Ekonomi Gas Metana Pemulihan

Bab 10

Ekonomi Gas Metana Pemulihan Page 1 Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 461 Bab 10 Ekonomi Gas Metana Pemulihan 10,0 Pendahuluan Profitabilitas proyek (CBM) gas metan sangat tergantung pada faktor ketebalan jahitan, kandungan gas, dan permeabilitas. Ekonomi nya adalah dipengaruhi oleh variabel lain, seperti kedalaman, air volume pembuangan, akses ke pasar, dan harga gas. Tes Nah, logging, dan analisis inti menambah biaya dalam daerah tanpa analisis batubara sebelum pertambangan atau inti dari batubara. The San Juan baskom telah terbukti menjadi yang paling menguntungkan dari setiap cekungan batubara karena dua faktor yang menguntungkan, gas konten dan permeabilitas, menggabungkan sana dengan tebal jahitan. Di San Juan baskom, para penyelesaian di single nya 50-ft jahitan tebal lebih hemat biaya daripada penyelesaian di beberapa, jahitan tipis Appalachian dan cekungan Warrior. Sebagai contoh lain menguntungkan kombinasi, isi gas rendah dari batubara subbituminous di Sungai Powder basin yang dikompensasikan dengan lapisan dangkal 100 ft tebal. Dalam cekungan Warrior, menguntungkan kombinasi dari peringkat, permeabilitas gas, dan konten yang ada. Properti akses, akses pasar, kedalaman moderat, dan berlimpah Data dari tahun sebelumnya pengeboran pertambangan dan konvensional mengimbangi tipis jahitan untuk memberikan keberhasilan. Meskipun lebih banyak properti yang sedikit menguntungkan karena lapisan tipis di lembah Warrior, penelitian (sebagian besar dari dukungan Gas Research Institute dari situs penelitian Rock Creek) telah membantu mempertahankan ekonomis produksi oleh rekah berkembang, multizona selesai teknik, simulasi komputer, jarak dengan baik, dan teknik penanganan air untuk mengurangi biaya dan meningkatkan produksi gas. Apapun kombinasi parameter reservoir yang ada, biaya awal yang tinggi akan dihadapi dalam mengembangkan sifat CBM. Tidak seperti mengembangkan konvensional Halaman 2 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 462 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 lapangan gas, usaha pengeboran CBM membutuhkan sekelompok sumur di mana campur tangan antara mereka akan meningkatkan produksi gas secara keseluruhan dengan memfasilitasi lebih

cepat penghapusan volume besar air. Sebuah investasi modal yang besar diperlukan untuk mengembangkan lapangan. Dapat dimengerti bahwa Pasal 29 kredit pajak yang ditetapkan oleh pemerintah federal Pemerintah membantu dalam pengembangan awal proses, terutama di Warrior dan cekungan Appalachian mana beberapa sifat marjinal menjadi menarik dengan kredit. Selain itu, Pasal 29 memberikan dorongan untuk CBM proses yang akan didirikan. Sejak itu, kemajuan teknis telah membaik ekonomi proses, dan teknologi memegang harapan terbaik untuk proses kelangsungan hidup di masa depan. 10.1 Kredit Pajak 10.1.1 Sejarah Kredit Kredit pajak untuk bahan bakar dari sumber konvensional tertentu dimasukkan ke dalam Undang-Undang Windfall Profit (WPT) tahun 1980 pada saat harga minyak yang tinggi. 1 Pajak kredit untuk CBM menjadi hanya dikenal sebagai kredit 29 Bagian saat itu ditahan setelah ketentuan tindakan WPT berakhir. Selama periode 10-tahun dari nya mulai, sekitar $ 270 juta dari kredit di lembah Warrior dan $ 860.000.000 dari kredit pada produksi CBM di San Juan baskom yang diwujudkan dengan memproduksi perusahaan. 1 Lain $ 900 juta dari kredit tampaknya kemungkinan untuk selanjutnya 5 tahun. Kredit ini berlaku pada waktu yang kebetulan untuk pengembangan CBM dan memainkan peran utama dalam pengembangan proses baru, sebagai Kongres dimaksudkan. Meskipun kredit pajak ditulis untuk berakhir pada hari terakhir tahun 1990, tahun 1988 dan Teknis Miscellaneous Pendapatan Act (TMRA) ditetapkan perpanjangan 1 tahun dari kredit sejak tanggal 1 Januari 1990, sampai 1 Januari 1991. The Omnibus Rekonsiliasi Anggaran Act of 1990 kembali memperpanjang batas waktu untuk pengeboran sumur kualifikasi 2 tahun sampai 1 Januari 1993. 1 Page 3 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 463 Untuk produksi CBM untuk memenuhi syarat, baik harus telah spudded antara 31 Desember 1979, dan 1 Januari 1993. Situs harus telah disiapkan, rig pengeboran mengatur, dan lubang bor awal dimulai. Selanjutnya, modal untuk mengebor terhadap total mendalam harus telah dilakukan. 2 Kedua perpanjangan kredit pajak lama sebelum berakhirnya menyebabkan ruam

pengeboran sebelum tiga tenggat waktu. Sumur bor di tiga Banjir kegiatan kemudian kemudian dibawa onstream pada kecepatan santai. Pada akhir Desember 1992, Kongres mengizinkan Pasal 29 berakhir. 10.2 Ukuran Profitabilitas 10.2.1 Kriteria untuk Proyek Metana Ekonomis Banyak faktor yang diperlukan untuk membuat sebuah properti CBM menguntungkan dan menarik bagi investasi. Akses ke jaringan pipa, kedekatan dengan pasar, kepastian kepemilikan, infrastruktur layanan ladang minyak, dan peraturan daerah tentang dampak pembuangan air profitabilitas properti CBM dan khusus untuk daerah yang akan dievaluasi pada secara individual. Untuk beberapa, jahitan tipis mirip dengan yang dari Zaman Pennsylvanian dalam timur Amerika Serikat, parameter penting untuk pengembangan adalah kandungan gas, permeabilitas, dan tekanan. Sebuah diskusi mengulangi pentingnya setiap berikut. Gas isi batubara harus cukup untuk membenarkan biaya pengembangan. Untuk pengembangan menguntungkan di Appalachian dan cekungan Warrior, minimum gas isi bara adalah 125-150 scf / ton. 3 Karena nonuniformities di batubara pangkat dan kadar abu dalam sebuah bidang, sampel yang representatif diperlukan untuk memberikan handal perkiraan kandungan gas dalam properti. Sebagai contoh, Gas Sungai Perusahaan memperoleh 31.844 ft inti sebelum mengembangkan 32.480 hektar yang di Tuscaloosa County, Alabama. 4 Page 4 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 464 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 Sebuah permeabilitas minimal 0,1 sampai 0,5 md diperlukan untuk bara Timur menjadi ekonomi menarik. 3 Di atas nilai ambang batas, rekah hidrolik dapat digunakan untuk meningkatkan tingkat produksi. Tekanan reservoir yang memadai harus memberikan kekuatan pendorong untuk gerakan gas dan air melalui sistem dan mengakomodasi isi gas yang lebih tinggi sesuai dengan Langmuir adalah isoterm. Sebuah tekanan awal minimum yang akan mendorong pengembangan bara beberapa, jahitan tipis akan menjadi 125-175 psi. 3 Karena Isoterm Langmuir memprediksi lebih banyak gas berevolusi per drop satuan tekanan pada rendah tekanan, tekanan ditinggalkan menjadi lebih penting dibandingkan konvensional produksi gas. Harga gas selama umur proyek berdampak langsung terhadap profitabilitas yang diharapkan.

Di sini, investor tunduk pada keanehan harga gas ditentukan oleh pasokan dan permintaan. Dalam sebuah studi oleh Hobbs, Belanda, dan Winkler, 5 para profitabilities dari pengembangan hipotetis proyek yang dirancang untuk menjadi wakil dari sumur khas di basin prajurit dibandingkan ketika harga aktual selama periode 2 tahun adalah 32-42% lebih rendah dari harga perkiraan awal. Harga gas yang lebih rendah mengurangi internal yang rate of return (ROR) dengan nilai-nilai yang tidak dapat diterima. Tiga langkah umum untuk analisis profitabilitas proyek CBM yang payout, laba nilai net present, dan ROR discounted cash flow. Payout adalah waktu yang diperlukan untuk memiliki investasi awal dikembalikan sebagai arus kas. Payout terdiskonto menetapkan kesetaraan nilai investasi dengan kas kumulatif mengalir tanpa memperhatikan nilai waktu dari uang. Diskon payout adalah waktu untuk mengembalikan nilai investasi dalam arus kas diskonto. Utilitas Payout ini adalah kesederhanaan dan indikasi nya kapan investasi akan dikembalikan. Informasi ini sangat penting bagi independen dengan kecil arus kas dan keterbatasan modal. Selain itu, pembayaran dapat berasumsi lebih penting dalam investasi di negara ketidakstabilan politik menjawab pertanyaan dari seberapa cepat investasi bisa diambil. Sebagai tindakan yang berdiri sendiri, pembayaran tidak sepenuhnya termasuk nilai waktu dari uang, mengatakan apa-apa dari profitabilitas luar waktu pengambilan investasi, risiko tidak termasuk, dan itu tergantung pada pola awal arus kas. Halaman 5 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 465 Dalam proses CBM, pola arus kas membuat payout menipu sebagai profitabilitas indikator. Pembuangan air selama tahun pertama setelah menimbulkan startup maksimum beban dalam kehidupan proyek, dan pendapatan dari metana produksi rendah selama tahap awal dewatering. Selain itu, berat front-end investasi yang diperlukan untuk proyek CBM karena sumur beberapa harus berkomitmen untuk ukuran pembangunan. Efek gabungan adalah lebih lama payout yang mungkin tidak mencerminkan profitabilitas proyek utama yang menarik. Terdiskonto payout, P ud , Dijelaskan oleh Eq.10.1. dimana P ud = Tahun payout terdiskonto atau nilai j ketika sayaΣ NCF

j =0 NCF j = Arus kas bersih dari j tahun I = investasi j = tahun Nilai laba bersih (NPV) hadir adalah ukuran profitabilitas yang saat ini nilai arus kas didiskontokan pada tingkat peluang rata-rata, saya o , Yang melebihi hadir nilai investasi. Hal ini didefinisikan oleh Eq.10.2. 6 dimana L = kehidupan memproduksi unit NCF = arus kas bersih j = tahun (investasi yang direpresentasikan sebagai j = 0) Saya = NCF j P j=1 ud Σ (Persamaan 10.1) )I + (1 NCF = NPV j j L j=0 Σ (Persamaan 10.2) Halaman 6 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 466 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 Laba NPV memperkenalkan nilai waktu dari uang dalam analisis, dan menggunakan bunga perwakilan kesempatan reinvestasi perusahaan. Jika Laba NPV positif, investasi yang layak ditunjukkan. Jika NPV negatif,

investasi harus ditolak. Dalam analisis ekonomi proyek CBM, NPV keuntungan yang paling sering digunakan dalam hubungannya dengan pembayaran dan ROR a. Ini adalah kombinasi yang paling sering digunakan dalam industri minyak. 7 ROR menyajikan profitabilitas dalam hal tingkat diskonto senyawa, yang dapat dibandingkan secara langsung dengan tingkat bunga pinjaman atau tingkat internal yang dihasilkan oleh proyek-proyek yang sedang berlangsung. DCFROR adalah tingkat bunga yang diperlukan untuk membuat jumlah present value dari investasi sama dengan jumlah nilai sekarang dari masing-masing tahun bersih arus kas (lihat Persamaan. 10.3). Ketika kesetaraan Eq. 10.3 memegang, DCFROR sama dengan i. Mavor 8 menyajikan tingkat discounted cash flow pengembalian selama lima sumur di San Juan baskom sebagai fungsi dari parameter reservoir yang komposit. (Asumsikan konstan cleat sistem dan permeabilitas petugas) Faktor komposit. adalah produk dari waduk awal tekanan, kandungan gas, batubara dan tinggi dalam interval selesai. Permeabilitas tetap konstan pada 5 md di korelasi (lihat Gambar. 10.1). Sebuah linier hubungan DCFROR dengan hasil faktor komposit. Dalam contoh ini, DCFROR dihitung atas dasar setelah pajak federal, dan itu termasuk Seksi 29 kredit pajak. Perhitungan ROR secara implisit mengatakan kas diinvestasikan kembali arus menerima tingkat suku bunga yang sama dengan DCFROR proyek ketika diinvestasikan kembali untuk durasi proyek. 0 = )I + (1 NCF j j L j=0 Σ (Persamaan 10.3) Page 7 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 467 10.2.2 Perbandingan Ukuran Profitabilitas Tidak ada ukuran tunggal profitabilitas memiliki semua karakteristik yang dibutuhkan untuk mengevaluasi

CBM properti. Kombinasi dari beberapa tolok ukur profitabilitas yang diinginkan. Permintaan modal awal untuk pengeboran sumur ganda, penurunan negatif gas produksi awalnya, dan bobot awal air pembuangan biaya terutama Dampak pembayaran dan ROR. Tingkat pengembalian properti pada umumnya akan diperkirakan akan melebihi khas nilai kriteria minimal 20%, pembayaran biasanya akan menunjukkan diinginkan Perkiraan Computed Setelah pajak Sebelum pajak pg h, 10 psia-SCF-ft / T i c 7 DCFR OR,% 0 0 1 2 3 4 5 60 40 80 120 120 20 Gambar. 10.1-DCFROR tergantung pada sifat metan kritis. 8 Halaman 8 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 468 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 kriteria kurang dari 1,5 tahun untuk proyek konvensional dalam pertimbangan. Di Contoh 10.1 profitabilitas yang akan diantisipasi dari CBM memproduksi khas baik di basin Warrior dihitung. Profitabilitas akan diwakili oleh orang-orang mengukur dibahas sebelumnya. Contoh 10.1-A well dibor di basin Prajurit mulai produksi pada tahun 1992 di tengah ekspektasi terus selama 20 tahun. Apa yang akan menjadi profitabilitas, diukur sebagai arus kas diskonto dan laba ROR nilai net present? 1. Membuat perhitungan atas dasar setelah-federal-pajak penghasilan. 2. Menentukan dampak dari kredit pajak pada profitabilitas. 3. Evaluasi profitabilitas untuk tiga tingkat cadangan.

Contoh 10.1 Solusi-Tiga tingkat cadangan yang dipertimbangkan: • "A" Level = terbaik baik • "B" Level = rata-rata baik • "C" Tingkat = miskin baik Berikut biaya menetapkan investasi ini basin Warrior: 9 -11 Biaya khas, diselesaikan dengan baik dalam baskom diasumsikan $ 300.000. A refracturing prosedur, dengan biaya sebesar $ 27,000 (biaya retak dengan air), yang dilakukan pada tahun kedelapan, dan nilai yang sekarang menambah investasi. 12 Itu biaya operasi diasumsikan rata-rata $ 1.200 per bulan. Persentase Total Biaya Pembebasan lahan, persiapan 7 Tangibles 30 Berwujud 55 Fasilitas 8 Halaman 9 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 469 Hal ini diperlukan untuk membuat asumsi yang akan bervariasi antar operator dan properti. Nilai yang paling representatif dipilih. Sebuah pendekatan konservatif untuk Harga gas peramalan diambil, di mana harga gas dianggap konstan untuk 5 tahun periode tetapi menunjukkan tingkat pertumbuhan majemuk dari 10% pada akhir setiap 5 tahun periode. Pendekatan harga konservatif tidak mengembang dihasilkan profitabilitas nilai. Asumsi lainnya adalah sebagai berikut: • 3/16 Royalti, pendapatan bunga 81,25%, working interest 100%. • Prajurit produksi maksimum: 221 Mcf / D, 927,1 MMcf cadangan per sumur. • Prajurit produksi rata-rata: 147 Mcf / D, 616,5 MMcf cadangan per sumur. • Prajurit produksi Buruk: 111 Mcf / D, 463.8 MMcf cadangan per sumur. • 10% Rata-rata tingkat peluang diasumsikan untuk diskon. • Peracikan harga gas sebesar 10% setiap 5 tahun. • Penyusutan oleh saldo menurun ganda, SLM tahun kelima. • 20-Tahun kehidupan CBM dengan baik. • Kendali pemanfaatan kredit pajak pada proyek-proyek ini atau lainnya. Laba bersih dan pajak pendapatan federal dihitung dengan spreadsheet untuk masing-masing tiga tingkat cadangan selama masa 20 tahun dari sumur. Yang dihasilkan tindakan profitabilitas dirangkum dalam Tabel 10.1. Semua tiga tingkat cadangan

memberikan ROR menguntungkan dengan kredit pajak dimanfaatkan sepenuhnya. Namun, sumur rata-rata atau miskin tingkat cadangan tanpa kredit pajak di basin Prajurit tidak akan investasi yang baik di bawah asumsi yang ditetapkan untuk contoh. Hasil penelitian menunjukkan peran penting kredit pajak memiliki sebagai insentif bagi awal pengembangan proses CBM, terutama untuk properti marjinal. Halaman 10 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 470 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 10.3 Biaya 10.3.1 Pengeboran dan Penyelesaian Secara umum, sumur-biaya termasuk pengeboran hingga kedalaman khas sekitar 3.000 ft di basin Warrior, perforating, dan rekah tiga zona-jumlah yang $ 190.000 sampai $ 200.000. 13 Biaya untuk mengebor, melubangi, fraktur, buang air, dan membawa mulai beroperasi metana dari pembangunan Black Warrior juga 3.500 ft mendalam diperkirakan $ 319.300. 5 Biaya sumur khas Gas Sungai Perusahaan di Tuscaloosa County, Alabama, yang dipecah dalam Tabel 10.2. 4 Itu biaya pengeboran, menyelesaikan, dan gel rekah zona tunggal dari Maria Lee / Blue Creek di bidang Oak Grove adalah $ 125.000. 14 Di San Juan baskom, proses kavitasi openhole biaya $ 8.000 - $ 10.000 per hari untuk menciptakan rongga. Biaya juga rata-rata di San Juan baskom adalah sekitar $ 500.000, yang meliputi instalasi di permukaan; sosok itu juga mencakup bulanan biaya operasi dan pembuangan air. 8 Tabel 10.1-Hasil Analisis Profitabilitas, Warrior Basin Afit w / Kredit Pajak Afit w / o Kredit Pajak Baik Baik Rata-rata Baik Miskin Baik Baik Baik Rata-rata

Baik Miskin Baik DCFROR (%) 46.6 29.0 19.5 16.2 6.8 0.9 NPV ($) 486.025 231.713 106.730 81.582 31,219 95,593 Nah Reserve (MMcf) 927.1 616.5 463.8 927.1 616.5 463.8 Puncak Produksi Tahunan (MMcf) 80.7 53.7 40.4 80.7 53.7 40.4 Puncak Tingkat (Mcf / D) 221 147 111 221 147 111 Halaman 11 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 471 Perforantes berkembang menjadi prosedur penyelesaian diterima untuk mengakses formasi untuk beberapa jahitan-sumur di basin Black Warrior dan memberikan maksimum kontrol atas inisiasi patah tulang hidrolik. Pilihan ini didasarkan

pada prosedur lama digunakan dalam industri minyak dan gas yang pekerja di lapangan dapat capai dengan cara direproduksi dan dalam waktu singkat. Sebuah pertimbangan utama dalam pemilihan akhirnya perforating, bagaimanapun, adalah biaya yang lebih rendah daripada slotting atau openhole penyelesaian. Lambert 13 memperkirakan biaya relatif dari tiga prosedur penyelesaian yang diberikan dalam Tabel 10.3. Semakin tinggi biaya openhole dan prosedur slotting pergi bersama dengan keandalan kurang dan waktu yang hilang lebih dari perforating. Dengan demikian, perforating mungkin biaya 45% penyelesaian openhole atau 68% dari biaya prosedur slotting. Enam teknik penyelesaian yang berbeda di bidang Creek Deerlick dari Warrior basin selama rentang waktu 3 tahun dievaluasi oleh Lambert, Niederhofer, dan Reeves. 15 Rasio biaya untuk laju aliran metana dicapai dengan penyelesaian setiap ditentukan. Penelitian ini dilakukan sebagai bagian dari upaya untuk membuat sumur marginal ekonomi di wilayah biaya-efektif (lihat Gambar. 10.2). Dari Gambar. 10.2, beberapa kesimpulan yang jelas. Penyelesaian openhole dengan linear gel menunjukkan laju aliran gas metan terendah, sedangkan kasus yang slotted hanya melibatkan cairan rekah air memberikan laju aliran tertinggi. The terbatas masuk dan teknik patahan bingung memberikan biaya terendah, dan yang kedua yang paling hemat biaya prosedur yang digunakan baffle untuk rekah. Meskipun slotted casing disediakan tingkat aliran tinggi, itu bukan sebagai biaya efektif. Bingung patahan dan metode entri terbatas yang paling menarik. Tabel 10.2-Khas Biaya Tuscaloosa di County Yah 4 Khas Pengeluaran Barang Yah Rata-rata Yah Biaya ($) Berwujud biaya 101,000 Peralatan 67,000 Geologi / transportasi / pipa 6,000 Atas 13,000 Total 190,000 Page 12 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 472 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 0

20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 Biaya MCFD Tipe Penyelesaian Buka Lubang Slotted Tinggi Ditembak Kepadatan Terbatas Masuk Kaki ayam Membingungkan Frac Waktu P ercent F Baffle r ac Biaya MCFD Gas Gambar. 10.2-Relatif penyelesaian biaya di Deerlick. 15 Halaman 13 Metan Metana: Prinsip dan Praktek

Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 473 Tabel 10.3-Relatif Biaya Metode Penyelesaian 13 Openhole Barang sebuah Openhole Biaya ($) Top packer untuk 8-in. diameter lubang, minimal sewa 2,688.00 Bawah packer untuk 8-in. diameter lubang, minimal sewa 2688.00 b Pengawasan, 2 jam pada $ 60/hr 120.00 Total 5,496.00 Perforating Barang c Perforating Biaya ($) Service charge 500.00 Waktu rig, 2 jam pada $ 120/hr 240.00 Perfs, 16 pada $ 36,75 / 3 masing-masing 588.00 Pengawasan, 2 jam pada $ 60/hr 120.00 Dpt jembatan pasang 980.00 Total 2,428.00 Slotting Barang d Slotting Biaya ($) Pasir, 20/40-mesh, 100 sks pada $ 6,00 masing-masing 600.00 Air pengangkutan, 5 jam pada $ 40/hr 200.00 Waktu rig, 2 jam pada $ 120/hr 240.00 Pasir transportasi (100 sks) 340.00 Jet alat (tumpukan ganda) sewa 750.00 Jets, 4 pada $ 43 masing-masing

172.00 Pengawasan, 4 jam pada $ 60/hr 240.00 Cairan Abrasive biaya, $ 0,25 × 100 sks 25.00 Dpt jembatan pasang 980.00 Total 3,547.00 e sebuah Terisolasi 4-ft interval. b Penimbunan lubang dengan pasir merupakan metode alternatif untuk memberikan isolasi yang lebih rendah. Biaya yang berkaitan dengan penghapusan pasir tersebut dianggap setara dengan biaya sewa bawah packer dikutip. c 4 SPF, 61-in. EHD, 4-ft Interval d 4-ft slot, 1 coalseam frac e Tidak ada peralatan layanan atau siaga terkait atau jarak tempuh dipertimbangkan. Tidak ada perjalanan rig waktu atau siaga terkait dipertimbangkan. Biaya aktual pada pekerjaan slotting individu diperkirakan sebesar $ 5.000, jika tidak dilakukan bersamaan dengan hidrolik stimulasi proses. Halaman 14 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 474 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 10.3.2 Pembuangan Air Zimpfer, Harmon, dan Boyce 16 ditentukan relatif biaya transportasi dengan truk atau pipa dan pembuangan air produksi CBM oleh pit penguapan, underground injeksi, atau penggunaan permukaan langsung pada Reservation Ute selatan San Juan baskom. Perkiraan mereka untuk angkutan truk didasarkan pada 160-bbl tanker bergerak air asin 10 mil untuk pembuangan. Biaya mereka pengangkutan dengan truk adalah disajikan dalam Persamaan. 10.4. dimana T = biaya transportasi truk air asin, $ / bbl Q = Volume diangkut Truk angkut biaya berkisar dari $ 0,50 per bbl pada tingkat tinggi ke $ 2.90 per bbl pada rendahnya tingkat produksi air garam (lihat Gambar. 10,3).

Sebuah operator lebih praktis untuk volume besar air garam di daerah pegunungan, seperti San Juan baskom, adalah pipa. Kisaran biaya ditentukan oleh Zimpfer, et al. 16 menjadi $ 5.000 pada 0.44/bbl BWPD menjadi $ 0.97/bbl untuk tingkat yang lebih tinggi. Gambar. 10.3 menyajikan biaya relatif dari dua mode transportasi. Q 11.1 = T -0.195 (Persamaan 10.4) Halaman 15 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 475 Biaya relatif sumur injeksi dan penguapan pembuangan air pit ditunjukkan dalam Gambar. 10.4 untuk Reservation Ute selatan dari San Juan baskom. 16 Transportasi biaya untuk setiap situs harus ditambahkan ke biaya dari masing-masing metode pembuangan Gambar. 10.4. Hal ini dapat dilihat dari Tabel 10.4 bahwa cara lain yang mungkin pembuangan yang baik ekonomis mahal dengan negara-of-the-art teknologi atau akan melanggar Kode lingkungan. 16 Reid dan rekan kerja 17 mempelajari produksi dari lima sumur dalam Wyodak-Anderson bara pembentukan Uni Fort di Powder River basin. Mereka sejarah-cocok data dari lima sumur dengan cara tiga-dimensi, dua-fase simulator. Ini subbituminous dangkal, tebal (139-ft) batubara adalah terbukti menguntungkan untuk produksi CBM pada rentang wajar alami harga gas jika air biaya pembuangan dapat dikendalikan. Isi padatan rendah Truk Biaya Jumlah Pipeline Biaya Tingkat produksi, bbl / hari 10 100 1,000 10,000 100,000 1,000,000 Biaya, $ / b

bl 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 Gambar. 10.3-Brine biaya transportasi dari San Juan baskom. 16 Halaman 16 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 476 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 air yang dihasilkan, 1,500-2,500 ppm, membuat pembuangan lebih menguntungkan. Mereka Hasil penelitian menunjukkan bahwa biaya pembuangan air di bawah sekitar $ 2.00/bbl diperlukan dalam Powder River basin untuk ROR memuaskan (lihat Gambar. 10.5). Tabel 10.4-Biaya Pembuangan Air lain Berarti 16 Aplikasi Biaya ($ / Bbl) Permukaan langsung digunakan, tidak ada perawatan 0,01-0,10 Penggunaan langsung, distilasi 5.00 Langsung penggunaan, reverse osmosis > 5.00 Langsung penggunaan, pertukaran ion 5.00 10 100 1,000 10,000 100,000 Tingkat produksi, bbl / hari Penguapan Pit Biaya Jumlah Underground Biaya Dolar per Barel 0 1 2 3 Gambar. 10.4-Water biaya pembuangan.

16 Halaman 17 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 477 10.3.3 Menemukan Biaya Cadangan dan tingkat produksi untuk sumur di San Juan baskom lebih tinggi daripada di Warrior atau cekungan Timur lainnya. Perbedaan ditekankan oleh membandingkan menemukan biaya dalam dua baskom. Hobbs disajikan perbandingan sebagai dicatat dalam Tabel 10.5. 18 Tabel 10.5-Mencari Biaya cekungan 18 Cekungan Cadangan Per Nah (Bcf) Cari Biaya ($ / Mcf) San Juan 0,4-9,0 0,08-0,24 Black Warrior 0,3 sampai 1,2 0,28-0,67 ? ? ? ? ? ? MIRR 10% 30% 50% 0 1 2 3 4 Gas, $ / MCF W ater , $ / MCF 0 2

4 6 8 Gambar. 10.5-Profitabilitas di Powder River basin. 17 Halaman 18 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 478 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 The Tcf 400-900 dari CBM diperkirakan berada di bara kurang dari 4.000 kaki yang mendalam dalam Selain jumlah yang tidak diketahui dari gas di batubara lebih di Amerika Serikat. Kemampuan teknis dan ekonomi akan menentukan berapa banyak dari tempat ini digas akan dihasilkan. Kecenderungan menuju energi bersih menunjukkan bahwa sumber daya akan semakin dibutuhkan di masa depan. Dalam sejarah singkat proses untuk memulihkan metana dari batu bara, kemajuan pesat telah dibuat baik secara teknis dan ekonomis dalam proses. Kemajuan lanjutan akan membuat pengembangan CBM Proses salah satu inovasi yang paling penting dalam penyediaan energi bersih. 10.4 Evaluasi Sumber Daya Terstruktur Memaksimalkan profitabilitas CBM membutuhkan penilaian awal waduk kritis parameter. Gas konten, tebal jahitan, dan permeabilitas sudah pernah dibahas. Selain itu, penentuan rasio anisotropi permeabilitas harus dievaluasi sebagai titik keputusan antara pembangunan vertikal dan penggunaan horisontal wellbores untuk mengakses gas CBM. Bahkan jika pembangunan vertikal adalah optimal, jarak dari sumur vertikal harus ditentukan untuk memaksimalkan pengembalian investasi. Secara historis, eksplorasi CBM telah mengikuti dua jalur evaluasi. Yang pertama, dan yang paling umum digunakan jalan, adalah untuk mengebor sebuah sumur tunggal atau tempat lima dan tempat sumur-sumur produksi. Meskipun hal ini mungkin memberikan indikasi produktivitas air atau "bebas" gas, tidak memungkinkan operator untuk membuat keputusan tentang apa jarak optimal akan mengembangkan proyek, juga tidak memberikan benar indikasi apa bara mampu menghasilkan karena masuknya air akan menghambat desorpsi gas. Tanpa data reservoir (kandungan gas, isoterm, permeabilitas data), adalah mustahil untuk mensimulasikan apa pusat baik dari tempat-lima harus menghasilkan. Sebuah model perwakilan tidak dapat dibangun untuk memungkinkan ekonomi analisis untuk optimasi. Sejarah-matching dapat memerlukan pengumpulan beberapa tahun data untuk memungkinkan operator untuk menarik kesimpulan tentang nilai sumber daya. Teknik kedua melibatkan pemahaman reservoir dan produktivitas awal dalam proses eksplorasi. Program Data agresif akuisisi harus dilakukan secara bertahap bahwa hasil dari pengumpulan yang paling mahal parameter untuk data yang lebih mahal dan dari cekungan-lebar untuk spesifik lokasi penilaian. Halaman 19 Metan Metana: Prinsip dan Praktek

Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 479 Program untuk cekungan yang belum dijelajahi akan memiliki program evaluasi yang berbeda dari yang digunakan untuk memperluas produksi di baskom terbukti. Program evaluasi Basin memperoleh informasi yang menunjuk ke situs yang lebih disukai untuk awal pengembangan produksi. Kedua model geologi dan hidrologi yang dibangun dari data publik dan swasta yang tersedia. Evaluasi ini meliputi memperkirakan gas di tempat (GIP) dan produksi gas dan air. Ekonomi yang dievaluasi berdasarkan penjualan gas harga yang diharapkan, biaya pembuangan air, dan pipa akses biaya. Dari penilaian ini, program pengeboran situs-spesifik dikembangkan di mana lubang inti akan berlokasi. Setelah lokasi inti lubang yang dibor dan core yang diambil, gas isi data akan diukur dan desorpsi isoterm ditentukan; adsorpsi isoterm dapat dikembangkan. Pemodelan ekonomi kemudian dapat mulai untuk menilai kelayakan proyek. Tabel 10.6 daftar beberapa nilai yang terukur berlaku untuk proyek Appalachian meninjau. 10.4.1 Gas Konten Sensitivitas Gambar. 10,6 menggambarkan hubungan kandungan gas untuk menilai produksi berdasarkan simulasi berjalan menggunakan parameter pada Tabel 10.6. Ibu Alam aturan dalam CBM dunia-tinggi kandungan gas mengarah ke tingkat yang lebih tinggi gas produksi ketika semua variabel lainnya tetap konstan. Perhitungan NPV menunjukkan bahwa operator harus memiliki 400 scf / ton atau isi gas yang lebih tinggi untuk membuat keuntungan NPV positif dari ini Skenario (Tabel 10.6). Halaman 20 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 480 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Waktu, thn 0 20

40 60 80 100 120 140 160 180 200 600 scf / ton 500 scf / ton 400 scf / ton 300 scf / ton 200 scf / ton 100 scf / ton 50 scf / ton Gas Tingkat , MSCFD / sewa Gambar. 10,6-Gas tingkat untuk isi berbagai gas. Halaman 21 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 481 10.4.2 Permeabilitas Sensitivitas Sensitivitas terhadap nilai permeabilitas yang berbeda juga dapat disimulasikan dan ditampilkan (Gambar 10.7). Perhitungan ekonomi menunjukkan permeabilitas 3 md atau lebih tinggi diperlukan untuk keuntungan NPV positif (Tabel 10.7). Tabel 10.6-Reservoir dan Parameter Ekonomi Reservoir Kasus Parameter Dasar Lx / Ly = 1 kx = ky = 6 md Xf = 200 ft GRI rel perm Sw = 95% Porositas = 1% 600 scf / ton WHFP 50 psia Hn = 15 ft PRI 500 psia 40-acre jarak Ekonomi Parameter Suku bunga 10% / tahun Net kembali harga $ 3/Mcf

Pembuangan air $ 2/bbl Ops biaya 800/month $ A & P biaya ($ 300,000) Hidup 10 tahun Tabel 10.7-NPV Perhitungan untuk Isi Gas Berbeda Prod NPV Nah NPV 600 scf / ton $ 665.276 $ 214.361 500 scf / ton $ 589.784 $ 139.095 400 scf / ton $ 499.303 $ 49.135 300 scf / ton $ 401.847 ($ 47,741) 200 scf / ton $ 296.675 ($ 152,170) 100 scf / ton $ 163.543 ($ 283,202) 50 scf / ton $ 90.272 ($ 353,752) Halaman 22 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 482 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 10.4.3 Spasi Sensitivitas Interferensi antara CBM sumur sangat penting untuk mempromosikan desorpsi gas. Ini mungkin perbedaan terbesar antara produksi konvensional dan CBM produksi. Puncak gas desorpsi Tarif fungsi kandungan gas dan permeabilitas, parameter operator tidak dapat mengendalikan. Jarak sumur dapat dikendalikan untuk memperoleh desorpsi gas maksimal setelah variabel lain ditentukan. Gambar. 10.7-Gas harga sebagai permeabilitas bervariasi. Halaman 23

Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 483 Sensitivitas terhadap desain spasi berbagai digambarkan dalam Gambar. 10,8. Perhatikan meningkatkan tingkat puncak dan pengurangan waktu untuk mencapai mereka sebagai jarak yang menurun. Inilah sebabnya mengapa jarak sangat penting untuk pengembangan CBM yang lapangan dan alasan itu adalah faktor pengendali utama ekonomi dalam suatu proyek. Sebuah tinjauan ekonomi simulasi (Tabel 10.8) akan menunjukkan bahwa 80-acre spasi benar, berdasarkan NPV dengan baik. Namun, dalam situasi sewa di mana infrastruktur (jalan sewa, kompresi, garis mengumpulkan) didirikan oleh sumur pertama, sumur tambahan tidak biaya sebanyak untuk mengebor dan terhubung. Akibatnya, jarak 40-acre akhirnya menghasilkan hasil yang lebih baik. 0 50 100 150 200 250 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Waktu, thn 20 hektar 40 hektar 80 hektar 160 hektar 320 hektar 640 hektar 1.280 hektar Gas Tingkat , MSCFD / sewa Gambar. 10.8-Produksi gas sensitivitas terhadap jarak dengan baik berbagai. Halaman 24 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 484 Ekonomi Pemulihan Gas Metana

Juni 2007 10.4.4 Permeabilitas Anisotropy Sensitivitas Penentuan anisotropi permeabilitas merupakan tujuan awal dari lima tempatuji produksi. Tinggi permeabilitas anisotropi secara substansial mengurangi produksi tingkat terlepas dari apa yang tampaknya menjadi permeabilitas in-situ yang memadai diukur dari tes pra-stimulasi injeksi-falloff. Sensitivitas tingkat produksi anisotropi dapat dilihat pada Gambar. 10,9 untuk k rasio x :K y = 2,0. Gambar. 10.10 menunjukkan beberapa pemisahan profil tingkat produksi berdasarkan pola persegi panjang yang diberikan anisotropi untuk k x :K y = 5.0 dengan pola yang dua kali jarak dalam x-arah atas y-arah. Analisis NPV (Tabel 10.9) mengungkapkan bahwa untuk rasio 2, membuat semua pola arus kas positif. Dalam kasus anisotropi = 5.0, Pola persegi panjang adalah pilihan hanya dengan arus kas positif. Tabel 10.8-NPV Perhitungan untuk permeabilitas Berbeda Prod NPV Nah NPV 20 md $ 991.689 $ 537.407 10 md $ 809.562 $ 357.417 5 md $ 606.743 $ 157.815 3 md $ 448.712 $ 3.393 2 md $ 336.067 ($ 105,764) 1,5 md $ 182.045 ($ 251,822) Halaman 25 Metan Metana: Prinsip dan Praktek Juni 2007 Ekonomi Pemulihan Gas Metana 485

Tabel 10.9-Net Present Value (NPV) Perhitungan untuk jarak yang berbeda Jarak Prod NPV Pembuangan NPV Nah NPV Sewa NPV 20 hektar 474,414 -31085 49610 393884 40 hektar 642090 -57140 191231 764925 80 hektar 727737 -100716 233301 466603 160 hektar 650236 -164974 91543 91543 320 hektar 482693 -233177 -144203 640 hektar 420668 -260535 -233586 1.280 hektar 409330 -261584 -245973 0 1 2 3 4 5 6 7

8 9 10 Waktu, thn 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Pola # 1 - Diamond kx = 8, ky = 4, Lx / Ly = 1 Pola # 2 - Square kx = 8, ky = 4, Lx / Ly = 1 Pola # 3 - Rectangle kx = 8, ky = 4, Lx / Ly = 2 Gas Tingkat , Mscf / D / sewa Gambar. 10,9-Gas tarif untuk berbagai pola dan permeabilitas rasio anisotropi dari 2. Halaman 26 Metan Metana: Prinsip dan Praktek 486 Ekonomi Pemulihan Gas Metana Juni 2007 Sebuah anisotropi tinggi k x :K y > 10 mungkin menunjukkan kebutuhan untuk pengeboran horizontal atau untuk memilih situs uji produksi alternatif. Anisotropi tinggi akan menghasilkan rendah Produksi sumur vertikal tanpa jarak dan pola. Sebuah anisotropi yang rendah, seperti k x :K y <3, bisa menunjukkan anisotropi yang tidak menjamin lanjut penyelidikan. Pola persegi standar harus memadai untuk optimal produksi. 0 1 2 3 4 5

6 7 8 9 10 Waktu, thn Pola # 1 - Diamond kx = 10, ky = 2, Lx / Ly = 1 Pola # 2 - Square kx = 10, ky = 2, Lx / Ly = 1 Pola # 3 - Rectangle kx = 10, ky = 2, Lx / Ly = 5 Pola # 4 - Rectangle kx = 10, ky = 2, Lx / Ly = 2 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Gas Tingkat , MSCFD / sewa Gambar. 10.10—Gas rates for various patterns and perm anisotropy ratio of 5. Halaman 27 Coalbed Methane: Principles and Practices Juni 2007 Economics of Coalbed Methane Recovery 487 10.4.5 Fracture Length Sensitivity Net present value analysis has been done for a number of years in conventional fracture design work for CBM designs with a change in x -axis to reflect the optimum spacing. Gambar. 10.11 indicates the optimum spacing to be 40–50 acres with a 300–400 ft fracture. While simulations of fracture length sensitivity are easily done, measurement of actual fracture geometry is much more difficult. Currently, the most economic method is a post-fracture injection fall-off test to calibrate fracture volumes used. Continual reservoir characterization is required as site development progresses to the scale of field development. Local geology and hydrology will dictate an appropriate expansion program from the original site-specific assessment. Jika permeability and gas content remain consistent from well to well, development should proceed as concentric rings of wells around the original five-spot pilot on NPV , $M 0 40

80 120 160 Well Spacing, acres 0 200 400 600 800 1,000 1,200 Xf = 100 ft Xf = 200 ft Xf = 300 ft Xf = 400 ft Lease Economics, NPV for 160 acres Gambar. 10.11—NPV analysis for different fracture half-lengths (xf). Halaman 28 Coalbed Methane: Principles and Practices 488 Economics of Coalbed Methane Recovery Juni 2007 the optimum spacing determined from simulation assessment. Step-outs approximately 3 miles from the original test location should be validated for permeability and gas content to confirm the field model. History-matching of production can begin right away with the first field model, provided the operator records daily gas rate, water rate, and backpressure data. This history-matching will allow changes to the field model sooner in the field development lifecycle. Halaman 29 Coalbed Methane: Principles and Practices Juni 2007 Economics of Coalbed Methane Recovery 489 Referensi 1 Soot, PM: "Tax Incentives Spur Development of Coalbed Methane," Oil & Gas J. (June 1991) 89, No. 23, 40. 2 Lemons, BN and Nemirow, L.: "Maximizing the Section 29 Credit in Coal Seam Methane Transactions," The Journal of Taxation (April 1989) 238-245. 3 Hunt, AM and Steele, DJ: "Coalbed Methane Development in the Appalachian Basin," Quarterly Review of Methane from Coal Seams Technology (July 1991) 1, No. 4, 10-19. 4 Willis, CP: "A Case History of River Gas Corporation's Black Warrior

Project," Quarterly Review of Methane from Coal Seams Technology (July 1992) 10, No. 1, 33. 5 Hobbs, GW, Holland, JR, and Winkler, RO: "Economic Model Predicts Coal-Bed Methane Development," Pet. Eng. Int. (July 1992) 64, No. 7, 34-38. 6 Thompson, RS and Wright, JD, Oil Property Evaluation , second edition, Thompson-Wright Associates, Golden, Colorado (1985). 7 Boyle, HF Jr.: "Investment Analysis: US Oil and Gas Producers Score High in University Survey," J. Pet. Tech. (April 1985) 37, No. 4, 680-690. 8 Mavor, MJ: "Western Cretaceous Coal Seam Project," Quarterly Review of Methane from Coal Seams Technology (April 1991) 8, No. 3, 19-21. 9 Hobbs, WG and Winkler, RO: "Coalbed Methane Shows Its Potential," Pet. Eng. Int. (May 1990) 62, No. 5, 26-33. 10 Kuuskra, VA, Boyer, CM, and McBane, RA: "Steps to Assess Resource Economics Covered," Oil & Gas J . (December 1989) 87, No. 52, 121-125. 11 Willis, C.: "Core Tests Speed Coalbed Methane Gas Development," Oil & Gas J. (June 1991) 89, No. 22, 93-96. 12 Palmer, ID, Tumino, KA, Fryar, RT, and Puri, R.: "Water Fracs Outperform Gel Fracs in Coalbed Pilot," Oil & Gas J. (August 1991) 89, No. 32, 71. 13 Lambert, SW: "Comparison of Open Hole, Slotting and Perforating Completion Methods for Multiseam Coalbed Gas Wells," Proc., Coalbed Methane Symposium , Tuscaloosa, Alabama (April 1989) 262. 14 Zuber, MD and Wicks, DE: "Methane from Coal Deposits Technical Evaluation and Data Base," Quarterly Review of Methane from Coal Seams Technology (November 1988) 6, No. 2, 39-41. 15 Lambert, SW, Niederhofer, JD, and Reeves, SR: "Multiple-Coalseam Well Completions in the Deerlick Creek Field," J. Pet. Tech . (November 1990) 42, No. 11, 1360-1363. 16 Zimpfer, GL, Harmon, EJ, and Boyce, BC: "Disposal of Production Waters from Oil and Gas Wells in the Northern San Juan Basin, Colorado," Rocky Mountain Association of Geologists Guidebook , Denver, Colorado (1988) 183-198. 17 Reid, GW, Towler, BF, and Harris, HG: "Simulation and Economics of Coalbed Methane Production in the Powder River Basin," paper SPE 24360

presented at the 1992 SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, Wyoming (May 1992) 425-432. 18 Hobbs, GW: "Economics and Financing of Coalbed Methane Ventures," paper presented at 1990 Eastern Coalbed Methane Forum, Tuscaloosa, Alabama, 16 January. Halaman 30 Coalbed Methane: Principles and Practices 490 Economics of Coalbed Methane Recovery Juni 2007