Advertisements
Home > Coal Bed Methane, Petroleum Geology > ESTIMASI KANDUNGAN GAS METANA BATUBARA DENGAN PERSEPSI KONDISI RESERVOIR, SIFAT FISIKA-KIMIA BATUBARA DAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN

ESTIMASI KANDUNGAN GAS METANA BATUBARA DENGAN PERSEPSI KONDISI RESERVOIR, SIFAT FISIKA-KIMIA BATUBARA DAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN

ESTIMASI KANDUNGAN GAS METANA BATUBARA DENGAN PERSEPSI KONDISI RESERVOIR, SIFAT FISIKA-KIMIA BATUBARA DAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN

Gas metana batubara (GMB) merupakan salah satu jenis hidrokarbon berupa gas berkomposisi utama metana yang tersimpan dalam reservoir beupa batubara. Gas metana tersimpan dalam pori dan cleat batubara bersamaan dengan air. Jikalau dalam migas konvensional terdapat istilah saturasi hidrokarbon, di dalam perhitungan volumetrik gas metana batubara diperlukan nilai gas content atau kandungan gas.

Tulisan ini diharapkan dapat memberikan informasi tentang hubungan antara sifat fisis dan geokimia batubara serta lingkungan pengendapan batubara dengan kualitas reservoir gas metana, mendapatkan formula perhitungan gas content (kandungan gas) dari analisis proksimat  dan ultimat yang dapat diaplikasikan di lapangan. Properti yang terkait seperti kandungan abu, kadar sulfur, kandungan lengas dikontrol oleh maseral tumbuhan penyusun, lingkungan pengendapan dan proses coalification. Untuk melihat kenampakan fisik dan struktur sedimen kita perlu melihat inti dari batubara dan batuan di atas dan bawahnya sehingga kita dapat menginterpretasikan lingkungan pengendapan dan diagenesa yang terjadi. Dengan mengetahui dan melihat langsung batuan atau inti bor kita dapat melakukan kalibrasi atau cross-check dengan properti fisika-kimia batubara dari laboratorium.

Gambar Kegiatan Deskripsi Inti Bor untuk Mengetahui Litologi, Ciri Fisik, dan Interpretasi Lingkungan Pengendapan

Gambar Kegiatan Deskripsi Inti Bor untuk Mengetahui Litologi, Ciri Fisik, dan Interpretasi Lingkungan Pengendapan Pekerjaan Studi Geologi Geofisika Gas Metana Batubara. (Foto dari kiri ke kanan: Dimas Lanang Bayushakti, Rahman Aliah, Andang Bachtiar, Jafilus Nurdin, Prihatin Tri Setyobudi).

Secara umum metode pengukuran gas yang dapat tersimpan dan dapat terambil dari batubara di lapangan dan di laboratorium adalah dengan test desorpsi dan tes adsorpsi. Test adsorpsi biasanya dilakukan di laboratorium dan melakukan test dengan pendekatan kondisi tekanan dan temperatur reservoir batubara. Beberpa model persamaan telah dipublikasikan untuk mengetahui besarnya kandungan gas (gas content), yaitu:

A. Model Persamaan Konten Gas Adsorpsi Isothermal

Nilai kandungan gas adsorpsi merupakan nilai maksimum gas CH4 yang dapat diinjeksikan kedalam batubara.

Model 1 – Persamaan linear

Model 2  Persamaan linear adsorpsi isotherm Langmuir (1916)

V  = a*P/(P+b)

Keterangan:

V  = Kandungan Gas Adsorpsi model Langmuir(m^3/t)

P  = Tekanan (kPa atau atm)

a  = Volume Langmuir (m^3/t)

b  = Tekanan Langmuir (kPa atau atm)

Model 3 – Persamaan Power

V  = k * P^(1/n)

V  = Kandungan Gas Adsropsi(m^3/t)

P   = Tekanan (kPa atau atm)

k dan n  = Konstanta

Model 4 Persamaan power dengan kandungan gas estimasi Langmuir

B. Persamaan Kandungan Gas Kim (1977)

Untuk menghitung kandungan gas Kim (1977) digunakan data analisis gas adsorpsi dengan koreksi atau modifikasi oleh jenis batubara, kadar lengas, kadar abu, serta tekanan dan temperatur reservoir sebagai fungsi kedalaman. Analisis kandungan gas desorpsi dipakai untuk mendapatkan hubungan kandungan gas dalam kondisi kering (daf) dan kondisi apa adanya (raw).  Rumus dasar dari Kim (1977) adalah:

= (100 – MA)/100 * Vw/Vd *[K0*Pn0b*T]

dengan:

V= kandungan gas adsorpsi (m3/ton)

M= Kadar lengas/ Moisture (%adb)

A= Kadar abu/ Ash (%adb)

Vw= Kandungan gas desorpsi batubara dalam kondisi apa adanya/raw (m3/t)

Vd= Kandungan gas desorpsi batubara dalam kondisi kering/daf (m3/t)

P= Tekanan (atm)

T= Temperatur (°C)

k0= Konstanta adsorpsi isoterm (m3/ton/atm)

n0= Konstanta adsorpsi isoterm berkaitan dengan tekanan reservoir

b= Konstanta berkaitan dengan koreksi temperatur reservoir

B. Persamaan Kandungan Gas Mullen (1989)

Dalam percobaan Mullen (1989) untuk menghitung kandungan gas digunakan data proksimat, nilai densitas, data kandungan gas hasil pengukuran/tes (desorpsi)

Rumus awal kandungan gas Mullen (1989)

V = -542*D +1053

Keterangan

V = kandungan gas (scf/ton)

D = Densitas batubara (gr/cm3)

C. Persamaan Kandungan Gas Mavor dkk. (1990)

Dalam percobaan Mavor dkk. (1990) untuk menghitung kandungan gas digunakan data analisis gas hasil pengukuran (desorpsi) dan kadar abu dalam kondisi kering.

Rumus awal kandungan gas Mavor dkk. (1990)

V = 601,4 – 751,8*Ad

Keterangan

V = kandungan gas (m3/ton)

Ad = Kadar abu dalam kondisi kering/ash dried (% adb)

Dengan pilihan beberapa metode dan persamaan nilai kandungan gas (gas content) yang ada kita dapat menyesuaikannya dengan data analisis laboratorium dan isothermal reservoir batubara yang dimiliki. Selain itu sebagai geosaintis kita harus mencoba melakukan modifikasi rumus-rumus tersebut dengan nilai parameter yang sesuai kondisi lapangan lokasi kita bekerja. Secara umum kemungkinan batubara yang dipakai untuk percobaan oleh Kim, Mavor, dan Mullen secara geologi bisa jadi memiliki umur yang lebih tua, dengan setting tektonik dan cekungan berbeda, lingkungan pengendapan berbeda, genesa dan kematangan berbeda, atau bahkan komposisi maseral yang berbeda. Oleh sebab itu wajib kita seharusnya melakukan modifikasi sebelum diaplikasikan di lapangan kita.

Daftar Pustaka

Dallegge, T.A., dan Barker, C.E. (2000): Coal-bed methane gas-in-place resource estimates using sorption isotherms and burial history reconstruction: an example from the Ferron Sandstone Member of the Mancos Shale, Utah [chapter L], U.S. Geological Survey, Colorado, Professional paper no. 1625-B.

Jarvie, D. M., Hill, R.J., Ruble, T.E., dan Pallastro R.M. (2007): Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment, AAPG Bulletin, v. 91, no. 4 (April 2007), 475-499.

Kim, G.,A. (1977): Estimating methane content of bituminous coalbeds from adsorption data, Washington, Report of Investigation Berau of Mines of United States, no. 8245.

Langmuir, I. (1916): The constitution and fundamental properties of solids and liquids, Journal of the American Chemical Society, 38(11): 2221–2295.

Lo, H.B. (1993): Correction criteria for suppression of vitrinite reflectance in hydrogen-rich kerogens: preliminary guidelines, Org Geochem. Vol 20, No. 6, 653-657.

Mavor, M.J., Close J.C., dan McBane R.A. (1990): Formation Evaluation of Exploration Coalbed-Methane Wells, SPE/CIM Joint International Technical Meeting, Calgary.

Mullen, M.J. (1988): Log Evaluation in wells drilled for Coalbed Methane, Geology and Coalbed Methane Resources of the Northern San Juan Basin, Colorado and New Mexico Guidebook, Rocky Mountain Association of Geologist, 133-124.

Mullen, M.J. (1989):  Coalbed Methane Resources Evaluation from Wireline Logs in the Northeastern San Juan Basin – A Case Study, Coalbed Methane Symposium, Tuscoloosa, Alabama.

Sukandarrumidi (1995): Batubara dan Gambut, Gajah Mada University Press, Yogyakarta.

Qian, F. (1991): Study on the geochemical thermodynamic nature of CO2 – CH4 and CO2 rich gas, Jurnal of Southeast Asian Earth Sciences, Vol. 5, Nos 1-4, 345-347.

Advertisements
  1. No comments yet.
  1. No trackbacks yet.

Leave a Reply

Fill in your details below or click an icon to log in:

WordPress.com Logo

You are commenting using your WordPress.com account. Log Out / Change )

Twitter picture

You are commenting using your Twitter account. Log Out / Change )

Facebook photo

You are commenting using your Facebook account. Log Out / Change )

Google+ photo

You are commenting using your Google+ account. Log Out / Change )

Connecting to %s

%d bloggers like this: