UPAYA PRODUKSI GAS PADA RESERVOIR COALBED METHANE (CBM) SUMUR P#X DI KALIMANTAN Eko Budhi Santosa STEM “Akamigas”, Jl. Gajah Mada No. 38, Cepu E-mail:
[email protected]
ABSTRAK Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu jenis gas unkonvensional yang terbentuk bersama dengan proses pembentukan batubara (coalification), dan gas yang terbentuk tersebut teradsorpsi pada permukaan bagian dalam dari matriks batubara. Untuk memproduksikan gas ini diperlukan penurunan tekanan yang besar di reservoir, sehingga pada tekanan reservoir yang rendah gas methana dapat terlepas dari permukaan matriks batubara. Namun dengan pembentukan gas methana lingkungan batubara, maka pada umumnya CBM mengandung air yang mengisi rekahan batubara. Maka untuk memproduksikan gas methana dari lingkungan batubara, tekanan reservoir harus diturunkan, dengan air dalam reservoir CBM harus dikeluarkan (de-watering process) secara besar-besaran dengan tujuan menurunkan tekanan reservoir. Pada masa produksi reservoir CBM, besarnya produktivitas sumur CBM gas methana, yang dinyatakan sebagai besarnya laju alir gas ke dalam sumur yang sebanding dengan besarnya perbedaan antara tekanan di reservoir dengan tekanan di dasar lubang sumur, disebut sebagai Inflow Performance Relationship (IPR) sumur CBM gas methana. Untuk sumur yang berproduksi pada reservoir CBM, selama ini belum dikembangkan hubungan tersebut. Kata kunci: produksi, reservoir, PCP, de-watering.
ABSTRACT Coalbed Methane (CBM) is one type of unconventional gas that was formed along with the formation of coal (coalification), and the gas formed is adsorbed on the inner surface of the coal matrix. To produce this gas requires large pressure drop in the reservoir, resulting in a low pressure gas reservoir of methane that could be released from the surface of the coal matrix. However, with the establishment of the coal methane gas, the CBM generally contains water that fills the cracks of the coal. So, to produce methane gas from the coal reservoir pressure should be lowered, the water in CBM reservoir must be removed (de-watering process) on a large scale with the goal of lowering the reservoir pressure. During the production of CBM reservoirs, the amount of methane gas CBM well productivity, expressed as the amount of gas flow rate into the well which is proportional to the magnitude of the difference between the pressure in the reservoir with the pressure at the bottom of the wellbore, called Inflow Performance Relationship (IPR) CBM gas wells methane. For wells producing at CBM reservoir, the relationship has not been developed. Keywords: production , reservoir, PCP, de-watering.
1.
Alberta, salah satu propinsi yang berada di Canada pada tahun 2001 terdapat lebih dari 6000 sumur CBM yang sudah di bor.1) Indonesia kini juga mulai mengembangkan CBM, menurut penelitian yang dilakukan oleh Advanctes Resources International dan salah satu produsen migas Indonesia, besarnya potensi cadangan CBM Indone-
PENDAHULUAN
Meningkatnya kebutuhan energi nasional dan harga minyak yang melambung tinggi memaksa manusia untuk mulai mencari dan memanfaatkan energi alternatif.1) Salah satu energi alternatif yang mulai dikembangkan adalah Coalbed Methane (CBM).1) Di
40
Santosa, Upaya Produksi Gas pada...
sia mencapai 337 TCF.1) Dalam usaha memproduksikan gas pada reservoir CBM perlu dilakukan penurunan tekanan dengan cara menguras air pada reservoir CBM atau (dewatering), proses pengurasan air ini sebaiknya menggunakan pompa yang alirannya stabil. Pompa yang dalam pengalirannya bersifat stabil untuk menjaga kondisi reservoir tidak banyak terganggu, digunakan metode PCP (Progressive Cavity Pump). Dari kombinasi melalui de-watering dan pengaliran gas methana, maka diperlukan flow line yang berbeda, juga monitoring tekanan yang lebih seksama. Coalbed Methane (CBM) adalah salah satu gas bumi yang berdasarkan proses pembentukannya dikatagorikan sebagai gas unkonvensional, dibandingkan dengan pembentukan gas hidrokarbon yang lain. Gas ini terbentuk secara alami bersamaan dengan proses pembentukan batubara (coalification) dan peatification.2) Gas yang terbentuk ini sebagian besar teradsorpsi pada permukaan dari mikropori matrik batubara sedangkan sisanya berada di rekahan lapisan batubara dan pada macropores, sebagai gas bebas.
ber untuk tiap gramnya bisa mencapai 2150 ft2/gr – 3150 ft2/gr. Perbandingan lainnya disam-paikan pada Tabel 1. Tabel 1. Perbedaan Gas Konvensional dengan Coal Bed Methane (CBM) Gas Konvensionil
Coal Bed Methane (CBM)
Gas mengalir sesuai dengan hk. Darcy ke lubang sumur
Dengan difusi, melewati mikropori sesuai dengan hk. Ficks, kemudian mengalir sesuai dengan hk. Darcy melewati rekahan
Gas tersimpan pada makropori
Gas menempel pada permukaan mikropori
Kurva produksi menurun
Kenaikan produksi pada saat awal
GWR semakin menurun
GWR meningkat pada bagian akhir Reservoir organik Ukuran pori < 5 Å - 50 Å
Reservoir inorganik Ukuran pori sebesar 1 µ 1 mm Memiliki reservoir dan source rock yang berdiri sendiri Well interference mengganggu produksi
Reservoir dan source rock adalah satu kesatuan Well interference membantu produksi
Banyaknya gas yang teradsorpsi merupakan fungsi dari tekanan dan volume poripori tersebut. Besarnya gas yang teradsorpsi bisa ditentukan dari hubungan antara tekanan dan gas yang teradsorpsi yang disebut sebagai kurva Langmuir Sorption Isotherm.
A. Coal Bed Methane (CBM) Terdapat beberapa perbedaan mendasar antara reservoir CBM dengan reservoir gas alam konvensional. Diantaranya adalah reservoir CBM dengan batubara sebagai source rock sekaligus reservoir. Reservoir CBM memiliki ukuran pori-pori yang lebih kecil yaitu berkisar antara 1 mikrometer sampai 1 milimeter. Gas methana yang berada di dalam reservoir ini juga tersimpan tidak seperti gas alam pada umumnya, melainkan teradsorpsi pada permukaan dalam dari mikropori matrik batubara. Oleh karena itu, aliran gas yang terjadi di dalam matriks batubara merupakan aliran secara difusi dan berupa aliran Darcy dibagian rekahannya. Keadaan ini mengakibatkan beberapa perbedaan pada pola produksinya. Luasnya permukaan dalam dari mikropori matrik batubara bisa sangat besar, yaitu mencapai ribuan feet kuadrat untuk tiap gramnya. Menurut beberapa sum-
B. Reservoir CBM Reservoir CBM merupakan reservoir dengan dual porosity yaitu rekahan (fracture) dan matriks.3) Rekahan tersebut, dapat dibagi menjadi dua jenis yaitu face cleats dan butt cleats. Face cleats diartikan sebagai rekahan yang panjang dan berkesinambungan sepanjang batubara. Butt cleats adalah rekahan yang tidak berkelanjutan karena diputus oleh Face cleats. Pada matriks batubara terdapat pori-pori yang sangat kecil, disebut sebagai mikropori yang berukuran antara satu mikrometer sampai satu milimeter. Methana yang terbentuk saat peatification dan coalification sebagian besar akan teradsorbsi pada permukaan dalam dari mikropori ini.
41
Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm. 40-48
2.
Model difusi4) pada kondisi pseudo steady state yang telah disederhanakan sebagai berikut:
METODE
Dalam penentuan potensi CBM, persamaan material balance dan performa produksi sangat penting dalam menentukan Original Gas In Place (OGIP) pada reservoir CBM. Persamaan material balance pa-da reservoir CBM telah dikembangkan sebelumnya dimana gas yang terdapat pada batubara terdapat pada sistem cleat dan matriks. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam penurunan material balance adalah: 1. Gas teradsorspi di matriks. 2. Gas terkandung pada cleat. 3. Batubara berada pada kondisi saturated dan mengikuti Langmuir Isotherm. 4. Kompresibilitas air, kompresibilitas batuan dan produksi air diperhitungkan. Gas yang terdapat pada batubara adalah gas yang teradsorpsi pada batubara ditambah free gas yang terdapat pada cleat. Gas yang teradsorpsi pada matriks dapat dideskripsikan oleh Langmuir Isotherm. 4)
.................................(4)
Variabel VE merupakan volume gas teradsorpsi pada kondisi kesetimbangan yang akan berkurang seiring dengan penurunan tekanan. Dalam mendapatkan harga VE pada setiap tekanan memerlukan parameter tekanan pada setiap waktu. Parameter ini biasanya diperoleh dari persamaan numerik. Akan tetapi penyelesaian menggunakan persamaan numerik sangatlah rumit, sehingga dilakukan dengan merubah variabel VE menjadi variabel Ve. Variabel Ve adalah volume gas yang direpre-sentasikan pada persamaan4) sebagai berikut: ....................................................(5)
Pengubahan ini menandakan bahwa gas 3.1 yang terdesorpsi pada reservoir seakan-akan di lepas sampai tekanan satu atmosfir yang mana mirip dengan percobaan yang dilakukan pada laboratorium. Agar sesuai pada keadaan yang sebenarnya maka persamaan sebelumnya, ditambahkan suatu konstanta waktu (n) dan diperoleh persamaan4) sebagai berikut:
.................................(1)
Sedangkan gas yang terkandung pada cleat dideskripsikan oleh persamaan4) untuk sistem penyimpanan secara volumetrik sebagai berikut: ..........................................(2)
Dimana Bg adalah faktor volume formasi gas (cuft/scf), saturasi air di dalam cleat dan volume cleat berubah terhadap tekanan dan water influks. Saturasi air di dalam cleat dipengaruhi oleh 3 mekanisme yaitu: 1. Ekspansi air karena kompresibilitas air 2. Water influks dan produksi air 3. Perubahan volume pori akibat kompresibilitas batuan. Persamaan saturasi air4) sebagai berikut:
............................(6)
Penentuan harga n dapat dilakukan dengan cara mencocokkan hasil manual dengan hasil simulasi pada berbagai data yang kemudian diperoleh berbagai nilai ”n” lalu dirata-ratakan. Akan tetapi cara ini kurang akurat karena gas yang terdesorpsi pada suatu waktu (Vt) untuk setiap data adalah berbeda. Ketika volume gas yang terdapat pada batubara dikombinasikan dengan saturasi air maka persamaan5) (7) material balance-nya sebagai berikut:
....................(3)
.............................................(7)
42
Santosa, Upaya Produksi Gas pada...
Cara lain yang ditawarkan yaitu dengan melakukan trial dan error terhadap nilai ”n” hingga harga produksi gas kumulatif (Gp) dari persamaan Darcy sama atau mirip dengan Gp yang diperoleh dari material balance pada suatu waktu. Cara ini dinilai lebih akurat karena nilai ”n” yang dihasilkan pada berbagai data lapangan adalah berbeda. Nilai V(t) yang telah diperoleh dapat digunakan untuk menentukan tekanan. Persamaan2) tekanannya dapat ditulis sebagai berikut:
Jika air yang terproduksi (Wp) diubah dalam SCF maka persamaan5) saturasi ratarata dituliskan sebagai berikut: .............................................(12)
Produksi air kumulatif4) dapat didefinisikan sebagai: ..................................(13)
Persamaan di atas disubsitusikan ke persamaan (13) lalu hasilnya dimasukkan ke 3.7menjadi: persamaan4) qw sehingga
.....................................................(8)
Tekanan yang telah didapatkan dari persamaan di atas digunakan dalam penentuan laju produksi air2) yang dapat dituliskan sebagai berikut:
............(14)
Harga qw diselesaikan dengan iterasi. Setelah qw (SCF/Day) diketahui maka pro3.8 ditentukan dengan duksi air kumulatif dapat persamaan (13) dan saturasi air rata-rata juga dapat diperoleh dari persamaan (12). Sedangkan saturasi gas dengan persamaan:5)
..........................(9)
Pada saat produksi, permeabilitas relatif air yang pada awalnya sama dengan satu akan turun sejalan dengan berkurangnya saturasi air. Jika tidak terdapat data laboratorium maka hubungan antara krw dan Sw5) dapat dituliskan sebagai berikut:
.................................................(15)
........................................(10)
Agar perhitungan menjadi lebih mudah maka diasumsikan krg* = 1, Sgc = 0 dan Swc = 1 maka persamaan5) 3.9 yang dihasilkan dapat di-tuliskan sebagai berikut:
Kemudian persamaan di atas disubstitusikan ke persamaan (9) dengan asumsi Swc mendekati nol. Persamaannya4) qw(bbl/day) dapat ditulis sebagai berikut:
.......................................................(16)
Kemudian persamaan tersebut diatas disubstitusikan pada persamaan Darcy untuk gas. Agar memudahkan 3.10 perhitungan maka digunakan persamaan Darcy4) dengan hasilnya sebagai berikut:
........................(11)
King telah mendefinisikan saturasi air rata-rata pada saat menurunkan persamaan material balance.5) Untuk memudahkan perhitungan dibuat asumsi sebagai berikut: 1. Kompresibilitas air dan batuan sangat kecil sehingga dapat diabaikan. 2. Tidak terdapat water influks. 3. Faktor volume formasi (Bw) = 1 resbbl/ STB.
.......................(17)
Dari persamaan tersebut maka produksi gas kumulatif dapat ditentukan menggunakan persamaan:4) GPn =
43
n n=0 g n
tn ............................................(18)
Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm. 40-48
Persamaan tersebut disebut juga produksi gas kumulatif dari persamaan Darcy. Selain itu, produksi gas kumulatif dapat juga ditentukan dengan menggunakan persamaan material balance yang ditunjukkan oleh persamaan4) sebagai berikut:
ini mengakibatkan laju produksi gas methana akan meningkat di awal periode produksi. Hingga pada akhirnya produksi akan mencapai puncaknya dan mulai mengalami penurunan laju produksi. Secara skematik perubahan laju produksi dapat ditunjukkan pada Gambar 2.
.....................(19)
3.
3.18
PEMBAHASAN
A. Mekanisme Aliran Gas pada CBM Untuk memproduksi methana pada reservoir CBM, tekanan reservoir harus diturunkan hingga mencapai tekanan desorpsi, dimana pada tekanan ini methana mulai terlepas dari permukaan dalam dari mikro pori batubara. Pada tekanan tersebut, gas akan mengalir sedikit demi sedikit melalui proses diffusi pada matriks batubara hingga gas mencapai rekahan. Proses ini terjadi berdasarkan hukum Ficks yang menerangkan bahwa pergerakan gas tersebut terjadi akibat perbedaan gradien konsentrasi. Setelah mencapai rekahan maka aliran gas hingga lubang bor mengikuti hukum Darcy. Ilustrasi yang dapat menggambarkan produksi CBM diperlihatkan pada Gambar 1.
Gambar 2. Kurva Perkiraan Produksi Vs Waktu.1) B. Pembuatan Kurva IPR Reservoir CBM Kurva IPR merupakan hubungan antara tekanan alir dasar sumur terhadap laju alir, yang diukur pada saat awal periode pseudo steady-state telah dicapai. Hal ini bertujuan agar IPR yang diperoleh merepresentasikan keadaan reservoir seluruhnya. Pengukuran tekanan dilakukan pada kedalaman tepat di atas top lapisan reservoir. Hal ini bertujuan agar dapat mengetahui kinerja dari semua lapisan reservoir yang ada. Selain itu, laju alir yang diperoleh merupakan gabungan laju alir dari semua lapisan reservoir. Penentuan IPR untuk studi kasus ini didasarkan pada beberapa parameter yang dianggap dapat mempengaruhi produksi pada reservoir CBM. Seperti misalnya PL, VL, tekanan reservoir awal dan temperatur reservoir. Pada pengujian ini, perubahan PL, VL, tekanan reservoir awal dan temperatur reservoir CBM memiliki hubungan yang linear. Semakin dalam reservoir, maka tekanan dan temperatur akan meningkat. Peningkatan ini akan menaikkan harga VL yang akibatnya akan menurunkan harga PL. Sehingga dengan perubahan yang linear tersebut akan didapatkan data untuk setiap model. Dari hasil regresi suatu percobaan IPR tak berdimensi
Gambar 1. Migrasi Gas Metana dalam Batubara.4) Akibat proses tersebut maka kelakuan produksi dari CBM menjadi berbeda dengan gas lainnya. Proses produksi dimulai dengan memproduksi air secara besar-besaran yang menyebabkan tekanan pada reservoir akan mengalami penurunan. Selanjutnya gas akan mulai terlepas dari permukaan dalam dari mikropori batubara pada saat tekanan mencapai critical desorption pressure, atau tekanan minimum pada saat gas mulai terlepas. Terlepasnya methana akan semakin bertambah saat tekanan semakin berkurang. Hal
44
Santosa, Upaya Produksi Gas pada...
untuk beberapa aneka model menghasilkan persamaan1) sebagai berikut: ..............(20)
Selanjutnya pembuatan kurva IPR dilakukan sama seperti pembuatan kurva IPR pada sumur minyak dan gas konvensional. C. Penentuan Metode Produksi pada Sumur Reservoir CBM Penentuan metode produksi pada sumur reservoir CBM ini sama seperti penentuan pada sumur minyak pada umumnya, dimana dengan memperhatikan perbandingan laju alir air dan gas terhadap tekanan dasar alir sumur. Selain itu risiko gangguan produksi yang disebabkan oleh formasi juga harus diperhatikan untuk dapat menentukan metode produksi. Pada dasarnya produksi gas CBM ini diupayakan untuk percepatan usaha dalam memproduksikan air yang terkandung di dalam reservoir batubara, sehingga produksi gas metana juga akan mengalami peningkatan dengan pertimbangan pemilihannya adalah selang kapasitas yang optimal, pola aliran air dari sumur, ketahanan terhadap konsentrasi gas dan serpihan batubara, serta perhitungan biaya yang relatif lebih murah dibandingkan yang lainnya. Salah satu metode yang bisa digunakan untuk mengembangkan pemilihan metode produksi adalah dengan memanfaatkan metode Analisis Nodal. Berikut Gambar 3, 4, 5 dan 6 beberapa skema sumur produksi CBM.
Gambar 4. Penampang Sumur Produksi CBM.2
Gambar 5. Penampang Sumur Produksi Deviasi dan Sumur Injeksi.2)
Gambar 6. Penampang Sumur Produksi dengan Sumur Injeksi Direksional.2) D. Observasi Produksi Sumur P#X ini awalnya adalah sumur gas konvensional yang telah di shutin karena produksi air yang berlebih. Setelah dilakukan pemilihan sumur kandidat, sumur P#X menjadi candidate well yang akan difungsikan menjadi sumur CBM. Berikut contoh data laporan Produksi harian sumur CBM P#X pada tabel 2:
Gambar 3. Penampang Sumur Produksi untuk Sumur Horisontal dan Vertikal.2)
45
Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm. 40-48
Tabel 2. Contoh Data Laporan Harian (Daily Report) Press from press gauge, psi Gas Line or csg Press
Water Line or tbg Press
98 103 88 96 98 94 95 88 45 47 37 39 43 47 52 56
Rate Production
Read from VSD Pressure, psig
Gas, scf 800 845 824 854 842 804 809 821 745 754 754 769 767 755 785 779
Temp., °F
Water, bpd 145 465 47 479 436 482 479 665 473 471.8 568.2 369.5 612.2 384.7 398.5 303.3
Pip
Pdp
ΔP
PIT
PDP
1525.3 1459.9 1349 1320.5 1296.8 1258.9 1241.9 1237.4 1235.9 1221.8 1209.6 1196.5 1188.6 1180.2 1169.3 1148.9
1612 1570 1565 1567 1565 1561 1567 1562 1567 1569 1567 1568 1566 1563 1565 1591
86.7 110.1 216 246.5 268.2 302.1 325.1 324.6 331.1 347.2 357.4 371.5 377.4 382.8 395.7 442.1
176.85 177.36 177 177.3 177.51 178.05 178.08 177.75 177.97 177.12 177.21 177.36 177.6 177.63 177.87 177.9
176.69 177.09 176.17 177.06 177.24 177.82 177.82 177.58 176.88 176.88 177.03 177.18 177.24 177.43 177.46 177.61
Tabel 3. Contoh Data Analisis Laboratorium Gas
Water
Components
% mol
pH@25° C
5.2
dimensionless
ASTM D-1293
O2 N2 CH4 CO2 C2H6
0 0.581 90.552 1.526 4.975
SG@60°F TDS
1.0088 12980
dimensionless mg/l
ASTM D-1429 ASTM D-1888
C3H8 i-C4H10
0.804 0.126
n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6+
0.072 0.033 0.025 1.306
Resistivity, ohm/cm
Temp, °F
Metode
54 29.1 16.2 46.7
75 78 130 180
ASTM D-1125 ASTM D-1125 ASTM D-1125 ASTM D-1125
Total NaCl
12374.4
mg/l
Sebagai tambahan data diketahui pump submergence yang terbaca dari hasil echometer analysis diketahui sedalam 2959 ft. Sedangkan data laboratorium untuk mengetahui kandungan air dan komposisi gas ditabulasikan pada tabel 3 diatas.
hole completion yang diperforasi, sedangkan konfigurasi sumur dipasang casing 7 inchi dan tubing 3 ½ inchi sebagai sarana alir air formasi dari lapisan batubara. Pada sumur ini juga di-install pompa progressive cavity pump “Oil Pump™” yang terkoneksi dengan VSD (Variable Speed Drive) dengan mode discharge pressure sebagai pengaturannya di permukaan. Percepatan de-watering process dengan mengkaji ulang desain pemasangan PCP yang ada pada sumur CBM P#X karena adanya masalah terlepasnya batang rod yang digunakan untuk mengkoneksikan downhole equipment dengan surface facilities yang ada di permukaan.
E. Proses De-watering Pengembangan lapangan sumur coalbed methane di Kalimantan mencapai tahapan pemboran sumur pilot project dan saat commissioning. Sumur yang sudah mencapai tahapan komplesi dan saat commissioning contohnya adalah sumur P X. Sumur CBM tersebut well completion-nya adalah cased-
46
Santosa, Upaya Produksi Gas pada...
4.
Daftar Simbol
SIMPULAN
= luas area pengurasan, ft2 = faktor volume formasi air, res bbl/STB = kompresibilitas batuan, psia-1 = kandungan initial gas rata-rata, scf/ton (dry ashfree) Cga = kapasitas gas pada tekanan abandon, scf/ ton (dry ash-free) Cw = kompresibilitas air, psia-1 D = diameter rotor, in fa = ash fraction Fb = beban aksial, lbf fm = moisture fraction Gs = gas storage capacity, scf/ton h = ketebalan lapisan reseevoir, ft K1 = konstanta adsorpsi, dimensionless K2 = konstanta desorpsi, dimensionless kg = permeabilitas efektif gas, md kw = permeabilitas efektif air, md krg = permeabilitas relatif gas, fraksi krg* = permeabilitas relatif gas pada end point, fraksi krw = permeabilitas relatif air, fraksi krw* = permeabilitas relatif air pada end point, fraksi Lr = panjang pitch rotor, ft Ls = panjang pitch stator, ft m = pseudo pressure, psia Ng = eksponen saturasi gas, dimensionless Nw = eksponen saturasi air, dimensionless np = jumlah pitch stator P = tekanan, psia Pg = tekanan fasa gas, psia Pi = tekanan reservoir awal, psia Pip = tekanan pada intake pompa, psi Pdp = tekanan pada discharge pompa, psi PL = konstanta Tekanan Langmuir, psia PL = , konstanta tekanan Langmuir, psia A Bw Cf Cgi
Penelitian CBM perlu lebih diperdalam dari dua sisi, terbentuknya Gas Methana dan pengamatan sejarah terbentuknya Batubara. Pembuangan karbondioksida akibat pembakaran methana lebih rendah dibandingkan batubara akibat sifat racun yang dikandung methana, dengan Produksi Gas pada Reservoir CBM mengurangi bahaya penambangan batubara akibat racun yang dikandung methana dan Produksi Gas dari CBM juga dapat mengurangi terlepasnya methana ke atmosfir akibat kegiatan penambangan batubara. Pengoperasian peralatan produksi gas agar lebih efisien, perlu tindak lanjut penelitian Pembuatan IPR reservoir CBM dengan pengamatan lapangan, Alternatif Pemilihan Metoda Produksi dalam proses de-watering, pengamatan water inflow dan operasi down hole equipment perlu ditingkatkan. Observasi lapangan pada sumur P#X, dengan dewatering sekitat 350 bwpd, mendapat produksi gas 750 scfd. 5.
DAFTAR PUSTAKA
1. Robbie, Arsyadanie. ” P Sumur pada Reservoir Coal ed Methane”. andung: ITB; 2009. 2. All-LCC. “Handbook on Coal Bed Methane produced Water. Management and eneficial Use Alternatives”. Oklahoma: US Department of Energy National Petroleum Technology; 2003. 3. Aminian, dkk. Type Curve for Coalbed Methane Production Prediction. SPE 91482. Morgantown: West Virginia University; 2004. 4. Eric Firanda. “Perhitungan Profil Produksi Gas Pada Reservoir CoalBed Methane Menggunakan Metode Semi Analitik”. Bandung: ITB; 2009. 5. Aminian, dkk. Evaluation of Coalbed Methane eservoirs”. Morgantown: West Virginia University. 6. Rahayu Sitaresmi, dkk., “Model Perkiraan Permeabilitas Relatif Air Metana Dalam atubara”. Yogyakarta: IATMI. Juli 2007.
Pr Qc Qs Rf Sg Sg* Sw Sw* t Tm Tv VE
= tekanan reservoir, psia = laju alir pompa, bbl/day = laju alir kebocoran, bbl/day = faktor perolehan gas pada economic limit, fraksi = saturasi gas, fraksi = saturasi gas kritik, fraksi = saturasi air, frakasi = saturasi air connate, fraksi = waktu, hari = torsi tahanan mekanik, lbf-ft = torsi tahanan viskositas, lbf-ft =konsentrasi volumetrik pada kondisi kesetimbangan, scf/cuft VL = konstanta Volume Langmuir, scf/ton Vi = konsentrasi volumetrik mikropori, scf/cuft VO = konsentrasi matriks awal, scf/cuft V(t) = konsentrasi matriks pada waktu tertentu, scf/cuft Vpd = pump displacement, Ft3 qads = laju gas adsorpsi, scf/D/cuft qdes = laju gas desorpsi, scf/D/cuft QLp = laju alir produksi cairan, bpd qLp = laju alir minimum pompa, bpd qg = laju alir gas, mscfd qw = laju alir air, scf/day We = water influks, scf Wp = produksi air kumulatif, scf Ω =fraksi permukaan batubara yang tertutupi oleh molekul gas, dimensionless τ = sorpstion isoterm atau konstanta waktu, hari ρ = bulk density, g/cm3
47
Jurnal ESDM, Volume 5, Nomor 1, Mei 2013, hlm. 40-48 ρa ρb ρo ρw Øi δp ΔPhp µf µs σt
= ash density, g/cm3 = densitas batubara, gr/cc = densitas organik (pure coal density), g/cm3 = moisture density, g/cm3 = porositas awal, fraksi = rating head yang dikembangkan pada elementary cavity, psi = rating head pompa, psi = viskositas cairan pada temperatur inlet, cp = viskositas cairan pada temperatur permukaan, cp = tegangan tarik, psi
48
