kelakuan reservoir cbm sebelum mencapai puncak … 20090403.pdfmethane akan mengalir mengikuti hukum...

JTM Vol. XVI No.4/2009

249

KELAKUAN RESERVOIR CBM SEBELUM MENCAPAI PUNCAK

PRODUKSI GAS

Neni Yuliana1, Pudjo Sukarno1, Amega Yasutra1

Sari

Dalam memproduksikan gas pada CBM, pertama kali gas harus didesorpsi (dilepaskan) dari permukaan coal. Untuk dapat

melepaskan gas dari permukaan coal, tekanan reservoir harus duturunkan hingga mencapai tekanan desorpsi yaitu tekanan

terbesar dimana metana mulai terlepas dari coal. Oleh karena reservoir CBM rekahannya dipenuhi air, maka untuk awal

produksi dilakukan proses dewatering yaitu produksi air secara besar-besaran untuk menurunkan tekanan reservoir dan

melepaskan metana dari coal. Seiring dengan dilakukannya dewatering, produksi gas akan meningkat hingga akhirnya

mencapai puncak produksi,mencapai kestabilan, dan pada akhirnya produksi gas akan menurun. Korelasi untuk

menentukan waktu terjadinya produksi gas maksimum (t peak) amat penting karena pembentukan IPR dan perencanaan laju

produksi gas optimum baru dapat dilakukan setelah produksi gas mencapai puncaknya. Selain itu, apabila waktu pucak

terbentunya gas diketahui, maka volume air yang harus diproduksikan dapat diketahui sehingga dapat memberikan input

yang penting bagi desain pengolahan air formasi di permukaan. Penentuan korelasi untuk menentukan waktu produksi gas

maksimum pada reservoir CBM dilakukan dengan melakukan simulasi menggunakan software Computer Modelling Group.

Model reservoir CBM dibangun dari model CBM dari CMG dengan data reservoir dari lapangan Cedar Hill. Dengan

berbagai sensitivity, model reservoir CBM disimulasi untuk mengetahui waktu terproduksinya gas secara maksimum. Dari

hasil simulasi tersebut, dibangun korelasi untuk menentukan waktu produksi gas maksimum dengan menggunakan software

XL Stat.

Kata Kunci: coalbed methane, dewatering, t peak

Abstract In producing gas on CBM, firstly gas must be desorbed from coal surface. In order to desorb gas from coal surface,

reservoir pressure must be lowered until it reached desorption pressure. Desorption pressure is the highest pressure where

methane starts to be released from coal. Because fracture of CBM reservoir filled with water, production of large amount of

water (dewatering) in the beginning of production must be done to decrease pressure so that methane can be released from

coal. Along with dewatering process, gas production will be increased until it reach peak production, obtain stability, and at

the end gas production will decrease. Correlation to determine time when gas production reaches its peak (t peak) is very

important because formation of IPR and optimum production gas rate planning can only be done after t peak is reached.

Furthermore, if t peak is known, volume of water which has to be produced can be predicted so that it can used as an

important input in designing surface facilities. The determination of t peak correlation on CBM reservoir was done by

carrying out simulation using Computer Modelling Group software. CBM reservoir model was built from CBM model from

CMG with reservoir data from Cedar Hill field. With much sensitivity, simulation on CBM reservoir model was done in

order to get t peak values. From the simulation result, correlation to determine t peak was executed by using XL Stat

software.

Keywords: coalbed methane, dewatering, t peak

1)

Program Studi Teknik Perminyakan, Institut Teknologi Bandung.

Email : [email protected]

I. PENDAHULUAN

Coalbed methane (CBM) adalah gas bumi dengan

komponen dominan metana yang terbentuk secara

alamiah dalam proses pembentukan batubara

(coalification) dalam kondisi terperangkap dan

terserap dalam batubara. Terdapat tiga tahapan

proses dalam produksi gas metana dari reservoir

CBM. Pertama adalah desorpsi metana dari

micropore coal. Terjadinya desorpsi dimungkinkan

dengan penurunan tekanan reservoir melalui proses

dewatering. Kedua, ketika tekanan reservoir turun

hingga mencapai tekanan desorpsi, metana akan

berdifusi dalam matriks hingga methane mencapai

rekahan. Kemudian, setelah mencapai rekahan,

methane akan mengalir mengikuti hukum Darcy

hingga mencapai lubang sumur. Proses produksi

gas metana ditunjukkan di Gambar 1.

Seiring dengan menurunnya tekanan reservoir,

produksi gas akan meningkat hingga mencapai

puncaknya hingga mencapai kestabilan. Setelah itu,

produksi gas akan menurun. Produksi gas diawal

produksi disertai dengan produksi air yang besar

hingga akhirnya produksi air menurun drastis

ketika produksi gas mencapai maksimum. Skema

produksi reservoir CBM dapat dilihat di Gambar 2.

Pada umumnya produksi reservoir CBM dilakukan

dengan menggunakan constraint laju produksi air.

Selain dipengaruhi oleh laju produksi air tersebut,

waktu yang dibutuhkan untuk mencapai produksi

gas maksimum dipengaruhi oleh berbagai variabel

antara lain luas area, ketebalan, permeabilitas

fracture, porositas matriks dan fracture, volume

Langmuir, serta tekanan reservoir. Berbagai

variable tersebut nantinya akan disensitivity untuk

melihat pengaruhnya terhadap tercapainya t peak.

1.1 Langmuir Adsorption Isotherm

Adsorpsi isotherm adalah suatu ukuran yang

menyatakan kemampuan batubara untuk menyerap

methana pada tekanan tertentu dalam keadaan

Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra

250

temperatur tetap. Informasi ini dibutuhkan untuk

memprediksi metana yang akan dilepas akibat

penurunan tekanan selama produksi. Kapasitas

penyerapan batubara ini tergantung pada beberapa

hal antara lain kualitas batubara, temperature,

moisture content matriks batubara, dan tekanan

Pada tekanan rendah, kapasitas penyerapan

bertambah hampir linier dengan tekanan. Karena

tekanan terus bertambah, kemampuan batubara

untuk menyerap metana berkurang, hingga

mencapai suatu tekanan tertentu dimana sangat

sedikit tambahan gas yang dapat diserap. Semakin

tinggi kualitas batubara, dengan area permukaan

yang lebih besar, makin tinggi kapasi

penyerapan batubara.

Ada beberapa teori Sorption Isotherm yang telah

dimodelkan diantaranya teori Langmuir, teori

Henry, dan teori Freundlichs. Diantara teori

tersebut yang paling sering digunakan dalam CBM

adalah teori Langmuir Sorption.

Langmuir Sorption memiliki variabel

tekanan Langmuir (PL) dan volume Langmuir (V

yang didapatkan melalui percobaan

isotherm di laboratorium. Asumsi-asumsi yang

digunakan pada penurunan persamaan Langmuir

Isotherm:

Persamaan ini memiliki variabel-variabel tekanan

Bentuk umum Kurva Langmuir ditunjukkan pada

Gambar 3.

1.2 Rangking Batubara Rangking sebagai pengukuran pembentukan

batubara diberikan pada Tabel 1.

dibedakan menjadi kelas lignitic, subbituminous,

bituminous dan anthracitic dan di sub

kelompokkan lebih jauh menjadi 13 kelompok.

Batubara dari kelas bituminous adalah yang paling

sering dicari setelah proses coalbed methane karena

kebanyakan propertinya optimum pada rangking

ini. Secara spesifik, batubara hvAb yang m

lvb adalah yang terbaik. Lebih banyak gas yang

tercipta pada point ini pada saat proses maturation

dan kapasiti penyimpanan telah dijadikan lebih

baik. Dan juga, properti physical dan mechanical

dari batubara sebagai batu reservoir adalah

optimum.

Properti fisik yang sering mencapai titik maximum

dan minimum pada level bituminous yang lebih

tinggi dengan system cleat yang lebih baik dan

kecenderungan untuk pecah. Di atas tingkat

bituminous, pergantian pada struktur kimia pada

anthracite menciptakan penurunan permeabilitas.


temperatur tetap. Informasi ini dibutuhkan untuk

memprediksi metana yang akan dilepas akibat

si. Kapasitas

penyerapan batubara ini tergantung pada beberapa

, temperature,

moisture content matriks batubara, dan tekanan.

Pada tekanan rendah, kapasitas penyerapan

bertambah hampir linier dengan tekanan. Karena

terus bertambah, kemampuan batubara

untuk menyerap metana berkurang, hingga

mencapai suatu tekanan tertentu dimana sangat

sedikit tambahan gas yang dapat diserap. Semakin

tinggi kualitas batubara, dengan area permukaan

yang lebih besar, makin tinggi kapasitas

Ada beberapa teori Sorption Isotherm yang telah

dimodelkan diantaranya teori Langmuir, teori

Henry, dan teori Freundlichs. Diantara teori

tersebut yang paling sering digunakan dalam CBM

memiliki variabel-variabel

) dan volume Langmuir (VL)

yang didapatkan melalui percobaan adsorbtion

asumsi yang

digunakan pada penurunan persamaan Langmuir

variabel tekanan

(1)

itunjukkan pada

Rangking sebagai pengukuran pembentukan

1. Batubara

dibedakan menjadi kelas lignitic, subbituminous,

anthracitic dan di sub-

kelompokkan lebih jauh menjadi 13 kelompok.

Batubara dari kelas bituminous adalah yang paling

sering dicari setelah proses coalbed methane karena

kebanyakan propertinya optimum pada rangking

ini. Secara spesifik, batubara hvAb yang melalui

lvb adalah yang terbaik. Lebih banyak gas yang

tercipta pada point ini pada saat proses maturation

dan kapasiti penyimpanan telah dijadikan lebih

baik. Dan juga, properti physical dan mechanical

dari batubara sebagai batu reservoir adalah

sering mencapai titik maximum

dan minimum pada level bituminous yang lebih

tinggi dengan system cleat yang lebih baik dan

kecenderungan untuk pecah. Di atas tingkat

bituminous, pergantian pada struktur kimia pada

enurunan permeabilitas.

II. PENGEMBANGAN MODEL

2.1 Model Reservoir

Model yang digunakan dalam penelitian ini

mengunakan model standar dalam CMG yaitu

model gmsmo014. Model tersebut kemudian

dimodifikasi kembali gridnya dan berbagai

variabelnya menggunakan data dari Lapangan

Cedar Hill. Model berbentuk kubus yang kemudian

dibagi menjadi 5 lapisan dan memiliki satu buah

sumur produksi di bagian tengah seperti ya

ditunjukkan pada Gambar 5.

Asumsi yang digunakan untuk model ini adalah

sebagai berikut:

� Reservoir CBM terdiri dari lima lapisan.

� Reservoir homogen dan isothermal

� Rekahan terjenuhi air 100%

� Aliran fluida laminar.

� Faktor Skin = 0

� Batuannya berjenis low volatile

bituminous

Model ini kemudian di validasi agar sesuai dengan

kondisi sebenarnya dengan men

persamaan Cooper dan Seidle King.

III. DATA RESERVOIR Data reservoir yang digunakan dalam percobaan ini

hampir sama dengan data model reservoir standar

yang tersedia di CMG. Hanya saja untuk

temperature reservoir, kedalaman, variabel

Langmuir, dan tekanan awal reservoir

menggunakan data reservoir yang telah ada yaitu

dari lapangan Cedar Hill. Data-data yang berasal

dari data model standar adalah sifat fisik batu bara

seperti permeabilitas, porositas, kompressibilitas,

jarak rekahan dan data saturasi fluida seperti S

dan Sgc. Selain itu sifat fisik fluida yaitu air,

methana dan CO2 juga didasarkan pada data yang

telah ada pada simulator. Data sifat fisik batuan

dapat dilihat pada Tabel 2.

Mengingat bahwa reservoir CBM umumnya

merupakan reservoir dengan jenis

maka dalam model terdapat dua jenis tipe batuan.

Batuan tipe 1 mewakili matriks dan batuan tipe 2

mewakili rekahan. Kurva permeabilitas relatif dari

batuan reservoir tipe 1 dapat dilihat pada Gambar 6

dan Gambar 7, sedangkan untuk tipe 2 dapat dilihat

pada Gambar 8 dan Gambar 9.

Selanjutnya data geometri reservoir adalah pada

Tabel 3.

IV. VALIDASI MODEL Model yang digunakan pada simulasi ini akan

divalidasikan terlebih dahulu. Tujuannya adalah

untuk memastikan model reservoir yang dibuat

dapat mewakili reservoir CBM yang telah ada.

Model yang digunakan dalam penelitian ini

mengunakan model standar dalam CMG yaitu

model gmsmo014. Model tersebut kemudian

dimodifikasi kembali gridnya dan berbagai

data dari Lapangan

Cedar Hill. Model berbentuk kubus yang kemudian

dibagi menjadi 5 lapisan dan memiliki satu buah

sumur produksi di bagian tengah seperti yang

Asumsi yang digunakan untuk model ini adalah

oir CBM terdiri dari lima lapisan.

Reservoir homogen dan isothermal

Rekahan terjenuhi air 100%

Batuannya berjenis low volatile

Model ini kemudian di validasi agar sesuai dengan

kondisi sebenarnya dengan menggunakan

persamaan Cooper dan Seidle King.

Data reservoir yang digunakan dalam percobaan ini

hampir sama dengan data model reservoir standar

yang tersedia di CMG. Hanya saja untuk

temperature reservoir, kedalaman, variabel

tekanan awal reservoir

menggunakan data reservoir yang telah ada yaitu

data yang berasal

dari data model standar adalah sifat fisik batu bara

seperti permeabilitas, porositas, kompressibilitas,

fluida seperti Swc,

. Selain itu sifat fisik fluida yaitu air,

juga didasarkan pada data yang

Data sifat fisik batuan

Mengingat bahwa reservoir CBM umumnya

merupakan reservoir dengan jenis dual porosity,

maka dalam model terdapat dua jenis tipe batuan.

Batuan tipe 1 mewakili matriks dan batuan tipe 2

mewakili rekahan. Kurva permeabilitas relatif dari

1 dapat dilihat pada Gambar 6

dan Gambar 7, sedangkan untuk tipe 2 dapat dilihat

voir adalah pada

Model yang digunakan pada simulasi ini akan

u. Tujuannya adalah

untuk memastikan model reservoir yang dibuat

dapat mewakili reservoir CBM yang telah ada.

Ada dua persamaan yang dapat digunakan untuk

memvalidasi model reservoir CBM yaitu yang

pertama adalah persamaan Cooper.

Sehingga bisa didapatkan plot penurunan tekanan

terhadap recovery fact, RF (Gp/G).

Selain itu digunakan juga persamaan Seidle King.

dimana

Dengan Psc, Zsc dan Tsc masing-masing adalah

tekanan, faktor kompresibilitas dan temperature

pada kondisi standar. Sedangkan A merupakan

fraksi Ash dan ρ adalah densitas batubara bruto.

Hasil validasi dapat dilihat pada Gambar 10.

Hasilnya menunjukkan hasil yang sangat

mendekati, sehingga dapat disimpulkan bahwa

model yang digunakan valid dan sesuai denga

kondisi reservoir yang sudah ada.

V. METODE PENELITIAN Setelah model reservoir dibuat dan divalidasi,

selanjutnya dilakukan studi sensitivity pada

berbagai parameter, antara lain:

� Area

80 s.d 18 acre

� Ketebalan reservoir

30 s.d 6 ft

• Porositas Matriks

0.1 s.d 0.001

• Porositas Fracture

0.02 s.d 0.001

• Permeabilitas Fracture

10 s.d 4 mD

• Volume Langmuir

550 s.d 350 scf/ton

Di studi ini saya mengasumsikan bahwa batuan

berjenis low volatile bituminous dengan

PL=360 psia dan Maximum VL=700 scf/ton.

• Pr

2000

VI. HASIL SENSITIVITY Hasil dari berbagai sensitivity yang telah d

dapat ditunjukan pada Gambar 11 sampai

Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas

Ada dua persamaan yang dapat digunakan untuk

memvalidasi model reservoir CBM yaitu yang

(2)

sa didapatkan plot penurunan tekanan

Selain itu digunakan juga persamaan Seidle King.

(3)

(4)

masing adalah

tekanan, faktor kompresibilitas dan temperature

disi standar. Sedangkan A merupakan

adalah densitas batubara bruto.

i dapat dilihat pada Gambar 10.

Hasilnya menunjukkan hasil yang sangat

mendekati, sehingga dapat disimpulkan bahwa

model yang digunakan valid dan sesuai dengan

Setelah model reservoir dibuat dan divalidasi,

selanjutnya dilakukan studi sensitivity pada

Di studi ini saya mengasumsikan bahwa batuan

berjenis low volatile bituminous dengan

PL=360 psia dan Maximum VL=700 scf/ton.

1000

psia

Hasil dari berbagai sensitivity yang telah dilakukan

dapat ditunjukan pada Gambar 11 sampai 18.

Rekapitulasi dari sensitivity terseb

pada Tabel 4 di Lampiran

VII. ANALISA HASIL SENSITIVITYDari berbagai hasil sensitivity dapat disimpulkan

sebagai berikut:

• Meningkatnya area, ketebalan reservoir,

porositas fracture dan matriks mengakibatkan

semakin besarnya volume reservoir dan volume

gas yang terkandung didalamnya sehingga t

peak menjadi semakin besar.

• Meningkatnya permeabilitas fracture

mempermudah aliran gas sehingga t peak

menurun seiring dengan peningkatan k fracture

• Semakin besar tekanan reservoir, semakin

tinggi tekanan reservoir yang harus diturunkan

agar gas terproduksi. Sehingga semakin besar

tekanan reservoir, semakin tinggi pula harga t

peak.

• Semakin kecil harga Vl pada tekanan yang

sama, semakin besar pressure drop yang harus

dihasilkan agar gas terproduksi. Sehingga

semakin kecil Vl, semakin tinggi pula harga t

peak.

VIII. PENGEMBANGAN PERSAMAAN

Untuk membangun persamaan digunakan software

XL Stat. Dengan memasukkan berbagai variable

serta hasil simulasi kedalam XL Stat, diperoleh

korelasi t peak sebagai berikut:

Untuk memvalidasi persamaan tersebut dilakukan

simulasi untuk berbagai variable yang berbeda

kemudian nilai t peak nya dibandingkan. Variabel

yang digunakan adalah sebagai berikut:

Area=80 acre, h=6 ft, Por Mat=0.1, Por Frac=0.02,

kf=7, Vl=600 scf/ton, Pr=2000 psia, qw= 1000 bpd

Hasil Validasi adalah sebagai berikut:

T peak simulator=297 days

Tpeak prediksi = 310

Error= 4.33 %

Maka dapat disimpulkan bahwa persamaan t peak

yang dihasilkan valid.

IX. KESIMPULAN DAN SARAN

9.1 Kesimpulan 1. Dalam proses dewatering CBM, terdapat rat

optimum untuk qw, yaitu laju dimana t peak

tidak akan menurun seiring dengan

penambahan qw.

( ) ( )

r

3 2 3 2

2 2

2 2 2

5003 (0.46 ) (1.075 ) (0.13 )

21.35 2783 (31.24 )

(18 ) (18.51 ) (2.28 P) (8.05 10 )

(1.4 10 ) (9.08 10 )

(2345 ) (54898 )

(1.74 ) (1.74 10 )

(6.05 10

w

m f f

L L w

m f

f L

t peak Q A h

V V Q

A h

k V

φ φ

φ φ

− −

−

= − × + × − ×

+ × + × − ×

− × − × + × + × ×

+ × × + × ×

+ × + ×

+ × + × ×

− × 6 2)r

P− ×

Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas

251

Rekapitulasi dari sensitivity tersebut ditunjukkan

ANALISA HASIL SENSITIVITY Dari berbagai hasil sensitivity dapat disimpulkan

Meningkatnya area, ketebalan reservoir,

porositas fracture dan matriks mengakibatkan

emakin besarnya volume reservoir dan volume

gas yang terkandung didalamnya sehingga t

Meningkatnya permeabilitas fracture

mempermudah aliran gas sehingga t peak

menurun seiring dengan peningkatan k fracture.

n reservoir, semakin

tinggi tekanan reservoir yang harus diturunkan

agar gas terproduksi. Sehingga semakin besar

tekanan reservoir, semakin tinggi pula harga t

Semakin kecil harga Vl pada tekanan yang

sama, semakin besar pressure drop yang harus

silkan agar gas terproduksi. Sehingga

semakin kecil Vl, semakin tinggi pula harga t

PENGEMBANGAN PERSAMAAN

Untuk membangun persamaan digunakan software

XL Stat. Dengan memasukkan berbagai variable

serta hasil simulasi kedalam XL Stat, diperoleh

Untuk memvalidasi persamaan tersebut dilakukan

simulasi untuk berbagai variable yang berbeda

kemudian nilai t peak nya dibandingkan. Variabel

nakan adalah sebagai berikut:

Area=80 acre, h=6 ft, Por Mat=0.1, Por Frac=0.02,

kf=7, Vl=600 scf/ton, Pr=2000 psia, qw= 1000 bpd

Hasil Validasi adalah sebagai berikut:

bahwa persamaan t peak

DAN SARAN

Dalam proses dewatering CBM, terdapat rat

u dimana t peak

un seiring dengan

4 2

r

3 2 3 2

5003 (0.46 ) (1.075 ) (0.13 )

21.35 2783 (31.24 )

(18 ) (18.51 ) (2.28 P) (8.05 10 )

(1.4 10 ) (9.08 10 )

m f f

L L w

t peak Q A h

k

V V Q

A h

−

= − × + × − ×

+ × + × − ×

− × − × + × + × ×


252

2. Persamaan t peak untuk batuan low volatile

bituminous adalah:

9.2 Saran Perlu dilakukan sensitivity dengan model lapangan

yang lebih besar sehingga sensitivity data qw lebih

beragam sehingga dapat dihasilkan persamaan yang

lebih mewakili.

DAFTAR SIMBOL

C = jumlah gas yang teradsorbsi, scf/ton

T peak = waktu terbentuknya gas puncak, days

VL = konstanta volume Langmuir, scf/ton

PL = konstanta tekanan Langmuir, psia

P = tekanan, psia

fa = kandungan debu (fraksi)

fm = moisture Content (fraksi)

Psc = tekanan pada kondisi standar, 14.7 Psi

Zsc = faktor kompresibilitas gas pada kondisi

standar, 0.997042

Tsc = teperatur pada kondisi standard, 520R

(60.33 F, 15.74C)

Sw = rata-rata saturasi air reservoir

a = fraksi debu

RF = Faktor perolehan, Recovery factor

ρ = densitas batubara bruto

pwf = tekanan alir dasar sumur, psi

pr = tekanan reservoir, psi

pi = tekanan reservoir awal, psi

Sw = saturasi air, fraksi

Swi = saturasi air awal, fraksi

µw = viskositas air, cp

cw = kompresibilitas air, psi-1

SG = specific gravity, graksi

k = permeabilitas absolut batuan, mD

kr = permeabilitas relatif batuan, fraksi

h = ketebalan reservoir, ft

Φ = porositas batuan, fraksi

A = luas area reservoir, acre

rw = jari-jari sumur, ft

DAFTAR PUSTAKA 1. Roger, R.E., 1994. Coalbed Methane:

Principles and Practice. Mississippi State

University, PTR Prentice Hall.

2. Arsyadanie, R., 2008. IPR Sumur pada

Reservoir CBM, Petroleum Engineering

Department, Bandung Institute of Technology.

3. Ertekin, T., 2006. Engineering of Coalbed

Methane Reservoir, ITB Persentation,

Bandung.

4. Clarkson, C. R., 2008. Case Study: Production

Data and Pressure Transient Analysis of

Horseshoe Canyon CBM Wells. SPE 114485.

5. Schlachter, G., 2007 Using Wireline

Formation Evaluation Tools To Characterize

Coalbed Methane Formations. SPE 111213.

6. Thungsuntonkhun, W., and Engler, T.W.,

2001. Well Deliverability of Undersaturated

Coalbed Reservoir. SPE 71068.

7. Gerami, S., Darvish, Pooladi M., Morad, K.,

Mattar, L., 2007. Type Curves for Dry CBM

Reservoirs with Equilibrium Desorption

dipresentasikan pada Petroleum Society’s 8th

Canadian International Petroleum Conference,

Calgary, Alberta, Canada.

( ) ( )4 2

r

3 2 3 2

2 2

2 2 2

5003 (0.46 ) (1.075 ) (0.13 )

21.35 2783 (31.24 )

(18 ) (18.51 ) (2.28 P) (8.05 10 )

(1.4 10 ) (9.08 10 )

(2345 ) (54898 )

(1.74 ) (1.74 10 )

(6.05 10

w

m f f

L L w

m f

f L

t peak Q A h

k

V V Q

A h

k V

φ φ

φ φ

−

− −

−

= − × + × − ×

+ × + × − ×

− × − × + × + × ×

+ × × + × ×

+ × + ×

+ × + × ×

− × 6 2)r

P− ×


253

Tabel 1. Peringkat Batubara ASTM

Class

Group Abbreviatio

n

Meta-

Anthracite ma

Anthracite an

Anthracitic Semianthracite sa

Bituminous

Low volatile lvb

Medium

volatile mvb

High volatile A hvAb

High volatile B hvBb

High volatie C hvCb

Subbitumino

us

Subbituminous

A subA

Subbituminous

B subB

Subbituminous

C subC

Liginite Lignite A ligA

Lignite B ligB

Tabel 2. Data Sifat Fisik Batuan Reservoir

Parameter Dimensi Nilai

Porositas Matriks fraksi 0.0025

Porositas rekahan fraksi 0.001

Permeabilitas

Matriks

mD 0.0001

Permeabilitas

rekahan

mD 4

Cf matriks psi-1 1 x 10-6

Cf rekahan psi-1 1 x 10-6

Skin - 0

Tabel 3. Data Geometri Reservoir

Parameter Dimensi Nilai

A Acre 80

rw ft 0.25

Tebal Reservoir ft 30


254

Gambar 1. Mekanisme Produksi Metana

Gambar 2. Skema Produksi Reservoir CBM

Gambar 3. Kurva Langmuir

Desorption From Internal

Surfaces

Flow Through

the Matrix

Flow in the NaturalFracture Network

JA

F0

06

70

.CD

R

Natural FractureNetwork

Stage 1 Stage 2 Stage 3


255

Gambar 5. Model Reservoir CBM

Gambar 6. Kurva kr terhadap Sw batuan tipe 1

Gambar 7 Kurva kr terhadap Sl batuan tipe 1


256

Gambar 8 Kurva kr terhadap Sg batuan tipe 2

Gambar 9 Kurva kr terhadap Sw batuan tipe 2

Gambar 10. Validasi Cedar Hill

0

500

1000

1500

2000

0 0.5 1 1.5

P (

psia

)

Gp/G

Validasi Cedar Hill

Cooper


257

Gambar 11. Sensitivity Qw

Gambar 12. Sensitivity Area

Gambar 13. Sensitivity ketebalan


258

Gambar 14. Sensitivity Porositas Matriks

Gambar 15. Sensitivity Porositas Fracture

Gambar 16. Sensitivity Permeabilitas Fracture


259

Gambar 17. Sensitivity Volume Langmuir

Gambar 18. Sensitivity Tekanan Reservoir


260

Tabel 4 Rekapitulasi Sensitivity

qw A h

Por

Mat

Por

Frac kf VL Pr qg max t peak

1 5 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 892180 2800

2 100 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 128.0591

3 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

4 300 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 103.024

5 350 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 102.3547

6 400 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 102.3547

7 500 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 103.0503

8 1000 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 102.3547

9 5000 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 102.3547

10 10000 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.27E+06 102.3547

11 200 18 30 0.0025 0.001 4 550 1562 804812 31

12 200 34 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1020370 48.68863

13 200 54 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1171830 73.49571

14 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

15 200 80 6 0.0025 0.001 4 550 1562 255079 102.6216

16 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

17 200 80 75 0.0025 0.001 4 550 1562 3220170 145.7603

18 200 80 100 0.0025 0.001 4 550 1562 4209800 178.1218

19 200 80 30 0.001 0.001 4 550 1562 1269320 102.4554

20 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1275250 104.4279

21 200 80 30 0.01 0.001 4 550 1562 1299240 107.4439

22 200 80 30 0.05 0.001 4 550 1562 1385570 112.2753

23 200 80 30 0.1 0.001 4 550 1562 1430490 131.5888

24 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1275250 104.4279

25 200 80 30 0.0025 0.005 4 550 1562 832572 206.452

26 200 80 30 0.0025 0.01 4 550 1562 667889 350.5

27 200 80 30 0.0025 0.015 4 550 1562 566479 517

28 200 80 30 0.0025 0.02 4 550 1562 495015 639

29 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

30 200 80 30 0.0025 0.001 6 550 1562 1.71E+06 76.04884

31 200 80 30 0.0025 0.001 8 550 1562 2.07E+06 66.60187

32 200 80 30 0.0025 0.001 10 550 1562 2.39E+06 63.79533

33 200 80 30 0.0025 0.001 4 350 1562 172437 670

34 200 80 30 0.0025 0.001 4 420 1562 352215 274

35 200 80 30 0.0025 0.001 4 500 1562 788835 152

36 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

37 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1000 1.29E+06 101.8228

38 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1562 1.28E+06 104.4279

39 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 1800 1.27E+06 106.1258

40 200 80 30 0.0025 0.001 4 550 2000 1.27E+06 106.6582


261

kelakuan reservoir cbm sebelum mencapai puncak … 20090403.pdfmethane akan mengalir mengikuti hukum...

Documents