Perkiraaan Cadangan Coal Bed Methane Men

7/26/2019 Perkiraaan Cadangan Coal Bed Methane Men

1/28

PERKIRAAN

MENGGU

PROG

AKAD

ADANGAN COALBED METHAN

AKAN METODE VOLUMETRIK

LAPANGAN X SUMUR Y

PROPOSAL TUGAS AKHIR

Oleh :

DONDY ZOBITANA

12010195

AM STUDI TEKNIK PERMINYA

MI MINYAK DAN GAS BALON

INDRAMAYU

2015

E DENGAN

PADA

AN

AN


2/28

PERKIRAAN

MENGGU

PROG

AKAD

ADANGAN COALBED METHAN

AKAN METODE VOLUMETRIK

LAPANGAN X SUMUR Y

PROPOSAL TUGAS AKHIR

Oleh :

DONDY ZOBITANA

12010195

AM STUDI TEKNIK PERMINYA

MI MINYAK DAN GAS BALON

INDRAMAYU

2015

E DENGAN

PADA

AN

AN


3/28

Edu

201

201

200

200

Pers

Nam

NIM

Maili

Cont

Place

Sex

Mari

Relig

Nati

Org

201

201

201

201

201

ation Details

-Now Oil and Gas Academy of Balong

Petroleum Engineering, Program

Indonesia

-2013 Senior High School 02Kuala Ka

Kalimantan

-2010 Junior High School 04 Kuala KaKalimantan

-2007 Elementary School 06 Kuala Ka

Kalimantan

nal Detail

: Dondy Zobitana

: 12010195

ng Address : Sakapurun Street No. 33City,Central Kalimantan

ct Number : 082217464484

, Date of Birth : Kapuas, 11 th July 1994

: Male

al Status : Single

ion : Moslem

nality : Indonesian

CURRICULUM VITAE

nization

-Now Member of IATMI (Association OPetroleum Engineers)

-Now Basket Ball Player Of Oil and Gas

Indramayu-Now Member of Student Units Activity

Basketball, Oil and Gas Academy

-2013 Basket Ball Player Of senior High

Kapuas, Central Kalimantan

-2011 School Organization Of Senior HigKuala Kapuas, Central Kalimantan

an Indramayu

D3, Indramayu,

puas, Central

puas, Central

puas, Central

Kapuas

Indonesian

cademy of Balongan

in Departement

f Balongan

School SMAN 02 Kuala

h School SMAN 02


4/28

Prac

2015

2015

2015

2014

2014

2014

2013

2013

Wor

201

201

Field

2015

2014

2013

ical Work

Practicum Of Penilaian Forrmasi

Practicum Of Mud Test

Practicum Analysis Of Formation F

Practicum Of Chemistry II

Practicum Of Physics II

Practicum Of Geology

Practicum Of Physics I

Practicum Of Chemistry I

kshop

Conserving National Energy with Innov

Be Successful In Job Hunting

Travelling

Education and Training Centers Of

Museum Of Petroleum Indonesia

Museum Of Geology Bandung

luid

tive Mindset

il and Gas Cepu


5/28

I-E&[*i*It

PEI*GESA*L*]{

@w,ffi*r&S&rqw-e"t@#

mffigSffiHrFffik

XIffie

fmeidfuI"

IlHffiril

Seafr,imil*ryII"

tttr

Awtk*rrerrr*tci,*n:

,*)ry&@nx.gxrw

mr.m*re6 gxme*

mse

@6,*qffis

d{fu

'gMA

fu

xxrm'Fffi

.*m#aaqe*

,trfu&m

S{,irpaF*.des

#es'ffie@we

{}$e&;

DOSff}YU$BITAF$A

ildlftf

: lml$ ffi


6/28

1

I. Judul

Perkiraan CadanganCoalBed Methane dengan Menggunakan Metode

Volumetrik di Lapangan X Sumur Y

II. Latar Belakang

Batubara memiliki kemampuan menyimpan gas dalam jumlah yang

banyak, karena permukaannya mempunyai kemampuan mengadsorpsi gas.

Meskipun batubara berupa benda padat dan terlihat seperti batu yang

keras, tapi di dalamnya banyak sekali terdapat pori-pori yang berukuran

lebih kecil dari skala mikron, sehingga batubara ibarat sebuah spon.

Kondisi inilah yang menyebabkan permukaan batubara menjadi

sedemikian luas sehingga mampu menyerap gas dalam jumlah yang besar.

Jika tekanan gas semakin tinggi, maka kemampuan batubara untuk

mengadsorpsi gas juga semakin besar. Gas yang terperangkap pada

batubara sebagian besar terdiri dari gas metana, sehingga secara umum gas

ini disebut dengan CoalBed Methane atau disingkat CBM. Dalam

klasifikasi energi, CBM termasukunconventional energy

CoalBed Methane (CBM) adalah gas bumi dengan komponen

dominan metana yang terbentuk secara alamiah dalam proses

pembentukan batubara (coalification) dalam kondisi terperangkap dan

terserap dalam batubara. CBM sama seperti gas alam konvensional yang

kita kenal saat ini, namun perbedaannya adalah CBM berasosiasi dengan

batubara sebagaisource rockdanreservoir rock-nya.


7/28

2

III.Tujuan

3.1 Tujuan Umum

1. Dapat diketahui gambaran mengenai sistem kerja produksi coal

bed methane.

2. Menerapkan ilmu pengetahuan yang diperoleh selama menjalani

perkuliahan.

3. Untuk meningkatkan keahlian dan daya kreatifitas mahasiswa.

4. Melatih kemampuan dan kepekaan mahasiswa untuk mencari

solusi masalah yang dihadapi di dalam dunia industri atau dunia

kerja.

3.2 Tujuan Khusus

1. Mengetahui cara perhitungan cadangan dengan metode

volumetriks pada produksicoalbed methane.

2. Mengetahui parameter apa saja yang di gunakan untuk

menghitung cadangan coalbed methane dengan menggunakan

metode voumetriks.

3. Mengetahui nilai densitas batubara bebas abu, kandungan gas,

volume gas yang terserap dan volume gas bebas pada reservoir

coalbed methane

4. Mengetahui nilai cadangan gas metana pada lapangan yang sedang

di observasi.


8/28

3

IV.Dasar Teori

4.1 Pengertian Coalbed Methane

Gas Metana Batu bara (GMB) atau Coalbed methane (CBM)

adalah gas bumi (hidrokarbon) dengan gas metana merupakan

komposisi utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses

pembentukan batu bara (coalification) dalam kondisi terperangkap dan

terserap pada lapisan batu bara. Proses terbentuknya GMB berasal dari

material organik tumbuhan tinggi, melalui beberapa proses kimia dan

fisika (dalam bentuk panas dan tekanan secara menerus) yang berubah

menjadi gambut dan akhirnya terbentuk batu bara.

Batubara memiliki kemampuan menyimpan gas dalam jumlah

yang banyak, karena permukaannya mempunyai kemampuan

mengadsorpsi gas. Meskipun batubaraberupabenda padat dan terlihat

seperti batu yang keras, tapi di dalamnya banyak sekali terdapat pori-

pori yang berukuran lebih kecil dari skala mikron, sehingga batubara

ibarat sebuah spon. Kondisi inilah yang menyebabkan permukaan

batubara menjadi sedemikian luas sehingga mampu menyerap gas

dalam jumlah yang besar. Jika tekanan gas semakin tinggi, maka

kemampuan batubara untuk mengadsorpsi gas juga semakin besar.

Gas yang terperangkap pada batubara sebagian besar terdiri

dari gas metana, sehingga secara umum gas ini disebut dengan

CoalBed Methane atau disingkat CBM. Dalam klasifikasi energi,

CBM termasuk unconventional energy (peringkat 3), bersama-sama

dengan tight sand gas, devonian shale gas, dan gas hydrate. High


9/28

4

2

quality gas (peringkat 1) dan low quality gas (peringkat 2) dianggap

sebagaiconventional gas.

Selama berlangsungnya proses pemendaman dan pematangan,

material organik akan mengeluarkan air, CO , gas metana dan gas

lainnya. Kandungan gas padacoalbed methane sebagian besar berupa

gas metana dengan sedikit gas hidrokarbon lainnya dan gas non-

hidrokarbon. Reaksi kimia pembentukan batu bara adalah sebagai

berikut:

Berbeda dengan gas bumi konvensional yang kita kenal

saat ini, coalbed methane berasosiasi dengan batu bara sebagai

source rock dan reservoirnya, sedangkan gas bumi yang kita kenal

saat ini berasosiasi dengan reservoir pasir, gamping maupun rekahan

batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara

penambangannya, yaitu reservoir GMB harus direkayasa terlebih

dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan, sedangkan gas bumi

konvensional begitu dibor langsung dapat diproduksikan.

4.2 Reservoir Coalbed Methane

Gas Metana Batu bara (GMB) merupakan gas hidrokarbon

non- konvesional yang bersumber dari batu bara dan tersimpan dalam

reservoir batu bara. Reservoir GMB sangat berbeda dengan reservoir

minyak pada ummnya. GMB ataucoalbed methane adalah gas yang

tersimpan karena adsorpsi dalammiropore batuan. Gas tersebut juga


10/28

5

di sebutsweet gas karena tidak ada kandunganH2S.

Karakteristik reservoir GMB memiliki perbedaan yang

mendasar dibandingkan dengan sistem gas konventional. Pada sistem

GMB, batu bara berfungsi sebagai batuan sumber (source rock)

sekaligus sebagai reservoir gas.

5.2.1 Permeabilitas Reservoir Coal Bed Methane

Permeabilitas merupakan kemampuan material untuk

melewatkan fluida melalui medium porinya. Permeabilitas

merupakan salah satu sifat fisik yang berperan penting untuk

memroduksikan gas padaeconomical rate. Fluida di batubara

yakni air dan gas mengalir melalui cleat dan rekahan. Cleat

merupakan rekahan vertikal yang terbentuk secara alami

selama prosescoalifikasi.

Pada batubara, permeabilitas sangat jelas dan

tergantung pada gaya. Gaya horizontal yang tegak lurus

dengan face cleat yang terbuka akan menyebabkan

pemeabilitas rendah. Ketika kondisi tegangan kecil, rekahan

(fracture) alami akan terbuka dan memberikan permeabilitas

untuk mengalir melalui lapisan batuan. Lipatan dan patahan

dapat menambah permeabilitas batubara melalui rekahan

alami.

Selain itu, mineral yang mengisi cleat dapat

mempengaruhi permeabilitas batubara. Mineral seperticalcite,


11/28

6

pyrite, gypsum, kaolinite dan illite dapat mengisi cleat dan

menyebabkan berkurangnya permeabilitas. Jika sebagian besar

cleat terisi maka permeabilias absolut akan menjadi sangat

rendah.

5.2.2 Porositas dan Luas Permukaan Coal Bed Methane.

Porositas dan luas permukaan adalah dua propertis

batubara yang sangat penting pada proses gassifikasi batubara,

ketika reaktivitas batubara meningkat sama seperti ketika

porositas dan luas permukaan batubara meningkat. Begitupun,

laju gassifikasi adalah lebih besar untuk batubara peringkat

rendah daripada batubara peringkat tinggi.

Batu bara merupakan media yang dicirikan oleh

adanya dua sistem porositas yang berbeda (dual-porosity)

yaitu macropores danmicropores.Macropores yang dikenal

juga sebagaicleatyang umum dijumpai pada lapisanbatubara,

sedangkanmicropore atau matrik adalah sebagai ruang simpan

utama gas.

Porositas reservoir coal bed biasanya sangat kecil

berkisar dari 0,1 sampai 10%

5.2.3 Kapasitas Adsorpsi

Adsorption isotherm didefinisikan sebagai kemampuan

batubara untuk menyerap gas metana dalam kondisi tekanan

tertentu pada suhu konstan. Adsorption isotherm dirumuskan


12/28

7

oleh Langmuir yang dikenal sebagai isotherm Langmuir

dengan persamaan untuk menghitung kemampuan menyerap

(sorption capacity):

........................................................................ (Persamaan 2.1)

Dimana: V = Sorption capacity, scf/cuft

VL = volume Langmuir, scf/cuft

PL = tekanan Langmuir, psi

P = tekanan reservoir, psi

5.2.4 Tebal Formasi dan Tekanan Reservoir Awal

Ketebalan formasi mungkin tidak berbanding lurus

dengan volume gas yang dihasilkan di beberapa daerah.

Untuk Contoh: Cekungan Cherokee Tenggara Kansas

yang baik dengan zona tunggal 1-2 ft dapat menghasilkan

tingkat gas yang sangat baik, sedangkan sebuah formasi

alternatif dengan dua kali ketebalan tidak dapat menghasilkan

apa-apa. Beberapa formasi batubara dan atau serpih mungkin

memiliki konsentrasi gas yang lebih tinggi terlepas dari

ketebalan formasi. Ini merupakan kasus khusus mungkin

tergantung pada geologi.

5.2.5 Ekstraksi

Untuk mengekstrak gas, lubang terbungkus baja dibor

ke dalam lapisan batubara (100 - 1500 meter di bawah tanah).

V= VLP

P x PL


13/28

8

Sebagai tekanan dalam lapisan batubara menurun, karena

lubang ke permukaan atau pemompaan sejumlah kecil air dari

metan, baik gas dan melarikan diri 'air yang diproduksi' ke

permukaan melalui tabung. Kemudian gas tersebut dikirim ke

stasiun kompresor dan ke jaringan pipa gas alam. 'Air yang

dihasilkan' adalah baik reinjected ke formasi terisolasi,

dilepaskan ke dalam aliran, yang digunakan untuk irigasi, atau

dikirim ke kolam penguapan. Air biasanya mengandung

padatan terlarut seperti sodium dan klorida bikarbonat.

4.3 Prinsip Produksi Coalbed Methane

Pemanfaatan Coal Bed Methane untuk sumber energi akan

melalui tahapan produksi gas CBM. Terdapat tiga tahapan proses

dalam produksi gas metana dari reservoir CBM. Pertama adalah

desorpsi metana dari micropore coal. Terjadinya desorpsi

dimungkinkan dengan penurunan tekanan reservoir melalui proses

dewatering. Kedua, ketika tekanan reservoir turun hingga mencapai

tekanan desorpsi, metana akan berdifusi dalam matriks hingga

methane mencapai rekahan. Kemudian, setelah mencapai rekahan,

methane akan mengalir mengikuti hukum Darcy hingga mencapai

lubang sumur.

Untuk memproduksikan gas metana dilakukan dengan

menurunkan tekanan pada fracture melalui proses dewatering yang


14/28

9

menyebabkan terjadinya prosesdesorbtion gas metana dari permukaan

fracture batu bara menuju ke dalam rongga fracture. Gas tersebut

berasal dari matrik batu bara yang telah ter-diffuse menuju permukaan

fracture. Selama memproduksikan gas dari dalam batu bara, ada 3

phase yang terjadi atau dilalui oleh gas metana.

Phase I: dicirikan oleh laju produksi air konstan dan tekanan

reservoir mulai menurun. Selama phase ini, sumur dalam kondisi

dipompakan untuk meningkatkan laju produksi gas. Biasanya laju

gas akan meningkat, tergantung permeabilitas relatif di sekitar

lobang bor.

Phase II: dicirikan oleh negative decline atau penurunan secara

drastis laju produksi air. Padaphase ini alirannya berada pada kondisi

dinamis (selaluberubah-ubah) tergantung dari:

Penurunan permebilitas relatif air

Kenaikan permeabilitas relatif gas

EfekOuter boundary sudah mulai terasa (alirannyaPreudo

steady

state)

Laju produksi gas berubah menjadi dinamis.

Phase III: dimulai pada saat kondisi aliran di dalam reservoir

mulai stabil, sumur telah mencapai peak gas rate, dan produksi gas

menunjukkan tren penurunan (decline). Selama phase ini produksi air


15/28

rendah da

tetapPre

(Buku Gas Me

S

akan me

kestabila

diawal p

akhirnya

maksimu

n permeabilitas air dan gas berubah menjadi

udo steady state.

Gambar 2.4

Skema Produksi Reservoir CBM

tana Batubara Energi Baru Untuk Rakyat, L

iring dengan menurunnya tekanan reservo

ningkat hingga mencapai puncaknya hi

. Setelah itu, produksi gas akan menuru

roduksi disertai dengan produksi air yan

produksi air menurun drastis ketika produk

.

10

kecil, alirannya

MIGAS,)

ir, produksi gas

ngga mencapai

. Produksi gas

g besar hingga

si gas mencapai


16/28

11

4.4 Perhitungan Cadangan Coal Bed Methane

Perhitungan cadanganOriginal Oil In Place (OGIP) reservoir

CBM dengan pendekatan metode volumetric pada prinsipnya di bagi

menjadi dua bentuk persamaan perhitungan, yaitu volume gas yang

tersimpan dalam kondisi terserap pada pori mikro dan volume gas

yang tersimpan dalam kondisi bebas padacleat.Namun hal ini masih

dikaitkan dengan kondisi kejenuhan reservoir CBM.

Kondisi kejenuhan reservoir dikaitkan dengan perhitungan

perkiraaan OGIP reservoir CBM:

Apabila reservoir CBM pada kondisi jenuh (saturated) makacleat

dijenuhi sebagian besar oleh gas sehingga perhitungan OGIP

reservoir CBM merupakan penjumahan volume gas pada pori

mikro dan voume gas pada cleat.

Apabila reservoir CBM pada kondisi tidak jenuh (undersaturated),

maka cleat I jenuhi air 100% oleh air shingga volume gas pada

cleatbernilai nol dan perhitungan OGIP reservoir CBM hanya

merupakan volume gas pada pori mikro.

5.4.1 Rumus OGIP dengan Metode Volumetris

Rumus dasar perhitungan OGIP dengan metode

volumetric merupakan penjumlahan untuk volume gas yang

tersimpan dalam konis terserap pada pori mikro (Ga) dan

volume gas bebas yang berada pada cleat (Gf):

...................................................................... Persamaan (2.2)OGIP = (G

a+ G

f)


17/28

12

...................................................................... Persamaan (2.3)

........................................................................ Persamaan (2.4)

Dimana:

Ga = Gas yang tersimpan dalam matriks batubara

dalam kondisi teradsorbsi,SCF

Gf = Gas yang tersimpan dalam cleat batubara dalam

kondisi bebas,SCF

A = Luasan Reservoir, acre

h = Ketebalan bersih lapisan reservoir,ft

pc = Densitas batubara bebas abu, gr/cc

GC = Kandungan gas, SCF/ton

cleat = Porositas cleat, fraksi

Sw cleat = Saturasi air pada cleat, fraksi

Bgi = Factor volume formasi gas (FVF) pada tekanan

reservoir Awal, cuft/SCF

Fraksi gas bebas pada cleatbatubara kadang-kadang

sangat kecil kapasitas penyimpanannya dan dapat diasumsikan

sebagai gas yang tidak dapat diproduksikan lagi. Oleh karena

itu. Volume gas yang tersimpan pada kondisi bebas di cleat

(Gf) pada persamaan 2.4 dapat diabaikan (bernilai nol).

Ga=1359,7A

.h.pc .GC

Gf=43560A

.h . c (1-Sw)/Bgi


18/28

13

4.5 Analisis Parameter

5.5.1 Densitas Batubara Bebas Abu

Dalam hal ini, densitas batubara masih tercampur

dengan komponen lain seperti mineral-mineral yang

pengaruhnya akan meningkatkan densitas batubara hingga dua

kali lipatnya dari densitas batubara yang sebenarnya. Oleh

karena itu harus dikoreksi menjadi densitas batubara bebas abu

(c). Abu disini merepresentasikan kondisi percobaan

proximate analysis, yaitu analisis pengukuran fraksi-fraksi

penyusun batubara seperti kelembaban (moisture, m), bahan

volatil (volatile matter, VM), karbon tetap (fixed carbon, FC)

dan bahan mineral (mineral matter, a), dengan kombinasi

teknik gravimetri dan beberapa tingkatan pemanasan. Pada

tingkatan pemanasan terakhir, batubara meningggalkan residu

berbentuk abu yang merupakan bahan mineral.

................................................................. Persamaan (2.5)

Dimana:

c = Densitas batubara bebas abu

b = Densitas batubara kasar

a = Densitas abu

Fma = Massa abu

c=

b

Fma aFmc


19/28

14

Fmc = Massa batubara total

Daripercobaanproximate analysis yang di lakukan di

dalam laboratorium diketahui massa batubara total dan massa

abu sedangkan untuk densitas batuan dan abu di dapat dari

interpretasi density log.

5.5.2 Kandungan Gas

Saturasi fluida terdiri atas saturasi air, saturasi minyak

dan saturasi gas. Pengukuran saturasi fluida pada analisa inti

batuan rutin reservoir migas biasanya ditentukan dengan

penentuan saturasi air terlebih dahulu, begitu pula pada

interpretasi wireline log. Selanjutnya saturasi minyak dan

saturasi gas dapat diketahui. Kandungan gas merupakan sifat

fisik fundamental reservoir CBM yang analogi dengan saturasi

fluida. Pengukuran kandungan gas pada reservoir CBM

dinamakan desorption analysis. Pengukuran kandungan gas

dilakukan tanpa pengukuran kandungan air terlebih dahulu

seperti pada reservoir migas konvensional. Desorption

analysis pada prinsipnya mengukur gas yang

terdesorpsi/terlepaskan oleh sampel batubara kedalam tiga

kategori yaitu:

1. Gas hilang didefinisikan sebagai gas yang hilang saat

pertama kali sampel dipotong saat coring hingga dibungkus


20/28

15

dengan kontainer gas ketat (canister). Gas yang hilang tidak

diukur tetapi harus diperkirakan.

2. Gas terdesorpsi yaitu gas yang terukur melaluicanister.

3. Setelah laju desorpsi/emisi gas turun dibawah harga ambang

batas, sampel dihancurkan menjadi bubuk yang sangat halus

untuk melepaskan gas sisa yang dinamakan gas residu.

Total kandungan gas merupakan penjumlahan dari

volume gas yang hilang, volume gas yang terukur melalui

canister dan volume gas residu. Data pengukuran dan

pencatatan merupakan plot antara jumlah gas yang terkumpul

versus akar pangkat dua dari waktu desorpsi. Waktu desorpsi

ini dimulai ketika core mulai dipotong didalam lubang bor,

sehingga pada perhitungan waktu tersebut, gas yang hilang

mulai diperkirakan. Koreksi terhadap data kandungan gas

mengacu pada komposisi gas pengotor seperti gas nitrogen dan

karbondioksida. Komposisi gas diperoleh dari hasil analisa gas

chromatography. Kandungan gas yang telah dikoreksi disini

merupakan murni gas metana.

4.6 Faktor Perolehan

Cadangan gas merupakan hasil perkalian antara OGIP dengan

faktor perolehan. Faktor perolehan reservoir gas konvensional

dirumuskan:


21/28

16

.....................................................................................Persamaan 2.6

Dimana:

RF = Recovery Factor

Bgi = Faktor volume formasi gas

Bga = Faktor volume formasi gas pada tekanan reservoir

abandon,cuft/SCF

Pada volume gas reservoir CBM dalam kondisi bebas,

persamaan di atas dapat diaplikasikan. Namun pada volume gas dalam

kondisi terserap (Ga), pengukuran kandungan gas reservoir CBM

diukur pada kondisi permukaan, sehingga tidak ada konversi FVF.

Pengurangan kandungan gas total dengan gas residu dari hasil

pengukuran desorption analysis, merupakan representasi faktor

perolehan. Gas residu adalah gas yang tidak dapat bergerak lagi dan

tetap menempati pori batubara pada kondisiabandon.

V. Metodologi Penelitian

Dalam melaksanakan Tugas Akhir, mahasiswa diharapkan mampu

melakukan studi kasus, yaitu mengangkat suatu kasus yang dijumpai

ditempat Tugas Akhir menjadi suatu kajian sesuai dengan bidang keahlian

yang ada, ataupun melakukan pengamatan terhadap kerja suatu proses atau

alat untuk kemudian dikaji sesuai dengan bidang keahlian yang dimiliki.

Untuk mendukung Tugas Akhir dan kajian yang akan dilakukan, maka

dapat dilakukan beberapa metode pelaksanaan, antara lain :

RF=1-Bgi

Bga


22/28

17

5.1 Orientasi Lapangan

Dimana data yang di peroleh dari penelitian secara langsung

tentang perhitungan cadangan volumetriks dengan produksicoalbed

methane . Bedasarkan penelitian itulah penulis mendapatkan data-data

yang akan menjadi sumber data dalam pembuatan laporan.

5.2 Metode Wawancara

Data-data yang di dapat dari konsultasi langsung dengan

pebimbing lapangan maupun dengan operator yang bersangkutan.

5.3 Study Literature

Merupakan data yang diperoleh dari buku buku atau

handbook sebagai bahan tambahan dalam penyusunan laporan yang

berkaitan dengan topik yang di tulis.


23/28

VI. AGENDA KEGIATAN

Adapun waktu yang diajukan penulis untuk melakukan tugas akhir

lapangan ini lamanya yaitu satu bulan terhitung mulai dari tanggal 07

Februari s/d 31 Maret 2016. Untuk waktu yang lebih spesifik dapat

disesuaikan dengan yang ada di perusahaan ataupun di lapangan. Kegiatan

ini dapat disesuaikan dengan kebijakan dari perusahaan.

Secara terstruktur, kegiatan praktek kerja lapangan ini dapat dilihat

pada tabel berikut :

Tabel 4.1 Agenda Kegiatan

No Rincian KegiatanMinggu

I II III IV V VI VII VIII

1. Pengenalan

Lingkungan Kerja

2. Mendalami Proses

Perhitungan

Cadangan/Praktek

Lapangan

3. Pengambilan Data

4. Pengolahan Data

5. Penyusunan Laporan


24/28


25/28

RENCANA DAFTAR PUSTAKA

Sugiarto, Edo Sayib., Definis dan Evaluasi Cadangan Coalbed Methane Dengan

Metode Volumteriks,UPN VETERAN, Yogyakarta.

Kristadi, Heribertus Joko, DKK, Gas Metana Batubara Energi Baru Untuk Rakyat,

Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi

LEMIGAS


26/28

RENCANA DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL ...........................................................................................

LEMBAR PENGESAHAN................................................................................

KATA PENGANTAR.........................................................................................

DAFTAR ISI........................................................................................................

DAFTAR TABEL ...............................................................................................

DAFTAR GAMBAR..........................................................................................

BAB I PENDAHULUAN....................................................................................

1.1 Latar Belakang ....................................................................................

1.2 Tema Praktek Kerja Lapangan............................................................

1.3 Tujuan Praktek Kerja Lapangan .........................................................

1.3.1 Tujuan Umum ...........................................................................

1.3.2 Tujuan Khusus...........................................................................

1.4 Manfaat ...............................................................................................

1.4.1 Bagi Perusahaan ........................................................................

1.4.2 Bagi AKAMIGAS BALONGAN .............................................

1.4.3 Bagi Mahasiswa ........................................................................

1.5 Rencana Kegiatan ...............................................................................

BAB II DASAR TEORI......................................................................................

2.1 Pengertian Coalbed Methane.............................................................

2.2 Reservoir Gas Metana Batubara ........................................................

2.3.1 Permeabilitas Reservoir Coal Bed Methane ...........................

2.3.2 Porositas dan Luas Permukaan Coal Bed Methane................

2.3.3 Kapasitas Adsorpsi .................................................................


27/28

2.3.4 Tebal Formasi dan Tekanan Reservoir Awal .........................

2.3.5 Ekstraksi .................................................................................

2.3 Batubara Sebagai Batuan Induk dan Reservoir .................................

2.4 Rekahan Batubara.............................................................................

2.5 Karakter Batubara Untuk Produksi CBM.........................................

2.6 Prinsip Produksi Coalbed Methane ..................................................

2.7 Karakteristik Gas Metana Batubara..................................................

BAB III METODOLOGI PENELITIAN ........................................................

3.1 Orientasi Lapangan...........................................................................

3.2 Metode Wawancara ..........................................................................

3.3 Study Literature ................................................................................

BAB IV AGENDA KEGIATAN ........ . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

DAFTAR PUSTAKA


28/28

Perhitungan Cadangan CBM Dengan

Metode Volumetriks

Pengumpulan Data

Kondisi Kejenuhan

Reservoir

LuasReservoir(A)

KetebalanReservoir(h)

DensitasBatubaraBebas(pc)

Kandungan

Gas(GC) PorositasCleat

() Saturasi air

padacleat(Sw) Factor volume

formasi gas(Bgi)

Analisis Data

Koreksi

Densitas

Batubara

Menghitung

kandungan

gas

Menghitung

volume gas yang

terserap

Menghitung volume

gas bebas

Menghitung cadangan gas

Hasil

Documents

Perkiraaan Cadangan Coal Bed Methane Men