Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"Tanah ekspansif dapat mengembang ke segala arah, baik arah vertikal maupun lateral. Pada arah lateral, tanah ekspansif menimbulkan tekanan pengembangan lateral atau lateral swelling pressure (LSP) yang mengakibatkan kerusakan berupa deformasi pada struktur. Aktivitas pengembangan tersebut dapat terjadi akibat adanya perubahan kadar air. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pergeseran tiang pancang pada galian tanah ekspansif menggunakan aplikasi berbasis metode elemen hingga MIDAS GTS NX dengan studi kasus pergeseran tiang pancang jenis spun pile di Gresik, Jawa Timur. Pemodelan tiang pancang dilakukan dengan memodelkan material tiang yang bersifat elastis-plastis menggunakan mohr-coulomb serta bersifat elastis. Analisis dilakukan untuk mencari besar tekanan tanah ekspansif yang terjadi di lokasi penelitian dengan back analysis dan untuk mengetahui pengaruh kedalaman galian, kadar air awal, muka air tanah, serta beban alat berat terhadap pergeseran lateral tiang pancang. Hasil back analysis menunjukkan bahwa tiang akan mengalami pergeseran lateral sesuai dengan kondisi di lapangan ketika terdapat tekanan pengembangan lateral tanah ekspansif sebesar 527 KPa pada model elastis dan 478 KPa pada model elastis-plastis. Pada analisis pengaruh, pergeseran lateral tiang pancang akan semakin meningkat seiring dengan semakin dalamnya galian, semakin kecilnya kadar air awal, tidak tergenangnya galian oleh MAT, dan adanya alat berat di sisi galian

---

Expansive soil can swell in any direction, both vertically and laterally. In the lateral direction, expansive soils cause lateral swelling pressure (LSP) which results in deformations of the structure. The swelling can occur due to changes in moisture content. This study aims to analyze the displacement of piles in expansive soil excavations using a finite element method-based application MIDAS GTS NX with a case study of spun pile displacement in Gresik, East Java. Piles are modeled with elastic-plastic material behavior using mohr-coulomb and elastic material behavior. The analysis was conducted to find the pressure of expansive soil that may occurs in the study site with back analysis and to determine the effect of excavation depth, initial water content, groundwater level, and heavy equipment load on pile lateral displacement. The results of the back analysis show that the piles will be displaced laterally in accordance with the actual conditions when there is a lateral swelling pressure of 527 KPa in the elastic model and 478 KPa in the elastic-plastic model. In the effect of environmental conditions and construction stage analysis, the lateral displacement of the piles will increase with the deeper the excavation, the smaller the initial water content, the non-inundation of the excavation by MAT, and the addition of heavy equipment on the side of the excavation."

"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."

"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. "

"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."

"Hidrogel homopolimer poliakrilamida dan poli(N-metilol akrilamida) serta hidrogel IPN poliakrilamida-poli(N-metilol akrilamida) disintesis dengan menggunakan metode polimerisasi radikal bebas. Pada proses sintesis dilakukan variasi konsentrasi pengikat silang N,N'-metilen bis akrilamida (MBA) pada jaringan polimernya untuk mengetahui pengaruhnya terhadap swelling. Variasi konsentrasi pengikat silang menyebabkan perubahan matriks hidrogel sehingga rasio swelling akan berbeda. Proses polimerisasi berhasil, ditandai dengan hilangnya puncak C=C dan C-H sp² alkena pada FTIR. Uji swelling dilakukan pada suhu ruang dan variasi pH 3, 5, 7, 9, dan 12 selama 24 jam perendaman.  Hasil swelling hidrogel IPN ditemukan lebih tinggi dibandingkan hidrogel homopolimer dikarenakan keberadaan jaringan kedua. Swelling variasi pH pada hidrogel PNMA dan IPN mempunyai swelling tertinggi pada pH 5. Hidrogel dengan konsentrasi pengikat silang 1% untuk PAAm dan IPN PAAm serta konsentrasi pengikat silang 2% untuk PNMA dan IPN PNMA memiliki swelling tertinggi.

---

Homopolymer hydrogel polyacrylamide and poly(N-methylol acrylamide) also IPN hydrogel polyacrylamide-poly(N-methylol acrylamide) were synthesized using the free radical polymerization method. In the synthesis process, variations of concentration N, N'-methylene bis acrylamide (MBA) crosslinkers were used on the polymer network to determine their effect on swelling behaviour. Variations of crosslinker concentration  caused changes in the hydrogel structure and thus the swelling ratio will be different. The polymerization process conducted successfully, which was marked by the loss of the C = C and C-H sp2 alkene peaks at FTIR. Swelling test were carried out at room temperature and pH 3, 5, 7, 9, and 12. The IPN hydrogel swelling ratio was found to be higher than homopolymer hydrogel due to the presence of the second network. The highest swelling behaviour in different pH for PNMA and IPN hydrogels was found at pH 5. Hydrogels with a crosslinking concentration of 1% for PAAm, IPN PAAm and 2% for PNMA, IPN PNMA had the highest swelling."

"Coalbed Methane (CBM) merupakan gas alam dengan kandungan utama gas metana yang tersimpan atau terabsorbsi ke dalam pori-pori permukaan pada matriks lapisan batubara. Coalbed Methane(CBM) merupakan salah satu sumber potensial untuk digunakan sebagai energi alternatif. Indonesia memiliki cadangan CBM cukup besar sekitar 453 TCF yaitu sekitar 6% dari total cadangan CBM dunia. Oleh karena itu, CBM dapat menjadi solusi bagi Indonesia untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional. Namun, masih sedikitnya informasi mengenai kapasitas adsorpsi metana pada batubara Indonesia menghambat pengembangan CBM di Indonesia. Prediksi kapasitas adsorpsi gas metana pada batubara Indonesia pada penelitian ini menggunakan pemodelan Generalized Ono-Kondo. Pemodelan Generalized Ono-Kondo merupakan salah satu pemodelan adsorpsi yang dapat digunakan untuk memprediksi kapasitas adsorpsi khususnya adsorpsi gas tekanan tinggi. Penggunaan pemodelan pada penelitian ini meliputi perhitungan dua parameter, yaitu nilai energi interaksi antara adsorben dengan adsorbat ( ) dan kapasitas maksimum adsorpsi pada adsorben (C). Pada penelitian ini, jenis batubara Indonesia yang akan digunakan adalah Barito dan Ombilin dengan tekanan tinggi diatas suhu kritis. Berdasarkan hasil simulasi pemodelan Ono-Kondo, batubara barito kering memiliki kapasitas adsorpsi maksimum yang lebih besar dibandingkan dengan batubara ombilin. Kapasitas adsorpsi terbesar untuk batubara barito adalah 0,1879 mmol/g dan untuk batubara ombilin adalah 0,16944 mmol/g. Kapasitas adsorpsi terbesar untuk batubara Indonesia terdapat pada batubara barito kering suhu 30 ⸰C dengan kapasitas 0,1879 mmol/g. Batubara yang bukan berasal dari Indonesia yaitu jenis Pocahontas dan fruitland memiliki kapasitas adsorpsi yang lebih besar dibandingkan batubara Indonesia. Batubara Pocahontas memiliki kapasitas 0,6479 mmol/g dan untuk batubara fruitland adalah 0,5828 mmol/g. Berdasarkan hasil simulasi, pemodelan Ono-Kondo dapat merepsentasikan adsorpsi metana pada batubara Indonesia dan batubara yang bukan berasal dari Indonesia dengan akurat karena memiliki nilai AAPD dibawah 1%.

 

---

Coalbed Methane (CBM) is natural gas with the main content of methane gas that is stored or absorbed into the surface pores of the coal seam matrix. Coalbed Methane (CBM) is one of the potential sources to be used as an alternative energy. Indonesia has quite large CBM reserves of around 453 TCF, which is about 6% of the world's total CBM reserves. Therefore, CBM can be a solution for Indonesia to fulfill national energy needs. However, there are still little information about the adsorption capacity of methane in Indonesian coal, which hampers the development of CBM in Indonesia. Prediction of methane gas adsorption capacity in Indonesian coal in this study using Generalized Ono-Kondo modeling. Generalized Ono-Kondo modeling is one of the adsorption modeling that can be used to predict adsorption capacity, especially for high pressure gas adsorption. The use of modeling in this study includes the calculation of two parameters, namely the value of the interaction energy between the adsorbent and the adsorbate ( ) and the maximum adsorption capacity of the adsorbent (C). In this study, the types of Indonesian coal that will be used are Barito and Ombilin with high pressure above the critical temperature. Based on the simulation results of Ono-Kondo modeling, dry barito coal has a higher maximum adsorption capacity than ombilin coal. The largest adsorption capacity for barito coal is 0.1879 mmol/g and for ombilin coal is 0.16944 mmol/g. The largest adsorption capacity was found in dry barito coal at 30 C with a capacity of 0.1879 mmol/g. The Coal that is not come from Indonesia, namely the Pocahontas and fruitland types, has a higher adsorption capacity than Indonesian coal. Pocahontas coal has a capacity of 0.6479 mmol/g and for fruitland coal is 0.5828 mmol/g. Based on the simulation results, Ono-Kondo modeling can represent methane adsorption on Indonesian coal and coal that is not from Indonesia accurately because it has an AAPD value below 1%."