Transcript Proposal TA Dondy Zobitana

PERKIRAAN CADANGAN COALBED METHANE DENGAN
MENGGUNAKAN METODE VOLUMETRIKS PADA
LAPANGAN “X” SUMUR “Y”
PROPOSAL TUGAS AKHIR
Oleh :
DONDY ZOBITANA
12010195
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU
2015
PERKIRAAN CADANGAN COALBED METHANE DENGAN
MENGGUNAKAN METODE VOLUMETRIKS PADA
LAPANGAN “X” SUMUR “Y”
PROPOSAL TUGAS AKHIR
Oleh :
DONDY ZOBITANA
12010195
PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN
AKADEMI MINYAK DAN GAS BALONGAN
INDRAMAYU
2015
CURRICULUM VITAE
Personal Detail
Name
NIM
Mailing Address
Contact Number
O
: Dondy Zobitana
: 12010195
: Sakapurun Street No. 33 Kapuas
City,Central Kalimantan
: 082217464484
Place, Date of Birth : Kapuas, 11 th July 1994
Sex
Marital Status
Religion
: Single
: Moslem
Nationality
Education Details
2013-Now
: Male
: Indonesian
Oil and Gas Academy of Balongan Indramayu
Petroleum Engineering, Program D3, Indramayu,
Indonesia
2010-2013 Senior High School 02Kuala Kapuas, Central
Kalimantan
2007-2010 Junior High School 04 Kuala Kapuas, Central
Kalimantan
2001-2007 Elementary School 06 Kuala Kapuas, Central
Kalimantan
Organization
2013-Now
Member of IATMI (Association Of Indonesian
Petroleum Engineers)
2013-Now Basket Ball Player Of Oil and Gas Academy of Balongan
Indramayu
2013-Now Member of Student Units Activity in Departement
Basketball, Oil and Gas Academy of Balongan
2012-2013 Basket Ball Player Of senior High School SMAN 02 Kuala
Kapuas, Central Kalimantan
2010-2011 School Organization Of Senior High School SMAN 02
Kuala Kapuas, Central Kalimantan
Practical Work
2015
Practicum Of “Penilaian Forrmasi”
2015
Practicum Of Mud Test
2015
Practicum Analysis Of Formation Fluid
2014
Practicum Of Chemistry II
2014
Practicum Of Physics II
2014
Practicum Of Geology
2013
Practicum Of Physics I
2013
Practicum Of Chemistry I
Workshop
2015 Conserving National Energy with Innovative Mindset
2014 Be Successful In Job Hunting
Field Travelling
2015
Education and Training Centers Of Oil and Gas Cepu
2014
Museum Of Petroleum Indonesia
2013
Museum Of Geology Bandung
I-E&[*i*It PEI*GESA*L*]{
,*)ry&@nx.gxrw mr.m*re6 gxme* mse
,trfu&m
@6,*qffis d{fu 'gMA fu xxrm'Fffi .*m#aaqe*
S{,irpaF*.des
#es'ffie@we
{}$e&;
DOSff}YU$BITAF$A
ildlftf :
lml$!ffi
@w€,ffi*r&S&rqw-e"t@#
mffigSffiHrFffik
XIffi€e
fmeidfuI"
IlHffiril Seafr,imil*ryII"
Awtk*rrerrr*tci,*n:
tttr
I. Judul
“ Perkiraan Cadangan CoalBed 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 termasuk unconventional 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 sebagai source rock dan reservoir rock-nya.
1
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 produksi coalbed 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.
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 batubara berupa benda padat dan terlihat
seperti batu yang keras, tapi di dalamnya banyak sekali terdapat poripori 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
4
quality gas (peringkat 1) dan low quality gas (peringkat 2) dianggap
sebagai conventional gas.
Selama berlangsungnya proses pemendaman dan pematangan,
material organik akan mengeluarkan air,2 CO , gas metana dan gas
lainnya. Kandungan gas pada coalbed methane sebagian besar berupa
gas metana dengan sedikit gas hidrokarbon lainnya dan gas nonhidrokarbon. 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 atau coalbed methane adalah gas yang
tersimpan karena adsorpsi dalam miropore batuan. Gas tersebut juga
5
di sebut sweet gas karena tidak ada kandungan H2S.
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 pada economical rate. Fluida di batubara
yakni air dan gas mengalir melalui cleat dan rekahan. Cleat
merupakan rekahan vertikal yang terbentuk secara alami
selama proses coalifikasi.
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 seperti calcite,
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 dan micropores. Macropores yang dikenal
juga sebagai cleat yang umum dijumpai pada lapisan batu bara,
sedangkan micropore 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
7
oleh Langmuir yang dikenal sebagai isotherm Langmuir
dengan persamaan untuk menghitung kemampuan menyerap
(sorption capacity):
P
........................................................................
(Persamaan 2.1)
V= VL
P x PL
Dimana: V
5.2.4
= Sorption capacity, scf/cuft
VL
= volume Langmuir, scf/cuft
PL
= tekanan Langmuir, psi
P
= tekanan reservoir, psi
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).
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
9
menyebabkan terjadinya proses desorbtion 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. Pada phase ini alirannya berada pada kondisi
dinamis (selalu berubah-ubah) tergantung dari:
 Penurunan permebilitas relatif air
 Kenaikan permeabilitas relatif gas
 Efek Outer boundary sudah mulai terasa (alirannya Preudo
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
10
rendah dan permeabilitas air dan gas berubah menjadi kecil, alirannya
tetap Preudo steady state.
Gambar 2.4
Skema Produksi Reservoir CBM
(Buku Gas Metana Batubara Energi Baru Untuk Rakyat, LEMIGAS,)
Seiring dengan menurunnya tekanan reservoir, produksi gas
akan meningkat hingga mencapai puncaknya hingga mencapai
kestabilan. Setelah itu, produksi gas akan menurun. Produksi gas
diawal produksi disertai dengan produksi air yang besar hingga
akhirnya produksi air menurun drastis ketika produksi gas mencapai
maksimum.
11
4.4 Perhitungan Cadangan Coal Bed Methane
Perhitungan cadangan Original 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 pada cleat. 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) maka cleat
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
cleat bernilai 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):
OGIP
= (Ga + Gf)
......................................................................
Persamaan (2.2)
12
Ga =1359,7A .h . pc .GC
...................................................................... Persamaan (2.3)
A
G
........................................................................
Persamaan (2.4)
f =43560 .h . ∅c (1-Sw)/Bgi
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 cleat batubara 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).
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
(ρc).
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.
ρb Fma ρa
Persamaan (2.5)
ρc = .................................................................
Fmc
Dimana:
c
= Densitas batubara bebas abu
b
= Densitas batubara kasar
a
= Densitas abu
Fma
= Massa abu
14
Fmc
= Massa batubara total
Dari percobaan proximate 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
15
dengan kontainer gas ketat (canister). Gas yang hilang tidak
diukur tetapi harus diperkirakan.
2. Gas terdesorpsi yaitu gas yang terukur melalui canister.
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:
16
Bgi
RF=1Bga
.....................................................................................
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 kondisi abandon.
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 :
17
5.1 Orientasi Lapangan
Dimana data yang di peroleh dari penelitian secara langsung
tentang perhitungan cadangan volumetriks dengan produksi coalbed
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.
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 Kegiatan
Minggu
I
1.
Pengenalan

II
III
IV


V
VI
VII
VIII

Lingkungan Kerja
2.
Mendalami Proses
Perhitungan

Cadangan/Praktek
Lapangan
3.
Pengambilan Data
4.
Pengolahan Data



5.
Penyusunan Laporan




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”
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 .................................................................
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
Perhitungan Cadangan CBM Dengan
Metode Volumetriks
Pengumpulan Data
Kondisi Kejenuhan
Reservoir
 Luas
Reservoir(A)
 Ketebalan
Reservoir(h)
 Densitas
Batubara
Bebas(pc)
 Kandungan
Gas(GC)
 Porositas Cleat
()
 Saturasi air
pada cleat (Sw)
 Factor volume
formasi gas
(Bgi)
Analisis Data
Koreksi
Densitas
Batubara
Menghitung
kandungan
gas
Menghitung
volume gas yang
terserap
Menghitung cadangan gas
Hasil
Menghitung volume
gas bebas