Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Salah satu upaya dalam rangka meningkatkan produksi hidrokarbon yang ekonomis dari reservoir yang memiliki karakter permeabilitas dan porositas yang rendah seperti yang terdapat pada lapisan batupasir dari Formasi Lower Pematang di Lapangan K yang berada di daerah Selat Malacca adalah dengan cara melakukan teknik stimulasi hydraulic fracturing dimana stimulasi ini adalah suatu teknik yang relative baru di berbagai tempat di Indonesia sehingga tidak begitu banyak memiliki pengalaman yang dapat digunakan sebagai bahan referensi.Untuk melakukan teknik stimulasi tersebut diperlukan pembuatan desain hydraulic fracturing yang benar berdasarkan analisa model mekanika bumi (MMB) yang merupakan suatu representasi dari integrasi seluruh aspek geomekanika pada sebuah reservoir seperti: permeability, Young's Modulus, Poison's ratio, friction angle, tekanan formasi, kondisi geologi serta tektonik yang berpengaruh pada daerah disekitar reservoir tersebut. MMB dibangun berdasarkan dari data full waveform sonic berkualitas tinggi yang diakuisisi dengan menggunakan alat yang mutakhir dan data pendukung lainnya sehingga dapat melakukan pengukuran parameter geomekanik dengan baik. Saat ini eksekusi hydraulic fracturing dapat dijadikan alat untuk mengkonfirmasi validitas desain awal dari suatu MMB.Hasil penelitian ini diharapkan dapat menghasilkan suatu desain hydraulic fracturing yang selanjutnya dapat digunakan oleh pihak engineering dalam membuat analisa keteknikan program stimulasi ini yang pada akhirnya dapat meningkatkan rasio keberhasilan menjadi lebih baik lagi.

---

Hydraulic Fracture stimulation, if properly executed, can provide a major boost to productivity in low permeability & low porosity reservoirs such the sandstone in Lower Pematang Formation in the Malacca Strait area. This technique is a relatively new development in many parts of Indonesia, so experience may be lacking.

A proper hydraulic fracturing design that derived from mechanical earth modeling (MEM) analysis is the key for designing this program. MEM is a representation of the integration of all geomechanics aspects in the reservoir such permeability, Young's Modulus, Poison's ratio, friction angle, pore pressure and the geological tectonic setting in the particular area. MEM was constructed, based on particular on high quality full waveform sonic data from a recently introduced sonic tool and others relevant data, which provides unique geomechanical measurements. At the time of frac execution, pressure and other measurements confirmed the validity of the MEMs and the initial frac designs.

Hopefully this study will generate a proper hydraulic fracturing design that can help engineering team to prepare the engineering aspects of this program and et the end it will be increase the success ratio of hydraulic fracturing program in this area."

"Lapangan NN terletak di darat di Blok Selat Malaka. Lapangan tersebut ditemukan pada tahun 1990 dengan mengebor sumur eksplorasi N-01 yang terbukti terdapat minyak di Formasi Manggala dan Pematang. Pada tahun 1998, 3D Seismic diakuisisi dan berhasil mengidentifikasi tiga kompartemen di bidang ini yang dipisahkan oleh sesar N-S. Reservoir target adalah Formasi Lower Pematang merupakan bagian dari Grup Pematang dan diendapkan di lingkungan fluvial braided system. Karakteristik reservoir di Formasi Lower Pematang yaitu tight sandstone dengan tipe log blocky. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, stimulasi rekahan hidrolik dipilih dan menjadi teknik yang terbukti dalam reservoir ini. Studi geomekanik lebih lanjut diperlukan untuk mendukung pekerjaan hydraulic fracturing dengan menyediakan model 3D tekanan pori dan fracture pressure. Beberapa sifat batuan geo-mekanika seperti tekanan Pori, Poisson's Ratio dan Young's Modulus, Fracture Pressure dihitung di sumur secara 1D section dan kemudian merambat di seluruh lapangan NN. Dengan model 3D, rekomendasi kuat pada pengembangan lapangan melalui hydraulic fracturing dapat dicapai dan pemulihan minyak akan optimal. Model 3D pore pressure, overburden pressure dan fracture pressure dimodelkan dengan co-krigging dengan trend dari interval velocity cube.

---

NN field is located onshore within the Malacca Strait Block. The field was discovered in 1990 by drilling N 01 exploration well which proven oil in the Manggala and Pematang Formations. In 1998, 3D Seismic was acquired and successfully identified three compartments in this field which separated by N S faults. This study is focusing on Lower Pematang Formation which belongs to Pematang Group and deposited in braided fluvial system. The Lower Pematang reservoir is tight sandstone with blocky log type model. In order to optimize the oil production, hydraulic fracturing stimulation was chosen and became proven technique in this reservoir.

Further geomechanic study is required to support hydraulic fracturing jobs by providing a 3D model of pore pressure and fracture pressure. Several geo mechanics rock properties such as Pore pressure, Poisson's ratio and Young's Modulus, Fracture Pressure was calculated in wells and then propagate troughout NN fields. With 3D model, a robust recommendation on field development via hydraulic fracturing can be achieved and oil recovery will optimum."

"When classifying fracturing fluids and their additives, it is important that production, operation, and completion engineers understand which chemical should be utilized in different well environments. A user's guide to the many chemicals and chemical additives used in hydraulic fracturing operations, Hydraulic Fracturing Chemicals and Fluids Technology provides an easy-to-use manual to create fluid formulations that will meet project-specific needs while protecting the environment and the life of the well. Fink creates a concise and comprehensive reference that enables the engineer to logically select and use the appropriate chemicals on any hydraulic fracturing job. The first book devoted entirely to hydraulic fracturing chemicals, Fink eliminates the guesswork so the engineer can select the best chemicals needed on the job while providing the best protection for the well, workers and environment."

"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."

"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."

"ABSTRAKSeiring menurunnya produksi minyak dan gas konvensional secara cepat di Indonesia, gas metana batubara coalbed methane; CBM menjadi sebuah sumber energi nonkonvensional yang patut dipelajari secara mendalam karena Indonesia memiliki cadangan CBM yang besar 453 TCF , namun produksi CBM belum dapat mencapai targetnya yang hanya 1 MMSCFD KESDM, 2014 . Sebuah studi perlu dilakukan untuk menghasilkan pemahaman dalam pengembangan lapangan CBM melalui implementasi metode peningkatan perolehan CBM enhanced coalbed methane recovery/ECBM-R : injeksi nitrogen dan karbon dioksida. Studi simulasi reservoir CBM Indonesia di Sumatera Selatan, yaitu Lapangan T, dan uji sensitivitas teknis seperti komposisi dan laju fluida terinjeksi dengan menggunakan simulator numerik dilakukan untuk memprediksi besarnya peningkatan perolehan metana melalui ECBM. Sebuah model yang didasarkan pada data aktual dibuat dan diverifikasi dengan perhitungan volumetrik sebelum digunakan untuk simulasi. Hasil perhitungan volumetrik menunjukkan kecocokan dengan model yang dibuat dengan perbedaan hasil mencapai 0,68 . Dengan perbedaan dibawah 10 maka model ini dianggap sudah terverifikasi dan applicable untuk simulasi. Setelah itu, model dijalankan sesuai skenario-skenario yang telah ditentukan dan dibandingkan dengan primary production. Berdasarkan hasil simulasi, reservoir CBM lsquo;T rsquo; mendapatkan penambahan perolehan metana dengan penambahan paling besar mencapai 3,52 . Dengan kata lain, studi ini menunjukkan bahwa injeksi CO2- N2 memiliki dampak positif pada peningkatan produksi nasional CBM, khususnya pada lapangan CBM lsquo;T rsquo; Sumatra Selatan, dan harapannya berguna untuk pengembangan CBM lebih lanjut di Indonesia.

---

ABSTRACTAs conventional oil and gas production keeps declining rapidly in Indonesia, coalbed methane CBM is an unconventional energy source which worth to be explored more as Indonesia has a huge CBM reserves 453 TCF , unfortunately, CBM production hasn rsquo t reached its target which is only 1 MMSCFD Ministry of Energy and Mineral Resources, 2014 . A research needs to be performed to deliver an understanding in terms of the development of CBM field through the implementation of enhanced CBM recovery ECBM method nitrogen and carbon dioxide injection. Reservoir simulation study of Indonesia rsquo s CBM reservoir in South Sumatera, named Field lsquo T rsquo , and technical sensitivity test regarding composition and rate of injected fluid are conducted by the numerical simulator in order to predict the enhancement of methane rsquo s recovery through ECBM. A model which based on actual data was constructed and then verified by volumetric calculation. Volumetric calculation result showed a compatibility with model simulation result with the differences of 0,68 . With the difference below 10 , this model is considered as a verified model and applicable for simulation. The model was then performed according to predetermined scenarios and compared to primary production. Based on the simulation results, CBM Reservoir lsquo T rsquo gained the additional methane recovery with the greatest increase of 3,52 . In other words, this study concludes that CO2 N2 Injections have a positive impact on increasing national production of CBM, particularly in South Sumatra rsquo s CBM lsquo T rsquo field, and can be useful for further CBM development in Indonesia"

"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."