Pengertian Coal Bed Methane: Review dan Tantangan di Indonesia Cadangan Mencapai 574 Tcf (sekitar 12,82 triliun m3)

Belajar Energi – Coal Bed Methane (CBM) atau gas metana batubara adalah bentuk gas alam yang terperangkap di dalam lapisan batubara bawah tanah. Gas ini terbentuk sebagai hasil dari proses pembentukan batubara, di mana bahan organik terurai dan menghasilkan gas metana. CBM dianggap sebagai salah satu jenis hidrokarbon nonkonvensional, karena metana ini tidak terjebak di dalam pori-pori batuan bebatuan sedimen seperti halnya dalam ladang gas alam konvensional.

1. Pembentukan dan Sumber Coal Bed Methane

CBM (Coal Bed Methane) terbentuk selama proses pembentukan batubara, di mana material organik seperti tumbuhan dan serpihan-serpihan organik terkubur dan terkena tekanan serta panas bumi. Selama proses ini, gas-gas seperti metana terperangkap di dalam struktur batubara, membentuk CBM sebagai hasil dekomposisi bahan organik.

2. Karakteristik Batubara dan CBM (Coal Bed Methane)

• Struktur Batubara: Batubara yang mengandung CBM memiliki struktur mikroskopis yang berpori-pori dan permeabel, memungkinkan gas-gas untuk terakumulasi di dalamnya.
• Fase Dewatering: Sebelum gas metana dapat diekstraksi, batubara melewati fase dewatering, di mana air yang terjebak di dalamnya dikeluarkan untuk memberikan ruang bagi gas metana.

3. Eksploitasi dan Proses Ekstraksi Coal Bed Methane

• Pemboran Sumur: Untuk mengekstrak CBM, sumur-sumur bor dibuat di dalam lapisan batubara. Ini bisa melibatkan teknik pemboran konvensional atau metode yang lebih khusus tergantung pada kondisi geologi dan geofisika lokasi tersebut.
• Stimulasi dengan Fracking: Beberapa proyek CBM melibatkan teknik stimulasi seperti hydraulic fracturing (fracking) untuk meningkatkan laju aliran gas metana dengan memecah batuan dan meningkatkan permeabilitasnya.

4. Penggunaan dan Keberlanjutan

• Sumber Energi: CBM digunakan sebagai sumber energi alternatif dan bersih. Gas metana yang diekstrak dapat digunakan untuk pembangkit listrik, pemanasan, dan berbagai aplikasi industri.
• Penting untuk Keberlanjutan: Pengembangan CBM dapat menjadi langkah menuju keberlanjutan energi, mengurangi ketergantungan pada bahan bakar fosil konvensional dan mengurangi emisi gas rumah kaca.

Potensi CBM (Coal Bed Methane) di Indonesia

Menurut Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang dikutip dari Sari, Coal Bed Methane di Indonesia: Review dan Permasalahannya (2022), cadangan CBM (Coal Bed Methane) di Indonesia diperkirakan mencapai 574 Tcf (sekitar 12,82 triliun m3) dan tersebar di 11 cekungan. Sebanyak 85% cekungan tersebut adalah tipe lignite sampai subbituminous (low-rank coal), sementara 15% sisanya adalah tipe bituminous sampai anthracite (high-rank coal). Miocene coal di Indonesia memiliki karakteristik yang lebih tebal dan masuk dalam kategori high-rank coal.

Sebaran Geografis Cadangan CBM (Coal Bed Methane)

Berikut adalah sebaran geografis cadangan CBM di Indonesia berdasarkan jenis cekungan:

1. Cekungan Kutai (VICO Indonesia) – Lignit hingga subbituminous.
2. Cekungan Sumatera Selatan (Medco E&P) – Bituminous hingga anthracite.

Keterlibatan Pemerintah dan Perusahaan Swasta

Pada tahun 2003, pemerintah Indonesia melalui Kementerian ESDM memutuskan untuk mempromosikan pengembangan hidrokarbon nonkonvesional, termasuk CBM. Dua perusahaan pionir, VICO dan MEDCO, memulai proyek pengembangan CBM di Indonesia. Studi dan survey seismic di cekungan Kutai (VICO Indonesia) dan cekungan Sumatera Selatan (Medco E&P) dimulai pada tahun 2005.

Tantangan dalam Proses Eksplorasi dan Pemboran Sumur CBM

Saat ini, pengembangan Coal Bed Methane (CBM) di Indonesia menghadapi sejumlah tantangan, terutama dalam proses pemboran sumur CBM. Berbagai metode telah diterapkan untuk mengeksploitasi sumur CBM, namun, dalam upaya awal, kontraktor mengandalkan metode konvensional yang melibatkan pemboran sumur pada kedalaman target 500 hingga 800 m. Metode ini seringkali memerlukan biaya operasional yang tinggi.

Dari 51 kontrak eksplorasi wilayah yang melibatkan CBM di Indonesia, hanya 7% yang telah memenuhi komitmennya. Rendahnya pencapaian ini dapat disebabkan oleh sejumlah rintangan, baik yang bersifat teknis maupun nonteknis. Faktor nonteknis seringkali menjadi penghambat utama kesuksesan dalam upaya eksplorasi CBM di Indonesia.

Rintangan non-teknis tersebut melibatkan beberapa aspek, antara lain:

1. Kondisi Keuangan Operator: Beberapa operator mungkin menghadapi kondisi keuangan yang kurang optimal, yang dapat mempengaruhi kemampuan mereka untuk melaksanakan proyek eksplorasi CBM secara efektif.
2. Masalah Pembebasan Lahan dan Izin: Proses pembebasan lahan dan perizinan seringkali menjadi hambatan utama dalam proyek eksplorasi CBM. Kesulitan dalam mendapatkan izin dan pembebasan lahan dapat memperlambat progres proyek.
3. Tantangan dalam Hubungan Masyarakat: Interaksi dengan masyarakat lokal seringkali menjadi kompleks dan memerlukan pendekatan yang hati-hati. Tantangan dalam hubungan masyarakat dapat memperlambat atau bahkan menghentikan proyek eksplorasi.
4. Permasalahan dalam Rantai Pasok: Masalah terkait rantai pasok, seperti ketersediaan peralatan dan material, dapat mempengaruhi kelancaran proyek pemboran sumur CBM.
5. Masalah dengan Akses dan Infrastruktur: Keterbatasan akses dan infrastruktur di lokasi eksplorasi dapat menjadi kendala serius. Kurangnya akses yang baik dan infrastruktur yang memadai dapat meningkatkan kompleksitas operasional.

Permasalahan dan Solusi dalam Pengembangan CBM di Indonesia

Pengembangan proyek Coal Bed Methane (CBM) di Indonesia dihadapkan pada berbagai permasalahan yang dapat dibagi menjadi dua kategori utama: permasalahan teknis dan permasalahan non-teknis. Dalam konteks teknis, CBM dianggap sebagai sumber hidrokarbon nonkonvensional yang masih baru dalam industri migas dan pertambangan. Karakteristiknya yang berbeda dalam hal batuan induk dan fluida yang dihasilkan menuntut pendekatan khusus. Proses pemboran yang melibatkan fase dewatering dan perlunya stimulasi berupa fracking menambah kompleksitas dan memerlukan investasi yang cukup tinggi dibandingkan dengan pengembangan hidrokarbon konvensional.

Permasalahan Teknis dalam Pengembangan CBM:

1. Karakteristik Hidrokarbon Nonkonvensional: CBM memiliki karakteristik yang berbeda dengan hidrokarbon konvensional, terutama dalam hal batuan induk dan jenis fluida yang dihasilkan.
2. Fase Dewatering: Proses dewatering merupakan tahap kritis yang harus dilewati untuk memungkinkan produksi gas metana dari batubara.
3. Teknologi Pemboran dan Fracking: Dibutuhkan proses pemboran yang masif dan stimulasi berupa fracking untuk mencapai hasil optimal. Semua ini memerlukan investasi yang signifikan.

Permasalahan Non-Teknis dalam Pengembangan CBM:

1. Tumpang Tindih dengan Batu Bara Konvensional: Blok CBM sering tumpang tindih dengan blok batu bara konvensional, menyulitkan koordinasi dan pengelolaan operasional.
2. Regulasi dan SOP yang Tidak Sesuai: Regulasi dan Standar Operasional Prosedur (SOP) yang masih sama dengan pengembangan blok gas konvensional dapat menyulitkan investor dan kontraktor.
3. Pembebasan Lahan: Proses pembebasan lahan menjadi kendala serius dalam proyek pengembangan CBM.
4. Kemampuan Finansial Investor: Kondisi keuangan investor menjadi faktor penentu keberhasilan proyek, mengingat investasi yang diperlukan relatif tinggi.

Solusi dan Strategi Efisien untuk Pengembangan CBM:

Menanggapi permasalahan di atas, beberapa langkah dapat diambil oleh kontraktor proyek CBM untuk meningkatkan efisiensi dan keberhasilan proyek:

• Mereview Area dengan Prospek Terbesar: Evaluasi cermat area dengan prospek CBM terbesar untuk menentukan lokasi pemboran yang optimal.
• Pemboran Massif dan Penggunaan Fracking: Melakukan pemboran secara massif dan menggunakan teknologi seperti Hydraulic Fracturing untuk mempercepat proses dan meningkatkan hasil produksi.
• Perencanaan Strategis: Membuat rencana strategis yang matang sebelum memulai proyek, termasuk pemilihan lokasi dan strategi pengembangan.
• Pemilihan Kontrak dan Ekonomi yang Optimal: Memilih kontrak kerja dan struktur ekonomi yang mendukung efisiensi dan keberlanjutan proyek.
• Pemilihan Material dengan Biaya Rendah: Menyelidiki dan memilih material seperti casing, bit, dsb., dengan nilai cost yang rendah.
• Sederhanakan Desain Sumur: Menyederhanakan desain sumur seperti sumur penambangan batu bara untuk mengurangi kompleksitas operasional.
• Penggunaan Fluida Berbasis Air dengan Tambahan Polimer KCL: Memilih tipe fluida pemboran berbasis air dengan tambahan kandungan Polimer KCL untuk meningkatkan efisiensi proses pemboran.

Dengan menerapkan solusi dan strategi ini, diharapkan pengembangan proyek CBM di Indonesia dapat berjalan lebih efisien dan berhasil mengatasi permasalahan yang dihadapi. Langkah-langkah ini juga dapat menjadi landasan untuk mencapai tujuan pengembangan CBM yang berkelanjutan di masa depan.

Daftar Pustaka:

Sari, R. L., Abror, H., Saputri, E. E. D., & Welayaturromadhona, W. (2022). Coal Bed Methane di Indonesia: Review dan Permasalahannya. Jurnal Teknologi Sumberdaya Mineral (JENERAL), 3(1), 18-24

Ditulis oleh: Ibnu K. S.

Image Attribution: hotpot.ai/art-generator

Sumber: Mengenal Coal Bed Methane dan Potensinya di Indonesia – Pusat Kajian Sumberdaya Bumi Non-Konvensional (ugm.ac.id)

Baca juga: Penemuan Sumur Minyak di Bekasi oleh Pertamina, Reservoir Minyaknya Mencapai 92,79 Juta Barel – Belajar Energi