakukan penangkapan karbondioksida dari sumber-sumber yang

sangat kaya akan elemen tersebut, misalnya instalasi produksi metanol dan

hidrogen. Setelah ditangkap, dalam bentuk cair ia akan diinjeksikan ke bawah,

sehingga prosesnya disebut CCS (Carbon Capture and Storage).

Sumber kaya karbondioksida lain misalnya adalah pembangkit tenaga

listrik batubara + CBM. Pada pembangkit tenaga listrik sengaja dipakai batubara

untuk menambah jumlah karbondioksida dari pembangkit, dan batubara ini

kemungkinan besar berasal dari daerah sekitar proyek tersebut. Diperlukannya

sumber kaya karbondioksida ini adalah karena belum adanya teknologi untuk

menangkap karbondiosksida dari udara bebas.

GAMBAR 12

SKEMA CCS YAN TERINTERASI DENGAN PRODUKSI METANOL,

HIDROGEN DAN LAPANGAN CBM

Dengan adanya sistem lapangan CBM dan CCS yang terintegrasi ini, maka

emisi karbondioksida maupun emisi metana sebagai gas rumah kaca akan jauh

berkurang, dan akan menghasilkan energi yang lebih banyak lewat pembangkit

listrik, hydrogen fuel cell , dan metanol serta menghasilkan udara yang lebih layak

hirup dengan penangkapan 80% karbondioksida buangan instalasi-instalasi diatas.

UMUR PRODUKSI CBM

Dibandingkan gas alam, CBM memiliki periode produksi lebih lambat.

Umumnya produksi terbesar atau puncak produksi terjadi pada periode tahun

produksi ke 2 hingga ke 7. Sedang lama periode produksi pada kisaran 10 hingga 20

19



20

tahun. Lebih pendek dibandingkan dengan gas alam yang bisa mencapai 30 hingga

40 tahun.

Pada simulasi reservoar Lapangan CBM Rambutan yang memiliki potensi

kandungan gas metana lebih kurang sebesar 30.600 MSCF per sumur, 185.000

MSCF untuk daerah Pilot dan 5.5 X 106 MSCF untuk seluruh daerah luasan

simulasi diperkirakan dapat diproduksi selama 20 tahun. Kemampuan produksi

maksimum CBM Lapangan Rambutan lebih kurang sebesar 7.4 MSCF per hari

untuk satu sumur, 37.5 MSCF per hari untuk daerah pilot dan 1.120 MSCF per hari

untuk seluruh daerah luasan simulasi, yang dicapai dalam jangka 13.7 tahun.

GAMBAR 13

KK CBM DI LAPANGAN RAMBUTAN KABUPATEN MUARA ENIM

20