Coal Bed Methane : Definisi Dan Evaluasi

Gas alam yang berasal dari batubara telah diketahui pada penambangan batubara dan merupakan

ancaman keselamatan bagi pekerja tambang karena beracun dan mematikan. Telah diketahui pula pada proses

pemboran sumur-sumur migas yang melewati lapisan batubara seringkali terjadi kick yang mengindikasikan

adanya intrusi gas ke lubang sumur atau loss circulation yang mengindikasikan adanya rekahan. Hal ini

merupakan indikasi bahwa lapisan batubara merupakan suatu reservoir. Tetapi bagaimanakah konsep sumber

gas alam ini dapat disebut sebagai reservoir coal bed methane dan potensial untuk dikembangkan pada

industri perminyakan, serta bagaimana pula evaluasi reservoir untuk memperkirakan cadangannya dengan

pendekatan metode volumetris?.

Metodologi yang digunakan sebagai solusi permasalahan ini adalah dengan menguraikan definisi dari

batubara serta gas yang terbentuk dan tersimpan dalam batubara akibat proses sedimentasinya yang disebut

coalifikasi, sehingga terbentuk pengertian mengenai coal bed methane (CBM). Dari pengertian CBM kemudian

diuraikan menurut konsep petroleum system serta komponen reservoirnya, dimana reservoir CBM selain

bertindak sebagai reservoir, sekaligus bertindak sebagai source rock. Analisis parameter sifat fisik fundamental

batuan reservoir yang digunakan dalam perhitungan cadangan dengan pendekatan metode volumetrik juga

diuraikan, karena sifat fisik fundamental batuan reservoir CBM tidak sama, namun memiliki analogi dengan

sifat fisik fundamental batuan reservoir migas konvensional.

Hasil dari kajian ini akan mendefinisikan reservoir CBM itu sendiri, sebagai gas yang dihasilkan dan

tersimpan pada lapisan batubara dengan kondisi dan syarat tertentu dilihat dari sudut pandang dunia

perminyakan. Perhitungan menggunakan data hipotetik juga diuraikan disini, sebagai gambaran sederhana

dalam perkiraan cadangan gas reservoir CBM yang dihitung dengan metode volumetris.

1. Pendahuluan

CBM pada beberapa tahun terakhir ini menjadi salah satu kandidat alternatif pemenuhan kebutuhan energi fosil, dimana reservoir-reservoir gas konvensional mulai mengalami penurunan produksi mendekati batas laju ekonomisnya, dan belum ditemukannya atau belum mulai dieksploitasikannya lapangan gas baru.

Gas alam yang berasal dari batubara telah diketahui pada penambangan batubara dan merupakan ancaman keselamatan bagi pekerja tambang karena beracun dan mematikan. Untuk itu dibuat suatu sumur dengan target menembus lapisan batubara yang digunakan sebagai tempat penambangan batubara bawah tanah sebagai teknik ventilasi yang tujuannya membuang gas metana dari penambangan batubara

Proses pemboran sumur-sumur migas dengan target reservoir batupasir/batugamping yang melewati lapisan batubara seringkali terjadi kick atau loss circulation. Kick

mengindikasikan adanya intrusi gas ke lubang sumur sedangkan loss circulation mengindikasikan adanya rekahan. Indikasi ini memberi pandangan bahwa lapisan batubara dapat dipertimbangkan sebagai reservoir.

Makalah ini membahas mengenai studi literatur dari referensi yang telah dipublikasikan untuk menguraikan pendefinisian CBM.

Evaluasi cadangan dengan

pendekatan metode volumetris juga diuraikan disini.

2. Definisi Dan Konsep Dasar 2.1. Coalifikasi dan Batubara

Batubara merupakan

material yang terdiri atas lebih dari 50% berat dan 70% volume dari

senyawa karbon termasuk

kelembaban yang tidak dapat dikurangi1)

. Batubara merupakan batuan sedimen nonklastik. Batuan sedimen non klastik didefinisikan sebagai batuan sedimen terbentuk oleh proses kimia, biologi atau biokimia pada permukaan bumi tanpa mengalami proses erosi dan pengendapan seperti batuan sedimen klastik dan selanjutnya mengalami proses penguburan, pengompakan diteruskan dengan coalifikasi.

Coalifikasi merupakan proses transformasi material organik menjadi bentuk material organik yang lain yang dipengaruhi oleh kondisi lingkungannya.

Dari tumpukan material organik kemudian tertransformasi menjadi

peat, lignite, sub-bituminious, bituminious, antrachite dan graphite,

yang umumnya disebut

tingkatan/rank batubara.

Coalifikasi juga menghasilkan produk samping berupa air dan gas. Dari proses coalifikasi ini dapat diketahui bahwa semua batubara mengandung gas seperti ditunjukkan pada Gambar

2.1 yang menyatakan hubungan volume pembentukan gas sebagai fungsi dari rank batubara. Gambar

2.1. juga menunjukkan bahwa rank

bituminious mempunyai volume pembentukan gas yang paling tinggi.

Rank peat tidak dimasukkan dalam

hubungan ini karena penguburan dan terbentuknya peat masih dekat dengan permukaan, sehingga gas

yang dihasilkan langsung

2.2. Reservoir Coal Bed Methane

Coal Bed Methane merupakan gas yang dihasilkan dan tersimpan pada lapisan batubara, meskipun istilah metana sering digunakan oleh industri yang pada kenyataannya merupakan campuran gas C1, C2, C3 dan gas

pengotor seperti N2dan CO21). Bedanya

dengan Coal Mine Methane, gas pada batubara ini merupakan ancaman bahaya pada penambangan batubara. Oleh karena itu pada penambangan batubara dibuat saluran ventilasi gas

untuk membuang gas tersebut.

Meskipun merupakan produk samping pada coalifikasi namun dari sudut pandang dunia perminyakan, gas inilah

yang menjadi target utama

diproduksikannya gas dari reservoir CBM.

Lapisan batubara yang disebut reservoir CBM merupakan lapisan batubara yang berada >500 m dibawah permukaan dan diproduksikan fluida reservoirnya dengan membuat suatu sumur. Untuk lapisan batubara <500 m

dibawah permukaan, merupakan

potensi untuk dikembangkan

penambangan terbuka yang diambil batubaranya langsung.

2.3. Petroleum System

Terbentuk dan

terakumulasinya minyak dan gas dibawah permukaan harus memenuhi beberapa syarat yang merupakan unsur-unsur petroleum system yaitu adanya batuan sumber (source rock), migrasi hidrokarbon sebagai fungsi jarak dan waktu, batuan reservoir, perangkap reservoir dan batuan penutup (seal).

Petroleum system pada reservoir CBM sama dengan reservoir migas konvensional namun karena lapisan batubara merupakan batuan sumber sekaligus sebagai reservoir, maka tidak memerlukan migrasi serta perangkap reservoir

2.4. Komponen Reservoir

Komponen reservoir migas

konvensional yaitu:

Batuan reservoir sebagai wadah yang diisi oleh minyak dan atau

gas bumi. Batuan reservoir

merupakan batuan berpori dan permeabel.

Isi dari reservoir yang terdiri atas minyak, gas dan air konat.

Perangkap (trap) reservoir,

merupakan suatu komponen

pembentuk reservoir dimana

minyak dan gas bumi terjebak.

Batuan penutup (seal)

reservoir yang impermeabel untuk mencegah hidrokarbon lolos kepermukaan.

Kondisi reservoir yang

direpresentasikan sebagai tekanan dan suhu reservoir yang bersangkutan.

Komponen reservoir CBM

terdiri atas batuan reservoir, isi dari reservoir yang terdiri atas komponen utama yaitu gas alam sedangkan air sebagai komponen ikutan, batuan penutup (seal) reservoir dan kondisi reservoir.

Reservoir CBM mempunyai porositas ganda. Gas tersimpan

dalam dua kondisi, yaitu

mayoritas tersimpan pada kondisi terserap di pori mikro dan kondisi bebas pada pori makro yang merupakan rekahan dan disebut sebagai cleat. Cleat terdiri atas

face cleat yang merupakan jalur

rekahan bersifat menerus

sepanjang pelapisan dan butt cleat yang merupakan jalur rekahan bersifat tidak menerus. Uniknya, face cleat dan butt cleat saling tegak lurus.

3. Adsorption isotherm

Adsorption isotherm

didefinisikan sebagai kemampuan batubara untuk menyerap gas metana dalam kondisi tekanan tertentu pada suhu konstan.

Adsorption isotherm dirumuskan

oleh Langmuir yang dikenal sebagai isotherm Langmuir1)

dengan persamaan untuk

menghitung kemampuan

menyerap (sorption capacity):

L L

p

p

p

V

V

...(3-1) Dimana: V = sorption capacity, scf/cuft VL = volume Langmuir, scf/cuft

pL = tekanan Langmuir, psi

p = tekanan reservoir, psi

Jumlah gas yang

teradsorbsi tergantung dari

massa batubara bukan

volumenya, oleh karena itu bentuk persamaan yang lebih

sering digunakan untuk

mengekspresikan volume gas yang teradsorbsi tiap satuan massa batubara adalah1)_:

bp

1

bp

V

V

L ...(3-2) Dimana:

Vm = konstanta isotherm Langmuir,

scf/ton

b = konstanta tekanan Langmuir,

1/psi

Percobaan sorption capacity

mengukur jumlah gas yang terserap dan tekanan, yang divisualisasikan dalam bentuk grafis seperti pada Gambar 3.1. Dari grafik ini dapat ditentukan parameter Vmdan b. Prosedur percobaan

dan penentuan parameter Vm dan b lebih

detailnya dapat dibaca pada referensi 1

dan referensi 8.

4. Kondisi Kejenuhan Reservoir CBM

Kondisi kejenuhan reservoir

CBM didapatkan dengan

mengkombinasikan data kandungan gas (gas content) dari desorption analysis1,4,8,11) _{dengan grafik adsorption}

isotherm. Ilustrasi plot grafik kondisi kejenuhan reservoir CBM ini dapat dilihat pada Gambar 3.1. Bila kandungan gas terletak tepat di grafik sorption capacity pada tekanan reservoir (1900 psia),

maka kondisi reservoir tersebut

dikatakan jenuh (saturated) seperti dicontohkan oleh batubara A pada

Gambar 3.1. Pada kondisi jenuh ini,

cleat terisi mayoritas oleh gas dengan saturasi air tertentu. Bila kandungan gas yang diukur dari contoh batubara yang diambil langsung (undisturb sample) dari sumur yang menembus reservoir CBM menunjukkan hasil yang lebih rendah dari sorption capacitynya pada tekanan reservoirnya (1900 psia), maka reservoir CBM berada pada keadaan dibawah titik

jenuh (undersaturated). Kondisi

unsaturated ini terjadi akibat

cleat/rekahan pada reservoir CBM dijenuhi air 100%, seperti dicontohkan pada Batubara B pada Gambar 3.1.

Kondisi saturated dan

undersaturated pada reservoir CBM ini

juga merupakan salah satu parameter yang membedakan perilaku reservoir

CBM dengan reservoir gas alam

konvensional yaitu reservoir CBM selalu memproduksi air terlebih dahulu dalam

jumlah besar sebelum gas mulai

terdesorpsi, terutama pada kondisi

undersaturated, yang dinamakan proses

pengurasan air (dewatering process).

Seperti terlihat pada Gambar 3.1 untuk batubara B, gas akan mulai terproduksi pada tekanan desorpsi di 900 psia. Air disini merupakan hasil dari coalifikasi yang tersimpan pada cleat, bukan dari akuifer.

5. Perhitungan Cadangan

Perhitungan Original Gas In

Place (OGIP) reservoir CBM dengan

pendekatan metode volumetris pada prinsipnya dibagi dalam 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 perkiraan 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 volume gas pada cleat.

Apabila reservoir CBM pada

kondisi tidak jenuh

(undersaturated), maka cleat

dijenuhi 100% oleh air sehingga volume gas pada cleat bernilai nol dan perhitungan OGIP reservoir CBM hanya merupakan volume gas pada pori mikro.

5.1. Rumus OGIP dengan Metode Volumetris

Rumus dasar perhitungan OGIP metode volumetris merupakan penjumlahan untuk volume gas yang tersimpan dalam kondisi terserap pada pori mikro (Ga) dan volume gas

bebas yang berada pada cleat (Gf):

OGIP=(Ga+Gf) ...(5-1)

Ga=1359,7A.h.ρc.GC ... (5-2)

Gf=43560A.h.Φc(1-Sw)/Bgi.. . (5-3)

Dimana:

Ga = gas yang tersimpan

dalam matriks batubara dalam kondisi teradsorbsi, SCF

Gf = gas yang tersimpan

dalam cleat batubara dalam kondisi gas bebas, SCF

A = luasan reservoir, acre h = ketebalan bersih lapisan, ft

ρc = densitas batubara bebas

abu, gr/cc

GC = kandungan gas, SCF/ton

Φcleat = porositas cleat, fraksi

Swcleat = saturasi air pada cleat,

fraksi

Bgi = faktor volume formasi

gas (FVF) pada tekanan reservoir awal, cuft/SCF 43560 = faktor konversi acre-ft ke cuft

1359,7 = perkalian antara faktor konversi (acre-ft) ke (cuft) dan (gr/cc) ke (ton/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 (5-3)

dapat diabaikan (bernilai nol). Penurunan persamaan perhitungan OGIP metode volumetris untuk volume gas yang tersimpan dalam kondisi terserap pada reservoir CBM diturunkan dari persamaan perhitungan OGIP metode volumetris untuk reservoir gas konvensional.

)

(1 - S

G = A h

w ... (5-4)

Dengan menguraikan berdasarkan komponen-komponennya yaitu volume bulk batuan, Vb, sebagai luas

area reservoir, A, dikalikan ketebalan reservoir, h, porositas, Φ, sebagai volume pori total batuan (Vp) dibagi dengan volume bulk

batuan dan saturasi gas, Sg,

(direpresentasikan sebagai (1-Sw)

didefinisikan sebagai volume gas yang mengisi pori batuan, Vgdibagi

dengan volume pori total batuan. Sehingga persamaan (5-1) dapat diuraikan menjadi: p gas b p b

V

V

V

V

G = V

...(5-5)

Densitas zat (ρ), dalam gr/cc yaitu massa zat (m) dalam gr, dibagi dengan volume zat (V) dalam cc:

V

m

=

... (5-6)

Maka dengan menghilangkan komponen volume pori, Vp, kemudian mengkalikan

dengan perbandingan massa/massa:

m

m

V

V

G = V

b gas b ...(5-7)

Dengan definisi kandungan gas merupakan volume gas yang tersimpan pada pori batubara, dalam SCF, untuk tiap satuan massa dari batubara, dalam ton, yang dirumuskan:

m

V

GC =

gas

... (5-8) Maka didapatkan persamaan:

c b b gas b

= V

GC

V

m

m

V

G = V

....(5-9) 5.2. Analisis Parameter

5.2.1. Densitas Batubara Bebas Abu

Densitas didefinisikan sebagai perbandingan antara massa per volume. Densitas analogi dengan porositas yang secara sistematis dapat diterangkan dalam perhitungan volume gas dalam reservoir (OGIP). Pada pengumpulan data lapangan, data densitas batubara yang diperoleh dari percobaan di laboratorium7)

maupun density

log9)

merupakan data densitas batubara kasar (ρb). 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 sebenarnya1,9)

. Oleh karena itu harus dikoreksi menjadi densitas batubara bebas abu (ρc).

Abu disini merepresentasikan kondisi percobaan proximate analysis7)

, yaitu analisis pengukuran fraksi-fraksi penyusun batubara yaitu 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.

5.2.1.1. Persamaan Koreksi Densitas Batubara Terhadap Abu

Volume total batubara (Vt) merupakan

volume bahan organik dan bahan mineral (Vc dan Va, secara berurutan)

dijabarkan dengan persamaan:

a c

t

=

V

+

V

V

... (5-10) Massa total batubara (mt) merupakan

massa bahan organik (mc) dan bahan

mineral (ma), dijabarkan pada

persamaan:

a c

t

=

+

m

m

m

... (5-11) Jika dinyatakan dalam hubungan fraksi volume dan massa:

t c v c

V

V

=

F

... (5-12) t a v a

V

V

=

F

... (5-13) t c m c

m

m

=

F

... (5-14) t a m a

m

m

=

F

... (5-15) Dimana Fvcadalah fraksi volume bahan

organik, Fvaadalah fraksi volume bahan

mineral, Fmc adalah fraksi massa bahan

organik dan Fma adalah fraksi massa

bahan mineral. Dengan asumsi fraksi massa dari batubara bebas abu (Fmc)

dan fraksi massa dari abu (bahan mineral, Fma) seragam, maka dapat

dirumuskan:

)

)

+

( F

1

m c

=

( F

m a ... (5-16)

Rata – rata dari densitas batubara

kasar (ρb) dari sampel yang

mengandung bahan organik dan bahan

mineral ditentukan dengan

mengkalikan densitas batubara bebas abu dan densitas bahan mineral (ρcdan

ρa, berturut – turut) dengan fraksi

volumenya yang mewakili sehingga:

)

)

+

(

=

m c

( F

c m c a

b ...

....(5-17)

Maka dengan mengatur ulang

persaman (5-16) didapatkan densitas batubara bebas abu (ρc) :

m c a m s b c

F

)

-

(

F

=

... (5-18)

Fraksi massa penyusun batubara diperoleh dari hasil

proximate analysis. Densitas abu (ρa) diperkirakan pada harga 2,75

g/cc9) _{atau diambil harga densitas}

abu dari interpretasi density log. Abu

diidentikkan dengan mineral

lempung sehingga respon density log pada interval lempung didekat lapisan batubara dapat digunakan sebagai acuan kisaran.

5.2.1.2. Koreksi Densitas Batubara Bebas Abu Secara Pintas Dari Interpretasi Density Log

Batubara mempunyai densitas yang jauh lebih rendah dibandingkan dengan shale atau batupasir. Sebagai hasilnya, ketebalan kotor dari interval yang didominasi

batubara dapat langsung

dikuantitaskan pada grafik density

log. Dalam prakteknya, ketebalan

reservoir CBM yang dianalisis menggunakan density log digunakan harga 1,75 g/cc sebagai harga maksimum dari densitas bulk untuk lapisan batubara yang dianggap mempunyai kandungan gas yang signifikan1)_{. Tetapi pada kasus di}

cekungan San Juan densitas

batubara yang menyimpan gas

dengan jumlah yang signifikan tipikal densitasnya berkisar antara 2,4 hingga 2,5 g/cc, maka dapat dibuat suatu kisaran bahwa densitas batubara yang menyimpan gas yang signifikan berkisar antara 1,7 hingga 2,5 g/cc1)_{. Namun densitas ini belum}

dikoreksi terhadap abu. Respon dari

density log untuk densitas batubara

bebas abu dapat diketahui pada pembacaan densitas terendah9)

melewati interval lapisan batubara.

5.2.2. 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 diketahui2)_{. Kandungan gas}

merupakan sifat fisik fundamental reservoir CBM yang analogi dengan saturasi fluida.

Pengukuran kandungan gas pada reservoir CBM dinamakan

desorption analysis4,11)_{. 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:

Gas hilang didefinisikan sebagai gas yang hilang saat pertama kali sampel dipotong saat coring

hingga dibungkus dengan

kontainer gas ketat (canister). Gas yang hilang tidak diukur tetapi harus diperkirakan. Gas terdesorpsi yaitu gas yang terukur melalui canister. 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. Harga ambang batas awalnya diset pada 0,05 cm3_{/hari untuk}

lima hari pengukuran (oleh McCulloch et al., 1975) tetapi telah direvisi menjadi rata – rata 10 cm3_{/hari untuk tujuh}

hari pengukuran (oleh Diamond dan Levine, 1981; Diamond et al., 1986)4,11)_.

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. Teknik perkiraan gas hilang lebih detail diuraikan pada referensi 4 dan referensi 11.

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.

5.3. Faktor Perolehan

Cadangan gas merupakan hasil

perkalian antara OGIP dengan faktor perolehan. Faktor perolehan reservoir gas konvensional dirumuskan6)_:

B

B

-1

RF

ga gi ...(5-19) Dimana

RF = faktor perolehan, fraksi Bga = faktor volume formasi gas

pada tekanan reservoir abandon, cuft/SCF

Pada volume gas reservoir CBM dalam kondisi bebas, persamaan (5-19) 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.

5.4. Contoh Perhitungan Perkiraan Cadangan Gas Reservoir CBM

Diketahui data-data Vb = 6711,6 acre-ft

ρb = 2,22 gr/cc

ρa = 2,75 gr/cc

Dari percobaan proximate analysis diketahui:

o Massa batubara total = 100 gr

o Massa abu

= 10 gr

Dari hasil percobaan desorption analysis untuk 100 gr sampel batubara diketahui:

o Perkiraan gas hilang = 50 cc

o Gas terukur pada canister = 260 cc

o Gas residu = 20 cc

Dari hasil analisa gas

chromatography, diketahui gas reservoir CBM merupakan 100% metana.

Dari hasil analisa grafik adsorption

isotherm diketahui reservoir CBM

dalam kondisi undersaturated dan diketahui parameter: o Φcleat = 0,14 o Swcleat = 0,7 o Bgi = 0.004 cuft/SCF o Bga = 0,015 cuft/SCF Pertanyaan:

Hitung cadangan reservoir CBM Jawab:

a. Mengkoreksi densitas batubara bebas abu:

100

90

100

75

,

2

100

10

22

,

2

F

F

c mc a ma b c

ρc = 2,16 gr/cc

b. Menghitung kandungan gas:

GC= Gas hilang + gas terukur

GC= (2500 + 13260)/100

GC= (169,8 cc/gr)X(3,53.10-5_{SCF/cc)X(1.10}6_gr/ton)

GC= 5563,28 SCF/ton

c. Menghitung volume gas yang terserap:

Ga = 1359,7 Vbρc(GC)

= (1359,7)(6711,59) (2,16)(5563,28)

= 109661,12 MMSCF

d. Menghitung volume gas

bebas: Gf = [43560 A h Φc (1-Sw)/Bgi] (1- (Bgi/Bga) =(43560)(6711,59) (0,14)(1-0,7)/(0.004)] [1- (0,004/0,015] = 2251,15 MMSCF e. Menghitung cadangan gas : Gp = (Ga+ Gf)

= 109661,12 + 2251,15 = 111912,27 MMSCF = 111,91 Bscf

6. Kesimpulan

Reservoir coal bed methane merupakan reservoir gas yang menghasilkan dan menyimpan

gas alam pada lapisan

batubara dengan kedalaman >

500 meter dibawah

permukaan dan diproduksikan fluida reservoirnya melalui suatu sumur.

Petroleum system dan komponen reservoir CBM sama

dengan reservoir migas

konvesional, namun karena reservoir CBM juga bertindak

sebagai source rock, maka tidak memerlukan migrasi dan perangkap reservoir.

Perkiraan OGIP reservoir CBM

dengan pendekatan metode

volumetris, dihitung berdasarkan dua komponen rumus yaitu volume gas terserap dan volume gas bebas, yang tergantung pada kondisi kejenuhan reservoir CBM.

Sifat fisik fundamental reservoir yang digunakan pada perhitungan OGIP reservoir CBM dengan metode volumetris, mempunyai analogi terhadap sifat fisik fundamental reservoir migas konvensional, yaitu densitas batubara analogi dengan porositas, kandungan gas analogi dengan saturasi gas.

Contoh perhitungan perkiraan

cadangan gas dengan metode

volumetris menggunakan data

hipotetik memberikan gambaran sederhana evaluasi cadangan gas reservoir CBM.

7. Daftar Pustaka

1. Ahmed, Tarek; McKinley, Paul D. :”Advanced Reservoir Engineering”, Elsevier Scientific Publishing Company, Oxford, 2005.

2. Amyx, James W.; Bass, Daniel M, Jr; Whiting, Robert L.: ”Petroleum Reservoir Engineering: Physical Properties”, McGraw-Hill Book Company, New York, 1960.

3. Anderson, John. et al.; ”Producing Natural Gas From Coal”, Oilfield Review, Autumn, 2003.

4. Dan, Yee; Seidle, John P. John; Hanson, William B, : “Gas Sorption on Coal and Measurement of Gas Content “, AAPG Studies in Geology #38, (203-218) 1993.

5. Koesoemadinata, R. P. : ”Geologi Minyak dan Gas Bumi”, Jilid 1 dan 2 Penerbit ITB, 1980.

6. Lee, John; Wattenberg , Robert A. : “Gas Reservoir Engineering”, Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, SPE, Richardson,TX, 1996.

7. Levine, Jeffry R.: “Coalification : The Evolution of Coal as Source Rock and Reservoir Rock For Oil and Gas “ , AAPG Studies in Geology #38, (39-78) 1993.

8. McElhiney J.E.; Paul G.W.; Young,

G.B.C. dan McCartney, J.A.

:”Reservoir Engineering Aspect of Coalbed Methane”, AAPG Studies in Geology #38, (269-286) 1993.

9. Scott, Andrew R.; Zhou, Naijiang and Levine, Jeffry R. : “A Modified Approach to Estimating Coal and Coal Gas Resources : Example

from Sand Wash Basin,

Colorado”, AAPG Bulletin Vol. 79, No.9 (September 1995) (1320-1336).

10. Stevens, Scott H. and Sani, Kartono :”Coalbed Methane Potential of Indonesia : Preliminary Evaluation of a New Natural Gas Resources”,

Proceeding Indonesia

Petroleum Association on 28th

Annual Convention and

Exhibition, October 2001.

11. Waetcher, Noel B. et al :

“Accurate Gas Content

Analysis Improves Coalbed Gas Resource Estimation “, World Oil, Agustus 2004.

Gambar 2.1.

Hubungan volume gas yang terbentuk sebagai fungsi rank batubara3)

Gambar 3.1.

Deskripsi grafik kombinasi adsorption isotherm dan data kandungan gas yang menerangkan kondisi kejenuhan reservoir CBM(8)