Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Data 3D post-stack Lapangan Spinel diinversikan dengan tujuan mengestimasi nilai impedansi akustik pada zona Patchawarra Coal Seam Gas. Teori mengenai inversi model-based dianalisa sebagai satu-satunya metode yang digunakan dalam penelitian ini dengan maksud mengidentifikasi keberadaan dan kemenerusan zona Coal Seam Gas. Hasil dari inversi model-based menunjukkan bahwa zona Patchawarra Coal Seam Gas yang paling tebal dapat diidentifikasi. Meskipun terdapat sifat band-limited dari data seismik yang digunakan dan juga hasil inversi yang tidak mampu mengidentifikasi tiap-tiap sub-zona dari Pathcawarra Coal Seam Gas, estimasi parameter tersebut dapat cukup meyakinkan. Impedansi akustik hasil inversi menunjukkan nilai yang lebih tinggi dibandingkan dengan impedansi akustik hasil perhitungan data log yang menunjukkan 3000 - 4000 (m/s)(g/cc). Hasil inversi menunjukkan bahwa anomali impedansi akustik yang sangat rendah (6000 - 7000) (m/s)(g/cc) yang mana hal ini menunjukkan keberadaan reservoir. Anomali impedansi akustik ini terpusat pada sekitar sumur Udacha dan Middleton di barat sampai selatan dari daerah penelitian. Sementara itu kontinuitas dari Coal Seam Gas yang paling tebal ini mulai tak terlihat pada seikitar sumur Tennyson. Struktur anticlinal faulted pada barat laut - tenggara diinterpretasikan dapat mempengaruhi kontinuitas Coal Seam Gas yang paling tebal ini meskipun secara tidak langsung, misalnya keberadaan bidang patahan yang kemudian menyebabkan erosi permukaan.

---

The 3D post-stack data of Spinel Field were inverted to estimate the acoustic impedance of the Patchawarra Coal Seam Gas zones. The theory of model-based inversion is reviewed as the only method that had been used in this research in order to identify the Coal Seam Gas zones. The model-based inversion result shows that the thickest zone of Patchawarra Coal Seam Gas could be identified. While the band-limited nature of the seismic data and the resulting inversion does not resolve each sub-zone of the Patchawarra Coal Seam Gas, the parameter estimation appears to be quite reliable. The inversion result gave the higher acoustic impedance compares to the computed impedance in log data which shows 3000 - 4000 (m/s)(g/cc). The inversion result shows the low acoustic impedance anomaly (6000 - 7000 (m/s)(g/cc)), which is associated with reservoir. The low impedance anomaly allocated around Udacha and Middleton wells in the west to south of the research area, while the continuity of the thickest Coal Seam Gas disappeared around the Tennyson well. The interpreted northwest - southeast anticlinal faulted structures might affect the continuity of the thickest Coal Seam Gas indirectly, such as eroded surface caused by that fault plane. "

"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."

"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%"

"ABSTRAKGas metana batubara coal bed methane, CBM adalah salah satu sumberenergi alternatif baru yang termasuk sebagai unconventional gas bersama denganshale gas. Indonesia memiliki potensi cadangan potential resources CBM yangdiperkirakan sebesar 453,3 trillion cubic feet 453,3 TCF , mayoritas terkandungpada empat basin terbesar, yaitu Sumatra Selatan 183 TCF , Barito 101,6 TCF ,Kutei 80,4 TCF , dan Sumatra Tengah 52,5 TCF . Meskipun dengan potentialresources sebesar ini, perkembangan produksi CBM di Indonesia masih sangatlambat, dengan tingkat produksi di tahun 2014 kurang lebih baru sekitar 1MMSCFD. Salah satu penyebab hal ini adalah masih minimnya skemapengembangan CBM yang terintegrasi mulai dari unit proses hulu sampai rantaidistribusi yang dilakukan oleh satu entitas, untuk meningkatkan nilai tambah daripengembangan CBM tersebut. Pada basin Sumatra Selatan, pengembangan produksi CBM yangmengintegrasikan penjualan gas sebagai gas perpipaan, pemanfaatan gas untukpembangkit listrik own-use dan komersial, serta pengolahan air terproduksidengan reverse osmosis untuk dijual sebagai air minum/air bersih dapatmenghasilkan NPV sebesar US 33.143.660,00, IRR sebesar 8,99 , dan PBPselama 16,76 tahun dari total 30 tahun waktu proyek. Sedangkan, pada basinBarito, pengembangan produksi CBM dengan metode pencairan gas menjadiLNG, pemanfaatan gas untuk pembangkit lisrik own-use dan komersial, sertapengolahan air terproduksi dengan reverse osmosis untuk dijual sebagai airminum/air bersih dapat menghasilkan NPV sebesar US 63.338.060,00, IRRsebesar 9,64 , dan PBP selama 16,71 tahun dari total 30 tahun waktu proyek.

---

ABSTRACTCoal bed methane, or CBM, is one of the new alternative energy source which is classified as unconventional gas, along with the shale gas. Indonesia has potential resources of CBM which is estimated at 453,3 trillion cubic feet 453,3TCF , where the majority of the resources are contained within four biggestbasins, South Sumatra 183 TCF , Barito 101,6 TCF , Kutei 80,4 TCF , andCentral Sumatra 52,5 TCF . In contrary with this high number of potentialresources, the development of CBM production in Indonesia is still very low, withthe production rate of CBM in 2014 is approximately 1 MMSCFD, more or less.One of the primary cause is currently there is still no proven integrateddevelopment plan scheme of CBM which combines upstream and midstreamactivities done by one single entity to increase the added values of the CBMdevelopment.On South Sumatra basin, CBM production development with integrationof direct to pipeline gas selling, utilization of gas for own use and commercialpower generation, and produced water treatment with Reverse Osmosis forpotable water selling can achieve NPV of US 33.143.660,00, IRR of 8,99 , andpayback period of 16,76 years out of 30 years of project rsquo s lifetime. Meanwhie, onBarito basin, CBM production development with integration of gas liquefactioninto LNG, utilization of gas for own use and commercial power generation, andproduced water treatment with Reverse Osmosis for potable water selling canachieve NPV of US 63.338.060,00, IRR of 9,64 , and payback period of 16,71years out of 30 years of project rsquo s lifetime."

"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."

"Penurunan produksi gas bumi dalam negeri mendorong penerapan sumber energi lain untuk menjaga ketahanan energi nasional. Coalbed Methane (CBM) dianggap sebagai kandidat potensial karena karakteristiknya. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari pemanfaatan CBM untuk menghasilkan Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji simulasi proses produksi CNG dari CBM dengan teknologi yang menghasilkan emisi paling rendah. Penelitian ini mengeksplorasi skenario pemanfaatan gas buang yang dihasilkan dalam proses. Penelitian ini juga akan membahas biaya dan skema transportasi BBG untuk pengguna di Sumatera Selatan. Studi ini menemukan bahwa CBM dapat diolah menjadi CNG menggunakan teknologi yang digunakan dalam pengolahan gas alam konvensional. Studi ini menyimpulkan bahwa ada pengaruh antara penggunaan dan jumlah kombinasi gas buang yang digunakan sebagai sumber energi proses terhadap jumlah CNG dan emisi yang dihasilkan pada akhir proses. Ditemukan bahwa jumlah emisi terkecil diperoleh ketika semua gas buang digunakan sebagai penyumbang energi dalam proses tersebut. Penelitian ini juga menyimpulkan bahwa biaya transportasi CNG akan tergantung langsung pada metode kepemilikan armada transportasi CNG tersebut.

---

The decline in domestic natural gas production has encouraged the application of other energy sources to maintain national energy security. Coalbed Methane (CBM) is considered to be a potential candidate due to its characteristics. This research aims to study the use of CBM to produce Compressed Natural Gas (CNG). This research examines the process simulation of CNG production process from CBM with the technology that produces the lowest emissions. This research explores scenarios for utilizing produced flue gas in the process. This research will also discuss the cost and CNG transportation scheme for users in South Sumatra. This study found that CBM can be processed into CNG using the technology used in conventional natural gas processing. This study concluded that there is an effect between the use and the number of flue gas combinations used as a process energy source on the amount of CNG and emissions produced at the end of the process. It was found that the smallest amount of emission was obtained when all flue gas was used as an energy contributor in the process. This research also concludes that the transportation cost of CNG will depend directly on the ownership method of the CNG transportation fleet."

"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."