DIKA IQBAL

PATRA13026

Shale Gas sebagai Kunci Kemandirian Energi Indonesia

Shale gas adalah gas alam yang terjebak di dalam batuan serpih. Para ahli memperkirakan bahwa cadangan shale gas di dunia adalah sebesar lebih dari 7500 TCF dengan China sebagai negara yang memiliki cadangan shale gas terbesar, yaitu 1115 TCF. Sedangkan Indonesia diperkirakan memiliki cadangan shale gas sebesar 550 TCF.

Namun untuk saat ini, Amerika serikat lah yang mampu menjadi penghasil shale gas terbesar. Shale gas menjadi salah satu sumber utama penyumbang gas alam di Amerika Serikat sejak awal abad 21. Pada tahun 2010, shale gas menyumbang 20% produksi gas alam di Amerika Serikat dan ilmuwan memprediksi pada tahun 2035 shale gas menyumbang 46% produksi gas alam di Amerika serikat.

I. Karakteristik Shale Gas

Batuan sedimen adalah batuan yang terbentuk dari akumulasi sedimen di permukaam bumi. Beberapa contoh batuan sedimen adalah batupasir, batugamping, dan shale. Shale adalah sedimen berbutir halus yang terdiri dari sebagian serpihan mineral tanah liat, dan fragmen-fragmen kecil seperti kuarsa, kalsit, dan material organik lain. Pada umumya shale memiliki struktur berlaminasi /berlapis-lapis, formasi shale dicirikan dengan adanya patahan sepanjang lapisan tipis yang saling sejajar, yang disebut fissility, dan memiliki porositas yang rendah serta permeabilitas yang rendah juga. Ciri khusus lainnya adalah jumlah material karbon yang terdapat di shale.

Shale gas terbentuk dari proses termogenik dari material karbon yang telah ada berjuta-juta tahun lalu, dimana temperatur tinggi dan tekanan yang tinggi mengubah kematangan dari material karbon tersebut menjadi gas. Secara keseluruhan, gas ini mengandung metana, dan hidrokarbon jenis lain, serta karbon dioksida, nitrogen. Komponen metana dalam gas ini biasanya mencapai 80% atau lebih. Jumlah hidrokarbon dan jenisnya dipengaruhi oleh tipe material organiknya, apakah itu tipe I, tipe II, atau tipe III, lingkungan pengendapannya, beserta suhu dan tekanan saat terjadi proses pematangan material organik tersebut. Semakin banyak kandungan metana, gas tersebut akan semakin baik untuk sumber energi.

Gas yang berada dalam shale tersimpan dalam tiga hal berbeda: adsorped gas, free gas, dan solution gas. Biasanya, formasi shale yang didalamnya terdapat gas berada 2 hingga 3 km dibawah permukaan bumi, meskipun kedalaman ini dapat beraneka ragam tergantung pengaruh geologinya. Sebagai contoh, kebanyakan shale gas play di US berada di kedalaman 3 km.

Gambar 1. Bentuk khas dari formasi shale

Shale memiliki karakteristik yaitu triple porosity gas storage yaitu:

1. Micro (<2nm) dan Meso–Porosity (<50nm)

Pada porosity jenis ini, gas storage dilakukan dengan metode adsorpsi dan mass transfer dilakukan dengan difusi.

2. Macroporosity

Sedangkan pada porosity jenis ini gas storage dengan metode solution and compression dan mass transfer melalui darcy flow dan difusi.

3. Secondary porosity

Yang terakhir, porosity ini menggunakan gas storage berupa solution and compression dan mass transfer dilakukan dengan darcy flow.

Statistik telah membuktikan bahwa agar shale gas bernilai komersial, shale harus memiliki atau melebihi parameter yaitu bernilai porositas lebih dari 4%, saturasi air kurang dari 45%, dengan saturasi minyak kurang dari 5%, serta nilai permeabilitas yang lebih besar dari 100 nanodarcies, dan total organic content lebih dari 2%.

II. Becermin pada Amerika Serikat

Kesuksesan Amerika Serikat dalam memproduksi shale gas inilah yang menginspirasi banyak negara lain untuk mengikutinya termasuk Indonesia. Karena kita ketahui bahwa Indonesia bukan lagi sebuah negeri kaya minyak. Cadangan minyak negeri ini sudah terkuras habis: tinggal kurang dari 4 milliar barrel, sedangkan sumur-sumur produksi semakin menua. Penyebabnya, dalam beberapa dasawarsa terakhir, penemuan cadangan minyak dan gas bumi konvensional yang memiliki kandungan berlimpah relatif minim.

Fakta perubahan inilah yang seringkali tak disadari. Masih banyak anggapan bahwa Indonesia adalah sebuah negeri dengan minyak melimpah. Pola subsidi dipertahankan dan harga jual minyak di dalam negeri tetap dibanderol murah, yang membuat pengurasan cadangan terus melaju cepat.

Kita lupa, bahkan tak mau tahu, bahwa Indonesia bukanlah Venezeuela atau Arab Saudi yang memiliki cadangan minyak berlimpah, lebih dari 250 milliar barrel. Dengan cadangan terbukti hampir 6 milliar barrel, Malaysia pun bukan bandingan. Sebab jumlah penduduk negeri jiran itu hanya 28 juta atau sekitar 12 persen dari penduduk Indonesia.

Perlu dicatat pula bahwa sejak 2005 negeri ini berstatus net-oil importer dan jika kita tidak mencari solusi untuk menyelesaikan masalah ini, maka 50 tahun kedepan atau saat produksi gas dan minyak konvensional Indonesia habis, sumber energi negara kita akan bergantung sepenuhnya pada impor dari negara lain. Tentu saja hal ini bukanlah kabar baik untuk Indonesia, yang diprediksi pada tahun 2045 merupakan tahun keemasan dimana itu adalah titik dimana Indonesia dapat menjadi negara maju. Namun, bagaimana bisa menjadi negara maju jika Indonesia mendapatkan ancaman krisis energi.

Jika kita melihat Holditch resource triangle, kita akan mengetahui bahwa minyak dan gas konvensional yang selama ini kita produksikan dan kita gunakan adalah bagian puncak segitiga yang merupakan conventional reservoir yang mudah diproduksi dengan volume yang lebih kecil dari bagian segitiga dibawahnya. Sedangkan shale gas berada di bagian segitiga yang lebih bawah dari conventional reservoir, yang menandakan volume shale gas sebenernya sangat melimpah. Sekarang tergantung pada bangsa kita, mau atau tidak untuk terlepas dari krisis energi dan mau mengembangkan shale gas.

Gambar 2. Holditch Triangle

Banyak ahli yang memprediksi bahwa shale gas akan menjadi tumpuan energi dunia. Penelitian dari Baker Institute of Public Policy di Rice University of Texas menyatakan bahwa peningkatan produksi shale gas mampu mencegah Rusia dan negara teluk dalam menentukan harga gas yang terlalu tinggi untuk negara yang membutuhkan gas. Agar dapat mengembangkan potensi shale gas di Indonesia, kita dapat meniru dan belajar dari keberhasilan produksi shale gas di Amerika Serikat. Untuk mencapai hal itu, waktu 10–50 tahun dirasa bukan hal yang mustahil.

Sekarang kita tengok sejarah pengembangan shale gas di Amerika Serikat. Shale gas pertama kali diekstrak terjadi pada tahun 1821 di Fredonia,New York pada formasi yang relatif dangkal dan bertekanan rendah. Namun produksi shale gas unutk industry baru dimulai pada tahun 1970-an. Ketika itu Amerika Serikat mulai mengalami penurunan cadangan gas konvensional, yang memaksa negara itu untuk melakukan riset dan pengembangan baru. Tetapi dari serangkaian uji coba, pengeboran shale gas pada era 1980 tersebut kurang ekonomis. Baru pada tahun 1988 Mitchell Nergy menemukan teknologi slick-water fracturing yang ekonomis. Hingga sekarang, US melalui big 7 shale plays (Antrim, Barnett, Devonian, Fayetteville, Woodford, Haynesville, Marcellus) diperkirakan dapat menghasilkan gas sebesar 27 hingga 39 bcf/day dalam 10 hingga 15 tahun kedepan.

III. Teknik Produksi dan Reservoir

Saat telah ditemukan reservoir shale gas, tentu saja harus dihitung cadangan yang terkandung didalamnya. Hal ini penting karena cadangan inilah sesuatu yang dicari, yang dapat memberikan keuntungan baik untuk perusahaan sebagai produsen dan pembeli sebagai konsumennya. Dengan mengetahui cadangan yang terkandung didalamnya kita dapat menentukan keekonomian dalam operasi produksi shale gas. Untuk menghitung cadangan dari shale gas ini, harus dihitung sorbed gas in place(Gs) dan free gas in place (Gf).

Gs = 1359.7 x A x h x rho x Gsc

dengan :

Gs = sorbed gas in place (SCF)

A = areal of interest (acres)

h = productive thickness (ft)

rho= average density (gr/cm3)

Gsc = absorbed gas storage capacity (SCF/ton)

Gf = 43560 x A x h x avg Porosity x Sg : Bg

Gf = free gas in place (SCF)

A = areal of interest (acres)

h = productive thickness (ft)

avg. Porosity= average porosity (fraction)

Sg = gas saturation (fraction)

Gsc = absorbed gas storage capacity (SCF/ton)

Untuk mendapatkan gas dari formasi shale diperlukan metode hydraulic fracturing, teknologi yang telah dikenal dan digunakan dalam 60 tahun terakhir. Teknologi ini terbukti telah membantu memproduksikan lebih dari 600 TCF gas dan 7 miliar barrel minyak. merupakan metode simulasi yang lebih dipilih. Teknis dari metode ini adalah menginjeksikan fluida bertekanan untuk merakahkan formasi shale dan mengalirkan gas yang berada di dalamnya. Biasanya pasir dipompakan ke dalam fluida (yang sering digunakan adalah air) untuk membantu menjaga rekahan tetap terbuka. Tipe, komposisi, dan volume dari fluida yang digunakan tergantung dari struktur geologi dan tekanan dari formasi. Panjang dari rekahan ini dapat mencapai ratusan hingga ribuan feet. Jika menggunakan air sebagai fluida, sebanyak 20 persen dari yang digunakan dapat kembali ke permukaan (flowback) dan air ini dapat diolah dan digunakan kembali. Proses ini dapat mengurangi volume air limbah dari proses hydraulic fracturing secara signifikan.

Pada awalnya teknologi ini digunakan pada reservoir konvensional seperti batugamping dan batupasir selama beberapa dasawarsa sebelum dimulainya revolusi shale.

Teknologi lain yang biasanya digunakan untuk memproduksi gas dari shale adalah horizontal drilling. Teknis dari metode ini adalah pada bagian yang relatif rendah akan dibor secara vertical, namun ketika telah mencapai kick-off point yang ditentukan sumur akan dibelokkan dan menjadi horizontal pada target yang ditentukan. Di lokasi ini, sumur horizontal dapat ditentukan arahnya sehingga dapat memaksimalkan jumlah rekahan alami yang ada pada shale. Rekahan ini dapat memberikan jalur tambahan untuk gas yang terjebak dalam shale ketika sudah dilakukan hydraulic fracturing.

Gambar 3. Skema hydraulic fracturing dan horizontal drilling

IV. Teknologi yang digunakan pada operasi shale gas

Dalam operasi pemboran lapangan shale gas diperlukan sumur horizontal dalam jumlah banyak, begitu pula dengan drilling pad yang digunakan. Dalam konstruksi drilling pad diperlukan pembukaan lahan yang sangat luas. Akibat dari banyaknya drilling pad adalah berubahnya bentang alam.

Gambar 4. Penampakan drilling pad pada lapangan shale gas

Selain itu, hydraulic fracturing pada operasi shale gas dapat menyebabkan pencemaran lingkungan khususnya pada air tanah yang berada di sekitar formasi shale. Namun hal ini dapat ditangani dengan metode treatment dan reuse system yang telah diaplikasikan oleh Chevron di Marcellus Shale. Teknis dari metode ini adalah ketika sumur mulai memproduksi gas, sejumlah air yang digunakan untuk merekahkan shale kembali ke permukaan (flowback). Air ini ditempatkan di penampungan sementara yang dapat berupa tangki atau kolam. Kemudian air tersebut akan diolah sehingga dapat digunakan kembali. Setelah itu air akan ditempatkan di dekat sumur untuk operasi hydraulic fracturing. Selain menggunakan reused water, operasi hydraulic fracturing juga menggunakan air dari sungai atau danau dengan seizin pemerintah yang berwenang. Penggunaan reused water ini mengurangi pemakaian fresh water. Sekarang 60% dari penggunaan air untuk hydraulic fracturing berasal dari fresh water. Hydraulic Fracturing membutuhkan 2.5 hingga 8 juta gallon air per sumur.

V. Pentingnya shale gas di Indonesia

Potensi shale gas di Indonesia cukup besar, menurut data dari kementrian ESDM, Indonesia memiliki cadangan shale gas sebesar 550 TCF yang tersebar di Pulau Sumatera (233 TCF), Pulau Jawa (48 TCF), Pulau Kalimantan (194 TCF) dan Pulau Papua (90 TCF). Dari jumlah tersebut dapat diketahui bahwa cadangan shale gas lebih besar dibandingkan CBM sekitar 453 TFC dan gas bumi sekitar 334 TCF.

Cadangan shale gas Indonesia tersebar dalam berbagai cekungan, yaitu cekungan di Pulau Sumatera seperti Baong Shale, Telisa Shale, dan Gumai Shale. Sedangkan di Pulau Jawa dan Pulau Kalimantan, masing-masing berada di dua cekungan. Dan Pulau Papua terdapat Klasafet Formation.

Beberapa tahun yang lalu Pertamina melalui anak perusahaannya PT. Pertamina Hulu Energi menandatangani kontrak kerjasama (KKS) migas untuk pengembangan shale gas di Sumatera bagian utara. Menariknya ini adalah KKS non-konvensional pertama di Indonesia dan menempatkan Pertamina sebagai perintis pengembangan shale gas di Tanah Air.

Gambar 5. Peta cekungan dan cadangan shale gas di Indonesia

Langkah PHE dalam merintis pengembangan shale gas patut diapresiasi. Hal ini adalah small step for a big leap untuk kedepannya. Karena jika pilot test berhasil dan proyek shale gas dinilai ekonomis, tentu saja hal ini akan meningkatkan kapabilitas Pertamina dan PHE sendiri sehingga nantinya perusahaan minyak negara Indonesia akan lebih percaya diri dalam mengambil wilayah kontrak kerja shale gas di tempat lain dan diharapkan momen shale gas revolution di Indonesia membawa angina segar yaitu lapangan shale gas di Indonesia dapat seluruhnya dikuasai oleh negara dalam hal ini Pertamina. Sehingga, tercapai misi kemandirian energi

Gambar 6. Produksi dan Konsumsi minyak bumi di Indonesia

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, Indonesia mengalami penurunan produksi minyak dan gas konvensionalnya. Semakin lama semakin menurun serta tidak ditemukan lapangan raksasa seperti Lapangan Minas misalnya. Sementara itu konsumsi hidrokarbon semakin lama semakin meningkat. Jika tidak dicari solusinya, maka Indonesia akan terancam harus bergantung sepenuhnya dari impor untuk memenuhi kebutuhan energi nasional. Hal ini diperparah dengan kondisi bahwa Pertamina hanya menguasai 22% produksi migas nasional, peringkat dua dibawah Chevron dengan 42% (Laporan keuangan Pertamina, Kementrian ESDM, Warta Anggaran 2006)

Oleh karena itu, momen shale gas revolution harus dimanfaatkan sebaik mungkin oleh pemerintah. Jangan sampai cadangan sebesar 550 TCF yang dapat memenuhi kebutuhan bangsa ini jatuh dan dikuasai oleh perusahaan asing. Ada beberapa hal yang dapat dilakukan pemerintah untuk mencapai misi penguasaan lapangan shale gas oleh Pertamina :

1. Mengurangi besarnya sumbangan dividen Pertamina ke negara. Karena kurang dari 10 persen laba diinvestasikan kembali ke Pertamina.

2. Meningkatkan belanja modal Pertamina. Meski Pertamina menganggarkan US$ 10 milliar untuk 5–10 tahun ke depan, angka ini jauh lebih kecil dari National Oil Company lain. Terlebih shale gas memiliki teknologi dengan biaya yang tentunya lebih mahal.

Jika pemerintah memberi kontrak kerja sama shale gas kepada perusahaan asing, Pertamina harus dilibatkan di dalamnya. Untuk mempercepat proses transfer teknologi. Dan nantinya, jika kontrak itu telah habis Pertamina dapat meneruskan pengoperasian lapangan tersebut.

One clap, two clap, three clap, forty?

By clapping more or less, you can signal to us which stories really stand out.