PREDIKSI LAJU ALIR GAS DAN AIR PADA RESERVOIR GAS METANA BATUBARA (CBM) MENGGUNAKAN METODE KING DAN SEIDLE

Transkripsi

1 PREDIKSI LAJU ALIR GAS DAN AIR PADA RESERVOIR GAS METANA BATUBARA (CBM) MENGGUNAKAN METODE KING DAN SEIDLE Sari Oleh: Hidayatus Syufyan* Pembimbing: Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah Gas metana batubara atau sering disebut sebagai coalbed methane (CBM) adalah salah satu bentuk unconventional gas yang memerankan peran penting dalam menjaga suplai energi di Indonesia. Perbedaan antara CBM dan gas konvensional terletak pada mekanisme gas storage dan cara memproduksikannya. Pada gas konvensional, gas tersimpan di dalam pori batuan sebagai gas bebas pada reservoir. Sedangkan pada CBM, gas tersebut tersimpan di primary porosity (micropore). Gas tersebut teradsorpsi (menempel) pada permukaan batubara. Cara memproduksikannya pun berbeda. Seiring dengan penurunan tekanan gas yang teradsorpsi tersebut akan terlepas dari permukaan batubara. Gas yang mengalir ini akan mengalir dari mikropori ke cleat secara difusi. Lalu sepanjang cleat menuju lubang bor gas akan mengalir mengikuti hukum Darcy. Oleh karena itu profil produksi yang dihasilkan pun akan berbeda jika dibandingkan dengan proses pengurasan gas pada umumnya. Pada paper ini, penulis melakukan prediksi profil produksi gas dan air menggunakan metode King dan Seidle. Kata Kunci : gas metana batubara, profil produksi, King, Seidle Abstract Coalbed Methane (CBM) is unconventional gas which is play important role in energy source supply in Indonesia. The main difference between CBM and conventional gas is about gas storage mechanism and production processes. In conventional gas, the gas is stored in pores as free gas in reservoir. While in CBM, the gas was embeded in primary porosity (micropore). The gas is adsorbed in to coal surface. The production process was also different. As the gas pressure decreasing, the gas would detached from coal surface. The detached gas then flow in to cleat by diffusion. The gas flowing along from cleat to the wellbore obeying Darcy Law. Therefore, production profile in this process would be different compared with other gas depletion process. In this paper, author perform production profile prediction of gas and water in coalbed methane reservoir using King and Seidle methods. Keywords : coalbed methane, production profile, King, Seidle *Mahasiswa Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung tahun PENDAHULUAN Gas metana batubara (CBM) dikelompokkan sebagai unconventional gas reservoir. Perbedaan antara CBM dan gas konvensional terletak pada mekanisme gas storage. 1 Pada gas konvensional, gas tersimpan di pori batuan sebagai gas bebas. Sedangkan pada CBM, gas tersimpan di micropore. Gas tersebut menempel (teradsorpsi) pada permukaan batubara. Sebagian kecil gas tersimpan pada fracture (cleat) sebagai gas bebas. Akan tetapi gas yang tersimpan pada cleat ini sangat kecil (<1%), sehingga dapat diabaikan keberadaannya. 1 Karena gas tersimpan secara adsorpsi, maka untuk memproduksikannya dibutuhkan penurunan tekanan dari reservoir agar terjadi proses desorpsi sesuai dengan kurva Langmur Isoterm. Gas yang telah terdesorpsi akan mengalir sepanjang matriks secara difusi akibat adanya perbedaan konsentrasi. Kemudian gas akan mengalir ke dalam cleat, lalu selanjutnya akan menuju lubang bor mengikuti aliran Darcy. Pada saat awal produksi, produksi gas akan meningkat sampai mencapai puncak produksi. Proses ini disebut negative gas decline rate atau dewatering. 1 Setelah melewati puncak, produksi gas akan menurun seiring bertambahnya waktu dan mengikuti trend produksi pada gas konvensional. Gambar 1 menunjukkan kurva produksi gas dan air pada sebuah sumur CBM. Karena profil produksi yang unik ini maka diperlukan suatu metode yang Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 1

2 bisa memprediksi laju alir gas dan air pada sumur CBM. = Volume = 1 Ft 3 Porosity = 0.15 S g = 0.75 Depth = 2500 ft. IGIP = 8.4 SCF Same Volume Lower rank Coal IGIP = 30 SCF (3-4 Times) Gambar 1 Skema Produksi Gas dan Air 2 2. RESERVOIR GAS METANA BATUBARA Reservoir CBM berbeda dengan reservoir gas pada batuan pasir. Salah satu dari ciri yang menonjol dari batubara adalah tekstur pori-pori mikronya. Pori-pori mikro ini memainkan peran yang sangat penting dalam banyak sifat kimia fisika batubara seperti kapasitas penyimpanan (storage capacity) gas. Gas metana berada menempel pada mikropori batubara (matriks). Fracture atau rekahan pada batubara (cleat) dapat juga berisi gas bebas atau gas yang tersaturasi oleh air. Sistem tersebut disebut dengan dual porosity reservoir seperti yang terlihat pada gambar 2. Gambar 3 Perbandingan IGIP antara CBM dan Gas Konvensional 3 3. ALIRAN FLUIDA PADA RESERVOIR GAS METANA BATUBARA Aliran fluida pada reservoir CBM setelah gas mengalami desorpsi karena penurunan tekanan terbagi menjadi dua, yaitu aliran difusi pada struktur mikropori (matriks) dan aliran Darcy pada struktur makropori (cleat) seperti pada gambar 4 berikut. Primary Porosity (micropore) DESORPTION DIFFUSION DARCY Secondary Porosity (macropore) Cleat Gambar 4 Proses Transportasi Gas pada batubara 3 1. Langmuir Sorption Isotherm Model Gambar 2 Skema Dual Porosity pada Batubara 3 Batubara memiliki kemampuan untuk menampung jumlah gas yang lebih besar jika dibandingkan dengan reservoir gas konvensional pada kedalaman yang sama. Kemampuan batubara menjerat (adsorb) banyak molekul gas metana karena batubara mempunyai luas permukaan yang lebih besar yaitu ft 2 /gr. Sehingga batubara dapat menyimpan metana 3 4 kali lipat dari kemampuan gas konvensional untuk volume yang sama, seperti terlihat pada gambar 3. Isotherm adsorption adalah banyaknya gas yang teradsorpsi (menempel) pada permukaan padatan sebagai fungsi dari tekanan pada temperatur tertentu (konstan). Ada beberapa teori sorption isotherm yang telah dimodelkan, antara lain teori Langmuir, teori Henry, dan teori Freundlichs. Tetapi yang sering digunakan dalam CBM adalah teori Langmuir Sorption Isotherm (Gambar 5). Asumsi-asumsi yang digunakan dalam penurunan persamaan Langmuir Isotherm adalah sebagai berikut. 4 Satu molekul gas teradsorpsi pada satu tempat adsorpsi. Sebuah gas yang teradsorpsi tidak mempengaruhi molekul lain yang berada didekatnya. Tempat terjadinya adsorpsi tidak dapat dibedakan oleh molekul gas. Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 2

3 Adsorpsi terjadi pada permukaan yang tidak terhalang dan terbuka. Berikt ini penurunan persamaan Langmuir. 4 qq aaaaaa = KK 1 PP(1 ΩΩ).(1) qq dddddd = KK 2 ΩΩ.(2) Pada kondisi kesetimbangan laju gas adsorpsi sama dengan laju gas desorpsi. qq aaaaaa = qq dddddd.(3) KK 1 PP(1 ΩΩ) = KK 2 ΩΩ.(4) Dimana PP LL = KK 2.(5) KK 1 Fraksi permukaan yang ditutupi oleh molekul (Ω) pada waktu tertentu adalah sama dengan jumlah konsentrasi metana yang teradsoprsi dibagi dengan jumlah kapasitas total surface (V L ). ΩΩ = VV EEPP VV LL.(6) Substitusi persamaan 5 dan persamaan 6 ke persamaan 4 maka didapat. VV EE (PP) = VV LLPP PP LL +PP.(7) Gas yang berasal dari matriks akan menuju ke cleat dan akan mengalir sepanjang cleat. Persamaan aliran ini mengikuti persamaan Darcy sama seperti gas konvensional pada periode pseudo steady state, dengan asumsi pengaruh tekanan telah mencapai batas dan tidak ada aliran dari outer boundary. Persamaan Darcy aliran radial untuk gas menggunakan konsep pseudo pressure : 7 qq gg = kk ggh mm (PP) mm PP wwww.(11) +ss (1422)TT llll rr ee rrww 3 4 Selain gas, di dalam cleat juga terdapat air. Ketika diproduksikan, air akan bergerak sepanjang cleat dan menuju lubang sumur. Persamaan aliran untuk air merupakan persamaan Darcy. Pada periode yang sama dengan gas yaitu periode pseudo steady state, persamaan Darcy untuk air sebagai berikut : 7 qq ww = kk ww h PP PP wwww ) μμ ww BB ww TT llll rr ee rrww 3 4 +ss.(12) 4. KESETIMBANGAN MATERI Gambar 5 Kurva Langmuir Isotherm 5 2. Aliran di Matriks Aliran yang terjadi di matriks hanya aliran gas dimana air tidak dapat mengalir karena ukuran pori batuan yang sangat kecil. Aliran gas yang terjadi pun bukan merupakan aliran Darcy, tetapi aliran secara difusi. Yaitu aliran molekul metana yang berukuran Å pada mikropori berukuran 5 10 Å. Aliran metana dari matriks ke cleat ini mengikuti hukum Fick, dimana persamaan tersebut lalu dikembangkan oleh King dan Ertekin 6 menjadi: dddd ii dddd = DD ii aa(vv ii VV EE )...(8) Untuk ττ = 1 sebagai konstanta waktu, persamaan DD ii aa (2) menjadi: dddd ii dddd = 1 ττ (VV ii VV EE )...(9) Dan melalui proses integrasi (selengkapnya pada lampiran A), didapatkan persamaan konsentrasi gas teradsorpsi pada waktu tertentu: VV(tt) = VV EE + (VV 0 VV EE )ee tt ττ...(10) 3. Aliran di Cleats (Rekahan-rekahan) Persamaan kesetimbangan materi (material balance) sangat penting dalam menentukan Original Gas In Place (OGIP) dan performa produksi 8. Persamaan kesetimbangan materi pada reservoir CBM berbeda dengan gas konvensional karena pada reservoir gas konvensional tidak ada reaksi antara gas dan batuan. Asumsi ini tidak berlaku pada reservoir CBM, karena gas justru tersimpan pada reservoir secara adsorpsi. 1. King King mengembangkan persamaan kesetimbangan materi untuk reservoir gas pada lapisan batubara atau devonian shale. 7 King mengambil asumsi sebagai berikut. Gas teradsorpsi pada matriks batubara. Gas terkandung di cleat. Batubara berada pada kondisi saturated dan mengikuti Langmuir Isotherm. Adsorpsi terdapat pada periode steady state. Memperhatikan faktor kompresibilitas air. Memperhatikan faktor kompresibilitas batuan. Ada produksi air. Persamaan kesetimbangan materi King. GG pp = VV bb2φφ ii ZZ ssss TT ssss pp ssss TT Dimana ZZ = PP ii ZZ PP ii ZZ.(13) ZZ 1 cc ff (PP ii PP) (1 SS )+ ZZZZ PP ssss ww ZZssss TTssss VV LL φφ ii (PP LL +PP )..(14) Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 3

4 = SS wwww [1 cc ww (PP ii PP)] (WW ee BBww WW pp ) φφ ii VV bb2.(15) SS ww 2. Seidle 1 cc ff (PP ii PP) Seidle dalam observasinya tentang penggunaan metode King dalam pengolahan data lapangan menemukan bahwa variasi nilai SS ww tidak begitu berpengaruh dalam penentuan nilai Z* (nilai Z* tidak sensitif terhadap variasi nilai SS ). ww Dalam persamaannya Seidle mengasumsikan bahwa kompresibilitas air dan formasi dapat diabaikan, serta tidak ada water influx. Persamaan kesetimbangan materi Seidle. 9 PP ZZ = PP ii ZZ ii Dimana ZZ = PP ii ZZ ii OOOOOOOO GG pp...(16) ZZ (1 SSSS ) ZZZZ PP ssss VV LL (1 aa)ρρ ZZssss TTssss PP LL +PP SSSS = SS wwww 5.615WW pp AAh.(18) 5. PROSEDUR PERHITUNGAN.(17) Berikut ini prosedur perhitungan untuk melakukan prediksi laju produksi gas dan air pada reservoir pada reservoir gas metana batubara. 1. Menentukan Nilai Saturasi Air (Sw) Untuk menentukan nilai saturasi air, Sw dapat digunakan metode King dan maupun metode Seidle Metode King King, pada jurnal SPE 20730, membuat suatu prosedur iterasi untuk memperkirakan nilai volume gas awal di tempat (OGIP). Prosedur iterasi yang diajukan adalah berdasarkan persamaan kesetimbangan materi yang ada. Jika kembali melihat persamaan (13), maka akan didefinisikan bahwa V b2 adalah harga volume penuh dengan porositas sekunder dari lapangan gas batubara. Persamaan (13), persamaan (14) dan persamaan (16) menjadi tiga persamaan yang tidak dapat diselesaikan karena nilai V b2 yang tidak diketahui. Oleh karena itu diperlukan adanya prosedur iterasi untuk menentukan nilai V b2 yang konvergen. Prosedur iterasi King Asumsi sebuah nilai dari V b2. 2. Hitung nilai dari SS ww menggunakan persamaan (15). 3. Hitung nilai dari Z* dengan menggunakan persamaan (14). 4. Plot antara Gp pada sumbu X dan P/Z* pada sumbu Y. 5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan digunakan untuk menghitung nilai V b2 VV bb2 = mmttpp ssss φφ ii ZZ ssss TT ssss...(19) 7. Kembali ke poin dua dan ulangi prosedur sampai terjadi kekonvergenan Metode Seidle Seidle, pada jurnal SPE 55605, membuat suatu prosedur iterasi untuk memperkirakan nilai volume gas awal di tempat (OGIP). Prosedur iterasi yang diajukan adalah berdasarkan persamaan kesetimbangan materi yang ada. Jika melihat persamaan (18), maka akan didefinsikan A adalah luas daerah pengurasan (drainage area). Dan nilai A inilah yang akan akan diiterasi karena tidak diketahui nilainya. Prosedur iterasi Seidle Asumsi sebuah nilai dari A. 2. Hitung nilai dari SS ww menggunakan persamaan (18). 3. Hitung nilai dari Z* dengan menggunakan persamaan (17). 4. Plot antara Gp pada sumbu X dan P/Z* pada sumbu Y. 5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan digunakan untuk menghitung nilai A PP AA = ssss TT...(20) mm AAhZZ ssss TT ssss 7. Kembali ke poin dua dan ulangi prosedur sampai terjadi kekonvergenan. 2. Menentukan Permeabilitas Relatif Gas (Krg) dan Permeabilitas Relatif Air (Krw) Dari saturasi air rata rata tersebut kemudian di gunakan untuk mencari Kg dan Kw yang akan digunakan dalam perhitungan. Harga Krw dan Krg yang diambil berdasarkan data kurva permabilitas relatif yang terdapat dalam paper SPE Menentukan Laju Alir Gas dan Air Data Krg dan Krw yang didapat dari kurva permeabilitas tersebut kemudian di gunakan untuk menghitung laju alir gas menggunakan persamaan (11) dan laju alir air dengan menggunakan persamaan (12). Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 4

5 6. DATA Data yang digunakan untuk perhitungan dalam paper ini adalah data dalam paper King 7 dari sebuah lapisan batubara yang telah berproduksi selama 10 tahun. Dimana King menggunakan data 3 tahun pertama sebagai sebuah data sejarah produksi yang digunakan untuk memprediksi produksi selama 7 tahun berikutnya. Sumur uang distimulasi dengan hydraulic fracturing (skin negatif) berproduksi setelah proses dewatering selama 3 bulan dengan laju alir konstan 50 STBD. Data sejarah produksi tidak ditampilkan dalam tabel oleh King ( kecuali untuk 4 set data laju alir gas ), melainkan hanya dalam grafik. Oleh karena itu penulis membaca secara manual grafik yang disajikan, dan mendapatkan harga produksi kumulatif Wp dan Gp dari laju alir air dan gas. Dalam Tabel 1 disajikan data reservoir, properti adsorpsi, dan properti gas. Sedangkan dalam Tabel 2 disajikan data sejarah produksi hingga hari ke Tabel 1 Data Reservoir Parameter dan Satuan Harga Tekanan Awal (psia) P i Saturasi Awal S wi 1 Porositas Awal ϕ i 0.01 Kompresibilitas Batuan c f ( Kompresibilitas i 1 ) Air c w ( Temperatur i 1 ) Reservoir T 530 ( R) Faktor Volume Formasi Air B w 1* Viskositas Air (cp) μ w ** Permeabilitas (md) k 26 Ketebalan (ft) h 6 Jari-jari Sumur (ft) r w 0.5 Jari-jari Pengurasan (ft) r e 1050 Skin S PARAMETER ADSORPSI: Konstanta Volume Langmuir (SCF/ft 3 ) V L 18.6 Konstanta Tekanan Langmuir P L Tekanan Desorpsi (psia) P d Konstanta Waktu (days) τ PROPERTI GAS: Faktor Deviasi Gas Z i *** ATekanan l Kondisi P sc 14.7 STemperatur d ( i) Kondisi Standar ( R) T sc 520 Faktor Deviasi Gas Z sc 0.998*** STekanan d Pseudo-kritik P pc ( i) Temperatur Pseudok T pc Specific i ik ( R) Gravity γg * asumsi ** korelasi Chesnut 10 *** korelasi DAK 10 Tabel 2 Data Sejarah Produksi Time= 90 days Time= 365 days Time= 730 days Time= 1095 days P (psia) 450 W p (STB) 4500 G p (SCF) P (psia) 325 W p (STB) G p (SCF) P(psia) 250 W p (STB) G p (SCF) P (psia) 160 W p (STB) G p (SCF) Dalam paper King tersebut tidak ditampilkan data permeabilitas relatif, sehingga data permeabilitas relatif yang adalah data dari dari Basin Warior pada lapisan Jagger (SPE oleh Raj Puri ) sebagai berikut 11. Gambar 6 Kurva Permeabilitas Selain data-data di atas, dibutuhkan juga data faktor deviasi gas yang diperoleh dari korelasi Dranchuk Abou-Kassem 10, serta data viskositas gas dari korelasi CKB-Dempsey. 12 Adapun viskositas air dihitung dengan korelasi Chesnut 10 dan diasumsikan konstan pada kondisi awal reservoir. Untuk data ash content penulis mengambil asumsi 11% dan berat jenis dari batubara penulis mengambil asumsi 1.35 gr/cc. Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 5

6 7. HASIL DAN PEMBAHASAN Penentuan nilai volume gas awal di tempat (OGIP) untuk reservoir gas metana batubara dapat diperkirakan dari data produksi awal. Ada 2 macam metode yang digunakan oleh penulis dalam paper ini untuk memperkirakan nilai OGIP dari suatu reservoir gas metana batubara, yaitu menggunakan metode King dan Metode Seidle. Secara umum kedua metode ini dilakukan dengan membuat suatu plot antara nilai Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y. Perpotongan garis dengan sumbu-x inilah yang merupakan nilai OGIP. Z* Pressure Gambar 9 Grafik Z* vs Tekanan Z* King Z* Seidle Gambar 7 Grafik P/Z* vs Gp Metode King King menganggap bahwa saturasi air pada cleat dan volume cleat-nya sendiri mengalami perubahan seiring dengan perubahan tekanan dan masukan atau keluaran air (water influx / efflux). Saturasi air pada cleat, menurut King dipengaruhi oleh 3 mekanisme yaitu : Ekspansi dari air terkait adanya kompresibilitas air. Masukan air / water influx dari aquifer dan keluaran air / water efflux (produksi air). Perubahan dari volume pori, karena adanya kompresibilitas dari formasi. Berdasarkan ketiga mekanisme tersebut King lalu membuat persamaan untuk menentukan saturasi air rata-rata, persamaan (15). Seidle menawarkan persamaan untuk menentukan saturasi air, persamaan (18). Dalam persamaan tersebut Seidle tidak memasukkan nilai kompresibilitas dari air dan kompresibilitas batuan. Serta tidak ada water influx. Sehingga pada tekanan reservoir yang sama, kedua metode di atas akan menghasilkan nilai saturasi air yang berbeda-beda. Seperti pada Tabel 3 berikut ini. Gambar 8 Grafik P/Z* vs Gp Metode Seidle Hasil perhitungan untuk nilai volume gas awal di tempat (OGIP) menggunakan metode King memberikan nilai sebesar MMSCF. Sedangkan nilai OGIP menggunakan metode Seidle memberikan nilai MMSCF. Ada perbedaan nilai sebesar 4.27 MMSCF. Hasil yang berbeda ini karena Seidle mengansumsikan bahwa saturasi dari air dianggap konstan. Variasi nilai saturasi air tidak begitu berpengaruh dalam penentuan Z* (nilai Z* tidak sensitif terhadap variasi nilai saturasi air). Tabel 3 Saturasi Air t (hari) Pr (psia) Sw King Seidle Karena perbedaan harga saturasi air dari kedua metode tersebut, dari kurva permeabilitas relatif yang ditawarkan Raj Puri, maka akan didapat harga permbeabilitas relatif yang tidak sama. Tabel 4 memperlihatkan harga permeabilitas relatif gas dan air dari harga saturasi air (metode King). Tabel 5 memperlihatkan harga permeabilitas relatif gas dan air dari harga saturasi air (metode Seidle). Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 6

7 Tabel 4 Permeabilitas Relatif (King) Sw Krg Krw Tabel 5 Permeabilitas Relatif (Seidle) Sw Krg Krw Untuk menentukan laju alir gas dan air menggunakan persamaan (11) dan persamaan (12) diperlukan nilai permeabilitas gas dan pemeabilitas air. Sehingga harga permeabilitas relatif tersebut perlu dikalikan dengan harga permeabilitas absolute. Nilai permeabilitas absolute yang digunakan adalah 26 md. Selain itu pada persamaan (11), untuk memperkirakan laju alir gas diperlukan nilai pseudo pressure, sehingga harga tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur perlu dirubah ke nilai pseudo pressure. Lampiran B plot kurva pseudo pressure Vs tekanan. Dari data dan parameter yang dihitung diatas kemudian dapat dihitung laju alir gas dan laju air menggunakan persamaan (11) dan persamaan (12). Hasilnya seperti terlihat pada lampiran C tabel C-1 dan tabel C-2. Kurva prediksi laju alir gas dan air dari reservoir CBM dapat dilihat pada gambar 10 berikut. Gambar 10 Laju Alir Gas dan Air pada Reservoir CBM Pada gambar 10 terlihat bahwa laju alir gas menggunakan metode King lebih besar daripada laju alir gas menggunakan metode Seidle. Hal ini dikarenakan pada metode King gas yang berada di cleat batubara diperhitungkan. Sedangkan pada metode Seidle kandungan gas di cleat di batubara diabaikan. Gas yang terkandung di cleat ini dapat diabaikan jumlahnya. Adapun laju alir air yang diprediksi dari kedua metode diatas relatif sama. Hal ini dikarenakan pada kondisi awal cleat dari batubara sama-sama tersaturasi oleh air. 8. KESIMPULAN 1. Metode kesetimbangan materi yang dikembangkan dengan metode King dan yang dimodifikasi oleh Seidle dapat digunakan untuk memprediksi profil produksi pada sumur CBM dan menunjukkan sifat negative decline rate pada fasa dewatering. 2. Laju alir gas dengan metode King sedikit lebih besar daripada laju alir gas dengan metode Seidle. 3. Laju alir air dengan metode King relatif sama dengan metode Seidle. 4. Dibutuhkan data reservoir dan sejarah produksi yang baik dalam mensimulasikan profil produksi sumur CBM. 9. REKOMENDASI Untuk memprediksi laju alir gas dan air pada reservoir gas metana batubara menggunakan kedua metode ini (metode King dan Seidle) perlu diuji lagi terhadap data produksi dari berbagai macam lapangan (bukan hanya satu). Sehingga didapatkan metode yang akurat untuk memprediksi laju alir gas dan air pada reservoir gas metana batubara. 10. DAFTAR SIMBOL A = Luas Area Pengurasan (drainage area), acre B w = Faktor Volume Formasi air, bbl/stb c f = kompresibilitas batuan, psi -1 c w = kompresibilitas air, psi -1 G p = produksi gas kumulatif, SCF [MMSCF] h = ketebalan lapisan, ft k = permeabilitas, md kw = permeabilitas efektif air, md kg = permeabilitas efektif gas, md k rg = permeabilitas relatif gas k rw = permeabilitas relatif air m = slope pada plot P/Z*, psi/mmscf m(p) = pseudo-pressure tekanan reservoir, psi 2 /cp m(p wf ) = pesudo-pressure tekanan dasar sumur, psi 2 /cp OGIP = Original Gas In Place, SCF [MMSCF] P = tekanan reservoir, psia P d = tekanan adsorbsi, psia P i = tekanan awal reservoir, psia P L = konstanta tekanan Langmuir, psia = tekanan kondisi standar, psia P sc Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 7

8 P wf = tekanan dasar sumur q g = laju alir gas, MSCFD q w = laju alir air, STBD r e = jari-jari pengurasan, ft r w = jari-jari lubang sumur, ft S = faktor skin S w = saturasi air S wi = saturasi air awal S w = saturasi air rata-rata t = waktu, days T = temperatur reservoir, R T = temperatur, R V 0 = konsentrasi gas teradsorpsi mula-mula, SCF/ft 3 V b2 = volume bulk porositas sekunder, ft 3 V e = konsentrasi gas teradsorpsi pada tekanan standar, SCF/ft 3 V E = konsentrasi gas teradsorpsi pada kondisi kesetimbangan, SCF/ft 3 V i = konsentrasi gas teradsorpsi, SCF/ft 3 V L = konstanta volume Langmuir, SCF/ft 3 V(t) = konsentrasi gas pada waktu tertentu, SCF/ft 3 W e = water influx, bbl W p = produksi air kumulatif, STB Z = faktor deviasi gas Z = faktor deviasi gas rata-rata Z sc = fator deviasi gas pada kondisi standar Z i = faktor deviasi gas pada kondisi awal reservoir Z* = faktor deviasi gas untuk uncoventional gas Z i * = faktor deviasi gas untuk uncoventional gas pada kondisi awal reservoir μ g = viskositas dinamik gas, cp μ g = viskositas dinamik gas rata-rata, cp μ w = viskositas dinamik air, cp = porositas awal ϕ i 11. UCAPAN TERIMA KASIH Puji syukur kepada Allah SWT atas selesainya tugas akhir ini. Ucapan terima kasih saya sampaikan kepada Ibunda dan Ayahanda yang selalu memberikan doanya kepada saya sehingga saya dapat menyelesaikan tugas akhir ini. Kepada pembimbing saya Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah yang telah meluangkan pemikiran dan waktunya untuk saya, saya ucapkan terima kasih dan semoga dibalas oleh Nya dengan kebaikan yang berlipat ganda. Terima kasih yang sangat tulus kepada rekan-rekan semua yang telah mendukung dalam pengerjaan tugas akhir saya ini. 12. DAFTAR PUSTAKA 1. Roadifer, R.D. et al, Coalbed Methane Parameter Study : What s Really Important to Production and When?, SPE 84425, Aminian, K., Coalbed Methane Fundamental Concept, West Virginia University, Morgantown. 3. Ertekin, Turgay, Engineering of Coalbed Methane Reservoir.ppt, Bandung. 4. Jalali, Jalal, A Coalbed Methane Simulator Designed for the Independent Producer, West Virginia University, Morgantown, help/c-te-techniques, CBM Concepts. 6. Rogers, R.E., Coalbed Methane Principles and Practice, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, King, G.R., Material Balance Techniques for Coal Seam and Devonian Shale Gas Reservoirs, SPE 20730, Abdassah, Doddy, Teknik Gas Bumi, Institut Teknologi Bandung, Bandung, Seidle, John P., "A Modified p/z Method for Coal Wells", SPE 55605, McCain, William D., Petroleum Fluids, PennWell Books, Tulsa, Puri, R., Measurement of Coal Cleat Porosity and Relative Permeability Characteristics, SPE 21491, Tiab, Djebbar, Gas Reservoir Engineering, The University of Oklahoma, Oklahoma, Energy Resources Conservation Board, Theory And Practice of the Testing of Gas Wells, ERCB, Dondo, Maximilian, Simulator Material Balance Sederhana untuk Prediksi Profil Produksi Sumur Coalbed Methane, Institut Teknologi Bandung, Firanda, Eric, Perhitungan Profil Produksi Gas pada Reservoir Coalbed Methane Menggunakan Metode Semi Analitik, Institut Teknologi Bandung, King, G.R. et al, Numerical Simulation of The Transient Behavior of Coal-Seam Degassification Wells, SPE 12258, Purba, R. T., Peramalan Produksi Gas dan Air pada Reservoir Gas Metana Batubara (CBM) Menggunakan Metode Kesetimbangan Materi, Institut Teknologi Bandung, Sitaresmi, Ratnayu. et al, Metode Peramalan Kelakuan dan Produksi Gas Metana Batubara Menggunakan Korelasi dan Data Produksi Aktual, IATMI , help/c-te-techniques, CBM Analysis. Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 8

9 LAMPIRAN A PERHITUNGAN PROSEDUR ITERASI KING 1. Analisis data yang akan dikalkulasi seperti pada Tabel A.1 berikut. Tabel A.1 Data yang Akan Diolah Time (days) Pr (psia) Wp (STB) We (Bbl) Gp, MMSCF Z Asumsi sebuah nilai dari V b2 ; ambil nilai sembarang 2. Hitung nilai SS ww menggunakan persamaan (15). 3. Hitung nilai z* menggunakan persamaan (14). Hasil poin 1-3 dapat dilihat pada tabel A.2 berikut. Tabel A.2 Data yang Telah Diolah Vb assumed Pi-P Sw Z* P/Z* Plot antara Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y. Perhatikan gambar A.1 Hidayatus Syufyan, , Semester /2010 9

10 y = x + 21, P/Z* Gp MMscf Gambar A.1 Hasil Kemiringan yang Diperoleh 5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. Dipeoleh dari Gambar A.1 nilai kemiringan pada harga psia/mmscf. 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan dapat menghitung nilai V b2 VV bb2 = mmttpp ssss φφ ii ZZ ssss TT ssss 7. Kembali ke poin dua dan ulangi prosedur sampai terjadi kekonvergenan. Hidayatus Syufyan, , Semester /

11 SEIDLE 1. Analisis data yang akan dikalkulasi seperti pada Tabel A.3 berikut. Tabel A.3 Data yang Akan Diolah Time (days) Pr (psia) Wp (STB) We (Bbl) Gp, MMSCF Z Asumsi sebuah nilai dari A ; ambil nilai sembarang. 2. Hitung nilai SS ww menggunakan persamaan (18). 3. Hitung nilai z* menggunakan persamaan (17). Hasil poin 1-3 dapat dilihat pada tabel A.4 berikut. Tabel A.4 Data yang Telah Diolah A assumed Vb assumed Sw Z* P/Z* Plot antara Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y. Perhatikan gambar A.2 Hidayatus Syufyan, , Semester /

12 y = x + 20, P/Z* Gp MMscf Gambar A.2 Hasil Kemiringan yang Diperoleh 5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. Dipeoleh dari Gambar A.1 nilai kemiringan pada harga psia/mmscf 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan dapat menghitung nilai A PP ssss TT AA = mm AAhZZ ssss TT ssss 7. Kembali ke poin dua dan ulangi prosedur sampai terjadi kekonvergenan. Hidayatus Syufyan, , Semester /

13 LAMPIRAN B PLOT KURVA PSEUDO PRESSURE Vs TEKANAN 13 Gambar B.1 PLOT KURVA PSEUDO PRESSURE Vs TEKANAN Hidayatus Syufyan, , Semester /

14 LAMPIRAN C TABEL HASIL PERHITUNGAN LAJU ALIR GAS DAN AIR METODE KING Tabel C-1 Days P/Z* P Pwf m(p) m(pwf) Gp Wp Sw Krg Krw Kg Kw P-Pwf Qw m(p)- m(pwf) Qg Time w Time G Gambar C-1 Laju Alir Gas dan Air Menggunakan Metode King Hidayatus Syufyan, , Semester /

15 METODE SEIDLE Tabel C-2 Days P/Z* P Pwf m(p) m(pwf) Gp Wp Sw Krg Krw Kg Kw P-Pwf Qw m(p)- m(pwf) Qg Time w Time G Gambar C-2 Laju Alir Gas dan Air Menggunakan Metode Seidle Hidayatus Syufyan, , Semester /