## ANALISIS RECOVERY GAS PADA PROSES DEWATERING SUMUR CBM 2# LAPANGAN XX PT YY CBM SEKAYU, KABUPATEN MUSI BANYUASIN PROVINSI SUMATERA SELATAN
Oleh:
Indah Setyowati Gunawan Nusanto
Hartono Rizky Ferdian

## Prodi Teknik Pertambangan UPN “Veteran” Yogyakarta

## ABSTRAK
PT  YY  CBM  Sekayu  telah  melakukan  lima  pengeboran  sumur eksplorasi yang dilanjutkan dengan pengeboran eksploitasi untuk memproduksi gas methane batubara di Blok Sekayu.Kelima sumur tersebut yaitu sumur CBM 1# , sumur CBM 2# , sumur CBM 3# , sumur CBM 4 # dan sumur CBM 5 #. Dari kelima sumur tersebut hanya sumur CBM 2  #  yang  sudah  berproduksi,  dengan  dipasang  pompa  untuk  kegiatan dewatering dan sudah menghasilkan gas .
Sumur  CBM  2#  memiliki  kedalaman  594,36  m  dan  terdapat  tiga  lapisan  batubara  yaitu lapisan  batubara  A  pada  kedalaman  271,88  –  305,71  m  ,  lapisan  batubara  B  pada kedalaman 318,21 – 339,24 m serta lapisan batubara C pada kedalaman 521,21 – 564,79 m.  Kegiatan  eksploitasi  CBM  di  sumur  CBM  2#  menggunakan  metode cased  hole completion ,  yaitu  air  dan  gas  diproduksi  bersamaan  dari  ke  tiga  lapisan  batubara tersebut.  Dari  hasil  perhitungan  gas storage  capacity dengan  menggunakan  persamaan Langmuir , maka laposan batubara A mempunyai storage capacity sebesar 114,72 scf/ton dan storage  capacity pada  lapisan  batubara  B  sebesar  332,54  scf/ton.  Banyaknya kandungan air dalam lapisan butubara di sumur CBM 2# yaitu 351.212.755,44 barel. Proses dewatering bertujuan untuk menurunkan tekanan reservoir dengan cara melakukan pemompaan air dari dalam lapisan batubara, dengan turunnya tekanan reservoir maka gas methane  dapat  keluar  dari  lapisan  batubara  dan  mengalir  melalui  cleat  menuju  sumur pengeboran.  Dari  data  hubungan  antara  tekanan  reservoir  dengan  laju  produksi  air  dan gas  pada  tekanan  reservoir  1000  psia  produksi  air  sebesar  2.703,2  barel  sedangkan produksi  gas  398,9  scf.Seiring  dengan  menurunnya  tekanan  reservoir  dari  kegiatan dewatering,  maka  produksi  gas  menjadi  lebih  besar  dibandingkan  dengan  produksi  air. Hal ini terlihat pada saat tekanan reservoir menurun sampai pada tekanan 500 psia maka produksi  gas  meningkat  menjadi  59.284  scf  sedangkan  produksi  air  sebesar  32.351,6 barel.
Untuk menghitung recovery gas pada saat produksi gas methane batubara dapat dihitung berdasarkan grafik Langmuir yang dihasilkan.

## A.PENDAHULUAN A.1. Latar belakang
Pada umumnya lapisan batubara memiliki  kandungan  air  yang  akan mengakibatkan  timbulnya  tekanan  air terhadap lapisan batubara. Akibat tekanan  air  ini  maka  gas  methane batubara  akan  tertahan  dalam  pori-pori lapisan  batubara.  Untuk  memproduksi gas  methane  batubara  harus  dilakukan proses dewatering .
PT  YY  CBM  Sekayu  sudah melakukan  eksploitasi  gas  methane batubara  dengan  melakukan  pengeboran di  lima  sumur.  Dari  limasumur  ini  baru dua  sumur  yang  sudah  dilakukan pemasangan  pompa  untuk  kegiatan dewatering yaitu  pada  sumur  CBM  2#
dan  sumur  CBM  3#.  Dalam  penelitian ini dilakukan pada sumur CBM 2#.Sumur  CBM  2#  telah  berhasil memompa air dan menghasilkan sejumlah gas methane batubara.Kegiatan dewatering di sumur CBM 2# menggunakan  pompa  PCP  ( Progressive Cavity  Pump )  dan  ESP  ( Electric Submersible Pump ).
Pengeboran pada sumur CBM 2# dilakukan  sampai  kedalaman  594,36  m dan  menembus  tiga  lapisan  batubara, yaitu  lapisan  batubara  A  (seam  A)  , lapisan  batubara  B  (Seam  B  )  dan lapisan batubara C (Seam C).

## A.2. Perumusan masalah
Kegiatan produksi gas methane batubara pada  sumur  CBM  2#  sudah  mencapai tahap dewatering, dan  pada  tahap  ini sudah  dihasilkan  air  dan  gas,  sehingga bisa dilihat terjadinya penurunan tekanan reservoir  dan  penurunan  kandungan  gas
methane,  sehingga  dapat  di  analisa besarnya recovery dari kegiatan pengeboran tersebut.

## A.3. Tujuan penelitian.
Adapun  tujuan  dari  studi  penelitian  ini adalah :
a).  Mendapatkan  kapasitas  gas  dalam reservoir  lapisan  batubara  A  dan  dan lapisan  batubara  B  dari  hasil  pengujuan adsorption  isotherm di  Laboratorium dengan menggunakan persamaan Langmuir .  Dean  kandungan  air  pada lapisan batubara di sumur CBM 2#. b).Menganalisis hubungan antara
tekanan reservoir gas serta laju produksi gas.
c).  Menganalisis  recovery  produksi  gas methane batubara di sumbur CBM 2#.

## A.4. Batasan masalah.
a).  Lokasi  penelitian  hanya  dilakukan pada  sumur  CBM  2#  pada  kedalaman 271,88 m – 564,79 m.
b).  Lapisan  batubara  hanya  pada  seam batubara A ( kedalaman 271,88 – 305,71 m  )  dan  seam  batubara  B  (kedalaman 318,21 – 339,24 m).
c).  Produksi  air  dan  gas  yang  dilakukan secara  bersamaan  dari  kedua  lapisan batubara  yang  terdapat  di  dalam  sumur CBM 2#, sehingga tidak dapat diketahui produksi  air  dan  gas  pada  masing- masing lapisan batubara.

## A.5. Metode penelitian
Metode  penelitian  yang  digunakan adalah  secara  langsung  dan  tidak langsung yaitu dengan cara : a.Studi Literatur Dengan  mengumpulkan  pustaka  yang ada kaitannya dengan masalah penelitian ini. b. Pengumpulan data, terdiri atas :
1). Data primer yang terdiri atas :
a). Data hasil pengujian adsorption  isotherm  lapisan  batubara  A dan lapisan batubara B di Laboratorium.
b).  Data  Laju  produksi  gas  dan air serta perubahan tekanan reservoir gas methane batubara. 2). Data sekunder terdiri atas :
Peta topografi dan kondisi geoligi daerah penelitian.
c. Analisa data Melakukan  analisa  dengan  membuat grafik dan perhitungan sehingga dapat di analisa  recovery  gas  selama  kegiatan produksi gas methane batubara.

## B. TINJAUAN UMUM

## B.1. Lokasi dan kesampaian daerah penelitian
Lokasi  produksi  gas  methane  batubara PT  YY  di  daerah  Sekayu,  Kanupaten Musi  Banyuasin,  Provinsi  Sumatera Selatan  memiliki  luas  wilayah  ±  701,60 km 2 . Untuk menuju lokasi penelitian dari kota  Palembang    kearah  barat  dengan
jarak  126  km  menuju  Sekayu.  Dapat ditempuh dengan menggunakan kendaraan  roda  empat  dengan  waktu tempuh ± 3 jam.

## B.2. Geologi daerah penelitian
Secara regional daerah penelitian termasuk  dalam  cekungan  Sumatera Selatan pada Antiklinorium Pendopo,stratigrafi  cekungan  tersebut disusun oleh batuan sedimen yang terdiri atas  formasi  Lahat,  Talang  Akar,
Baturaja,  Gumai,  Air  Benakat,  Muara Enim,  Kasai  dan  Alluvial.  Batuan sedimen tersebut telah mengalami proses tektonik  sehingga  terangkat  membentuk lipatan dan sesar.

## B.3. Iklim dan Curah hujan
Data  iklim  yang  dikumpulkan  berasal dari stasiun Klimatologi Kelas II Kenten Palembang  dari  tahun  2003  –  2007. Temperatur  udara  rata-rata  adalah  27,1 0
CMusim  hujan  mencapai  puncaknya pada  bulan  Desember  dengan  curah
hujan  mencapai  338  –  429  mm/bulan, sedangkan  musin  kemarau  mencapai puncaknya  pada  bulan  Mei  sampai September. Adapun data curah hujannya dapat dilihat pada Tabel B-1
Tabel B-1
Data Temperatur, Curah hujan dan hari hujan di daerah Penelitian
Bulan Temperatur ( 0 C ) Curah hujan (mm) Hari hujan (hari) Januari 26,5 356,6 19 Februari 26,6 338,6 19 Maret 26,9 258,4 14 April 27,2 305,0 16 Mei 27,7 173,0 11 Juni 27,2 137,4 9 Juli 27,1 82,8 6 Agustus 27,4 106,4 6 September 27,4 134.2 11 Oktober 27,6 209,6 15 Nopember 26,9 253,0 16 Desember 26,7 429,2 22 Rata-rata 27,1 232,0 13,7

## B.4. Hidrogeologi daerah penelitian
Berdasarkan factor morfologi dan geologi  lokasi  penelitian  termasuk  pada Mandala air tanah perbukitan bergelombang  dan  dataran.Mandala  Air Tanah perbukitan penyebarannya berada dibagian tengah lokasi penelitian, sedangkan pada bagian utara dan selatan berubah  menjadi  Mandala  Air  Tanah dataran. Lithologi penyusun satuan mandala air tanah perbukitan bergelombang adalah batulempung, serpihdan  batupasir  tufaan,  sedangkan lithology  penyusun  satuan  mandala  air tanah  dataran  adalah  material  bersifat lepas  berupa  endapan  alluvial  ,  sungai dan  rawa  yang  terdiri  atas  pasir,  lanau dan lempung.

## B.5. Sistem Akuifer
Sistem  akuifer  di  lokasi  penelitian merupakan  system akuifer endapan sedimen, dengan sisatem aliran air tanah pada akuifer ini  adalah  melalui  ruang antar  butir.Jenis akuifer di  lokasi
penelitian adalah a kuifer tertekan karena lapisan  akuifer  ini  terletak  diantara lapisan  yang  kedap  air.  (sumber  :  UKL dan UPL PT YY CBM Sekayu).
C. Dasar teori. C.1`. Pengertian coalbed metrhane
Coalbed  methane  (CBM)  atau  gas methane  batubara  adalah  gas  alam dengan  komposisi  utama  metana  (CH 4 ). Gas  ini  terbentuk  bersamaan  dengan proses  terbentuknya  batubara  serta
terperangkap  dan  teradsorpsi  dalam  pori – pori batubara serta cleat dalam lapisan batubara.

## C.2. Proses terbentuknya gas methane batubara.
Gas methane batubara terbentuk bersamaan  dengan  proses  terbentuknya batubara. Adapun reaksi kimia pembentukan batubara adalah : 5 (C6H10O5)    ------>  C20H22O4 + 3
CH4 + 8 H2O + 6 CO2 + CO
cellulose                        lignit 6(C6H10O5 ) --------->  C22H20O3 + 5 CH4 + 10 H2O + 8 CO2 + CO
cellulose                    bituminous
Berdasarkan  proses  pembentukannya maka  gas  methane  batubara  dapat dibedakan menjadi tiga yaitu :
a. Biogenic  gas yaitu  gas  methane batubara  yang  terbentuk  pada tahap  biokimia  disini  yang berpengaruh  adanya  aktivitas bacteri  an aerob .  Gas  methane batubara  ini  biasanya  terdapat pada low rank coal
b. Thermogenic  gas adalah  gas methane batubara yang terbentuk pada tahap geokimia .( coalification )  .  pada tahap  ini  dipengaruhi  factor kenaikan tekanan dan
temperature  dan  gas  methane batubara  ini  terdapat  mulai  dari peringkat  lowrank  coal  sampai high rank coal.
c. Biogenic  gas  secondary yaitu gas  methane  batubara  yang terbentuk karena proses hidrologis pada batubara peringkat rendah. Jenis-jenis  gas  methane  batubara  yang terbentuk berdasarkan tahapan
pembenntukannya  dapat  dilihat  pada Gambar C-1
Gambar C-1

## Jenis gas methane batubara pada peringkat batubara
C.3. Adsorption Isotherm
Adsorption isotherm adalah ukuran yang menyatakan  kemampuan  batubara  untuk menyerap  gas  methane  pada  tekanan tertentu  dan  dalam  keadaan  temperatur tetap. Adsorption  isotherm diperlukan untuk memprediksi perolehan gas
methane  (  gas  methane  yang  akan keluar)    akibat  adanya  penurunan tekanan selama proses produksi  .Contoh kurva adsorption isotherm dari persamaan Langmuir dapat  dilihat  pada Gambar C-2.
Gambar C-2 Kurva adsorption isotherm dari persamaan Langmuir
Hubungan  antara gas  storage  capacity dan  tekanan  dapat  dijelaskan  dengan
suatu  persamaan Langmuir sebagai berikut :

## VL x P
GS = ----------------    ………………………………………………………..(C.1) PL x P
PL  = ½  x VL             …………………………………………………………(C.2) Keterangan :
GS : gas storage capacity , SCFT/ton P    : initial pressure, psia VL  : Langmuir valume constant , SCFT/ton PL   : Langmuir Pressure constant , psia
Untuk  menghitung  besarnya  recovery pada  saat    produksi  gas  methane
batubara  dapat  dilihat  pada  persamaan C.3
R = ( V i – V a ) / V i x 100 %   ……………………………………………(C.3)
KEterangan :
V i : gas methane content pada saat awal dewatering , SCFT/ton V a : gas methane content pada saat akhir dewatering, SCFT/ton

## D. Hasil Penelitian
Sumur  CBM  2  #  terletak  di  Desa Lumpatan II, Kecamatan Sekayu, Kabupaten  Musi  Banyuasin,  Sumatera Selatan.  Kegiatan  pengeboran  yang sudah  dilakukan  sampai  kedalaman
594,36  meter.Dari  hasil proses  logging dan  data cutting ,  pengeboram  ini menembus tiga lapisan batubara, adapun lapisan  batubara  tersebut  dapat  dilihat pada Tabel D-1.
Tabel D-1 Kedalaman dan ketebalan lapisan batubara pada sumur CBM 2# Lapisan Kedalaman (meter) Ketebalan (meter) Lapisan Batubara  A 271,88 – 305,71 34 Lapisan Batubara B 318,21 – 339,24 21 Lapisan Batubara C 521,21 – 564,79 44
Setelah  kegiatan  pengeboran  selesai, kemudian  dilanjutkan  dengan  kegiatan perforasi  dan  komplesi  pada  posisi ketiga lapisan batubara  yang  ada.Hal  ini dilakukan  untuk  mendukung  rencana produksi  gas  methane  dari  ke  tiga lapisan  batubara  tersebut  dilakukan
secara bersamaan. Setelah proses perforasi dan komplesi selesai dilanjutkan dengan kegiatan penyemenan  dan  pemasangan  pompa    , selanjutnya dilakukan kegiatan dewatering.

## D.1 Kegiatan Dewatering sumur CBM 2#.
Reservoir  gas  methane  batubara  adalah lapisan  batubara  itu  sendiri,  didalam lapisan  batubara  itu  terdapat  sejumlah air,  ditambah  air  yang  berasal  dari lapisan  aquifer  yang  terletak  di  atas lapisan  batubara.  Adanya  air  dalam lapisan  batubara  ini  akan  membuat keberadaan gas methane batubara
didalam pori-pori maupun cleat semakin nyaman berada di ruang tersebut.
Untuk memproduksi gas methane batubara diperlukan suatu proses pengurasan  air  yang  berada  dalam lapisan  batubara  maupun  air  yang berasal  (berada)  dalam  lapisan  aquifer yang  berada  di  atas  lapisan  batubara. Proses tersebut dinamakan dewatering. .
D.2. Hasil pengujian adsorption isotherm lapisan batubara A dan Lapisan batubara B sumur CBM 2#.
a). Lapisan batubara A :
Langmuir Volume Constant (V L )
: 145 SCFT/ton Langmuir  Pressure  Constant  (P L ) : 198 psia
Pressure
: 750 psia
Temperatur
: 122 0 F Perhitungan gas  storage  capacity lapisan batubara A dengan menggunakan persamaan C-1 didapat 114,72 SCFT/ton b). Lapisan batubara B :
Langmuir  Volume  constant (V L ) : 410  SCFT/ton
Langmuir  Pressure  constant  (P L ) : 195 psia
Pressure
:  850  psia Temperatur
:  122 0 F
Perhitungan gas  storage  capacity untuk  Lapisan  batubara  B  dengan menggunakan  persamaan  C-1  adalah 333,49 SCFT/ton.
Kapasitas  penyerapan  gas  methane  pada Lapisan batubara A dan lapisan batubara B dapat dilihat pada Tabel D-2
Tabel D-2
Kapasitas penyerapan gas methane pada lapisan batubara A dan B Tekanan (psia) Kapasitas penyerapan gas methane (SCFT/ton) Lapisan batubara A Lapisan batubara B 0 0 0 100 40 146 200 75 235 300 90 290 400 100 315 500 110 352 600 125 385 700 137 401 800 142 401 900 145 410 1000 145 410
D.3. Laju Produksi air dan gas di sumur CBM 2#.
Sumur  CBM  2#  merupakan  salah  satu sumur  dari  lima  buah  sumur  pemboran yang  dilakukan  oleh  PT  YY  di kecamatan  Sekayu.  Sumur  CBM  2  # setelah
dilakukan kegiatan dewatering terhadap  sumur  CBM  2# maka  hanya  sumur  ini  yang  sudah menghasilkan  gas  methane  walaupun masih dalam jumlah yang kecil.
Dalam  pemboran  produksi  gas  methane batubara  maka  pada  saat  awal  langsung diproduksi air terlebih dahulu , sehingga dengan  keluarnya  air  dari  lapisan batubara  maka  tekanan  terhadap  lapisan batubara  akan  berkurang.Sehingga  gas methane  dapat  keluar  dari  lapisan batubara.
Perhitungan  laju  produksi  air  dilakukan dengan  melakukan  monitoring  terhadap
pembacaan water  meter yang  dipasang pada rangkaian pipa produksi.Sedangkan pengukuran  produksi  gas  dilakukan dengan  pengamatan  melalui manometer yang  terpasang  dalam  suatu  rangkaian pipa-pipa  produksi  gas,  alat  yang digunakan  untuk  pengukuran  laju  aliran gas di sumur CBM 2# adalah
wedgemetter .
Besarnya laju produksi air yang dihasilkan  serta  banyaknya  gas    yang dapat  diproduksi  akan  erat  kaitannya dengan  besarnya  penurunan  tekanan reservoir gas methane.Besarnya produksi air  dan  gas  methane  yang  dihasilkan serta besarnya penurunan tekanan reservoir dapat dilihat pada Tabel D-3.
Tabel D-3
Besarnya produksi air dan gas seiring dengan penurunan tekanan reservoir.
Bulan Tekanan Reservoir (psia) Produksi air (barrel) Produksi gas (SCFT) April 2011 1.000 2.703,2 398,9 Mei 2011 950 5.058,8 3.178 Juni 2011 900 3.583,9 155,4 Juli 2011 850 4.491 469,2 Agustus 2011 800 5.255 4.576,9 September 2011 775 5.852 7.543,4 Oktober 2011 725 5.057 5.132,4 November 2011 675 5.460,3 8.776,8 Desember 2011 650 5.578,8 12.855,7 Januari 2012 600 5.257,9 13.164 Februari 2012 550 1.341,8 2.302 Maret 2012 500 0 0 April 2912 500 0 0 Mei 2012 500 0 0 Juni 2012 500 32.351,6 59.284

## E. Pembahasan
Dari  data  yang  didapat  pada  saat penelitian  dapat  dilakukan  pembahasan sebagai berikut :
E.1.  Hubungan  tekanan  reservoir dengan laju produksi gas
Gas  methane  batubara  dapat berdifusi  melalui  pori  ke  serta  mengalir melalui  cleat  menuju  kea  rah  sumur pengeboran  (  keluar  dari  reservoir  gas methane)  apabila  terjadi  penurunan tekanan  terhadap  lapisan  batubara. Berdasarkan  atas  data  Tabel  D-3  dapat dilihat  bahwa  pada  saat  awal  kegiatan dewatering  yang  dilakukan  di  sumur CBM  2#  diketahui  bahwa  tekanan
reservoir  1.000  psia  maka  produksi  air sebesar  2.703,2  barrel  dan  gas  yang dihasilkan  baru  398,9  SCFT.  Dengan semakin banyaknya air yang dipompa ke permukaan maka tekanan reservoir akan semakin turun , contohnya saat produksi air  sebesar  5.058,8  barrel  dan  tekanan reservoir    turun  sebesar  950  psia  maka gas  akan  semakin  mudah  dipompa  ke permukaan  yaitu  sebesar  3.178    SCFT. Dengan demikian dapat dikatakan bahwa semakin banyak air dipompa ke permukaan  maka  tekahan  air  terhadap lapisan batubara akan berkurang, sehingga  gas  akan  semakin  mudah dipompa ke permukaan.

## E.2.Adsorption isotherm
Dari  hasil  pengujian  adsorption isotherm  terhadap  lapisan  batubara  A dan  lapisan  batubara  B  dalam  sumur CBM  2#  dapat  dibuat  grafik  untuk mengetahui  hubungan  antara  tekanan reservoir dengan  kapasitas  penyerapan gas  methane  didalam  lapisan  batubara serta  mendapatkan  nilai gas  storage capacity menggunakan persamaan
Langmuir.  Grafik  hubungan  tekanan reservoir  dengan  gas  storage  capacity menggunakan persamaan Langmuir dapat dilihat pada Gambar E.1 dan E.2. Dari  kedua  gambar  tersebut  dapat diketahui  bahwa  semakin  tinggi  tekanan reservoir gas methane batubara maka gas methane  akan  semakin  banyak  terserap dalam  lapisan  batubara  (gas  methane akan  semakin  stabil)  dalam  pori  dan cleat batubara.
Untuk  lapisan  batubara  A  pada tekanan  reservoir  1000  psia  maka  gas
storage capacity dalam kondisi maksimum  sebesar 145 SCFT/ton. Pada saat  dilakukan  kegiatan  Dewatering maka tekanan awal dari reservoir adalah 750  psia.  Setelah  dilakukan  kegiatan dewatering maka tekanan reservoir akan turun  menjadi  500  psi,  dan  gas  storage capacity  sebesar  114,72  SCFT/ton  Pada saat  akhir  penelitian  maka  tekanan reservoir  terus  turun  sampai  mencapai 198  psia  dan  gas  storage  capacity  untuk lapisan  batubara  A  sebesar  72  psia. Sehingga  %  Recovery    pengeboran  gas methane  batubara  sumur  CBM  2#  pada lapisan batubara A sebesar :
%  Recovery  =  (114,72  – 72) / 114,72 X 100 %
= 37,24 % Sedangkan perhitungan untuk % recovery  pengeboran  gas  methane  pada lapisan  batubara  B  adalah  sebagai berikut :
dewatering g Produksi Gas Tekanan Awal 750 psia Tekanan Desorpsi 500 psia Langmuir Pressure Constant (PL) 198
psia
Gambar E-1
Hubungan tekanan reservoir dengan gas storage capacity pada Lapisan batubara A
Gambar E-2
Hubungan Tekanan reservoir dengan gas storage capacity pada Lapisan batubara B
%  Recovery  Pengeboran  gas  methane batubara  pada  pengeboran  sumur  CBM 2# lapisan batuabara B adalah :
% Recovery  = ( 333,49 – 230 ) / 333,49 X 100 % =  31,03 %
Dari  kedua  angka  recovery  tersebut  di atas  dapat  dikatakan  bahwa  pengeboran sumur  CBM  2#  mendapatkan  produksi gas  methane  dengan  %  recovery  yang
masih  rendah  (  37,24  %  )  untuk  lapisan batubara  A  dan  %  Recovery  =  31,03  % untuk  lapisan  batubara  B  hal  ini disebabkan  biasanya  ukuran  pori  dalam lapisan  batubara  yang  terlalu  halus (kecil) dan data permeabilitas yang tidak diketahui. Sehingga perolehan
pengeboran  sumur  CBM  2#  ini  masih belum  sesuai  dengan  sasaran  yang direncanakan.

## DAFTAR PUSTAKA
1 ._____________, 2011, Pengenalan coal Bed Methane (CBM) dan Prospeknya di Indonesia, Prosiding Seminar PT Medco E & P Indonesia, hal 108 – 111. 2. Halliburton, 2007, Coal Bed Methane Principles and Practice, 2 nd Ed, United
State.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 0 100 200 300
400 500 600 700 800 900 1000 G as Sto ra ge Cap acity (SC F/to n ) Tekanan, psia dewatering Produksi Gas Tekanan Awal 850 psia Tekanan Desorpsi 420 psia Langmuir Pressure Constant (PL) 195 psia
3.Gas Research Institute, 1995, a Guide to Determining Coalbed Gas content,West Bryn Mawr Avenue, Chicago, Illinois, 60631
4.John Seidle, 2011, Fundamentals of Coalbed Methane Reservoir Engineering, South Sheridan Road, Tulsa, Oklahoma, USA
5._______________, 2009, Laporan Upaya Pengelolaan Lingkungan dan Upaya Pemantauan Lingkungan Pemboran Sumur Eksplorasi PT Medco CBM Sekayu, Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi Sumatera Selatan, Jakarta.