Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Mikrokontroller H8/3069F digunakan untuk pengukuran konsentrasi Gas CBM dengan sensor gas TGS 2611 sebagai detektor gas metana. Sensor ditempatkan dalam chamber bervolume 500 ml yang dilengkapi dengan sensor digital DS18B20 yang digunakan untuk pengukuran temperatur dan sensor MPXAZ4115A untuk pengukuran tekanan udara, serta informasi waktu, untuk pengukuran secara real time. Perangkat lunak yang digunakan dibuat dengan menggunakan bahasa C yang dikategorikan sebagai bahasa mid-level yang mudah diimplementasikan pada mikrokontroler. Komunikasi sensor TGS 2611, DS18B20 dan MPXAZ4115A masing-masing menggunakan 1-wire, ADC, dan RS-232. Selanjutnya, hasil akuisisi ditampilkan dalam bentuk Graphical User Interface (GUI) dan penyimpanan data dengan menggunakan database berbasis SQLite yang dibuat dengan bahasa pemrograman Python. Sensitivitas sensor yang diperoleh adalah sebesar 0.54 ± 0.05.

---

Microcontroller H8/3069F is used for the measurement concentration of Gas CBM with the gas sensor TGS 2611 as a detector gas methane. Sensors are placed in a chamber volume of 500 ml equipped with digital sensor DS18B20 used for temperature sensor and MPXAZ4115A for pressure air sensor. The system is also equipped with timing information for measurements in real time. The software used is made by using the C language which is categorized as mid-level language and easy to implement on a microcontroller. TGS 2611, DS18B20 and MPXAZ4115A sensors communication each using 1-wire, ADC, and RS-232. Furthermore, the acquisition is displayed in the form of Graphical User Interface (GUI) and database based on SQLite created with Python programming language. Sensor calibration results obtained from a sensitivity of 0.54 ± 0.05."

"Indonesia's landds are estimated to contain coal deposits of over 36 billion tons which come from 13 sedimentation basins. Geologically, the deposits are relatively immature yet the quality is generally low in ash and sulphate. In the future surface mines in Indonesia will change to underground system. In anticipation of this prospective mode, Indonesian coal industries should start to set up a program on CMB recovery and utilization on pilot and commercial scales. The purpose is to promote the benefication of secondary product, CBM as a source of non conventional energy and of chemicals, to reduce the effects of global warming, and very importantly to minimize the mine hazards caused by methane."

"ABSTRAKSalah satu inovasi menciptakan sumber energi alternatif baru (unconventional gas) secara bersih dan mengurangi emisi CO2 dengan menginjeksi CO2 ke dalam coalbed. Keuntungan yang akan diperoleh yaitu mengurangi emisi CO2 dan meningkatkan produksi metana (CH4) ke dalam coalbed. Coalbed methane (CBM) merupakan unconventional gas yang dikembangkan di Indonesia khususnya pada kategori high prospective basins yaitu Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF). Penelitian ini mengkaji potensi kelayakan ekonomi CO2 sequestration secara overall. Nilai probabilitas yang diperoleh berdasarkan potensi market, produksi, CO2 storage, supply CO2 dan biaya infrastruktur pada Sumatera Selatan 88,11%, Sumatera Tengah 78,66%, Kutei 78,2% dan Barito 73,94%. Dengan merancang model optimum untuk perhitungan CAPEX dan OPEX, perhitungan analisis ekonomi Sumatera Selatan basin menghasilkan nilai net present value (NPV) $ 523 juta, rate of return (IRR) 22,86% dan Payback period (PB) 8,38 tahun. Sedangkan Sumatera Tengah basin menghasilkan NPV $ 247 juta, IRR 18,08% dan PB 10,77 tahun. Barito basin menghasilkan NPV $ 318 juta, IRR 19,24 % dan PB 9,77 tahun dan Kutei basin menghasilkan NPV $ 2.012 juta, IRR 46,51 % dan PB 5,77 tahun. Model ini didisain dengan harga gas $ 2,57/MMBtu, regulasi Product Sharing Contract (PSC) pengembangan CBM yang berlaku di Indonesia dan life project 24 tahun.

---

Abstract

One of the innovations to create new alternative clean energy sources (unconventional gas) and to reduce CO2 emissions is injecting CO2 into coalbed. The advantage will be obtained by reducing CO2 emissions and by increasing the production of methane (CH4) into coalbed. Coalbed methane (CBM) is an unconventional gas and it is developed in Indonesia. Particularly high prospective basins are : South Sumatra (183 TCF), Barito (101.6 TCF), Kutei (89.4 TCF) and the Central Sumatra (52.5 TCF) . This study assesses the overall potential and the economic feasibility of CO2 sequestration. The probability to develop the basins is influenced by the following indicators: market potential, production potential, storage of CO2, CO2 supply and infrastructure costs, amounts to 88.11% in South Sumatra, to 78.66% in Central Sumatra, to 78.2% in Kutei and to 73.94% in Barito. By designing an optimum model to substantiate CAPEX and OPEX calculation, economic analysis demonstrates that an NPV of $ 523 million, which is equal to an IRR of 22.86% and a PB of 8.38 years, is obtained for the Sumatra Selatan basin. Whilst an analysis for Sumatra Tengah basin resulted in an NPV of $ 247 million, equal to an IRR of 18.08% and a PB 10.77 years. The Barito basin generates an NPV of $ 318 million, an IRR of 19.24 % and a PB of 9.77 years and for the Kutei basin an NPV $ 2.012 million, equal to an IRR 46.51 % and a PB 5.77 years is obtained. This model is designed based on a gas price of $ 2.57 /MMBtu, compliant with a regulation of the Product Sharing Contract (PSC) about CBM development policies in Indonesia. The project life considered in the model amounts to 24 years."

"Pada tesis dilakukan kajian sebuah pembangkit listrik berbahan bakar gas. Dimana pembangkit ini merupakan sebuah model yang ada dekat mulut tambang gas coalbed methane (CBM). Penggunaan gas CBM ini merupakan tindakan pencarian alternatif bahan bakar untuk pembangkit listrik dikarenakan harga minyak dunia bergerak naik. Biaya pembangkitan yang ditanggung oleh pembangkit sangat tergantung dari harga bahan bakar pembangkit, Dari hasil perhitungan memperlihatkan bahwa biaya modal pembangkit adalah $30.690.000 untuk kapasitas 30.000 watt dengan faktor kapasitas 85%. Dengan total biaya pembangkit adalah $37.037.617 dengan biaya bahan bakar sebesar 3,5 c$/MMbtu Untuk penjualan listrik dari pembangkit ini diperlukan harga jual melebihi harga pembangkitan untuk mendapat keuntungan atau profit. Maka diperhitungkan IRR dan NPV untuk mengetahui apakah ekonomis atau tidak. Nilai dari NPV adalah $48.392.350 dengan IRR sebesar 18% . Payback periodenya adalah 3,5 tahun (3 tahun 6 bulan) Dengan anilisis sensitifitas didapat hasil optimum dengan harga jual listrik 8 c$/kWh, suku bunga 8%, harga gas CBM 6,6 $/MMbtu. Menghasilkan nilai NPV sebesar $38.725.771 dan IRR 14%

---

In this Thesis, a study about power utility using Coalbed methane Gas is conducted. A gas-fired power utility model is made for this study. The use of coalbed methane as the fuel is an alternative solution for power generation due to world oil price started to climb. The Generation cost of utility is very depended with the fuel cost. From the calculation results show that the plant capital cost is $ 30,690,000 for a capacity of 30,000 watts with a capacity factor of 85%. With a total cost of generation is $ 37,037,617 with the fuel cost of 3.5 c $ / MMbtu For the sale price of electricity from the power plant required the sale price exceeds the price of generation for the benefit or profit. Then calculated IRR and NPV to determine whether or not economical. NPV is the value of $ 48,392,350 with an IRR of 18%. The payback period is 3.5 years (3 years 6 months) With sensitivity analysis the oprimum setting is 8 cent$/kWh for the selling price, interest rate at 8% and the CBM gas price is 6,6 $/MMbtu. Net present value is $38.725.771 and IRR 14%"

"Laju angkat busa Foam lift adalah suatu metode alternatif yang digunakan untuk mengangkat cairan dewatering pada sumur Coal Seam Gas CSG. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi kapasitas angkat dari foam dengan konsentrasi garam dan partikel yang berbeda-beda untuk mengangkat cairan air, pada suatu kondisi dimana ada atau tidak adanya surfaktan. Sebagai pilot proyek sebuah kolom berskala panjang 4,3 meter dengan diameter 5 cm digunakan untuk menstimulasi sumur CSG. Contoh foam dibuat sebanyak 2 Liter L dengan berbagai komposisi yang terdiri dari 0.05-0.3 M garam sebagian besar NaCl dan 7-35 g/L partikel sebagian besar lempung dengan laju alir gas yang bervariasi dari 30-65 Liter per menit. Kapasitas angkat foam terhadap cairan sangat berkaitan dengan kemampuan untuk membentuk foam foamability, dengan kata lain semakin tinggi foamability, maka semakin besar kapasitas daya angkatnya. Surfaktan mempunyai kapasitas angkat yang lebih tinggi daripada air. Penambahan NaCL dengan rentang konsentrasi tertentu transisi konsentrasi dari 0.05-0.1 M dapat meningkatkan daya angkat. Adanya partikel dapat sedikit meningkatkan kapasitas angkat, tetapi, dapat menurunkan konsentrasi tertentu. Kestabilan foam dapat mengangkat partikel sampai ke permukaan sumur, yang mana juga memperbaiki waktu pakai dari pompa down hole pump yang digunakan untuk proses dewatering. Secara keseluruhan, kombinasi yang sesuai antara surfaktan, garam dan partikel dapat secara nyata meningkatkan daya angkat cairan, yang dapat menunjukkan potensi dari pemakaian atau aplikasi foam dalam industri CSG.

---

Foam lift is an alternative way used for liquid unloading dewatering in Coal Seam Gas CSG wells. This study aims to evaluate liquid lifting capacity of foams at different concentrations of salt and particles, in the absence and presence of surfactant. A pilot scale column of 4.3 m long and 5 cm in diameter was used to simulate a CSG well. 2 L of samples of different compositions were prepared with 0.05 ndash 0.3 M of salt mainly NaCl and 7 35 g L of particles mainly clays and gas flow rates varied from 30 to 65 L min. The liquid lifting capacity of foam can be interrelated to foamability, in the sense that the higher the foam formation, the greater the lifting capacity. The surfactant solutions provided significantly higher lifting capacity compared to water. Addition of NaCl improved lifting capacity at a particular range of concentration transition concentration from 0.05 to 0.1M. Particles were found to slightly improve the lifting capacity, however, lowered it above a particular concentration. Stable foams can lift the particles up to the surface, which improves the runtime of down hole pumps used for well dewatering. Overall, the appropriate combination of surfactant, salt, and particles can significantly improve liquid lifting, demonstrating the potential application of foams in CSG industry."

"Metode standar saat ini yang digunakan untuk plugging and abandonment P A pada sumur minyak dan gas yang akan ditinggalkan adalah dengan menyambungkan waduk dari permukaan dengan semen. Namun, ada kendala yang harus diatasi yaitu: semen cenderung retak dan tidak rata. Bentonit adalah bahan penyegel alternatif untuk sumur minyak dan gas bumi karena memiliki sifat penggembungan dan penyembuhan sendiri yang unik. Tujuan dari proyek ini adalah untuk mengevaluasi pengaruh perlakuan salinitas dan perlakuan kimia terhadap kekuatan steker bentonit yang terhidrasi untuk menyumbat sumur minyak dan gas dalam operasi P A . Hasilnya adalah karena konsentrasi saline meningkat, maka kinerja penggembungan bentonit terhidrasi menurunkan kekuatan steker, karena adanya kation yang bisa saling bertukar. PH cairan hidrasi juga merupakan fungsi yang kuat dari salinitas. Diperlukan penyelidikan lebih lanjut untuk memvalidasi penambahan biosida dan inhibitor yang mampu memberikan perlindungan terhadap potensi korosi pada casing.

---

The current standard method used for plugging and abandonment P A in oil and gas wells is to plug the reservoir from the surface with cement. However, there are limitations that the industry needs to overcome cement is prone to cracking and unsealing. Bentonite is an alternative sealing material for oil and gas wells because it has unique properties of swelling and self healing.

The aim of this project is to evaluate the effect of salinity and the chemical treatments toward the hydrated bentonite plug strength for plugging CSG wells in P A operations. The results were as the saline concentration increases, the swelling performance of the hydrated bentonite decreases the strength of the plug, due to the presence of exchangeable cations. The pH of the hydration fluid is also a strong function of the salinity. Further investigation is still needed to validate the addition of biocide and inhibitor able to provide protection for any potential corrosion to the casing."

"Formasi Sajau berada di Cekungan Berau, dimana formasi ini merupakan lapisan pembawa gas metan dalam batubara. Batuan yang menyusun Formasi Sajau terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara; dimana batupasir konglomeratan berkembang di bagian atas dari sikuen batuan Formasi Sajau. Dalam penelitian ini, penulis menggunakan data seismik 2D post-stack time migration dan data sumur untuk identifikasi reservoar coal bed methane pada Formasi Sajau menggunakan metode inversi seismik. Inversi yang digunakan adalah model-based inversion dengan teknik soft constraint. Penulis juga membandingkan hasil inversi tersebut dengan hasil sparse spike inversion. Nilai error pada model based inversion yaitu 2271,1. Hasil inversi impedansi menunjukkan reservoar coal bed methane ditemukan pada zona batubara 1 dan 2 di Formasi Sajau. Kedua zona batubara di Formasi Sajau memiliki impedansi akustik berkisar 6600 - 8219 gr / cc * ft / s. Zona batubara 1 memiliki kandungan gas in-place sebesar 118,15 BCF. Zona batubara 2 memiliki kandungan gas in-place sebesar 163,98 BCF. Hasil model-based inversion menunjukkan persebaran reservoar coal bed methane di Formasi Sajau. Perhitungan GIP dari reservoar coal bed methane di Formasi Sajau yaitu 282,13 BCF.

---

The Sajau Formation is located at Berau Basin, which contains bearing formation coal bed methane. The Sajau Formation consists of interbedded of sandstone, claystone and coal; which is conglomeratic sandstone in upper part of the formation. In this study, we have performed 2D post-stack time migration and well data to identify coal bed methane in Sajau Formation using seismic inversion method. The inversion is carried out by model-based inversion with respect to soft constraint technique. We have also compared to the result with sparse spike method. The error of model-based inversion calculated 2217,1. The result of inversion show coal bed methane is found on two coal zones at the Sajau Formation. In the Sajau Formation, two coal zones have acoustic impedance range 6600 - 8219 g / cc * ft / s. Zone 1 has a gas in-place at 118.15 BCF. Zone 2 has a gas in-place at 163.98 BCF. Model-based inversion result shows the distribution of reservoir coal bed methane at the Sajau Formation. The calculated of gas in-place from reservoir coal bed methane at the Sajau Formation is 282,13 BCF."

"Pembengkakan pada tanah liat adalah salah satu masalah yang sering dijumpai dalam reservoir gas lapisan batubara. Aktivitas ini dapat mengakibatkan beberapa kesalahan seperti kegagalan pompa, penghentian produksi dan penurunan permeabilitas lapisan batubara. Pengendapan Mg(OH)2 dalam struktur tanah liat telah di evaluasi dengan menggunakan bentonite clay sebagai model tanah liat dalam penelitian. Efek konsentrasi dari MgCl2.6H2O dan NaOH dalam membentuk pengendapan pada tanah liat yang dapat membengkak, telah di pelajari dan dijelaskan dalam skripsi ini. Kesimpulan menunjukan adanya penurunan indeks pembengkakan ketika konsentrasi MgCl2.6H2O ditambahkan dari 2wt% to 10wt%. Namun, terjadi penurunan yang signifikan pada angka indeks pembengkakan ketika konsentrasi diantara 4wt% dan 6wt%. Demikian, penelitian lebih lanjut dilakukan untuk mengetahui karateristik tanah liat dengan melihat konsentrasi MgCl2.6H2O, yaitu 4.5wt%, 5wt% and 5.5wt%. Indeks pembengkakan menunjukan hasil yang serupa dengan penelitian sebelumnya, sesuai dengan perhitungan ketidakpastian. Penelitian lain telah dilakukan, dengan memvariasikan konsentrasi NaOH dan menetapkan konsentrasi garam Magnesium pada 6wt%. Hasil ini menunjukan penurunan angka indeks pembengkakan ketika konsentrasi NaOH ditambahkan. Namun, angka indeks pembengkakan menjadi lebih tinggi ketika jumlah MgCl2.6H2O digunakan lebih banyak daripada konsentrasi NaOH. Fenomena ini dapat terjadi dikarenakan jumlah OH- yang digunakan lebih sedikit yang bisa berinteraksi dengan ion Mg2+. Sedangkan ion natrium dilarutkan karena lebih banyak ion khlorida dalam larutan yang digunakan.

---

Clay swelling is one of the biggest issue in coal seam gas reservoir. This leads to several problems like pump failure, production shutdown and reduction in permeability. In this report, precipitation of Mg(OH)2 on clay structure has been evaluated by utilising bentonite as model clay. The effect of MgCl2.6H2O and NaOH concentrations on the precipitation and swelling index have been studied and reported in this work. The conclusion showed a gradually decreased in swelling index when increasing MgCl2.6H2O concentration from 2wt% to 10wt%. However, there was a significant decreased of swelling index value when the concentration is between 4wt% and 6wt%. Thus, advance experiment was done to identify this behaviour by performing 4.5wt%, 5wt% and 5.5wt% Mg salt (MgCl2.6H2O) concentration. The swelling indexes indicated similar behaviour to previous experiment, based on uncertainty measurement. Another experiment with varying NaOH concentration while maintaining concentration of 6wt% Mg salt was also undertaken. These results showed decreasing behaviour in swelling index as the amount of NaOH concentration was increased. However, higher swelling index was achieved when amount of MgCl2.6H2O was higher than NaOH concentration. This might occur due to less amount of OH- to be coordinated by Mg2+, while sodium ions were dissolved since more chlorite ion presence in the solution."

"Sebagai lapangan non-konvensional, lapangan Coalbed Methane CBM memiliki tantangan tersendiri dalam pengelolaan lapangannya, yaitu berupa nilai permeabilitas reservoir relatif kecil dan laju alir gas yang relatif rendah. Penelitian ini difokuskan untuk menemukan desain hydraulic fracturing yang paling efektif untuk meningkatkan produksi gas pada lapangan CBM. Proppant jenis silica sand SS dan resin coated sand RCS dengan berbagai variasi ukuran dijadikan variabel utama beserta laju pemompaannya. Rancangan simulasi hydraulic fracturing dilakukan dengan menggunakan model pseudo-three dimensional P3D untuk mendapatkan distribusi tinggi, lebar dan panjang rekahan pada lapisan reservoir. Permeabilitas reservoir setelah proses hydraulic fracturing menunjukkan peningkatan dari 4mD menjadi 14 mD, yang menghasilkan kenaikan laju produksi gas hingga 178.3 BSCF/tahun atau 3 kali dari laju produksi sebelum dilakukan stimulasi. Kondisi ini dicapai menggunakan laju pemompaan 6.5 BPM dengan tipe Proppant resin coated sand pada ukuran 16/30, dan mengikuti jadwal pengeboran moderate. Selama pemompaan Proppant ke dalam sumur, konsentrasi Proppant dinaikkan secara gradual dimulai dari 6 PPA hingga 11 PPA. Dari hasil analisis keekonomian, diketahui bahwa pengembangan lapangan CBM akan menguntungkan secara komersil apabila dilakukan stimulasi hydraulic fracturing sejak awal produksi dimana nilai IRR lapangan menunjukkan angka 18.40 dengan waktu pengembalian modal selama 15 tahun.

---

As an unconventional reservoir, coalbed methane CBM field has its own challenges in the field management, where the dewatering process takes a long time before commercial gas rates are achieved. This condition take place due to the permeability of the reservoir is low, and gas flow rate as well. To increase field productivity and accelerating the dewatering process, the Hydraulic Fracturing technology in CBM field is analyzed. This study will be focus to find the optimum Proppant design of fracturing at CBM field where silica sand SS and resin coated sand RCS in various size are the main variable. The stimulation design is using pseudo three dimensional P3D model to get fracture height, width and length distribution in reservoir layer, then the result will be used to calculate production gain after fracturing process. The reservoir permeability after fracturing is compared with initial permeability and shows an increasement from 4mD to 14 mD, which result in gas rate increase to 178.3 BSCF annum or 3 times higher from initial gas production rate. This condition are achieve by using 6.5 bpm of pumping rate with RCS 16 30 as a main Proppant and following moderate drilling schedule. During stimulation process, proppant concentration was increase gradually start from 6 PPA to 11 PPA. The economic analysis result shows that hydraulic fracturing stimulation is important to do after drilling operation to get maximum profit from field development. The IRR value after hydraulic fracturing stimulation is 18.40 with pay out time 15 years."