UPAYA PRODUKSI GAS PADA RESERVOIR COALBED METHANE (CBM) SUMUR P#X DI KALIMANTAN

Transkripsi

1 UPAYA PRODUKSI GAS PADA RESERVOIR COALBED METHANE (CBM) SUMUR P#X DI KALIMANTAN Eko Budhi Santosa STEM Akamigas, Jl. Gajah Mada No. 38, Cepu ABSTRAK Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu jenis gas unkonvensional yang terbentuk bersama dengan proses pembentukan batubara (coalification), dan gas yang terbentuk tersebut teradsorpsi pada permukaan bagian dalam dari matriks batubara. Untuk memproduksikan gas ini diperlukan penurunan tekanan yang besar di reservoir, sehingga pada tekanan reservoir yang rendah gas methana dapat terlepas dari permukaan matriks batubara. Namun dengan pembentukan gas methana lingkungan batubara, maka pada umumnya CBM mengandung air yang mengisi rekahan batubara. Maka untuk memproduksikan gas methana dari lingkungan batubara, tekanan reservoir harus diturunkan, dengan air dalam reservoir CBM harus dikeluarkan (de-watering process) secara besar-besaran dengan tujuan menurunkan tekanan reservoir. Pada masa produksi reservoir CBM, besarnya produktivitas sumur CBM gas methana, yang dinyatakan sebagai besarnya laju alir gas ke dalam sumur yang sebanding dengan besarnya perbedaan antara tekanan di reservoir dengan tekanan di dasar lubang sumur, disebut sebagai Inflow Performance Relationship (IPR) sumur CBM gas methana. Untuk sumur yang berproduksi pada reservoir CBM, selama ini belum dikembangkan hubungan tersebut. Kata kunci: produksi, reservoir, PCP, de-watering. ABSTRACT Coalbed Methane (CBM) is one type of unconventional gas that was formed along with the formation of coal (coalification), and the gas formed is adsorbed on the inner surface of the coal matrix. To produce this gas requires large pressure drop in the reservoir, resulting in a low pressure gas reservoir of methane that could be released from the surface of the coal matrix. However, with the establishment of the coal methane gas, the CBM generally contains water that fills the cracks of the coal. So, to produce methane gas from the coal reservoir pressure should be lowered, the water in CBM reservoir must be removed (de-watering process) on a large scale with the goal of lowering the reservoir pressure. During the production of CBM reservoirs, the amount of methane gas CBM well productivity, expressed as the amount of gas flow rate into the well which is proportional to the magnitude of the difference between the pressure in the reservoir with the pressure at the bottom of the wellbore, called Inflow Performance Relationship (IPR) CBM gas wells methane. For wells producing at CBM reservoir, the relationship has not been developed. Keywords: production, reservoir, PCP, de-watering. 1. PENDAHULUAN Meningkatnya kebutuhan energi nasional dan harga minyak yang melambung tinggi memaksa manusia untuk mulai mencari dan memanfaatkan energi alternatif. 1) Salah satu energi alternatif yang mulai dikembangkan adalah Coalbed Methane (CBM). 1) Di Alberta, salah satu propinsi yang berada di Canada pada tahun 2001 terdapat lebih dari 6000 sumur CBM yang sudah di bor. 1) Indonesia kini juga mulai mengembangkan CBM, menurut penelitian yang dilakukan oleh Advanctes Resources International dan salah satu produsen migas Indonesia, besarnya potensi cadangan CBM Indone- 40

2 Santosa, Upaya Produksi Gas pada... sia mencapai 337 TCF. 1) Dalam usaha memproduksikan gas pada reservoir CBM perlu dilakukan penurunan tekanan dengan cara menguras air pada reservoir CBM atau (dewatering), proses pengurasan air ini sebaiknya menggunakan pompa yang alirannya stabil. Pompa yang dalam pengalirannya bersifat stabil untuk menjaga kondisi reservoir tidak banyak terganggu, digunakan metode PCP (Progressive Cavity Pump). Dari kombinasi melalui de-watering dan pengaliran gas methana, maka diperlukan flow line yang berbeda, juga monitoring tekanan yang lebih seksama. Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu gas bumi yang berdasarkan proses pembentukannya dikatagorikan sebagai gas unkonvensional, dibandingkan dengan pembentukan gas hidrokarbon yang lain. Gas ini terbentuk secara alami bersamaan dengan proses pembentukan batubara (coalification) dan peatification. 2) Gas yang terbentuk ini sebagian besar teradsorpsi pada permukaan dari mikropori matrik batubara sedangkan sisanya berada di rekahan lapisan batubara dan pada macropores, sebagai gas bebas. A. Coal Bed Methane (CBM) Terdapat beberapa perbedaan mendasar antara reservoir CBM dengan reservoir gas alam konvensional. Diantaranya adalah reservoir CBM dengan batubara sebagai source rock sekaligus reservoir. Reservoir CBM memiliki ukuran pori-pori yang lebih kecil yaitu berkisar antara 1 mikrometer sampai 1 milimeter. Gas methana yang berada di dalam reservoir ini juga tersimpan tidak seperti gas alam pada umumnya, melainkan teradsorpsi pada permukaan dalam dari mikropori matrik batubara. Oleh karena itu, aliran gas yang terjadi di dalam matriks batubara merupakan aliran secara difusi dan berupa aliran Darcy dibagian rekahannya. Keadaan ini mengakibatkan beberapa perbedaan pada pola produksinya. Luasnya permukaan dalam dari mikropori matrik batubara bisa sangat besar, yaitu mencapai ribuan feet kuadrat untuk tiap gramnya. Menurut beberapa sumber untuk tiap gramnya bisa mencapai 2150 ft2/gr 3150 ft2/gr. Perbandingan lainnya disam-paikan pada Tabel 1. Tabel 1. Perbedaan Gas Konvensional dengan Coal Bed Methane (CBM) Gas Konvensionil Gas mengalir sesuai dengan hk. Darcy ke lubang sumur Gas tersimpan pada makropori Kurva produksi menurun GWR semakin menurun Reservoir inorganik Ukuran pori sebesar 1 µ - 1 mm Memiliki reservoir dan source rock yang berdiri sendiri Well interference mengganggu produksi Coal Bed Methane (CBM) Dengan difusi, melewati mikropori sesuai dengan hk. Ficks, kemudian mengalir sesuai dengan hk. Darcy melewati rekahan Gas menempel pada permukaan mikropori Kenaikan produksi pada saat awal GWR meningkat pada bagian akhir Reservoir organik Ukuran pori < 5 Å - 50 Å Reservoir dan source rock adalah satu kesatuan Well interference membantu produksi Banyaknya gas yang teradsorpsi merupakan fungsi dari tekanan dan volume poripori tersebut. Besarnya gas yang teradsorpsi bisa ditentukan dari hubungan antara tekanan dan gas yang teradsorpsi yang disebut sebagai kurva Langmuir Sorption Isotherm. B. Reservoir CBM Reservoir CBM merupakan reservoir dengan dual porosity yaitu rekahan (fracture) dan matriks. 3) Rekahan tersebut, dapat dibagi menjadi dua jenis yaitu face cleats dan butt cleats. Face cleats diartikan sebagai rekahan yang panjang dan berkesinambungan sepanjang batubara. Butt cleats adalah rekahan yang tidak berkelanjutan karena diputus oleh Face cleats. Pada matriks batubara terdapat pori-pori yang sangat kecil, disebut sebagai mikropori yang berukuran antara satu mikrometer sampai satu milimeter. Methana yang terbentuk saat peatification dan coalification sebagian besar akan teradsorbsi pada permukaan dalam dari mikropori ini. 41

3 Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm METODE Dalam penentuan potensi CBM, persamaan material balance dan performa produksi sangat penting dalam menentukan Original Gas In Place (OGIP) pada reservoir CBM. Persamaan material balance pa-da reservoir CBM telah dikembangkan sebelumnya dimana gas yang terdapat pada batubara terdapat pada sistem cleat dan matriks. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam penurunan material balance adalah: 1. Gas teradsorspi di matriks. 2. Gas terkandung pada cleat. 3. Batubara berada pada kondisi saturated dan mengikuti Langmuir Isotherm. 4. Kompresibilitas air, kompresibilitas batuan dan produksi air diperhitungkan. Gas yang terdapat pada batubara adalah gas yang teradsorpsi pada batubara ditambah free gas yang terdapat pada cleat. Gas yang teradsorpsi pada matriks dapat dideskripsikan oleh Langmuir Isotherm. 4) Sedangkan gas yang terkandung pada cleat dideskripsikan oleh persamaan 4) untuk sistem penyimpanan secara volumetrik sebagai...(1) (2) Model difusi 4) pada kondisi pseudo steady state yang telah disederhanakan sebagai...(4) Variabel V E merupakan volume gas teradsorpsi pada kondisi kesetimbangan yang akan berkurang seiring dengan penurunan tekanan. Dalam mendapatkan harga V E pada setiap tekanan memerlukan parameter tekanan pada setiap waktu. Parameter ini biasanya diperoleh dari persamaan numerik. Akan tetapi penyelesaian menggunakan persamaan numerik sangatlah rumit, sehingga dilakukan dengan merubah variabel V E menjadi variabel V e. Variabel V e adalah volume gas yang direpre-sentasikan pada persamaan 4) sebagai...(5) Pengubahan ini menandakan bahwa gas yang terdesorpsi pada reservoir seakan-akan di lepas sampai tekanan satu atmosfir yang mana mirip dengan percobaan yang dilakukan pada laboratorium. Agar sesuai pada keadaan yang sebenarnya maka persamaan sebelumnya, ditambahkan suatu konstanta waktu (n) dan diperoleh persamaan 4) sebagai Dimana Bg adalah faktor volume formasi gas (cuft/scf), saturasi air di dalam cleat dan volume cleat berubah terhadap tekanan dan water influks. Saturasi air di dalam cleat dipengaruhi oleh 3 mekanisme yaitu: 1. Ekspansi air karena kompresibilitas air 2. Water influks dan produksi air 3. Perubahan volume pori akibat kompresibilitas batuan. Persamaan saturasi air 4) sebagai...(3)...(6) Penentuan harga n dapat dilakukan dengan cara mencocokkan hasil manual dengan hasil simulasi pada berbagai data yang kemudian diperoleh berbagai nilai n lalu dirata-ratakan. Akan tetapi cara ini kurang akurat karena gas yang terdesorpsi pada suatu waktu (Vt) untuk setiap data adalah berbeda. Ketika volume gas yang terdapat pada batubara dikombinasikan dengan saturasi air maka persamaan 5) (7) material balance-nya sebagai...(7) 42

4 Cara lain yang ditawarkan yaitu dengan melakukan trial dan error terhadap nilai n hingga harga produksi gas kumulatif (Gp) dari persamaan Darcy sama atau mirip dengan Gp yang diperoleh dari material balance pada suatu waktu. Cara ini dinilai lebih akurat karena nilai n yang dihasilkan pada berbagai data lapangan adalah berbeda. Nilai V(t) yang telah diperoleh dapat digunakan untuk menentukan tekanan. Persamaan 2) tekanannya dapat ditulis sebagai...(8) 3.7 Tekanan yang telah didapatkan dari persamaan di atas digunakan dalam penentuan laju produksi air 2) yang dapat dituliskan sebagai Pada saat produksi, permeabilitas relatif air yang pada awalnya sama dengan satu akan turun sejalan dengan berkurangnya saturasi air. Jika tidak terdapat data laboratorium maka hubungan antara k rw dan Sw 5) dapat dituliskan sebagai...(9) (10) 3.9 Kemudian persamaan di atas disubstitusikan ke persamaan (9) dengan asumsi Swc mendekati nol. Persamaannya 4) q w (bbl/day) dapat ditulis sebagai King telah mendefinisikan saturasi air rata-rata pada saat menurunkan persamaan material balance. 5) Untuk memudahkan perhitungan dibuat asumsi sebagai 1. Kompresibilitas air dan batuan sangat kecil sehingga dapat diabaikan. 2. Tidak terdapat water influks. 3. Faktor volume formasi (B w ) = 1 resbbl/ STB....(11) 3.10 Santosa, Upaya Produksi Gas pada... Jika air yang terproduksi (Wp) diubah dalam SCF maka persamaan 5) saturasi ratarata dituliskan sebagai...(12) Produksi air kumulatif 4) dapat didefinisikan sebagai:...(13) Persamaan di atas disubsitusikan ke persamaan (13) lalu hasilnya dimasukkan ke persamaan 4) q w sehingga menjadi:...(14) Harga q w diselesaikan dengan iterasi. Setelah q w (SCF/Day) diketahui maka produksi air kumulatif dapat ditentukan dengan persamaan (13) dan saturasi air rata-rata juga dapat diperoleh dari persamaan (12). Sedangkan saturasi gas dengan persamaan: 5)...(15) Agar perhitungan menjadi lebih mudah maka diasumsikan k * rg = 1, S gc = 0 dan S wc = 1 maka persamaan 5) yang dihasilkan dapat di-tuliskan sebagai...(16) Kemudian persamaan tersebut diatas disubstitusikan pada persamaan Darcy untuk gas. Agar memudahkan perhitungan maka digunakan persamaan Darcy 4) dengan hasilnya sebagai...(17) Dari persamaan tersebut maka produksi gas kumulatif dapat ditentukan menggunakan persamaan: 4) G Pn = n n=0 t g n...(18) n 43

5 Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm Persamaan tersebut disebut juga produksi gas kumulatif dari persamaan Darcy. Selain itu, produksi gas kumulatif dapat juga ditentukan dengan menggunakan persamaan material balance yang ditunjukkan oleh persamaan 4) sebagai 3. PEMBAHASAN ini mengakibatkan laju produksi gas methana akan meningkat di awal periode produksi. Hingga pada akhirnya produksi akan mencapai puncaknya dan mulai mengalami penurunan laju produksi. Secara skematik perubahan laju produksi dapat ditunjukkan pada Gambar 2....(19) 3.18 A. Mekanisme Aliran Gas pada CBM Untuk memproduksi methana pada reservoir CBM, tekanan reservoir harus diturunkan hingga mencapai tekanan desorpsi, dimana pada tekanan ini methana mulai terlepas dari permukaan dalam dari mikro pori batubara. Pada tekanan tersebut, gas akan mengalir sedikit demi sedikit melalui proses diffusi pada matriks batubara hingga gas mencapai rekahan. Proses ini terjadi berdasarkan hukum Ficks yang menerangkan bahwa pergerakan gas tersebut terjadi akibat perbedaan gradien konsentrasi. Setelah mencapai rekahan maka aliran gas hingga lubang bor mengikuti hukum Darcy. Ilustrasi yang dapat menggambarkan produksi CBM diperlihatkan pada Gambar 1. Gambar 1. Migrasi Gas Metana dalam Batubara. 4) Akibat proses tersebut maka kelakuan produksi dari CBM menjadi berbeda dengan gas lainnya. Proses produksi dimulai dengan memproduksi air secara besar-besaran yang menyebabkan tekanan pada reservoir akan mengalami penurunan. Selanjutnya gas akan mulai terlepas dari permukaan dalam dari mikropori batubara pada saat tekanan mencapai critical desorption pressure, atau tekanan minimum pada saat gas mulai terlepas. Terlepasnya methana akan semakin bertambah saat tekanan semakin berkurang. Hal Gambar 2. Kurva Perkiraan Produksi Vs Waktu. 1) B. Pembuatan Kurva IPR Reservoir CBM Kurva IPR merupakan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap laju alir, yang diukur pada saat awal periode pseudo steady-state telah dicapai. Hal ini bertujuan agar IPR yang diperoleh merepresentasikan keadaan reservoir seluruhnya. Pengukuran tekanan dilakukan pada kedalaman tepat di atas top lapisan reservoir. Hal ini bertujuan agar dapat mengetahui kinerja dari semua lapisan reservoir yang ada. Selain itu, laju alir yang diperoleh merupakan gabungan laju alir dari semua lapisan reservoir. Penentuan IPR untuk studi kasus ini didasarkan pada beberapa parameter yang dianggap dapat mempengaruhi produksi pada reservoir CBM. Seperti misalnya P L, V L, tekanan reservoir awal dan temperatur reservoir. Pada pengujian ini, perubahan P L, V L, tekanan reservoir awal dan temperatur reservoir CBM memiliki hubungan yang linear. Semakin dalam reservoir, maka tekanan dan temperatur akan meningkat. Peningkatan ini akan menaikkan harga V L yang akibatnya akan menurunkan harga P L. Sehingga dengan perubahan yang linear tersebut akan didapatkan data untuk setiap model. Dari hasil regresi suatu percobaan IPR tak berdimensi 44

6 Santosa, Upaya Produksi Gas pada... untuk beberapa aneka model menghasilkan persamaan 1) sebagai...(20) Selanjutnya pembuatan kurva IPR dilakukan sama seperti pembuatan kurva IPR pada sumur minyak dan gas konvensional. C. Penentuan Metode Produksi pada Sumur Reservoir CBM Penentuan metode produksi pada sumur reservoir CBM ini sama seperti penentuan pada sumur minyak pada umumnya, dimana dengan memperhatikan perbandingan laju alir air dan gas terhadap tekanan dasar alir sumur. Selain itu risiko gangguan produksi yang disebabkan oleh formasi juga harus diperhatikan untuk dapat menentukan metode produksi. Pada dasarnya produksi gas CBM ini diupayakan untuk percepatan usaha dalam memproduksikan air yang terkandung di dalam reservoir batubara, sehingga produksi gas metana juga akan mengalami peningkatan dengan pertimbangan pemilihannya adalah selang kapasitas yang optimal, pola aliran air dari sumur, ketahanan terhadap konsentrasi gas dan serpihan batubara, serta perhitungan biaya yang relatif lebih murah dibandingkan yang lainnya. Salah satu metode yang bisa digunakan untuk mengembangkan pemilihan metode produksi adalah dengan memanfaatkan metode Analisis Nodal. Berikut Gambar 3, 4, 5 dan 6 beberapa skema sumur produksi CBM. Gambar 4. Penampang Sumur Produksi CBM. 2 Gambar 5. Penampang Sumur Produksi Deviasi dan Sumur Injeksi. 2) Gambar 6. Penampang Sumur Produksi dengan Sumur Injeksi Direksional. 2) Gambar 3. Penampang Sumur Produksi untuk Sumur Horisontal dan Vertikal. 2) D. Observasi Produksi Sumur P#X ini awalnya adalah sumur gas konvensional yang telah di shutin karena produksi air yang berlebih. Setelah dilakukan pemilihan sumur kandidat, sumur P#X menjadi candidate well yang akan difungsikan menjadi sumur CBM. Berikut contoh data laporan Produksi harian sumur CBM P#X pada tabel 2: 45

7 Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm Tabel 2. Contoh Data Laporan Harian (Daily Report) Press from press gauge, psi Gas Line or csg Press Water Line or tbg Press Rate Production Gas, scf Water, bpd Read from VSD Pressure, psig Temp., F Pip Pdp ΔP PIT PDP Gas Tabel 3. Contoh Data Analisis Laboratorium Water Components % mol ph@25 C 5.2 dimensionless ASTM D-1293 O2 0 SG@60 F dimensionless ASTM D-1429 N TDS mg/l ASTM D-1888 CH CO C2H Resistivity, ohm/cm Temp, F Metode C3H ASTM D-1125 i-c4h ASTM D-1125 n-c4h ASTM D-1125 i-c5h ASTM D-1125 n-c5h C Total NaCl mg/l Sebagai tambahan data diketahui pump submergence yang terbaca dari hasil echometer analysis diketahui sedalam 2959 ft. Sedangkan data laboratorium untuk mengetahui kandungan air dan komposisi gas ditabulasikan pada tabel 3 diatas. E. Proses De-watering Pengembangan lapangan sumur coalbed methane di Kalimantan mencapai tahapan pemboran sumur pilot project dan saat commissioning. Sumur yang sudah mencapai tahapan komplesi dan saat commissioning contohnya adalah sumur P X. Sumur CBM tersebut well completion-nya adalah casedhole completion yang diperforasi, sedangkan konfigurasi sumur dipasang casing 7 inchi dan tubing 3 ½ inchi sebagai sarana alir air formasi dari lapisan batubara. Pada sumur ini juga di-install pompa progressive cavity pump Oil Pump yang terkoneksi dengan VSD (Variable Speed Drive) dengan mode discharge pressure sebagai pengaturannya di permukaan. Percepatan de-watering process dengan mengkaji ulang desain pemasangan PCP yang ada pada sumur CBM P#X karena adanya masalah terlepasnya batang rod yang digunakan untuk mengkoneksikan downhole equipment dengan surface facilities yang ada di permukaan. 46

8 Santosa, Upaya Produksi Gas pada SIMPULAN Penelitian CBM perlu lebih diperdalam dari dua sisi, terbentuknya Gas Methana dan pengamatan sejarah terbentuknya Batubara. Pembuangan karbondioksida akibat pembakaran methana lebih rendah dibandingkan batubara akibat sifat racun yang dikandung methana, dengan Produksi Gas pada Reservoir CBM mengurangi bahaya penambangan batubara akibat racun yang dikandung methana dan Produksi Gas dari CBM juga dapat mengurangi terlepasnya methana ke atmosfir akibat kegiatan penambangan batubara. Pengoperasian peralatan produksi gas agar lebih efisien, perlu tindak lanjut penelitian Pembuatan IPR reservoir CBM dengan pengamatan lapangan, Alternatif Pemilihan Metoda Produksi dalam proses de-watering, pengamatan water inflow dan operasi down hole equipment perlu ditingkatkan. Observasi lapangan pada sumur P#X, dengan dewatering sekitat 350 bwpd, mendapat produksi gas 750 scfd. 5. DAFTAR PUSTAKA 1. Robbie, Arsyadanie. P Sumur pada Reservoir Coal ed Methane. andung: ITB; All-LCC. Handbook on Coal Bed Methane produced Water. Management and eneficial Use Alternatives. Oklahoma: US Department of Energy National Petroleum Technology; Aminian, dkk. Type Curve for Coalbed Methane Production Prediction. SPE Morgantown: West Virginia University; Eric Firanda. Perhitungan Profil Produksi Gas Pada Reservoir CoalBed Methane Menggunakan Metode Semi Analitik. Bandung: ITB; Aminian, dkk. Evaluation of Coalbed Methane eservoirs. Morgantown: West Virginia University. 6. Rahayu Sitaresmi, dkk., Model Perkiraan Permeabilitas Relatif Air Metana Dalam atubara. Yogyakarta: IATMI. Juli Daftar Simbol A = luas area pengurasan, ft 2 B w = faktor volume formasi air, res bbl/stb C f = kompresibilitas batuan, psia -1 Cgi = kandungan initial gas rata-rata, scf/ton (dry ashfree) Cga = kapasitas gas pada tekanan abandon, scf/ ton (dry ash-free) C w = kompresibilitas air, psia -1 D = diameter rotor, in fa = ash fraction Fb = beban aksial, lb f fm = moisture fraction Gs = gas storage capacity, scf/ton h = ketebalan lapisan reseevoir, ft K 1 = konstanta adsorpsi, dimensionless K 2 = konstanta desorpsi, dimensionless k g = permeabilitas efektif gas, md k w = permeabilitas efektif air, md k rg = permeabilitas relatif gas, fraksi k rg* = permeabilitas relatif gas pada end point, fraksi k rw = permeabilitas relatif air, fraksi k rw* = permeabilitas relatif air pada end point, fraksi Lr = panjang pitch rotor, ft Ls = panjang pitch stator, ft m = pseudo pressure, psia N g = eksponen saturasi gas, dimensionless N w = eksponen saturasi air, dimensionless n p = jumlah pitch stator P = tekanan, psia P g = tekanan fasa gas, psia P i = tekanan reservoir awal, psia P ip = tekanan pada intake pompa, psi P dp = tekanan pada discharge pompa, psi P L = konstanta Tekanan Langmuir, psia P L =, konstanta tekanan Langmuir, psia P r = tekanan reservoir, psia Q c = laju alir pompa, bbl/day Q s = laju alir kebocoran, bbl/day Rf = faktor perolehan gas pada economic limit, fraksi S g = saturasi gas, fraksi S g* = saturasi gas kritik, fraksi S w = saturasi air, frakasi S w* = saturasi air connate, fraksi t = waktu, hari T m = torsi tahanan mekanik, lb f -ft T v = torsi tahanan viskositas, lb f -ft V E =konsentrasi volumetrik pada kondisi kesetimbangan, scf/cuft V L = konstanta Volume Langmuir, scf/ton V i = konsentrasi volumetrik mikropori, scf/cuft V O = konsentrasi matriks awal, scf/cuft V(t) = konsentrasi matriks pada waktu tertentu, scf/cuft V pd = pump displacement, Ft 3 q ads = laju gas adsorpsi, scf/d/cuft q des = laju gas desorpsi, scf/d/cuft Q Lp = laju alir produksi cairan, bpd q Lp = laju alir minimum pompa, bpd q g = laju alir gas, mscfd q w = laju alir air, scf/day W e = water influks, scf W p = produksi air kumulatif, scf Ω =fraksi permukaan batubara yang tertutupi oleh molekul gas, dimensionless τ = sorpstion isoterm atau konstanta waktu, hari ρ = bulk density, g/cm 3 47

9 Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm ρ a = ash density, g/cm 3 ρ b = densitas batubara, gr/cc ρ o = densitas organik (pure coal density), g/cm 3 ρ w = moisture density, g/cm 3 Ø i = porositas awal, fraksi δp = rating head yang dikembangkan pada elementary cavity, psi ΔP hp = rating head pompa, psi µ f = viskositas cairan pada temperatur inlet, cp µ s = viskositas cairan pada temperatur permukaan, cp σ t = tegangan tarik, psi 48