Coalbed Methane – Langmuir Isotherm

Mekanisme penyimpanan methane pada CBM dominan adsorpsi dibandingkan dengan free gas. Pada produksi CBM pada batubara diperlukan penurunan tekanan agar terjadi desorpsi gas dari permukaan matriks, sehingga selanjutnya dapat mengalir melalui cleats menuju lubang bor. Mekanisme adsorpsi-desorpsi dapat digambarkan melalui persamaan Langmuir Isotherm, yaitu dengan melakukan tes percobaan pada laboratorium terhadap sample batubara untuk mengetahui kapasitas adsorpsi pada tekanan bervariasi dan temperature yang sama. Dari kurva Langmuir Isotherm kita dapat mengetahui karakteristik reservoir untuk kapasitas maksimum adsorpsi pada tekanan tertentu sebagai referensi tekanan minimum mekanisme desorpsi dan produksi.

Persamaan Langmuir Isotherm

Gc = (V_L * P)/(P_L + P)

Dimana : Gc = Gas Content (SCF/ton)

V_L = Langmuir Volume (SCF/ton)

P_L = Langmuir Pressure (Psia)

P = Reservoir Pressure (Psia)

Gambar 1. Langmuir Isotherm

Hasil percobaan tes desorpsi pada sample batubara didapatkan initial pressure dan volume. Hasil tersebut kemudian di lakukan plot pada kurva Langmuir Isotherm untuk mengetahui kondisi reservoir batubara tersebut. Apabila hasil plot tes desorpsi berada di bawah kurva Langmuir maka reservoir batubara berada pada kondisi under-saturated, yaitu kapasitas gas adsorpsi tidak maksimum dikarenakan bercampur dengan air sebagai produk coalification. Pada kondisi under-saturated, diperlukan penurunan tekanan agar terjadi mekanisme desorpsi pada gas dari permukaan matriks dan terproduksi mengalir melalui cleats menuju lubang bor. Penurunan tekanan tersebut dilakukan dengan melakukan dewatering, yaitu pengurasan air pada reservoir batubara. Proses dewatering akan berlangsung selama beberapa bulan hingga beberapa tahun, bergantung pada tingkat kematangan dan kandungan air hasil coalification itu sendiri.

Efisien Dan Efektif, Kunci Pengembangan Unconventional Gas!

Terminologi unconventional gas sering kita dengar, banyak yang berasumsi kurang tepat dengan pengertian tersebut, kebanyakan beranggapan bahwa unconventional gas merupakan gas lain yang berbeda dengan gas alam pada umumnya. Padahal pengertian unconventional gas itu sendiri merupakan gas alam konvensional tapi dengan karakteristik reservoir yang berbeda dengan reservoir migas konvensional, atau dengan kata lain unconventional gas akan merujuk kepada unconventional reservoir. Pada unconventional gas dibutuhkan perlakuan khusus atau effort lebih untuk dapat dilakukan produksi dikarenakan karakteristik reservoir yang berbeda tersebut. Karakteristik reservoir yang memiliki permeabilitas rendah hingga sangat rendah, berkisar kurang dari 5 miliDarcy hingga skala nanoDarcy, serta mekanisme penyimpanan gas yang tidak hanya bergantung pada free gas tapi juga adsorbed gas, membutuhkan teknik khusus dalam melakukan produksi dengan jumlah biaya yang tidak sedikit untuk dikeluarkan. Sebagai contoh pada produksi Coalbed Methane (CBM), dengan mekanisme penyimpanan gas sangat dominan pada adsorbed gas yang terdapat pada matriks batubara maka dibutuhkan proses pengurasan kandungan air (dewatering) untuk menurunkan tekanan dan menyebabkan proses desorpsi terjadi sehingga adsorbed gas dapat terproduksi. Waktu yang diperlukan dalam tahap dewatering tersebut dapat berlangsung selama beberapa bulan hingga beberapa tahun, bergantung pada tingkat kematangan dan kandungan air hasil proses pembentukan batubara (coalification) itu sendiri.

Gambar 1. Simulasi reservoir single well CBM

 Dari simulasi reservoir single well pada gambar 1 dapat terlihat bahwa produksi CBM mengalami beberapa tahapan, yaitu dewatering phase, production phase dan declining phase. Waktu produksi berlangsung lama dengan puncak produksi yang sangat kecil dibandingkan produksi migas konvensional dan declining yang perlahan hingga mencapai belasan tahun menyebabkan CBM sebagai produksi dengan life time produksi yang lama. Dengan demikian dalam pengembangan CBM dibutuhkan lebih banyak jumlah sumur untuk menghasilkan produksi yang lebih banyak pula.

 Dari paparan tersebut, dibutuhkan perencanaan pengembangan yang matang dalam produksi CBM agar layak baik dari sisi teknis, ekonomi dan komersial. Berikut adalah perbandingan hasil simulasi pengembangan CBM dengan jumlah sumur, biaya capital dan operasional per well yang sama, namun dengan skenario pengembangan yang berbeda pada satu model kontrak PSC, gambar 2 dan 3. Indikator keekonomian proyek yang digunakan sebagai penilaian adalah Net Present Value dengan discount factor 10% (NPV@10%), Internal Rate of Return (IRR), Payback of Time (POT) dan Profitability Index (PI).

Gambar 2. Skenario pengembangan dan keekonomian CBM model A

Gambar 3. Skenario pengembangan dan keekonomian CBM model B

Dari hasil tersebut dapat terlihat bahwa indikator keekonomian proyek CBM model A yang dihasilkan lebih besar pada jumlah produksi gas, nilai NPV@10%, IRR dan PI serta nilai POT yang lebih kecil dibandingkan dengan jumlah produksi dan indikator keekonomian proyek pada skenario pengembangan CBM model B. Hal ini menunjukkan bahwa skenario pengembangan CBM model A lebih efektif dan efisien sehingga menghasilkan produksi yang lebih baik secara teknis, ekonomi dan komersial untuk dikembangkan dibandingkan dengan skenario pengembangan CBM model B.

Dari pembahasan dan simulasi skenario pengembangan CBM tersebut di atas dapat disimpulkan bahwa :

1. Pendekatan dan perlakuan khusus perlu dilakukan dalam pengembangan unconventional gas, dikarenakan karakteristik reservoir unconventional gas yang berbeda dengan karakteristik reservoir pada gas alam konvensional.
2. Pada pengembangan unconventional gas, dalam kasus ini adalah CBM, jumlah produksi gas akan bergantung pada jumlah sumur pengembangan. Semakin banyak jumlah sumur pengembangan maka semakin banyak pula jumlah produksi gas yang dihasilkan.
3. Perencanaan pengembangan lapangan yang matang dengan skenario pengembangan efektif dan efisien merupakan faktor yang paling penting dalam menentukan kelayakan dari sisi teknis, ekonomi dan komersial suatu proyek unconventional gas.

(tulisan dapat dibaca pula pada Warta Pertamina – Edisi Januari 2012)

Coalbed Methane – Mekanisme Penyimpanan

Mekanisme penyimpanan dari Coalbed Methane terdiri dari 2 (dua) mekanisme pada batubara, yaitu sedikit free gas dan 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 cm² bidang 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 dibandingkan dengan gas pada reservoir konvensional yang hanya tersimpan pada fractures/cleats untuk satu skala reservoir yang sama.

Coalbed Methane untuk Listrik Indonesia

Potensi sumber energi baru dan terbarukan sangat besar dimilki oleh Indonesia, namun pengembangan dan pemanfaatannya masih sangat kurang. Coalbed Methane (CBM), atau juga disebut Gas Metana Batubara (GMB) dalam bahasa Indonesia, merupakan salah satu sumber energi baru yang sangat potensial untuk dikembangkan karena memiliki cadangan yang cukup besar dan tersebar di Pulau Sumatera, Pulau Kalimantan, Pulau Jawa dan Pulau Sulawesi. Berdasarkan studi yang dilakukan oleh Advance Resources International Inc. (ARI) dan Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi bahwa Indonesia memiliki potensi cadangan CBM sebesar 453 TCF (Triliun Cubic Feet) yang tersebar di 10 (sepuluh) cekungan dengan potensi utama berada di Sumatera Bagian Selatan dan Kalimantan. CBM diharapkan kedepannya mampu memenuhi kebutuhan energi sekaligus sebagai pengembangan usaha baru yang menarik secara ekonomi dan komersial bagi Indonesia.

Saat ini sebanyak 32 (tiga puluh dua) WK CBM telah ditandatangani oleh Pemerintah dengan 5 (lima) WK CBM diantaranya adalah WK CBM yang termasuk dalam program 100 hari Pemerintah yang diharapkan akan berproduksi pada tahun 2011, yaitu WK CBM Sangatta I, WK CBM Sekayu, WK CBM Tanjung Enim, WK CBM Barito Banjar dan WK CBM Sanga-Sanga.

Gambar 1. Peta WK CBM Indonesia

Pemanfaatan CBM sebagai sumber energi dapat dilakukan dengan produksi gas metana sebagai feedgas (gas masukan bahan dasar) LNG, pemanfaatan bahan bakar untuk konsumsi rumah tangga maupun pemanfaatan menjadi sumber energi listrik menggunakan IPP (Independent Power Producer).

CBM mengandung lebih dari 95% gas metana dan memiliki tekanan yang rendah sehingga untuk dapat dijadikan sebagai feedgas dalam pembuatan LNG memerlukan tambahan bahan lain dari minyak atau gas alam lainnya serta alat kompresor dalam proses pengalirannya. Hasil LNG tersebut dapat dijual kembali sebagai bahan bakar sumber listrik melalui PLN maupun sebagai komoditi ekspor Indonesia. Pemanfaatan CBM melalui konversi menjadi LNG membutuhkan energi dan biaya tambahan sehingga menjadi tidak efisien dibandingkan dengan pemanfaatan langsung CBM menjadi energi listrik menggunakan IPP. Pemanfaatan CBM sebagai sumber energi listrik menggunakan IPP juga dapat dilakukan untuk pemenuhan kebutuhan Indonesia akan energi listrik, lebih khusus daerah sekitar dengan potensi CBM yang cukup besar. Hal ini sejalan dengan program Pemerintah tentang pemenuhan kebutuhan listrik dan percepatan pemanfaatan produksi gas CBM untuk listrik. Saat ini kebutuhan Indonesia akan energi listrik mencapai 50.000 MW dengan pemenuhan baru sekitar 30.000 MW atau perbandingan penduduk yang telah terpenuhi listrik (terelektrifikasi) sebesar 67.99%, dengan target rasio elektrifikasi 71.86% pada akhir tahun 2011.

Dari peta rasio elektrifikasi di bawah ini dapat dilihat bahwa beberapa provinsi di Sumatera Bagian Selatan memiliki rasio elektrifikasi kurang dari 60% padahal potensi CBM yang cukup besar berada di daerah tersebut yang dapat digunakan sebagai sumber energi listrik dengan menggunakan IPP. Begitu juga dengan beberapa provinsi di Pulau Kalimantan yang dapat meningkatkan rasio elektrifikasi hingga mendekati 100%.

Gambar 2. Peta Rasio Elektrifikasi Indonesia

Pemanfaatan CBM menjadi listrik dapat mencontoh model kontrak penjualan hasil produksi Geothermal melalui Power Purchase Agreement dengan menjual listrik dan bukan produk uap (steam) kepada PLN dibandingkan model kontrak Gas Sales Agreement yang akan diterapkan pada hasil produksi CBM untuk konversi menjadi LNG. Selain pemanfaatan CBM menjadi listrik lebih efisien, pemenuhan kebutuhan listrik dalam negeri tentu harus menjadi perhatian dan prioritas dalam mengembangkan CBM sebagai salah satu sumber energi baru Indonesia.

Coalbed Methane – Karakteristik Reservoir

CBM berkembang pada lingkungan dengan tekanan rendah pada cleat system dengan 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 pori sand, 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

Gambar 2. Tahapan Produksi CBM

 Perbedaan karakteristik reservoir antara CBM dengan Gas Bumi konvensional menyebabkan perbedaan pula pada profil produksinya. Pada Gas Bumi konvensional laju produksi gas akan besar di awal produksi dan terus mengalami penurunan produksi secara berkala sampai akhir produksi, sedangkan pada CBM laju produksi gas sedikit di awal dengan dominasi produksi air (dewatering) hingga saat tertentu produksi gas mencapai maksimum kemudian mengalami penurunan secara berkala sampai akhir produksi.

Gambar 3. Profil produksi CBM dan Gas Bumi konvensional

Karakteristik reservoir CBM adalah unik dan berbeda dengan Gas Bumi konvensional sehingga dibutuhkan penanganan dan teknik khusus dalam proses produksinya untuk mendapatkan hasil yang maksimal. Unconventional gas needs special treatment with out-of-the-box thinking.

Coalbed Methane – Coalification dan Struktur Batubara

Coalbed Methane (CBM) merupakan hasil produk dari proses coalification selain air dan batubara itu sendiri. Coalification adalah proses pembentukan batubara (dan produk sampingan berupa air dan gas) dari akumulasi peat yang tertimbun di bawah permukaan pada temperatur tertentu dan waktu yang lama. Gas hasil produk dari proses coalification didominasi oleh metana dengan kandungan lebih dari 90% sisanya adalah karbon dioksida dan nitrogen. Proses coalification tersebut dibagi dalam beberapa coal rank sesuai tahapan prosesnya menjadi Lignite, Sub Bituminous, Bituminous, Anthracite dan Graphite. CBM akan dapat diproduksikan dengan baik pada coal rank Sub Bituminous – Bituminous karena memiliki komposisi dan kandungan air dan gas yang sesuai.

Gambar 1. Proses pembentukan batubara dan tahapan coal rank

Struktur Batubara terdiri dari dua porositas, yaitu matriks dan cleats, berbeda dengan reservoir konvensional dimana hanya fracture sebagai porositas primer. Karakteristik matriks barubara memiliki permeabilitas rendah namun high gas storage dengan mekanisme adsorpsi, sedangkan cleats memiliki permeabilitas tinggi namun low gas storage. Pada cleats (fracture system) terdiri dari face cleats dan butt cleats, dimana face cleats memiliki karakteristik menerus sepanjang reservoir batubara yang dapat digunakan sebagai jalur utama pada aliran produksi CBM, sedangkan butt cleats memiliki karakteristik tidak menerus dan tegak lurus face cleats.

Gambar 2. Struktur Batubara

Coalbed Methane – potensi energi baru Indonesia

Coalbed Methane (CBM) adalah gas metana yang terkandung dalam lapisan batubara di bawah permukaan, hasil produk dari proses coalification selain air dan batubara itu sendiri. Potensi cadangan (resources) CBM dunia sangat besar yang tersebar terutama di Rusia, Canada, China, Amerika Serikat, Australia, dan Indonesia di urutan keenam. Beberapa Negara bahkan telah sukses memproduksi dan memanfaatkan CBM sebagai bahan bakar yang ramah lingkungan karena telah memanfaatkan gas metana yang merupakan salah satu kandungan gas yang dapat menyebabkan kerusakan lapisan ozon apabila menguap bebas. Selain itu pula dengan pemanfaatan CBM akan meningkatkan keamanan para pekerja pertambangan batubara lapisan dalam karena akan mengurangi kadar metana yang memiliki sifat mudah terbakar dan beracun sehingga mengganggu pernapasan para pekerja pertambangan.

Gambar 1. Potensi CBM dunia

Indonesia sendiri menurut penelitian Advance Resource International Inc. (ARI) bersama dengan DitJen Migas memiliki potensi cadangan (resource) CBM sebesar 453 TCF yang terbagi ke dalam 11 (sebelas) cekungan di Pulau Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Sulawesi. Potensi besar CBM Indonesia tersebut hampir setara dengan potensi Gas Bumi Indonesia yaitu sebesar 507 TCF dengan cadangan terbukti sebesar 112 TCF. Hasil produk CBM diproyeksikan akan memenuhi kebutuhan sumber energi Indonesia dan menunjang program Kebijakan Energi Nasional (KEN) yang tertuang dalam KepPres No. 5 tahun 2006 dengan fokus meningkatkan sumber energi baru dan terbarukan serta secara bertahap mengurangi penggunaan dan ketergantungan Minyak dan Gas Bumi sebagai sumber energi Indonesia.

Gambar 2. Peta potensi CBM Indonesia

CBM diharapkan dapat menjadi solusi potensi krisis kekurangan energi Indonesia di masa depan atas ketergantungan sumber energi yang berasal dari Minyak dan Gas Bumi, bukan dengan penghematan tapi pemenuhan, Coalbed Methane – potensi energi baru Indonesia.