KELAKUAN RESERVOIR CBM SEBELUM MENCAPAI PUNCAK PRODUKSI GAS

Transkripsi

1 JTM Vol. XVI No.4/2009 KELAKUAN RESERVOIR CBM SEBELUM MENCAPAI PUNCAK PRODUKSI GAS Neni Yuliana 1, Pudjo Sukarno 1, Amega Yasutra 1 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. against_002@yahoo.com 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 249

2 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra 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 areaa permukaan yang lebih besar, makin tinggii kapasitas 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-variabel tekanan Langmuir (P L ) dan volume Langmuir (V L ) yang didapatkan melalui percobaan adsorbtion isotherm di laboratorium. Asumsi-asumsi yang digunakan pada penurunan persamaan Langmuir Isotherm: Persamaan ini memiliki variabel-variabel tekanan (1) Bentuk umum Kurva Langmuir ditunjukkan pada Gambar Rangking Batubara Rangking sebagai pengukuran pembentukan batubara diberikan pada Tabel 1. Batubara dibedakan menjadi kelas lignitic, subbituminous, bituminous dan anthracitic dan di subkelompokkan 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 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. 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 yang 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 menggunakan 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 wc, dan S gc. Selain itu sifat fisik fluida yaitu air, methana dan CO 2 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 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 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. 250

3 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas 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 (2) (3) (4) Dengan P sc, Z sc dan T sc 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 dengan 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 Porositas Fracture 0.02 s.d 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 psia VI. HASIL SENSITIVITY Hasil dari berbagai sensitivity yang telah dilakukan dapat ditunjukan pada Gambar 11 sampai 18. Rekapitulasi dari sensitivity tersebut ditunjukkan pada Tabel 4 di Lampiran VII. ANALISA HASIL SENSITIVITY Dari 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 padaa 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: t peak = 5003 (0.46 Q ) + (1.075 A) (0.13 h) ( φm ) ( φf ) (31.24 k ) 4 2 (18 V ) (18.51 V ) + (2.28 P) + ( Q ) L ( A ) + ( h ) (2345 φm ) (54898 φf ) + + w (1.74 kf ) ( VL ) L Untuk memvalidasi ( P persamaan 2 ) tersebut dilakukan r 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 f w 251

4 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra 2. Persamaan t peak untuk batuan low volatile bituminous adalah: t peak = 5003 (0.46 Q) + (1.075 A) (0.13 h) ( φ ) ( φ ) (31.24 k ) 4 2 (18 VL ) (18.51 VL ) (2.28 P) r ( Qw ) ( A) ( h ) 2 2 (2345 m ) (54898 f ) w (1.74 kf ) ( VL ) ( P 2 ) r m f f φ + φ Saran Perlu dilakukan sensitivity dengan model lapangan yang lebih besar sehingga sensitivity data qw lebih beragam sehingga dapat dihasilkan persamaan yang lebih mewakili. 3. Ertekin, T., Engineering of Coalbed Methane Reservoir, ITB Persentation, Bandung. 4. Clarkson, C. R., Case Study: Production Data and Pressure Transient Analysis of Horseshoe Canyon CBM Wells. SPE Schlachter, G., 2007 Using Wireline Formation Evaluation Tools To Characterize Coalbed Methane Formations. SPE Thungsuntonkhun, W., and Engler, T.W., Well Deliverability of Undersaturated Coalbed Reservoir. SPE Gerami, S., Darvish, Pooladi M., Morad, K., Mattar, L., Type Curves for Dry CBM Reservoirs with Equilibrium Desorption dipresentasikan pada Petroleum Society s 8 th Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada. DAFTAR SIMBOL C = jumlah gas yang teradsorbsi, scf/ton T peak = waktu terbentuknya gas puncak, days V L = konstanta volume Langmuir, scf/ton P L = konstanta tekanan Langmuir, psia P = tekanan, psia fa = kandungan debu (fraksi) fm = moisture Content (fraksi) P sc = tekanan pada kondisi standar, 14.7 Psi Z sc = faktor kompresibilitas gas pada kondisi standar, T sc = teperatur pada kondisi standard, 520R (60.33 F, 15.74C) S w = rata-rata saturasi air reservoir a = fraksi debu RF = Faktor perolehan, Recovery factor ρ = densitas batubara bruto p wf = tekanan alir dasar sumur, psi p r = tekanan reservoir, psi p i = tekanan reservoir awal, psi S w = saturasi air, fraksi S wi = saturasi air awal, fraksi µ w = viskositas air, cp c w = 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 = jari-jari sumur, ft r w DAFTAR PUSTAKA 1. Roger, R.E., Coalbed Methane: Principles and Practice. Mississippi State University, PTR Prentice Hall. 2. Arsyadanie, R., IPR Sumur pada Reservoir CBM, Petroleum Engineering Department, Bandung Institute of Technology. 252

5 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas Tabel 1. Peringkat Batubara ASTM Group Abbreviatio n Class Meta- Anthracite ma Anthracite an Anthracitic Semianthracite sa Low volatile lvb Medium volatile mvb Bituminous High volatile A hvab High volatile B hvbb Subbitumino us Liginite High volatie C Subbituminous A Subbituminous B Subbituminous C Lignite A Lignite B hvcb suba subb subc liga ligb Tabel 2. Data Sifat Fisik Batuan Reservoir Parameter Dimensi Nilai Porositas Matriks fraksi Porositas rekahan fraksi Permeabilitas md Matriks Permeabilitas md 4 rekahan C f matriks psi -1 1 x 10-6 C f rekahan psi -1 1 x 10-6 Skin - 0 Tabel 3. Data Geometri Reservoir Parameter Dimensi Nilai A Acre 80 r w ft 0.25 Tebal Reservoir ft

6 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra Stage 1 Stage 2 Stage 3 J A F C D R Natural Fracture Network Desorption From Internal Surfaces Flow Through the Matrix Gambar 1. Mekanisme Produksi Metana Flow in the Natural Fracture Network Gambar 2. Skema Produksi Reservoir CBM Gambar 3. Kurva Langmuir 254

7 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas Gambar 5. Model Reservoir CBM Gambar 6. Kurva k r terhadap S w batuan tipe 1 Gambar 7 Kurva k r terhadap S l batuan tipe 1 255

8 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra Gambar 8 Kurva k r terhadap S g batuan tipe 2 Gambar 9 Kurva k r terhadap S w batuan tipe Validasi Cedar Hill P (psia) Gp/G Cooper Gambar 10. Validasi Cedar Hill 256

9 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas Gambar 11. Sensitivity Qw Gambar 12. Sensitivity Area Gambar 13. Sensitivity ketebalan 257

10 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra Gambar 14. Sensitivity Porositas Matriks Gambar 15. Sensitivity Porositas Fracture Gambar 16. Sensitivity Permeabilitas Fracture 258

11 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas Gambar 17. Sensitivity Volume Langmuir Gambar 18. Sensitivity Tekanan Reservoir 259

12 Neni Yuliana, Pudjo Sukarno, Amega Yasutra Tabel 4 Rekapitulasi Sensitivity qw A h Por Mat Por Frac kf VL Pr qg max t peak E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E

13 Kelakuan Reservoir CBM Sebelum Mencapai Puncak Produksi Gas 261