Arsip Berita



Pemanfaatan Potensi Minyak Berat dan Oil Sands /Bitumen Bagi Peningkatan Produksi Minyak Bumi Nasional

Indonesia pada dewasa ini menghadapi tantangan di sektor energi antara lain dengan semakin meningkatnya kebutuhan bahan bakar minyak yang dibarengi dengan terus menurunnya cadangan dan produksi minyak bumi. Sebagaimana diketahui, sumber daya minyak dan gas bumi sebagai sumber energi tidak terbarukan tidak terlepas dari pemahaman universal yang digambarkan melalui sebuah piramida sumber daya (Gambar 1a). Produksi minyak dan gas bumi (migas) yang dinikmati hingga saat ini (secara umum dikenal sebagai ‘hidrokarbon konvensional’) berada pada puncak piramid dengan kuantitas yang relatif sedikit (sumbu horizontal) dan dengan kebutuhan teknologi serta pembiayaan yang relatif rendah (sumbu vertikal). Semakin ke bawah dengan ditandai oleh dibutuhkannya kemampuan iptek dan pembiayaan yang semakin tinggi adalah sumber daya yang lazim dikenal sebagai hidrokarbon non-konvensional (unconventional hydrocarbon), seperti shale hydrocarbon (baik minyak maupun gas), minyak ekstra berat, oil sands/bitumen, coal bed methane (CBM), dan gas hidrat. Meskipun membutuhkan penguasaan iptek dan pembiayaan yang tinggi hidrokarbon non-konvensional memiliki kuantitas yang besar sekali. Berbagai studi yang telah dilakukan bahkan memperkirakan bahwa secara kuantitas dalam satu cekungan sedimen produktif, akumulasi hidrokarbon non-konvensional dapat mencapai sepuluh kali dari akumulasi hidrokarbon konvensional.

Selain shale hydrocarbon dan CBM, sumber daya hidrokarbon yang saat ini semakin mendapat perhatian adalah minyak berat/ekstra berat dan oil sands/bitumen yang pengkategoriannya didasarkan pada kekentalan (viskositas) dan berat jenis (umum dinyatakan dalam satuan API gravity). Semakin tinggi viskositas maka semakin kental suatu minyak, dan semakin rendah API gravity maka semakin berat (semakin banyak mengandung komponen berat). Gambar 1b menyajikan penggolongan berdasarkan kedua parameter. Secara fisik minyak berat atau ekstra berat umumnya masih dalam kedaan cair/kental baik pada kondisi bawah permukaan (kondisi reservoir) maupun pada kondisi atmosfer, sedangkan oil sands dan bitumen yang umumnya dalam keadaan bercampur antara material pasir/batuan (Gambar 1c) berada pada kondisi beku atau semi-beku pada kondisi atmosfer (Gambar 2).  Viskositas bitumen dapat mencapai puluhan ribu centipoise (cp) pada kondisi permukaan dan berat jenisnya umumnya lebih tinggi dari berat jenis air.  

Gambar 1 – Piramida sumber daya hidrokarbon (a), kriteria penggolongan minyak bumi berdasarkan kekentalan dan berat jenis (b), dan penggambaran keadaan fisik dari oil sands/bitumen.

Gambar 2 – Kondisi fisik oil sands/bitumen yang bercampur dengan pasir dan lempung, dengan bitumen yang berada pada kondisi beku atau semi-beku pada kondisi atmosfer.

Sumber daya hidrokarbon secara umum sering dinyatakan dalam istilah ‘cadangan’, yang didefinisikan sebagai fraksi dari akumulasi total hidrokarbon yang secara teknis – dan ekonomis – dapat diproduksikan. Secara global, cadangan terbukti minyak bumi ada pada tingkat sekitar 1,7 triliun barel (BP, 2016) dengan Indonesia memiliki hanya sekitar 3,3 miliar diantaranya (ESDM, 2018). Sesuai dengan kategori minyak berdasarkan berat jenisnya, secara global diperkirakan bahwa cadangan terbukti minyak konvensional hanya berkontribusi sebesar kurang-lebih 30% saja. Di sisi lain, kontribusi cadangan terbukti minyak berat, minyak ekstra berat, dan oil sands/bitumen masing-masing sebesar 15%, 25%, dan 30% (Gambar 3). Dengan demikian, terlihat bahwa sebagian besar cadangan dan akumulasi minyak bumi adalah berjenis minyak selain minyak konvensional yang saat ini menjadi sumber utama bahan baku bahan bakar minyak dunia.

Gambar 3 – Komposisi cadangan terbukti minyak dunia berdasarkan jenisnya secara umum (Sumber: Khairrurijal, 2016). ‘Conventional oil’ dapat diartikan sebagai minyak ringan/sedang dan kondensat.

Untuk Indonesia, data cadangan terbukti minyak bumi yang dapat dikategorikan sebagai minyak berat atau semi-berat (API gravity 13o – 27o) diestimasi ada pada angka sekitar 1,1 milyar barel atau sepertiga dari cadangan terbukti total (ESDM, 2018). Data tersebut sebagian besar berasal dari lapangan-lapangan di cekungan Sumatera Tengah dan Sumatera Selatan. Sumber informasi lain yang secara kuantitatif tersedia adalah laporan dari US Geological Survey (USGS, 2007) yang melaporkan adanya akumulasi original oil in place (OOIP) minyak berat sebesar 40,6 milyar barel di cekungan Sumatera Tengah dan 4,46 milyar barel oil sands/bitumen di cekungan Teluk Bone (angka yang sama juga ditemui pada laporan World Energy Council, 2010). Jumlah estimasi OOIP minyak berat yang sangat besar di cekungan Sumatera Tengah itu tentu saja harus dibuktikan validitas dari keberadaannya. Demikian juga keberadaan akumulasi oil sands/bitumen di luar cekungan Teluk Bone masih harus dipelajari dengan meluas dan mendalam, mengingat banyaknya informasi mengenai rembesan (seepage) – yang seringkali terasosiasi dengan oil sands – di beberapa cekungan onshore terutama cekungan-cekungan Sumatera Tengah dan Sumatera Selatan.

Untuk mengekstraksi akumulasi minyak berat/ekstra berat dan oil sands/bitumen, berbagai metode tersedia mulai dari cara produksi alami/primer, termal (in situ combustion, injeksi uap, dan stimulasi uap), kimiawi (injeksi solvent), hingga ke metode-metode yang dapat dikatakan non-standar seperti penggunaan mikroba dan microwave. Sedangkan dari segi cara produksi dikenal dua cara umum, yaitu metode produksi in-situ (untuk kedalaman > 100-200 meter) dan metode produksi tambang terbuka (open-pit mining) untuk kedalaman dangkal (< 75 meter). Secara umum minyak berat diproduksikan dengan menggunakan metode in-situ karena memang umumnya minyak berat ditemukan pada kedalaman yang relatif dalam, sedangkan untuk oil sands/bitumen dapat dilakukan dengan menggunakan keduanya karena oil sands/bitumen juga kerap ditemui pada kedalaman yang sangat dangkal hingga ke permukaan. Untuk oil sands yang dihasilkan dari penambangan terbuka proses ekstraksi (air panas, kimiawi, atau kombinasi antara keduanya) dan upgrading dilakukan di fasilitas permukaan sebelum minyak mentah keluarannya dikirim ke pengilangan (refinery) untuk pemrosesan menjadi produk petroleum Gambar 4 memperlihatkan kriteria produksi oil sands/bitumen dan skema umum pemrosesannya.

Secara komersial, berbagai proyek eksploitasi termal in-situ atas minyak berat sudah pernah atau masih dilaksanakan. Secara global, beberapa proyek in situ combustion (Rumania, AS, dan India sebagai contoh) dan puluhan proyek komersial injeksi uap sudah dilaksanakan dengan total produksi sekitar 8,5 juta barel per hari (bph) (Q1 – 2019), di luar produksi dari oil sands/bitumen Kanada. Proyek injeksi uap lapangan minyak berat Duri (Duri steamflood, DSF) yang saat ini berproduksi pada tingkat 40 ribu bph pernah mencapai puncak produksinya yang sekitar 300 ribu bph pada dekade 1990an dan pernah menjadi kontributor utama produksi minyak bumi nasional. Operasi DSF tersebut terbukti dapat meningkatkan faktor perolehan, dari hanya 7% dengan metode primer (konvensional) menjadi di atas 50%. Selain lapangan Duri, lapangan-lapangan dengan minyak berat di Indonesia umumnya masih berproduksi dengan metode primer/alami dengan tingkat produksi yang rendah.

Gambar 4 -  Kriteria metode produksi oil sands/bitumen dan skema umum metode ekstraksinya.
 
Untuk oil sands/bitumen, produsen komersial satu-satunya di dunia saat ini adalah Kanada. Dengan cadangan terbukti oil sands/bitumen sebesar 162 milyar barel (dengan komposisi, 80% in situ dan 20% penambangan terbuka) Kanada memiliki tingkat produksi sekitar 2,8 juta bph (tahun 2018) dari cadangan oil sands yang dimilikinya. Dengan faktor perolehan minyak sekitar 90% penambangan terbuka di negara tersebut menyumbang sekitar separuh dari angka produksi total, sementara produksi in-situ dengan menggunakan metode injeksi uap/steam assisted gravity drainage (SAGD) menyumbang produksi sisanya. Di luar Kanada hanya proyek pilot di Utah Amerika Serikat (cekungan Uinta) – dengan tingkat produksi sekitar 500 bph – yang kemungkinan akan dapat meningkat menjadi komersial jika kondisi harga minyak dunia dapat segera membaik.

Dengan terbitnya Keputusan Menteri ESDM no. 111K/11/MEM/2019 yang mendasari untuk dilakukannya uji coba/proyek pilot lapangan penambangan terbuka (open-pit mining trial/pilot) atas cadangan oil sands di lapangan Iliran High di Blok Rimau – Sumatera Selatan, secara resmi sebetulnya Indonesia sudah memasuki era eksploitasi oil sands di industri migas melalui tambang terbuka. (Produksi bitumen dari Buton cekungan Teluk Bone sejauh ini lebih dimanfaatkan untuk bahan aspal jalan raya). Sangat diharapkan bahwa uji coba ini akan dapat membuktikan tingkat perolehan minyak yang tinggi, metode ekstraksi serta produksi yang paling tepat, dan antisipasi terhadap kemungkinan timbulnya permasalahan sosial dan lingkungan hidup yang menyertainya. Pada gilirannya, kemudian diharapkan aktivitas tersebut akan meningkat ke tingkat komersial sehingga dapat berkontribusi kepada upaya peningkatan produksi minyak bumi nasional. Sejalan dengan proses tersebut, perlu untuk ditinjau dan dipelajari kembali potensi minyak berat/ekstra berat dan oil sands/bitumen yang dimiliki oleh Indonesia secara umum, sehingga kemudian dapat ditentukan strategi yang paling tepat untuk memanfaatkan potensi tersebut dalam rangka untuk mendukung upaya agar Indonesia kembali dapat berproduksi pada tingkat 1 juta bph, bahkan lebih.

Hak Cipta © 2017 Badan Litbang ESDM
Badan Litbang ESDM
Jl.Ciledug Raya Kav.109 - Cipulir Kebayoran Lama Jakarta Selatan 12230 Indonesia
Telp. +62 (021) 72798311 Fax. +62 (021) 72798202