Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional dan Kongres X Jakarta, 12 – 14 November 2008
Makalah Profesional IATMI 08 – 015 Metode Peramalan Kelakuan dan Produksi Gas Metana Batubara Menggunakan Korelasi dari Data Produksi Aktual Ratnayu Sitaresmi*, Doddy Abdassah*, Taufan Marhaendrajana* dan Dedy Irawan* *) Institut Teknologi Bandung, Indonesia Abstrak Di dalam dunia pertambangan, telah lama diketahui adanya kandungan gas metana pada lapisan batubara dalam jumlah yang bervariasi, yang kerap menimbulkan masalah, karena itu perlu dihindari. Beberapa tahun belakangan ini pemerintah Republik Indonesia telah memulai era pengembangan CBM dengan dikeluarkannya UU yang berkaitan dengan itu, serta banyaknya investor yang berminat mengembangkan lapangan CBM di Indonesia. Beberapa kontrak PSC telah ditandatangani. Tujuan penulisan ini adalah untuk mendapatkan cara peramalan kelakuan reservoir CBM yang lebih sederhana dengan menggunakan konsep dasar dari Fractional Flow dan Frontal Advanced Theory (Buckley Laverett) yang digunakan untuk mencari hubungan Perolehan CBM dan Fractional Water Cut (Cut-Cum Plot) pada sumur2 CBM yang pada awalnya diusulkan pertama kali oleh Ershaghi dan Omoregie (1978) dan diteruskan oleh Ershaghi dan Abdassah (1984). Berdasarkan Frontal Advance Concept oleh Buckley-Leverett, serta modified Corey equation. Teknik Cumulative Plot (Irawan and Abdassah, 2007) akan dikembangkan untuk prediksi CBM performance. Prediksi awal “CBM Production Performance” dibuat berdasarkan kurva Langmuir Isotherm dan persamaan Material Balance .
Pendahuluan Produksi gas alam yang bersumber dari batubara di Amerika Serikat, sebagai pioneer, sekitar 1.7 Tcf per tahun. Produksi tersebut berasal dari 20 basin yang berbeda dan diproduksikan dari ± 40,000 sumur. Selain dari Amerika Serikat, ±40
negara telah melakukan penelitian mengenai potensi CBM di negaranya. Sedangkan negaranegara yang telah menghasilkan commercial project antara lain : Australia, Canada, China, dan India. (Jenkins, JPT,2008). Gambar 1 Resource Triangle yang menggambarkan sumber daya hidrokarbon yang tersedia di dunia. Conventional reservoirs merupakan reservoir yang sekarang ini dikembangkan dengan cukup mudah berdasarkan teknologi dan keekonomian saat ini. Namun volumenya jauh lebih kecil dibandingkan dengan Unconventional reservoirs yang mempunyai volume sangat berlimpah, tetapi lebih sulit untuk mengembangkannya karena keterbatasan teknologi, akses dan keekonomian. CBM dapat dikategorikan kedalam Unconventional Reservoirs yang sudah mulai banyak dikembangkan.
Reservoir CBM Coalbed methane, atau coalbed gas, adalah gas yang tersimpan karena adsorpsi dalam micropore batubara. Gas tersebut juga disebut dengan sweet gas, karena tidak ada kandungan H2S. CBM sangat berbeda dari sandstone gas reservoirs, dimana gas metana yang tersimpan di dalam batubara adalah akibat suatu proses yang disebut dengan Adsorption. Salah satu dari ciri yang menonjol dari batubara adalah tekstur poripori mikronya, yang memainkan peranan penting dalam banyak sifat kimia-fisik batubara seperti kapasitas penyimpanan (penahanan) gasnya. Gas metana berada menempel pada micropore batubara (matrix). Fracture atau rekahan pada batubara (cleats) dapat juga berisi gas bebas atau gas yang tersaturasi oleh air. Sistem tersebut disebut dengan Dual Porosity Reservoirs seperti yang dapat dilihat pada Gambar 2.
IATMI 08 - 015 1
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Penyimpanan (Storage) Gas Metana pada Batubara Gas dapat tersimpan baik dalam sistem pori-pori mikro maupun sistem pori-pori makro batubara sebagai reservoir CBM. Batubara mempunyai kemampuan untuk menampung jumlah gas yang lebih besar pada suatu kedalaman dibandingkan dengan reservoir konvensional pada kedalaman dan tekanan yang sama. Kemampuan batubara menjerap (adsorb) banyak molekul gas metana disebabkan karena batubara tersebut mempunyai luas permukaan yang besar yaitu 2150–3150 ft2/gr, sehingga batubara dapat menyimpan metana 3–4 kali lipat dari kemampuan gas konvensional untuk volume yang sama, seperti terlihat pada Gambar 3.
Karakteristik Produksi CBM Gambar 4 memperlihatkan fase-fase sejarah produksi fluida dari suatu sumur CBM. Pada fasa pertama, fluida yang mula-mula terdapat pada rekahan (cleat) diproduksi. Sistem rekahan umumnya dijenuhi seluruhnya oleh air (Miracic, 2004). Pada fase ini air dikeluarkan pada laju yang tinggi sedangkan gas pada laju yang sangat rendah. Fase ini dicirikan dengan laju pengeluaran air yang tetap dan penurunan tekanan alir. Pada fase kedua, laju pengeluaran gas bertambah hingga mencapai harga maksimum, yang disebut laju gas puncak. Selama fase ini, laju pengeluaran air mulai berkurang sebagaimana batubara dikeringkan. Periode pengeringan bagi batubara dapat memerlukan waktu mingguan hingga tahunan. Selama fase yang kedua terjadi beberapa perubahan. Permeabilitas relatif air berkurang, sementara permeabilitas relatif gas bertambah. (Saulsberry, 1996).
Isotherm Adsorption Pada umumnya CBM teradsorb (terjerap) pada matrix batubara. Akibatnya hubungan antara tekanan dan volume dicerminkan dengan adanya kelakuan proses adsorption/desorption , dengan tidak mengikuti hukum gas nyata (Real-Gas Law). Adsorption Isotherm adalah kemampuan maksimum batubara untuk menyimpan gas. Adsorption isotherm juga merupakan kandungan gas maksimum (Maximum Gas Content) yang biasa dikenal dengan istilah Langmuir Volume (VL). Kapasitas adsorptif batubara bergantung kepada tingkat kematangannya, tekanan gas, temperatur dan kandungan materi-materi in-organik (moisture dan ash) serta luas permukaannya.
IATMI 08 - 015
Hubungan antara Gas Storage Capacity dan tekanan dapat dijelaskan dengan suatu persamaan yang di usulkan oleh Langmuir sebagai berikut:
Gs =
VL .P PL + P
……….………..1)
Dimana : Gs : Gas storage capacity, SCF/ton P : Pressure, psia VL : Langmuir volume constant, SCF/ton PL : Langmuir pressure constant, psia Persamaan diatas digunakan untuk batubara murni. Untuk dapat diaplikasikan, persamaan tersebut di modifikasi dengan memperhitungkan adanya kandungan Ash dan Moisture, sehingga persamaan diatas menjadi:
Gs = (1 − f a − f m )
VL P ………………2). PL + P
dimana: fa fm
: Ash content, fraction : Moisture content, fraction
Pada Gambar 5 merupakan korelasi antara Gas Content dan Tekanan, dimana terlihat bahwa harga VL merupakan maksimum Gas Content. Sedangkan PL merupakan tekanan dimana Gas Content =1/2VL.
Proses Transportasi Gas Proses produksi CBM dapat dibagi ke dalam tiga fasa sebagaimana diperlihatkan dalam Gambar 6. Gambar 6-stage1 memperlihatkan proses pelepasan metana dari permukaan internal batubara. Gambar 6-stage2 memperlihatkan pergerakan metana dalam sistem mikropori batubara atau pergerakan metana dalam matriks batubara. Sedangkan Gambar 6-stage3 memperlihatkan pergerakan aliran fluida dalam sistem cleat/rekahan dalam batubara.
Metodologi Metode yang digunakan didalam makalah ini berdasarkan kepada metode Ershaghi dan Abdassah (1984) dan persamaan permeabilitas dari Corey yang dimodifikasi. Teknik Cumulative Plot (Irawan and Abdassah, 2007) kemudian akan dikembangkan untuk dapat meramalkan kelakuan produksi CBM. Sedangkan prediksi awal “CBM
2
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Production Performance” dibuat berdasarkan kurva Langmuir Isotherm dan Material balance Equation. Ershaghi and Omoregie (1978) dan diteruskan oleh Ershaghi and Abdassah (1984) menjelaskan Teknik Ekstrapolasi Water Cut vs Oil Recovery pada Water Flood Performance (Immiscible processes). Metode ini disebut dengan X-Plot. Metode X-Plot berdasarkan kepada fractional flow dan frontal advanced theory yang diusulkan oleh Buckley-Leverett. Diasumsikan bahwa log (krw/kro) versus Sw (Gambar 7) adalah garis lurus, kemudian selanjutnya hubungan dengan Water Cut adalah :
Er = bX + a ................................................................3). dimana :
1 1 X = ln − 1 − fw fw
........................4).
Coefficients “a” and “b” diperoleh dari Gambar 7 dimana :
k ro = a.e b.Sw k rw
dan fw adalah water cut.
Dalam penelitian ini metode-metode tersebut akan di kembangkan untuk dapat menurunkan dan membuat kurva permeabilitas relafif sistim air-gas pada reservoir CBM berdasarkan data produksi yang telah lalu seperti terlihat pada Gambar 8. Beberapa metode peramalan produksi telah lama digunakan oleh industri minyak, antara lain dengan menggunakan Decline Curve Analysis, Water Oil Ratio Plot sebagai fungsi dari cumulative oil production dan Cut-Cum Plot atau X-Plot (Plot water cut function disebut ” X” sebagai fungsi dari oil cumulative production). Pada tahun 2007, Irawan dan Abdassah mengembangkan suatu metode performance prediction untuk memperbaiki metode yang telah banyak digunakan, untuk memperoleh peramalan produksi yang lebih berkualitas. Model Simulasi digunakan untuk mengevaluasi pengaruh karakteristik reservoir dan produksi untuk peramalan kelakuan produksi. Metode peramalan kelakuan produksi yang sederhana dan aplikatif berdasarkan water drive reservoir or
IATMI 08 - 015
water flooding process dapat dikembangkan berdasarkan hasil simulasi reservoir. Metode ini berdasarkan hubungan garis lurus antara WOR kumulatif (Wp/Np) sebagai fungsi dari waktu dan Kumulatif WOR sebagai fungsi dari Kumulatif. Gambar 9 adalah diagram yang menggambarkan prosedur untuk memprediksi produksi minyak dan air berdasarkan metode Cum-Cum plot. Aplikasi metode diatas dengan menggunakan data produksi aktual menunjukkan hasil yang baik, dimana produksi minyak dan gas dapat diramalkan secara menerus. Metode ini juga dapat digunakan apabila scenario operasi produksinya berbeda. Pada makalah ini akan diusulkan the “Cumulatine Function” produksi gas dan air untuk memperluas penggunaan metode Irawan&Abdassah sehingga dapat digunakan untuk tujuan yang sama pada reservoir CBM. Gambar 10 memperlihatkan konsep dari metode yang di usulkan. Pada Gambar 10, terlihat bahwa fungsi dari kurva produksi kumulatif gas atau air (Gp, Wp) akan menghasilkan garis lurus yang digunakan untuk memprediksi kelakuan produksi CBM dengan menggunakan hubungan : . Akhirnya produk dari penelitian ini adalah mengembangkan metode yang sederhana dan cepat untuk memprediksi production performance dengan menggunakan data produksi awal, kurva permeabilitas relative dan kurva Langmuir Adsorption. , seperti terlihat pada Gambar 11. Asumsi : ∼ Kelakuan reservoir CBM mengikuti konsep “dual porosity”. ∼ Hukum darcy berlaku pada cleats (macropore atau fractures) yang mengalirkan fluida dari cleats ke lubang sumur, sedangakan hukum Fick berlaku pada disorpsi di matrix batubara (micropores) ∼ Adsorpsi dan desorpsi gas metana pada batubara mengikuti Langmuir Isotherm Characteristic Curve. ∼ Metode yang akan dikembangkan terbatas untuk Undersaturated CBM reservoirs, dimana gas terproduksi mengikuti dewatering proses. ∼ Penelitian ini tidak mengembangkan numerical reservoir simulation modeling (simulasi reservoir). Kalaupun Reservoir Simulator digunakan, hanya sebatas untuk validasi beberapa proses yang penting.
3
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Isotherm Adsorption, persamaan Material Balance pada reservoir CBM yang merupakan sistim porositas ganda (dual porosity system) akan menjadi hasil akhir dari penelitian ini.
Hasil-hasil Sampai Saat Ini Gambar 12 dan 13 memperlihatkan contoh hasil metode Cut-Cum Plots dan kurva Permeabilitas relatif yang berasal dari daerah pengembangan CBM yang berbeda. Pada metode original Cut-Cum plot yang dikembangkan oleh Ershaghi and Omoregie dan diteruskan oleh Ershaghi and Abdassah, hasil Xplot (Persamaan 4) dapat digunakan untuk untuk menentukan ko/kw. Pada metode yang diusulkan ini, digunakan persamaan Corey dalam membuat kurva permeabilitas relatif seperti yang terlihat pada gambar 12 dan 13. Pada kasus ini, dianggap bahwa connate water saturation pada cleat system diabaikan (Swc=0.01). Selanjutnya, masih terus dicoba memperkirakan penerapan Corey Exponent dengan cara re-history matching dengan data aktual untuk kurva fractional flow.
Daftar
Pustaka
1.
Aminian, K., Ameri, S., Bhavsar, A., Sanchez, M., and Garcia, A.: “Type Curves for Coalbed Methane Production Prediction”, paper SPE 91482, 2004 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, WV
2.
Aminian, K., Ameri, S., Bhavsar, A., and Lakshminarayanan, S.: “Type Curves for Production Prediction and Evaluation of Coalbed Methane Reservoirs”, paper SPE 97957, 2005 SPE Eastern Regional Meeting, Morgantown, WV
3.
Untuk metode kedua, Gambar 14 sampai 17 memperlihatkan bentuk garis linier dari cumulative functions untuk data produksi di beberapa area lapangan CBM. Berdasarkan pada hubungan yang terlihat pada gambar 9, masih terus dicoba untuk menemukan persamaan yang memprediksi kelakuan produksi gas dan air di lapangan CBM.
Ancell, K. L., Lambert, S. and Johnson, F. S.: “Analysis of the Coalbed Degasification Process at a Seventeen Well Pattern in the Warrior Basin of Alabama”, paper SPE 8971Society of Petroleum Engineers of AIME, 1980.
4.
Metode ketiga merupakan akhir dari penelitian ini. Kami masih dalam tahap pengumpulan beberapa informasi dan referensi untuk mendukung penelitian ini.
Boyer II C. M., Kelafant J. R., Kuuskraa V. A. and Manger K. C.: “Methane Emissions from coal mining: Issues and opportunities for reduction”.
5.
Cervik, J., “Behavior of Coal-Gas Reservoirs”, SPE paper 1973, Society of Petroleum Engineers of AIME, 1967.
6.
Dunn B.W.: “The Commercial Production of Coalbed Methane: A Review of 53 Wells in the Black Warrior Basin”, paper SPE 13367, Society of Petroleum Engineers of AIME, 1984.
7.
Dunn, B. W.: “Coal as a Conventional Source of Methane: Review and Analysis of a 31 Wells Production Area in the Marylee Coal Seam in Tuscaloosa Country, Alabama”, SPE paper 12186, Society of Petroleum Engineers of AIME,1983.
8.
Eddy, G.E. and C.T Rightmire: “Relationship of Methane Content of Coal Rank and Depth: Theoretical vs. Observed”, Paper SPE/DOE 10800, Pp. 117-122, May 16-18, 1982, presented at the SPE/DOE Unconventional Gas Recovery Symposium, Pittsburgh, Pennsylvania.
Kesimpulan 1. Metode Cut-Cum plot yang dikembangkan oleh peneliti sebelumnya bersama dengan modified Corey equation dapat digunakan untuk membuat kurva permeabilitas relatif pada reservoir CBM berdasarkan data produksi gas dan air actual. 2. Hasil dari metode diatas masih perlu di validasi dengan pengukuran permeabilitas relatif yang dilakukan laboratorium. 3. Validasi dari Corey Exponent sedang dalam penelitian dengan cara menyesuaikan dengan karakteristik fractional flownya. 4. Cum-Cum plot yang dikembangkan, yaitu hubungan data kumulatif gas-water ratio dan kumulatif gas merupakan sebuah garis lurus. 5. Dari metode tersebut diatas, akan diturunkan suatu persamaan untuk memprediksi kelakuan produksi CBM di masa mendatang. 6. Peramalan kelakuan (performance) produksi gas dan air, berdasarkan pada kurva permeabilitas relatif, kurva Langmuir
IATMI 08 - 015
4
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia 9.
Ershaghi I. and Omoregie O.: "A Method for Extrapolation of Cut vs Recovery Curves", Journal of Petroleum Technology, pp. 203-4, February 1978.
10. Ershaghi I. and Abdassah D. : "A Prediction
20. Kelafant, J.R. Boyer, C M.: “A Geologic Assessment of Natural Gas from Coal Seams in the Central Appalachian Basin”, Topical Report, GRI 88/0302.
Technique for Immiscible Processes Using Field Performance Data", Journal of Petroleum Technology, pp. 664-70, April 1984
21. Kuuskraa, V.A. and Wicks, D.E.: “Geologic
11. Gash, B. W.: “Measurement of Rock
22. Lyons, P.: “Coalbed Methane Potential In The
Properties in Coal for Coalbed Methane Production”, Paper SPE 22909, 1991.
Appalachian States of Pennsylvania, West Virginia, Maryland, Ohio, Virginia, Kentucky, and Tennessee-An Overview”, U.S. Geological Survey Open-File Report, pp.96-735, 67.
12. Gray, I.: “Reservoir Engineering in Coal Seams: Part 1, the Physical Process of Gas Storage and Movement in Coal Seams”, paper SPE 12514,1987.
13. Gash,
B. W.: “Measurement of rock properties in coal for coalbed methane th
production”, paper SPE 22909, 1991, 66 Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, TX.
14. Gas Research Institute: “A guide to coalbed methane reservoir engineering”, GRI 94/0397,1996, GRI Reference, Chicago, Illinois.
15. Greg E. Eddy and Craig T. Rightmire: “Relationship of Methane Content of Coal Rank and Depth: Theoretical vs. Observed”, SPE 10800, 1982.
16. http://www.pe.tamu.edu/wattenbarger/public_h tml/Selected_papers/Coalbed Methane/Maggard's CBM/, Accessed in March 2006.
17. Jochen, V.A., Holditch, S.A., Lee, W.J.: “Determining Permeability in Coalbed Methane Reservoir”, Paper SPE 28584, 203 – 215,1994.
18. Jones, A.H., Bush, D.D., and Ahmed, U.: “Performance Forecasting and Economic Evaluation of a Deeply Buried Coalbed Methane Reservoir in the San Juan Basin”, Paper SPE 14450, 1985.
19. Irawan, Dedy: “Evaluation Methods and Production Performance Prediction Techniques for Brownfield Applivation”, Thesis, Petroleum Engineering Department, Institut Teknologi Bandung, 2007
IATMI 08 - 015
and Reservoir Mechanisms Controlling Gas Recovery from the Antrim Shale”, SPE 24883, 1992.
23. Mavor, M.J. and Robinson, J.R.: “Analysis of Coal Gas Reservoir Interference and Cavity Well”, Paper SPE 25860, 1993. 24. Mohamad Ibrahim, M.N. and Koederitz, L.F.: “Two-Phase Steady-State and Unsteady-State Relative Permeability Predicton Models”, SPE 68065, 2001.
25. Mohamad Ibrahim, M.N. and Koederitz, L.F.: ”Two-Phase Relative Permeability Prediction Using a Linear Regression Model”, SPE 65631, 2000.
26. Meaney, K. and Paterson, L.: “Relative Permeability in Coal”, Paper SPE 36986, 1996.
27. Metcalfe, seidle, Puri: “Review of Research Efforts in Methane Recovery”, Paper SPE 23025,1991.
28. Nelson, Charles R.: “Effects of Coalbed Reservoir Property Analysis Methods on GasIn-Place Estimates”, SPE 57443, Society of Petroleum Engineers of AIME,1999.
29. Okeke, A. N.: “Sensitivity Analysis of Modeling Parameters that Affect the Dual Peaking Behavior in Coalbed Methane Reservoirs”, MS Thesis, Texas A&M University, 2005
30. Puri, R., Evanoff, J.C., and Brugler, M.L.: “Measurement of Coal Cleat Porosity and Relative Permeability Characteristics”, Paper SPE 21491, 1991.
31. Remner D.J., Ertekin T., Sung W and King G.R.: “A Parametric Study of the effects of Coal Seam Properties on Gas Drainage Efficiency”, Paper SPE 13366, 1986.
5
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia 32. Rightmire, C.T., Eddy, G.E., and Kirr, J.N., eds.: “Coalbed Methane Resources of the United States”, AAPG Studies in Geology Series#17, 1984, American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma.
33. Sereshki F.: “Improving Coal Mine Safety by Identifying Factors That Influence the Sudden Release of Gases in Outburst Prone Zones”, Ph.D Thesis, , 2005, University of Wollongong.
34. Seidle, J. P.: “Long Term Gas Deliverability of a Dewatered Coalbed”, Journal of Petroleum Technology, June, 1993.
35. Seidle, John P.: “A Modified p/Z Method for Coal Wells”, SPE 55605, 1999.
Gambar 2. Sistim dual porosity pada batubara sebagai reservoir CBM ((Remner et al, 1984 and Miracic, 2004)
36. Van der Sommen, J., et al.: “Chemical Structure and Properties of Coal, XII – Sorption Capacity for Methane Fuel”, Vol. 3444, 1955.
37. Reeves, S.R., Lambert, S. W., and Zuber, M. D.: “A Field Derived Inflow Performance Relationship for Coalbed Gas Wells in the Black Warrior Basin”, Paper SPE 8744 presented at the 1987 U. of Alabama Coalbed Methane Symposium, Tuscaloosa, Nov. 1619, 1987. Gambar 3. Perbandingan IGIP antara CBM dan Gas Conventional
Gambar 1. Resource triangles (berdasarkan Holditch)
Gambar 4. karakteristik produksi CBM (Mavor, 1996; Saulsberry, 1996; Bhavsar, 2005)
IATMI 08 - 015
6
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Gambar 8. Pembuatan kurva permeabilitas relative berdasarkan data produksi (Wp/Np) vs time plot Production history
(Wp/Np) vs Cum. Liquid Plot Production history
Prediction
Prediction
Wp/Np
Wp/Np
Y
X time Cum. Liquid (Wp+Np)
Production vs time plot Production history
Prediction
Calculate prediction rate using this relationship : (Wp/Np)=Y and (Wp+Np)=X
qo
Gambar 5. Contoh kurva adsorpsi isothermal
and then
qw
Np = X/(1+Y) and Wp=(X.Y)/(Y+1) Predicted rate will be equal to the additional Np or Wp for every unit time used
dari Langmuir time
Stage 2
Stage 3
Desorption From Internal Surfaces
Flow Through the Matrix
Flow in the Natural Fracture Network
Gambar 9. Diagram prosedur cum-cum plot
JAF00670.CDR
Stage 1
Natural Fracture Network
Gambar 6. Proses produksi CBM pada batubara Gambar 10. Diagram prosedur “cumulative plot” pada untuk peramalan produksi CBM
(Ko/Kw ) vs Water Saturation 100
Water-Gas Relative Permeability Curve 1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00
Relative Permeability
Krw Krg
Typical CBM Production 305
0.00
0.20
0.40
Sw
300000
300 0.60
0.80
1.00
0.1
250000
Gas Rate, SCFD
1
Water Rate, BWPD
(Ko/Kw)
10
295 290
200000
285 280
150000
275
100000
270
Langmuir Isotherm Curve
0.01
265
50000
260
400
255
Gas Content, SCF/Ton
350
1990
300
0 2000
2010
2020
Time
2030
2040
250 200
0.001
150
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
100
50
Water Saturation, fraction
0
0
2000
Pressure, psi 4000 6000
8000
Gambar 7. Permeabilitas relative sebagai
Gambar 11. Metode peramalan produksi CBM
fungsi saturasi air
berdasarkan kurva adsorpsi Isotermal Langmuir dan permeabilitas relatif.
IATMI 08 - 015
7
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Gas & Water Production Profile of Area A 30000
700000
600000
25000
400000 15000 300000 10000
Water Rate, BWPD
Gas Rate, MSCFD
500000 20000
200000 5000
Parameter m n b a uw/ug Swc
Value -0.05 -0.111 -20.20 20845.379 200 0.01
100000
0 1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
0 2006
Gambar 14a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah A Gas & Water Production Profile of Area B 25000
70000
60000 20000
15000
40000
30000
10000
Water Rate, BWPD
50000 Gas Rate, MSCFD
Gambar 12 Kurva Cut-Cum Permeabilitas Relatif untuk daerah A-1
20000 5000 10000
0 1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
0 2006
Gambar 15 a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah B
Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area B 120
100
Cum WGR
80
60
40
y = 0.0000023724x + 6.4853632000 R2 = 0.9936805440
20
Parameter m n b a uw/ug Swi
Value Area D -0.05 -0.111 -0.111 -0.05 200 0.01
Value Area F -0.043 -0.457 -0.37 -0.039 100 0.01
0 0
5000000 10000000 15000000 20000000 25000000 30000000 35000000 40000000 45000000 Cum . Gas, MSCF
Gambar 15b) Kumulatif gas-water ratio sebagai fungsi dari kumulatif gas untuk daerah B.
Gambar 13. Kurva Cut-Cum dan Permeabilitas Relatif untuk daerah D and F
IATMI 08 - 015
8
Ikatan Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area E
Gas & Water Production Profile of Area C 30000
180
14000
160
12000
25000
y = 0.0010051813x - 20.7167430590 R2 = 0.9748725006
140 120
15000 6000 10000
100 Cum WGR
8000
Water Rate, BWPD
Gas Rate, MSCFD
10000 20000
80 60 40 20
4000 0
5000
2000
-20
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
-40
0 1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
Cum . Gas, MSCF
0 2006
Gambar 16 a) Karakteristik produksi gas dan
Gambar 17b) Kumulatif gas-water ratio sebagai
air untuk daerah C
fungsi dari kumulatif gas utuk daerah E
Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area C 40
y = 0.0000047227x + 0.1058545068 R2 = 0.9834427916
35
Cum WGR
30 25 20 15 10 5 0 0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
Cum . Gas, MSCF
Gambar 16b) Kumulatif gas-water ratio sebagai fungsi dari kumulatif gas untuk daerah D.
Gas & Water Production Profile of Area E 1800
700
1600
600
1400
1000
400
800
300
600
Water Rate, BWPD
Gas Rate, MSCFD
500 1200
200 400 100
200 0 1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
0 2000
Gambar 17 a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah E
IATMI 08 - 015
9
