Proses Panjang Manfaatkan Cadangan Gas Terbesar di Asia Pasifik

Instalasi pengolahan gas [Foto: Ridwan Ewako - GOOD INDONESIA]

Gas bumi adalah bahan bakar fosil berbentuk gas. Gas bumi sering juga disebut sebagai gas alam atau gas rawa. Gas bumi dapat ditemukan di ladang minyak, gas bumi, dan juga tambang batubara. Komponen utama dalam gas bumi adalah metana (CH4).

Metana merupakan molekul hidrokarbon rantai terpendek dan teringan. Metana adalah gas rumah kaca yang dapat menciptakan pemanasan global ketika terlepas ke atmosfer. Saat terlepas ke atmosfer, metana umumnya dianggap sebagai polutan ketimbang sumber energi.

Meskipun begitu, saat metana di atmosfer bereaksi dengan ozon, menghasilkan karbon dioksida (CO2) dan air. Akibatnya, efek rumah kaca metana yang terlepas ke udara relatif hanya berlangsung sesaat.

Gas bumi juga mengandung molekul-molekul hidrokarbon yang lebih berat, seperti etana (C2H6), propana (C3H8), butana (C4H10), selain juga gas-gas yang mengandung sulfur (belerang).

Di samping itu, komposisi gas alam bervariasi sesuai dengan sumber ladang gasnya. Gas bumi, misalnya, bisa pula mengandung nitrogen, helium, CO2, hidrogen sulfida (H2S), dan air.

Gas dengan jumlah pengotor sulfur yang signifikan dinamakan sour gas. Disebut juga sebagai acid gas (gas asam).

Gas bumi yang telah diproses dan akan dijual bersifat tidak berasa dan tidak berbau. Namun, sebelum gas tersebut didistribusikan ke pengguna akhir, biasanya gas tersebut diberi bau dengan menambahkan thiol. Tujuannya agar dapat terdeteksi bila terjadi kebocoran gas.

Gas bumi yang telah diproses sebenarnya tidak berbahaya. Sebelum diolah dapat menyebabkan gangguan pernapasan karena mengurangi kandungan oksigen di udara pada level yang dapat membahayakan.

Gas bumi lebih ringan daripada udara sehingga cenderung mudah tersebar di atmosfer. Konsentrasi gas dapat mencapai titik campuran yang mudah meledak bila ia berada dalam ruang tertutup, seperti dalam rumah. Jika tersulut api maka bisa menimbulkan ledakan.

Gas bumi dapat dimanfaatkan untuk berbagai keperluan. Salah satunya sebagai bahan baku industri. Untuk hal ini, gas bumi digunakan sebagai bahan baku pupuk, petrokimia, metanol, plastik, hujan buatan, besi tuang, pengelasan, dan pemadam api ringan.

Selain itu, gas bumi bisa dimanfaatkan sebagai bahan bakar, seperti untuk Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU); kendaraan bermotor (Bahan Bakar Gas/BBG, Liquefied Gas for Vehicle/LGV, Compressed Natural Gas/CNG), industri ringan, menengah dan berat.

Gas bumi bisa pula dimanfaatkan untuk memenuhi berbagai kebutuhan rumah tangga, hotel, restoran dalam bentuk Liquefied Petroleum Gas/LPG). Tidak hanya itu, gas bumi dapat menjadi komoditas energi untuk ekspor, misalnya dalam bentuk gas alam cair (Liquefied Natural Gas/LNG).

Belum cukup, Indonesia terus mengembang gas nonkonvensional, seperti gas metana batubara (Coal Bed Methane/CBM) dan shale gas.

Lapangan Senoro di Kabupatyen Banggai, Sulawesi Tengah [Foto: Dok. GOOD INDONESIA]

Perbedaan pemanfaatan gas bumi tidak terlepas dari karakternya masing-masing. LPG dan LNG, misalnya, sama-sama gas yang dicairkan. Tujuannya untuk memudahkan pengangkutan dalam jarak yang tidak terjangkau dengan pipa.

Meskipun sama-sama gas cair, komponen LPG dan LNG berbeda. Komponen LPG didominasi oleh propane dan butane. Jenis gas ini memiliki massa jenis yang lebih besar daripada LNG. Dalam tabung, LPG berbentuk zat cair.

Namun pada suhu dan tekanan normal, LPG yang keluar dari tabung akan langsung berubah menjadi gas. Tekanan yang dibutuhkan untuk mencairkan gas ini cukup rendah sehingga sesuai untuk konsumen rumah tangga. Sifatnya mudah disimpan dan bisa langsung dibakar untuk dimanfaatkan tanpa perlu infrastruktur khusus.

Saat ini, LPG diproduksi di beberapa lapangan migas, yaitu salah satunya dengan mengumpulkan minyak yang “menguap” ketika keluar dari sumur.

Perlu diingat, tidak semua gas yang keluar dari sumur bisa dijadikan LPG karena tidak semua lapangan menghasilkan “uap gas” memadai sehingga bernilai ekonomis. Produksi LPG tanah air saat ini sekitar 1,4 juta metrik ton per tahun.

Sementara itu, kebutuhan LPG nasional sekitar 5 juta metrik ton per tahun. Inilah yang menyebabkan Indonesia masih harus mengimpor LPG. Jenis gas lain, sebagai contoh, adalah LNG. LNG adalah gas yang didominasi oleh metana dan etana yang didingin-kan hingga menjadi cair pada suhu antara -150°C sampai -200°C.

Pengembangan dan pemanfaatan LNG memerlukan infrastruktur yang lebih kompleks. Di sisi hulu, pengembangan LNG tidak hanya memerlukan fasilitas produksi biasa, tapi membutuhkan kilang yang mampu mencairkan gas tersebut sampai suhu yang ditentukan. Fasilitas pendingin dan tangki kriogenik ini membutuhkan investasi sangat besar.

Di sisi hilir, pemanfaatan LNG memerlukan fasilitas untuk mengubah LNG menjadi gas kembali yang disebut LNG regasification terminal. Selain fasilitas regasifikasi, pemanfaatan gas yang dihasilkan juga memerlukan jaringan pipa untuk sampai ke konsumen.

Dengan kebutuhan akan temperatur sangat rendah, LNG tidak bisa diedarkan dalam bentuk tabung-tabung layaknya LPG. Tapi, pemanfaatan LNG memerlukan fasilitas regasifikasi sekaligus sistem transportasi terintegrasi ke pengguna.

Untuk jaringan gas kota, jenis gas alam yang tepat memerlukan beberapa kriteria tersendiri. Kriteria tersebut antara lain memiliki kualitas yang dapat digunakan untuk konsumsi perumahan atau industri dan memenuhi spesifikasi perusahaan transmisi perpipaan atau perusahaan penyaluran. Dalam hal ini, lean gas bisa menjadi contohnya.

Jadi, gas alam memiliki beragam karakter yang berimplikasi terhadap pemanfaatannya. Alhasil, satu jenis gas belum bisa menggantikan penggunaan jenis gas lain, setidaknya untuk saat ini.

Memang, Indonesia memiliki potensi gas yang besar, namun infrastruktur perlu ditingkatkan. Hal ini penting untuk menentukan harga keekonomian dari gas itu sendiri yang masih menjadi salah satu daya tarik bagi para pelaku bisnis.

Pada akhirnya, Indonesia yang memiliki infrastuktur dan jaringan gas memadai akan terwujud dengan kerja keras serta komitmen semua pihak terkait.

Pemanfaatan gas alam di Indonesia dimulai pada tahun 1960-an. Saat itu, produksi gas alam dari ladang gas alam PT Stanvac Indonesia di Pendopo, Sumatera Selatan dikirim melalui pipa gas ke pabrik pupuk Pusri IA milik PT Pupuk Sriwidjaja di Palembang, Sumatera Selatan.

Perkembangan pemanfaatan gas alam di Indonesia meningkat pesat sejak tahun 1974. PT Pertamina (Persero) mulai memasok gas alam melalui pipa gas dari ladang gas alam di Prabumulih, Sumatera Selatan ke pabrik pupuk Pusri II, III, dan IV di Palembang.

Pemanfaatan gas bumi juga mulai merambah wilayah-wilayah lain di Indonesia. Gas bumi memiliki potensi tinggi untuk dikembangkan di tanah air.

Potensi cadangan gas di tanah air lebih besar daripada minyak bumi. Jumlah gas bumi yang dapat diangkat dari dalam bumi nusantara pada tahun 2006 adalah sebesar 2,269 trillion british thermal unit (tbtu). Gas bumi tersebut sebagian digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik sebesar 843 tbyu (37%).

Sementara itu, sisanya sebesar 1,426 tbtu (63%) diekspor dalam bentuk LNG maupun gas melalui pipa. Cadangan gas bumi diperkirakan cukup untuk dipergunakan selama kurang-lebih 60 tahun ke depan.

Saat ini, proyek pengembangan gas bumi yang terus didukung Pemerintah antara lain Natuna D Alpha yang potensinya sekitar 46 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/tcf); Tangguh Train 3 8,09 tcf; Donggi Senoro 2,8 tcf; dan Masela 9,18 tcf.


Cadangan Gas Raksasa

Indonesia sudah sejak lama dikenal sebagai negara produsen gas alam dunia. Salah satu cadangan terbesarnya di perairan Natuna, yang diklaim Cina sebagai wilayahnya.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), seperti dikutip Kompas.com, menyebutkan Indonesia memiliki cadangan gas bumi mencapai 144,06 triliun kaki kubik (tcf). Cadangan ini terdiri atas cadangan terbukti (P1) sebesar 101,22 tcf dan cadangan potensial (P2) 42,84 tcf.

Cadangan gas terbesar di Indonesia berada di Natuna, tepatnya di Blok East Natuna 49,87 tcf. Disusul Blok Masela di Maluku 16,73 tcf dan Blok Indonesia Deepwater Development (IDD) di Selat Makassar 2,66 tcf.

Peta konsesi migas [Foto: Dok. GOOD INDONESIA]

Besarnya kandungan gas alam di Natuna disebut-sebut sebagai “cadangan gas terbesar di Asia Pasifik”. East Natuna direncanakan baru bisa memproduksi gas pada 2027. Lamanya produksi karena belum ada teknologi yang mumpuni menyedot gas di kedalaman laut Natuna.

Masalah terberatnya, yakni kandungan gas CO2 yang mencapai 72 persen, sehingga perlu teknologi khusus yang harganya mahal.

Berbeda dengan blok lain di Natuna, gas yang diproduksi dari East Natuna tak dijual melalui pipa ke Singapura, namun diharapkan bisa disalurkan ke Jawa lewat pipa yang tersambung dari Kalimantan Barat hingga Kalimantan Selatan dan sampai ke Jawa Tengah.

Wilayah kerja (WK) migas yang berlokasi di Kepulauan Natuna, berjumlah 16 WK, terdiri atas enam WK produksi, 10 WK eksplorasi –tiga di antaranya dalam proses terminasi karena waktu kontraknya telah habis dan belum berhasil memperoleh temuan migas.

Keenam WK migas yang telah berproduksi adalah South Natuna Sea Block B yang dioperatori Medco, Natuna Sea Block A yang dikelola Premier Oil Natuna Sea B.V, Kakap oleh Star Energy (Kakap Ltd).

Kemudian Udang Block yang dikelola TAC Pertamina EP Pertahalahan Arnebrata Natuna. Dua lainnya adalah Sembilang yang dioperasikan Mandiri Panca Usaha dan Northwest Natuna oleh Santos.

Salah satu blok migas di Natuna yang cadangannya sangat besar, yakni lapangan gas Natuna D-Alpha dan lapangan gas Dara yang kegiatan eksplorasinya telah dilakukan sejak akhir 1960-an.

Ketika itu, salah satu perusahaan migas Italia, Agip, melakukan survei seismik laut yang ditindaklanjuti dengan melakukan 31 pengeboran eksplorasi. Kegiatan ini menemukan cadangan migas terbesar sepanjang 130 tahun sejarah permigasan Indonesia. Cadangan gas sebesar 222 tcf dan 310 juta bbl minyak, dengan luas 25 x 15 km2 serta tebal batuan reservoir lebih 1.500 meter.

Presentsi potensi gas di Natuna [Foto: Dok. GOOD INDONESIA]

Sayangnya, hingga ditemukan pada 1973, lapangan gas D-Alpha ini belum dapat dieksploitasi karena membutuhkan biaya yang tinggi disebabkan kandungan gas CO2-nya yang mencapai 72 persen.

Pada 1980, pengelolaan blok ini digantikan oleh Esso dan Pertamina. Esso kemudian bergabung dengan Mobil Oil menjadi ExxonMobil dan telah menghabiskan biaya sekitar 400 juta dollar AS untuk melakukan kegiatan eksplorasi dan kajian pengembangan lapangan.

Namun, tetap saja lapangan gas ini belum berhasil dieksploitasi. Produksi gas dari blok-blok produksi di Laut Natuna sebagian besar disalurkan ke Malaysia dan Singapura. Kontraknya masih berlanjut sampai 2021-2022.

Jika telah selesai pembangunan jalur pipa ke Batam, sebagian gas bumi berjumlah sekitar 40 juta kaki kubik per hari akan disalurkan ke Pulau Batam, yang akan dimanfaatkan sebagai bahan bakar pembangkit listrik.

Gas bumi dari lapangan Belanak di Indonesia disalurkan ke Lapangan Duyong, Malaysia, melalui jalur pipa laut sepanjang 98 kilometer yang kemudian dipipakan ke Kertih di pantai timur semenanjung untuk diolah di industri petrokimia. []GOOD INDONESIA-HDN


Bahan artikel dicuplik utuh dari
:
Esdm.go.id
Kompas.com


Like & Subscribe: Kanal Youtube GOOD TV


[INDONESIA’S LATEST REFERENCE NEWS AGENCY. Redaksi, Iklan, & Kerja Sama: 08111.67.8866 (WA). Email: goodindonesia01@gmail.com]

Komentar Anda?

Please enter your comment!
Please enter your name here