PERKIRAAN KELAKUAN PRODUKSI GAS SUMUR CBM DI LAPANGAN "J" SUMATERA SELATAN Edward ML Tobing Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS etobing@lemigas.esdm.go.id S A R I Coalbed Methane (CBM) merupakan gas metana yang tersimpan karena proses adsorpsi dalam mikropori batubara. Sistem reservoir CBM adalah reservoir dual porosity yang terdiri dari matriks dan retakan (cleat). Gas metana menempel pada matriks atau mikropori dan pada retakan yang dapat berisi gas metana dan tersaturasi air. Oleh karena itu, untuk memproduksikan CBM harus dilakukan proses dewatering terlebih dahulu. Dewatering adalah proses mengeluarkan air yang terdapat dalam reservoir CBM. Pada awal proses dewatering, laju produksi air berada pada harga tertinggi dan laju alir gas metana sangat kecil. Kemudian laju produksi gas metana berangsur bertambah hingga mencapai harga maksimum. Tujuan penulisan makalah ini adalah untuk memperkirakan kelakuan produksi gas dan air serta kumulatif produksi gas dari sumur CBM lapangan 'J' yang terletak di Sumatera Selatan, dengan menggunakan kurva Langmuir Isotherm dan persamaan Material Balance. Lapangan 'J' terdiri dari 3 lapisan dan mempunyai karakteristik yang berbeda. Saat ini, lapangan tersebut masih dalam tahap eksplorasi dan belum dilakukan pengeboran, sehingga data yang digunakan untuk memperkirakan kelakuan produksi gas dan air tersebut hanya berdasarkan hasil uji desorpsi dari percontoh batubara yang diambil dari permukaan. Karakteristik reservoir lainnya seperti porositas, permeabilitas dan lainnya untuk dapat memperkirakan kelakuan produksi gas dan air digunakan data hipotetik. Laju maksimum produksi gas dari sumur CBM dengan daerah pengurasan seluas 40 Are adalah sebesar 301,18 Mscf/hari. Setelah diproduksikan selama 20 tahun, maka perolehan gas sebesar 26,92 % dari Original Gas In Place atau sebanyak 483,01 MMScf. Kata kunci : peramalan kelakuan, produksi gas, reservoir CBM 1. PENDAHULUAN Pada saat ini, untuk dapat memproduksikan gas dari reservoir unconventional cenderung lebih sulit dikembangkan dibandingkan dengan memproduksikan gas dari reservoir conventional, karena terbatasnya teknologi, akses dan keekonomiannya. Akan tetapi, volume reservoir gas unconventional jauh lebih besar dibandingkan dengan reservoir gas conventional. Beberapa jenis reservoir unconventional yang sudah dalam tahap pengembangan di antaranya reservoir shale gas, reservoir tight sand dan CBM. CBM adalah gas hidrokarbon metana (CH 4 ) yang terbentuk secara alamiah dalam proses pembentukan batubara melalui tahapan kompaksi dan perubahan kimiawi, peningkatan suhu dan tekanan dalam kurun waktu yang lama. Dari hasil proses ini menghasilkan hidrokarbon berupa gas metana yang terserap dan sebagian besar tersimpan dalam matriks batubara dan sebagian kecil berada dalam retakan-retakan batubara. Gas metana yang dihasilkan dari reservoir batubara tersebut sama dengan gas metana yang berasal dari produksi reservoir gas conventional. 46
CBM digolongkan dalam kategori gas unconventional, karena memiliki perbedaan dalam hal sistem reservoir dan metode produksi dibandingkan dengan reservoir gas conventional. Gas conventional terbentuk pada batuan induk, kemudian terjadi proses migrasi dan sampai akhirnya terperangkap pada batuan reservoir yang memiliki cap rock. Proses yang terjadi pada reservoir conventional tidak terjadi pada CBM. Batubara pada reservoir CBM memiliki peran ganda dalam proses pembentukan gas metana, yaitu sebagai batuan induk dan sebagai batuan reservoir, sehingga gas akan terakumulasi. Sementara itu, proses produksi pada reservoir CBM juga berbeda dengan proses produksi gas conventional, karena adanya proses dewatering. Dewatering adalah proses pengurasan air dari lapisan batubara dengan tujuan membantu lepasnya gas metana, sehingga dapat diproduksikan. Dalam proses dewatering, air tidak dapat mengalir secara alamiah, sehingga diperlukan metode pengangkatan buatan dengan menggunakan sucker rod pump atau progressive cavity pump. Gambar 1 (David, 2003) memperlihatkan rancangan sumur CBM. Pada awal proses dewatering, jumlah produksi air akan berada pada titik tertinggi dan jumlah gas metana yang diproduksi sangat sedikit. Jumlah produksi gas dan waktu yang diperlukan untuk proses dewatering bergantung pada 2 hal, yaitu permeabilitas batubara dan kandungan gas dalam batubara. Semakin besar permeabilitas batubara, semakin cepat pula proses dewatering berakhir (Rininda, 2013). Proses dewatering tersebut memengaruhi kelakuan sumur CBM, sehingga semakin banyak waktu yang dibutuhkan untuk menguras air, maka akan memengaruhi efektivitas kelakuan sumur CBM (Rosaimi, 2012). Jumlah dan kemampuan sumur CBM berproduksi akan memengaruhi keputusan layak atau tidaknya lapangan CBM tersebut untuk dikembangkan. Kelakuan produksi sumur CBM diperlihatkan dalam Gambar 2. Tujuan kajian ini dilakukan untuk dapat memperkirakan kelakuan produksi gas dan air serta kumulatif produksi gas selama 20 tahun dari reservoir CBM lapangan 'J' yang terletak di Sumatera Selatan. Lapangan 'J' saat ini masih dalam tahap eksplorasi dan belum dilakukan pengeboran, sehingga data yang digunakan untuk memperkirakan kelakuan produksi gas dan air tersebut hanya berdasarkan hasil uji desorpsi dari percontoh batubara yang diambil dari permukaan. Beberapa parameter batuan reservoir lainnya ditentukan berdasarkan data hipotetik, di antaranya parameter tekanan dan volume Langmuir, permeabilitas, kandungan gas dan luas area pengurasan. Metode yang digunakan untuk dapat memperkirakan kelakuan produksi gas dan air berdasarkan kurva Langmuir Isotherm dan persamaan Material Balance, dengan menggunakan perangkat lunak Fekete CBM version 4.7. Gambar 1. Rancangan sumur CBM (David, 2003) Perkiraan Kelakuan Produksi Gas Sumur CBM...; Edward ML Tobing 47
Gambar 2. Kelakuan produksi sumur CBM 2. LANDASAN TEORI a. Karakteristik Reservoir CBM Syarat minimal karakteristik reservoir CBM (Youngson, 2007) yang harus dipenuhi agar kemudian dapat dikembangkan diantaranya: 1) Memiliki kandungan gas lebih dari 100 SCF / ton 2) Permeabilitas batubara diatas 5 md 3) Rentang kedalaman 750 m - 1.000 m, karena pada kedalaman diatas 1.000 m, proses kompaksi yang terjadi pada formasi batuan cukup tinggi sehingga permeabiltas kecil 4) Jenis batuan batubara yang umum dikembangkan adalah jenis bituminous. Karakteristik batubara (Holmes, 2001) yang perlu diketahui untuk menentukan tingkat kematangan atau peringkat batubara diantaranya : 1) Abu adalah zat oksida mineral yang tertinggal dalam batubara saat batubara dibakar atau senyawa residu non-combustible yang pada umumnya terdiri dari silika oksida (SiO 2 ), kalsium oksida (CaO), karbonat dan mineral lainnya. Kandungan abu ini dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut: V ash = (64,94 x ρ B ) 66,27.(1) 2) Air lembab merupakan jumlah air yang terkandung dalam batubara, yang dinyatakan dalam persen massa. Semakin tinggi kandungan air maka peringkat batubara tersebut semakin rendah. Persamaan yang menyatakan Air lembab adalah berikut ini, V M = (-0.10 V Ash ) + 4,61.(2) 3) Karbon tertambat adalah kadar karbon yang terdapat dalam batubara setelah zat terbang dipisahkan dari batubara. Harga karbon tertambat dapat dihitung dengan persamaan berikut, V FC = (-0,517 V Ash ) + 51,2.(3) 4) Zat terbang adalah kandungan batubara yang terbebaskan pada suhu tinggi tanpa adanya oksigen. Persamaan untuk menentukan zat terbang adalah, V VM = 100 V Ash V FC -V M.(4) Karakteristik dasar batubara sebagai reservoir CBM (Aminian, 2004) terdiri dari: 1) Insitu density adalah massa jenis batubara yang dapat diperoleh dari data open-hole density log. Apabila pemboran eksplorasi belum dilakukan, maka dapat digunakan ratarata massa jenis batubara sekitar 1,28-1,48 gr/cm 3. 2) Kandungan gas yaitu jumlah gas yang ada di dalam batubara per satuan berat ( Scf / ton ). Kandungan gas dapat ditentukan secara langsung dengan cara mengambil percontoh inti bor. Jika percontoh inti bor tidak diperoleh (Aminian, 2004), usulan persamaan untuk menentukan kandungan gas batubara, berikut ini: n 1,8 h o V = ( 1 VM VAsh ) x0,75xk o x0,96h 0,14 + 11 (5) 100 3) Langmuir Isotherm merupakan persamaan yang diusulkan oleh Langmuir dan dinyatakan hubungan antara kapasitas penyimpanan gas dan tekanan dalam persamaan berikut: V P Gs = ( 1 f L a f m ).(6) P P L P L dan V L diperoleh melalui percobaan adsorpsi isotherm. Percobaan ini mengukur kemampuan batubara menyerap metana pada tekanan tertentu dan dalam suhu tetap (suhu reservoir). 48
Secara umum, kurva Langmuir isotherm (Lea, 2005) ditunjukkan pada Gambar 3. Kurva Langmuir Isotherm adalah kapasitas maksimum penyimpanan gas sebagai fungsi dari tekanan. Kandungan gas dari percontoh batubara harus lebih rendah dari kurva isotermnya. Ketika kandungan gas pada kondisi awal berada di bawah kurva isoterm (titik A), tidak ada gas bebas dalam sistem retakan, karena telah diisi oleh air. Kondisi tekanan awal reservoir sebesar 2.200 psia. Garis A-B pada gambar tersebut menunjukkan proses produksi reservoir batubara. Karena kandungan gas pada kondisi awal reservoir lebih rendah daripada kurva isotermnya, tidak ada gas yang terproduksi, karena struktur retakan batubara diisi oleh air. Oleh karena itu, dari titik A sampai titik B, hanya air yang terproduksikan. Proses produksi ini berlangsung dari tekanan 1.200 psia dan berakhir pada tekanan 300 psia. Titik B adalah titik Critical Desorbed Pressure, dengan gas mulai terlepas dari matriks batubara. Pada titik B, reservoir ini mulai memproduksi gas (cenderung masih sedikit) dengan tekanan reservoir sebesar 300 psia. Mulai dari titik B, produksi gas akan terus meningkat dan produksi air semakin menurun hingga titik C, di mana produksi gas dan air sudah sangat kecil. Titik D adalah abandonment pressure, yaitu dengan tekanan reservoir sudah tidak dapat diproduksikan secara ekonomis. Apabila kandungan gas pada kondisi awal dan pada tekanan bebas (abandonment) telah diketahui harganya, maka recovery factor (Chen, 2011) dapat diperkirakan dengan menggunakan persamaan berikut: R C C gi ga f =.(7) Cgi Persamaan volumetrik yang digunakan dalam menentukan besar cadangan gas yang teradsorpsi di dalam matriks dan rekahan batubara adalah: IGIP = Ahρ.(8) b G c D C B Gambar 3. Kurva Langmuir Isotherm b. Karakteristik Produksi CBM Proses produksi reservoir CBM mempunyai karteristik yang berbeda dibandingkan dengan reservoir conventional pada umumnya, karena pengaruh dari produksi air formasi (Gambar 2). Hal yang membedakan adalah adanya proses dewatering yang berbeda prinsipnya dengan teknik produksi pada reservoir conventional. Proses dewatering merupakan kegiatan memproduksi air yang dilakukan hanya pada produksi CBM. Proses ini adalah proses awal yang sangat penting untuk dilakukan karena proses dewatering tersebut mempunyai tujuan untuk menurunkan tekanan yang ada pada reservoir CBM sebagai akibat besarnya jumlah air dan tingginya mobilitas air dalam reservoir. Penurunan tekanan ini akan menyebabkan gas yang teradsorpsi dalam matriks batuan batubara dapat keluar melalui permukaan matriks batubara. Hal ini menyebabkan produksi air pada awal proses produksi sangat tinggi dan produksi gas metana sangat rendah. Namun seiring berjalannya waktu, produksi air akan menurun dan jumlah gas yang terproduksi meningkat dan mencapai titik puncaknya dan kemudian kembali mulai menurun (Gambar 2). Laju alir produksi air atau dewatering (Arenas, 2004) dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan berikut ini. A Perkiraan Kelakuan Produksi Gas Sumur CBM...; Edward ML Tobing 49
q w kakrwh Pi Pwf r e 141,2 B S w w ln 0,75 rw 2 2.(9) Topik Utama 3,33 o C/100 meter. Harga gradien tekanan dan suhu tersebut termasuk gradien normal, dan hasil perhitungan harga tekanan dan suhu awal untuk ketiga lapisan tersebut ditunjukkan pada Tabel 1. Laju alir produksi gas dapat ditentukan dengan persamaan berikut: q g kakrgh Pi Pwf r e 1422,5T Z S g ln 0,75 rw 2 2.(10) 3. PERKIRAAN KELAKUAN PRODUKSI GAS SUMUR CBM Sampai saat ini, lapangan 'J' masih dalam tahap eksplorasi dan belum dilakukan pengeboran, sehingga untuk mendapatkan data kedalaman dan ketebalan serta luas lapisan reservoir CBM diperoleh berdasarkan interpretasi geologis. Dari hasil interpretasi geologis terhadap lapangan 'J', diperkirakan reservoir CBM terdiri dari 3 lapisan. Untuk lapisan pertama, terletak pada kedalaman 1129-1199 feet dengan ketebalan 70 feet. Lapisan kedua berada pada kedalaman 1446-1510 feet yang mempunyai ketebalan 64 feet. Sedangkan lapisan ketiga berada pada kedalaman 2080-2100 feet dengan ketebalan 20 feet. Untuk dapat menentukan harga tekanan dan suhu awal pada reservoir tersebut, dihitung berdasarkan harga gradien tekanan sebesar 0,433 psi/kaki dan gradien suhu sebesar Berdasarkan pengambilan percontoh batubara yang diambil dari permukaan, maka densitas batubara untuk ketiga lapisan telah dianalisis di laboratorium. Densitas batubara ketiga lapisan tersebut masing-masing sebesar 1,32 gr/cm 3, 1,28 gr/cm 3 dan 1,48 gr/cm 3. Dari hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa semakin dalam letak lapisan batubara, maka harga densitas akan semakin tinggi. Atau dengan kata lain, semakin dalam lapisan batubara maka akan semakin padat dan sejalan dengan tekanan overburden yang semakin besar dialami lapisan tersebut. Dari harga densitas ketiga lapisan tersebut, maka dapat ditentukan harga kandungan gas (V) dari setiap lapisan dengan terlebih dahulu menghitung harga kandungan abu (V ash ), air lembab (M), karbon tertambat (V FC ) dan zat terbang (V M ), dengan menggunakan persamaan (1) sampai dengan (4). Dari hasil perhitungan terhadap parameter karbon tertambat (V FC ) untuk ketiga lapisan diperoleh masing masing sebesar 41,1%, 42,5% dan 35,8%. Sedangkan untuk parameter zat terbang (V M ) masing masing sebesar 36,7%, 37,7% dan 32,8%. Hasil perhitungan kandungan gas dari setiap lapisan terdapat pada Tabel 2. Mengacu pada klasifikasi batubara Tabel 1. Hasil perhitungan tekanan dan suhu reservoir Lapisan Kedalaman Tekanan Reservoir Suhu Reservoir (feet) (psi) ( o F) 1 1129-1199 489 97.7 2 1446-1510 626 103.5 3 2080-2100 900 115.0 Tabel 2. Hasil perhitungan gas content Lapisan Densitas Batuan V Ash M V FC V M Gas Content gr/cm 3 (%) (%) (%) (%) (Scf/ton) 1 1.32 19.5 2.7 41.1 36.7 174.97 2 1.28 16.9 2.9 42.5 37.7 154.41 3 1.48 29.8 1.6 35.8 32.8 250.31 50
berdasarkan kandungan mineral yang dipublikasikan oleh American Society for Testing Material (ASTM), 1981, Part 26, maka ketiga lapisan batubara tersebut termasuk kedalam klas Subbituminous, karena harga kandungan karbon tertambat lebih kecil dari 69% dan zat terbang lebih besar dari 31% untuk ketiga lapisan tersebut. Tabel 4. Anggapan harga V L dan P L Lapisan V L P L (Scf/ton) (psi) 1 390 600.0 2 330 700.0 3 530 1000.0 Penentuan kurva permeabilitas relatif terhadap air dan gas dikembangkan berdasarkan korelasi Correy. Namun demikian, dilakukan anggapan terhadap beberapa parameter, di antaranya parameter S wi, S gc dan lainnya yang tertera pada Tabel 3. Plot kurva permeabilitas relatif air dan gas terhadap saturasi air dapat dilihat pada Gambar 4. Dari kurva permeabilitas relatif tersebut terlihat bahwa gas akan mulai terproduksi pada saat S w sebesar 23,99 %. Selain itu dapat juga dijelaskan bahwa gas akan berhenti berproduksi pada saat S w sebesar 87,99 %, sehingga saturasi gas residual (S gr ) sebesar 12,01 %. Untuk dapat menghasilkan kurva Langmuir, maka terlebih dahulu menentukan anggapan untuk parameter Volume Langmuir dan Tekanan Langmuir untuk ketiga lapisan yang ditunjukkan pada Tabel 4. Untuk harga porositas( ), permeabilitas (k) dan luas daerah pengurasan (AD) dari 1 sumur untuk setiap lapisan, dianggap masing-masing parameter tersebut sebesar 10%, 20 md dan 40 Are. Perhitungan Original Gas In Place (OGIP) untuk daerah pengurasan seluas 40 Are untuk ketiga lapisan yaitu sebesar 1.794 BScf, yang ditunjukkan pada Tabel 5. Tabel 3. Harga data initial permeabilitas relatif Parameter Harga Swi, % 25 Sgc, % 5 Faktor eksponen air 2 Faktor eksponen gas 3 Titik akhir Krw 1 Titik akhir Krg 1 Gambar 4. Plot K rw dan K rg terhadap Saturasi air Kurva Langmuir isoterm untuk lapisan-1 diperoleh dengan menjalankan perangkat lunak Fekete CBM version 4.7, dengan memasukkan data yang sebelumnya telah disiapkan, dan dapat dilihat pada Gambar 5. Pada gambar tersebut terlihat titik berwarna hijau yang menunjukkan kondisi awal desorpsi dari lapisan-1. Sepanjang garis putus-putus berwarna hijau menunjukkan terjadi kondisi dewatering. Sementara itu, garis putus-putus berwarna hitam menunjukkan keadaan dengan tekanan dan gas bebas, yang berarti gas sudah tidak dapat diproduksikan lagi pada tekanan 100 psia. Selain itu, ditunjukkan juga pada bagian legenda, yaitu tekanan desorbsi lapisan-1 sebesar 323,1 psia dengan kandungan gas yang dapat diproduksikan sebanyak 104 Scf / ton. Kemudian untuk dapat memperkirakan kelakuan produksi gas dan air (dewatering) dari 3 lapisan yang telah disiapkan data sebagai input pada perangkat lunak Fekete CBM version 4.7, maka terlebih dahulu melakukan pengga- Perkiraan Kelakuan Produksi Gas Sumur CBM...; Edward ML Tobing 51
Tabel 5. Hasil perhitungan Original Gas in Place (OGIP) (Daerah pengurasan = 40 Are) Lapisan Densitas Batuan Area Ketebalan Gas Content OGIP ton/scf (acre) (feet) (Scf/ton) (BSCF) 1 0.037377 40.0 70.0 174.97 0.798 2 0.036246 40.0 64.3 154.41 0.627 3 0.041909 40.0 20.2 250.31 0.369 Total 1.794 350 2500 300 2250 2000 Laju Alir Gas,Mscf/hari 250 200 150 1750 1500 1250 1000 Laju Alir Air, Bbl/hari 100 50 Laju Alir Gas Laju Alir Air 750 500 250 Gambar 5. Kurva Langmuir Isotherm Lapisan-1 0 0 8/29/2013 1/2015 8/28/2018 1/2020 1/2015 1/2025 8/27/2023 8/25/2028 1/2025 8/24/2033 1/2035 Waktu, Tahun Gambar 6. Plot laju alir gas dan air terhadap waktu bungan dari ketiga lapisan tersebut dalam model lumping. Plot perkiraan kelakuan produksi gas (Mscf/hari) dan air (Bbl/hari) terhadap waktu dari penjumlahan 3 lapisan dapat dilihat pada Gambar 6. Dari gambar tersebut terlihat bahwa awal laju produksi air pada bulan pertama tahun 2015 dimulai sebesar 2327,01 Bbl/hari dan pada akhir produksi (bulan pertama tahun 2035) sebesar 26,66 Bbl/hari. Produksi gas dimulai pada bulan ke-4 pada tahun 2015 dengan laju alir 0,00478 Mscf/hari. Laju maksimum produksi gas dicapai sebesar 301,18 Mscf/hari pada bulan ketiga tahun 2018 (atau setelah 38 bulan berproduksi), dan pada saat yang sama laju produksi air sebanyak 556,63 Bbl/hari. Sedangkan pada bulan pertama tahun 2035 produksi gas terendah sebesar 31,536 Mscf/hari, dengan tekanan bebas sebesar 100 psia. Plot produksi kumulatif gas terhadap waktu dari penjumlahan 3 lapisan dapat dilihat pada Gambar 7, dengan kumulatif produksi selama Kumulatif Produksi Gas, MMscf 600 500 400 300 200 100 0 8/29/2013 1/2015 8/28/2018 1/2020 8/27/2023 1/2025 8/25/2028 1/2030 8/24/2033 1/2035 Waktu, Tahun Gambar 7. Plot kumulatif gas terhadap waktu 20 tahun sebanyak 483,01 MMScf, atau persentase perolehan gas sebesar 26,92 % dari Original Gas In Place (OGIP). 52
4. KESIMPULAN Dari kajian perkiraan kelakuan produksi sumur gas CBM yang telah dilakukan, maka dapat ditarik beberapa kesimpulan utama yaitu: a. Berdasarkan harga parameter karbon tertambat (V FC ) dan zat terbang (V M ) dari 3 lapisan batubara yang dikaji termasuk klas Subbituminous. b. Jika uji laboratorium special core analysis pada percontoh batubara belum dapat dilakukan untuk penentuan plot kurva permeabilitas relatif air dan gas terhadap saturasi air ((S w ), maka korelasi Correy cukup memadai dapat digunakan untuk menentukan pada harga saturasi air berapa gas metana akan mulai dan berhenti berproduksi serta mendapatkan harga saturasi gas residual (S gr ). c. Berdasarkan perhitungan terhadap 3 (tiga) lapisan batubara lapangan 'J' untuk drainge area seluas 40 Acre, maka Original Gas In Place (OGIP) diperoleh sebesar 1.794 BScf. d. Perkiraaan laju produksi air (dewatering) maksimum pada saat awal produksi (bulan pertama tahun 2015) sebesar 2327,01 Bbl/ hari dan setelah berproduksi 20 tahun pada bulan pertama tahun 2035 menurun menjadi 26,66 Bbl/hari. e. Perkiraan laju produksi gas metana pada bulan ke empat pada tahun 2015 dengan laju alir 0,00478 Mscf/hari. Laju maksimum produksi gas dicapai sebesar 301,18 Mscf/ hari pada bulan ketiga tahun 2018, dan pada bulan pertama tahun 2035 produksi gas terendah dicapai sebesar 31.536 Mscf/hari. f. Perkiraaan laju produksi air (dewatering) maksimum pada saat awal produksi sebesar 2327,01 Bbl/hari dan setelah berproduksi 20 tahun menjadi 26,66 Bbl/hari. g. Kumulatif produksi gas metana selama 20 tahun sebanyak 483,01 MMScf atau bila dinyatakan dengan faktor perolehan gas sebanyak 26,92 % dari Original Gas In Place (OGIP). DAFTAR PUSTAKA Aminian, K., 2004, Evaluation of Coalbed Methane Reservoirs, Petroleum & Natural Gas Engineering Department, West Virginia University. Arenas, A.G., 2004, Development of Gas Production Type Curves for Coalbed Methane Reservoirs, Thesis, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering, West Virginia. Chen, K.C., 2011, Preliminary Study on Gas Storage Capacity and Gas-in-Place for CBM Potential in Balingian Coalfield, Serawak Malaysia, International Journal of Applied Science and Technology, Universiti Teknologi PETRONAS, Malaysia. David, A.S, James F. Lea, J.C. Cox, 2003, Coal Bed Methane Production, SPE Inc, Oklahoma. Holmes, M., 2001, LESA Coalbed Methane Log Analysis, Digital Formation, Colorado. Lea, J.F., 2005, Gas Well Deliquification, 2ndEdition : Coal Bed Methane, Gulf Publishing. Rininda, K. 2013, Pengaruh Permeabilitas, Kandungan Gas dan Luas Area Pengurasan Terhadap Prediksi Kinerja Sumur CBM-X di Lapangan "A", Tugas Akhir, Universitas Trisakti. Rosaimi, A.H., 2012, The Effect of Permeability Towards Coalbed Methane (CBM) Production, Tugas Akhir, Universiti Teknologi PETRONAS, Perak. Youngson, D., 2007, Coal Bed Methane : CBM Sector Overview, Fox-Davies CAPITAL Limited, London. Perkiraan Kelakuan Produksi Gas Sumur CBM...; Edward ML Tobing 53
DAFTAR SIMBOL A = luas area reservoir, ft 2 C ga = kandungan gas pada tekanan bebas, SCF / ton C gi = kandungan gas awal, SCF / ton IGIP = Initial Gas In Place, Scf G c = kandungan gas, ft 3 gas / ton G s = kapasitas gas tersimpan, SCF / ton K rg = permeabilitas relatif terhadap gas, fraksi K rgc = permeabilitas relatif terhadap gas connate, fraksi K rw = permeabilitas relatif terhadap air, fraksi K rwc = permeabilitas relatif terhadap air connate, fraksi P R = tekanan rata-rata reservoir (psia) P = tekanan, psi P i = tekanan awal reservoir, psia P L = Tekanan Langmuir (psia) P wf = tekanan alir dasar sumur, psia R F = gas recovery factor, fraksi S = faktor skin, dimensionless S w = saturasi air, fraksi Swc = saturasi air connate, fraksi Sw* = saturasi efektif terhadap air, fraksi T R = temperatur reservoir, o F V = kandungan gas, ft 3 gas / ton V Ash = volume abu, % V FC = volume karbon, % V L = parameter volume Langmuir ( SCF / ton ) V M = volume kelembaban, % V VM = volume kandungan volatile, % Z = faktor kompresibilitas gas, dimensionless f a = kandungan abu, fraksi f m = kandungan air lembab, fraksi g = volume gas teradsorbsi, cc/gr h = ketebalan reservoir, feet k a = permeabilitas absolut, md k rg = permeabilitas relative gas, md k 0 = ( 0,8 x V FC /V M ) + 5,6 k rw = permeabilitas relatif terhadap air, md n g = konstanta Correy untuk gas n 0 = 0,39 - ( 0,1 x V FC /V M ) n w = konstanta Correy untuk air q g = laju alir gas, MSCF / hari q w = laju alir air, bbl / hari r e = radius pengurasan, feet r w = jari - jari sumur, feet Ø = porositas, fraksi ñ B = densitas batubara, gr/cc = 0,028317 Ton/Scf ì w = viskositas air, cp ì g = viskositas gas, cp 1 Are = 43560 ft 2 54