PREDIKSI LAJU ALIR GAS DAN AIR PADA RESERVOIR · PDF fileLangmuir Sorption Isotherm Model . Isotherm adsorption adalah banyaknya gas yang teradsorpsi (menempel) ... Pada kondisi kesetimbangan

Hidayatus Syufyan, 12206087, Semester 2 – 2009/2010 1

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

SEIDLE

Oleh: Hidayatus Syufyan*

Pembimbing:

Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah Sari Gas metana batubara atau sering disebut sebagai coalbed methane (CBM) adalah salah satu bentuk unconventional gas yang memerankan peran penting dalam menjaga suplai energi di Indonesia. Perbedaan antara CBM dan gas konvensional terletak pada mekanisme gas storage dan cara memproduksikannya. Pada gas konvensional, gas tersimpan di dalam pori batuan sebagai gas bebas pada reservoir. Sedangkan pada CBM, gas tersebut tersimpan di primary porosity (micropore). Gas tersebut teradsorpsi (menempel) pada permukaan batubara. Cara memproduksikannya pun berbeda. Seiring dengan penurunan tekanan gas yang teradsorpsi tersebut akan terlepas dari permukaan batubara. Gas yang mengalir ini akan mengalir dari mikropori ke cleat secara difusi. Lalu sepanjang cleat menuju lubang bor gas akan mengalir mengikuti hukum Darcy. Oleh karena itu profil produksi yang dihasilkan pun akan berbeda jika dibandingkan dengan proses pengurasan gas pada umumnya. Pada paper ini, penulis melakukan prediksi profil produksi gas dan air menggunakan metode King dan Seidle. Kata Kunci : gas metana batubara, profil produksi, King, Seidle Abstract

Coalbed Methane (CBM) is unconventional gas which is play important role in energy source supply in Indonesia. The main difference between CBM and conventional gas is about gas storage mechanism and production processes. In conventional gas, the gas is stored in pores as free gas in reservoir. While in CBM, the gas was embeded in primary porosity (micropore). The gas is adsorbed in to coal surface. The production process was also different. As the gas pressure decreasing, the gas would detached from coal surface. The detached gas then flow in to cleat by diffusion. The gas flowing along from cleat to the wellbore obeying Darcy Law. Therefore, production profile in this process would be different compared with other gas depletion process. In this paper, author perform production profile prediction of gas and water in coalbed methane reservoir using King and Seidle methods. Keywords : coalbed methane, production profile, King, Seidle *Mahasiswa Teknik Perminyakan Institut Teknologi Bandung tahun 2006 1. PENDAHULUAN

Gas metana batubara (CBM) dikelompokkan

sebagai unconventional gas reservoir. Perbedaan antara CBM dan gas konvensional terletak pada mekanisme gas storage.1 Pada gas konvensional, gas tersimpan di pori batuan sebagai gas bebas. Sedangkan pada CBM, gas tersimpan di micropore. Gas tersebut menempel (teradsorpsi) pada permukaan batubara. Sebagian kecil gas tersimpan pada fracture (cleat) sebagai gas bebas. Akan tetapi gas yang tersimpan pada cleat ini sangat kecil (<1%), sehingga dapat diabaikan keberadaannya.1

Karena gas tersimpan secara adsorpsi, maka untuk memproduksikannya dibutuhkan penurunan tekanan dari reservoir agar terjadi proses desorpsi

sesuai dengan kurva Langmur Isoterm. Gas yang telah terdesorpsi akan mengalir sepanjang matriks secara difusi akibat adanya perbedaan konsentrasi. Kemudian gas akan mengalir ke dalam cleat, lalu selanjutnya akan menuju lubang bor mengikuti aliran Darcy.

Pada saat awal produksi, produksi gas akan meningkat sampai mencapai puncak produksi. Proses ini disebut negative gas decline rate atau dewatering.1 Setelah melewati puncak, produksi gas akan menurun seiring bertambahnya waktu dan mengikuti trend produksi pada gas konvensional. Gambar 1 menunjukkan kurva produksi gas dan air pada sebuah sumur CBM. Karena profil produksi yang unik ini maka diperlukan suatu metode yang


bisa memprediksi laju alir gas dan air pada sumur CBM.

Gambar 1 Skema Produksi Gas dan Air 2

2. RESERVOIR GAS METANA BATUBARA

Reservoir CBM berbeda dengan reservoir gas

pada batuan pasir. Salah satu dari ciri yang menonjol dari batubara adalah tekstur pori-pori mikronya. Pori-pori mikro ini memainkan peran yang sangat penting dalam banyak sifat kimia – fisika batubara seperti kapasitas penyimpanan (storage capacity) gas. Gas metana berada menempel pada mikropori batubara (matriks). Fracture atau rekahan pada batubara (cleat) dapat juga berisi gas bebas atau gas yang tersaturasi oleh air. Sistem tersebut disebut dengan dual porosity reservoir seperti yang terlihat pada gambar 2.

Gambar 2 Skema Dual Porosity pada Batubara3

Batubara memiliki kemampuan untuk

menampung jumlah gas yang lebih besar jika dibandingkan dengan reservoir gas konvensional pada kedalaman yang sama. Kemampuan batubara menjerat (adsorb) banyak molekul gas metana karena batubara mempunyai luas permukaan yang lebih besar yaitu 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.

Gambar 3 Perbandingan IGIP antara CBM dan Gas Konvensional3

3. ALIRAN FLUIDA PADA RESERVOIR

GAS METANA BATUBARA Aliran fluida pada reservoir CBM setelah gas

mengalami desorpsi karena penurunan tekanan terbagi menjadi dua, yaitu aliran difusi pada struktur mikropori (matriks) dan aliran Darcy pada struktur makropori (cleat) seperti pada gambar 4 berikut.

Gambar 4 Proses Transportasi Gas pada batubara3

1. Langmuir Sorption Isotherm Model

Isotherm adsorption adalah banyaknya gas

yang teradsorpsi (menempel) pada permukaan padatan sebagai fungsi dari tekanan pada temperatur tertentu (konstan). Ada beberapa teori sorption isotherm yang telah dimodelkan, antara lain teori Langmuir, teori Henry, dan teori Freundlichs. Tetapi yang sering digunakan dalam CBM adalah teori Langmuir Sorption Isotherm (Gambar 5). Asumsi-asumsi yang digunakan dalam penurunan persamaan Langmuir Isotherm adalah sebagai berikut.4 • Satu molekul gas teradsorpsi pada satu tempat

adsorpsi. • Sebuah gas yang teradsorpsi tidak

mempengaruhi molekul lain yang berada didekatnya.

• Tempat terjadinya adsorpsi tidak dapat dibedakan oleh molekul gas.

Cleat

Primary Porosity (micropore)

Secondary Porosity (macropore)

•

=

Volume = 1 Ft3

Porosity = 0.15Sg = 0.75Depth = 2500 ft.IGIP = 8.4 SCF

Same VolumeLower rank CoalIGIP = 30 SCF (3-4 Times)

DESORPTION DIFFUSION DARCY


• Adsorpsi terjadi pada permukaan yang tidak terhalang dan terbuka.

Berikt ini penurunan persamaan Langmuir.4 𝑞𝑞𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 = 𝐾𝐾1𝑃𝑃(1 −𝛺𝛺) ……….(1) 𝑞𝑞𝑎𝑎𝑑𝑑𝑎𝑎 = 𝐾𝐾2𝛺𝛺 ……….(2) Pada kondisi kesetimbangan laju gas adsorpsi sama dengan laju gas desorpsi. 𝑞𝑞𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 = 𝑞𝑞𝑎𝑎𝑑𝑑𝑎𝑎 ……….(3) 𝐾𝐾1𝑃𝑃(1 −𝛺𝛺) = 𝐾𝐾2𝛺𝛺 ……….(4) Dimana 𝑃𝑃𝐿𝐿 = 𝐾𝐾2

𝐾𝐾1 ……….(5)

Fraksi permukaan yang ditutupi oleh molekul (Ω) pada waktu tertentu adalah sama dengan jumlah konsentrasi metana yang teradsoprsi dibagi dengan jumlah kapasitas total surface (VL). 𝛺𝛺 = 𝑉𝑉𝐸𝐸𝑃𝑃

𝑉𝑉𝐿𝐿 ……….(6)

Substitusi persamaan 5 dan persamaan 6 ke persamaan 4 maka didapat. 𝑉𝑉𝐸𝐸(𝑃𝑃) = 𝑉𝑉𝐿𝐿𝑃𝑃

𝑃𝑃𝐿𝐿+𝑃𝑃 ……….(7)

Gambar 5 Kurva Langmuir Isotherm5

2. Aliran di Matriks

Aliran yang terjadi di matriks hanya aliran gas dimana air tidak dapat mengalir karena ukuran pori batuan yang sangat kecil. Aliran gas yang terjadi pun bukan merupakan aliran Darcy, tetapi aliran secara difusi. Yaitu aliran molekul metana yang berukuran 6.1 6.1 Å pada mikropori berukuran 5–10 Å.

Aliran metana dari matriks ke cleat ini mengikuti hukum Fick, dimana persamaan tersebut lalu dikembangkan oleh King dan Ertekin6 menjadi: 𝑎𝑎𝑉𝑉𝑖𝑖𝑎𝑎𝑑𝑑

= −𝐷𝐷𝑖𝑖𝑎𝑎(𝑉𝑉𝑖𝑖 − 𝑉𝑉𝐸𝐸) ..........(8)

Untuk 𝜏𝜏 = 1𝐷𝐷𝑖𝑖𝑎𝑎

sebagai konstanta waktu, persamaan (2) menjadi: 𝑎𝑎𝑉𝑉𝑖𝑖𝑎𝑎𝑑𝑑

= − 1𝜏𝜏

(𝑉𝑉𝑖𝑖 − 𝑉𝑉𝐸𝐸) ..........(9) Dan melalui proses integrasi (selengkapnya

pada lampiran A), didapatkan persamaan konsentrasi gas teradsorpsi pada waktu tertentu: 𝑉𝑉(𝑑𝑑) = 𝑉𝑉𝐸𝐸 + (𝑉𝑉0 − 𝑉𝑉𝐸𝐸)𝑑𝑑−

𝑑𝑑𝜏𝜏 ..........(10)

3. Aliran di Cleats (Rekahan-rekahan)

Gas yang berasal dari matriks akan menuju ke cleat dan akan mengalir sepanjang cleat. Persamaan aliran ini mengikuti persamaan Darcy sama seperti gas konvensional pada periode pseudo steady state, dengan asumsi pengaruh tekanan telah mencapai batas dan tidak ada aliran dari outer boundary. Persamaan Darcy aliran radial untuk gas menggunakan konsep pseudo pressure :7

𝑞𝑞𝑔𝑔 =𝑘𝑘𝑔𝑔ℎ�𝑚𝑚 (𝑃𝑃)−𝑚𝑚�𝑃𝑃𝑤𝑤𝑤𝑤 ��

(1422)𝑇𝑇�𝑙𝑙𝑙𝑙 𝑟𝑟𝑑𝑑𝑟𝑟𝑤𝑤

−34+𝑎𝑎�

……….(11)

Selain gas, di dalam cleat juga terdapat air. Ketika diproduksikan, air akan bergerak sepanjang cleat dan menuju lubang sumur. Persamaan aliran untuk air merupakan persamaan Darcy. Pada periode yang sama dengan gas yaitu periode pseudo steady state, persamaan Darcy untuk air sebagai berikut :7

𝑞𝑞𝑤𝑤 =𝑘𝑘𝑤𝑤ℎ�𝑃𝑃−𝑃𝑃𝑤𝑤𝑤𝑤 )�

141.2 𝜇𝜇𝑤𝑤𝐵𝐵𝑤𝑤𝑇𝑇�𝑙𝑙𝑙𝑙𝑟𝑟𝑑𝑑𝑟𝑟𝑤𝑤

−34+𝑎𝑎�

……….(12)

4. KESETIMBANGAN MATERI

Persamaan kesetimbangan materi (material balance) sangat penting dalam menentukan Original Gas In Place (OGIP) dan performa produksi8. Persamaan kesetimbangan materi pada reservoir CBM berbeda dengan gas konvensional karena pada reservoir gas konvensional tidak ada reaksi antara gas dan batuan. Asumsi ini tidak berlaku pada reservoir CBM, karena gas justru tersimpan pada reservoir secara adsorpsi.

1. King

King mengembangkan persamaan

kesetimbangan materi untuk reservoir gas pada lapisan batubara atau devonian shale.7 King mengambil asumsi sebagai berikut. • Gas teradsorpsi pada matriks batubara. • Gas terkandung di cleat. • Batubara berada pada kondisi saturated dan

mengikuti Langmuir Isotherm. • Adsorpsi terdapat pada periode steady state. • Memperhatikan faktor kompresibilitas air. • Memperhatikan faktor kompresibilitas batuan. • Ada produksi air.

Persamaan kesetimbangan materi King.

𝐺𝐺𝑝𝑝 = 𝑉𝑉𝑏𝑏2𝜙𝜙𝑖𝑖𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠𝑝𝑝𝑎𝑎𝑠𝑠 𝑇𝑇

�𝑃𝑃𝑖𝑖𝑍𝑍𝑖𝑖∗ −

𝑃𝑃𝑍𝑍∗� ……….(13)

Dimana 𝑍𝑍∗ = 𝑍𝑍

�1−𝑠𝑠𝑤𝑤(𝑃𝑃𝑖𝑖−𝑃𝑃)�(1−𝑆𝑆𝑤𝑤��)+𝑍𝑍𝑇𝑇𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠

∙ 𝑉𝑉𝐿𝐿𝜙𝜙 𝑖𝑖(𝑃𝑃𝐿𝐿+𝑃𝑃)

………..(14)


𝑆𝑆𝑤𝑤�� =𝑆𝑆𝑤𝑤𝑖𝑖 [1−𝑠𝑠𝑤𝑤 (𝑃𝑃𝑖𝑖−𝑃𝑃)]+

5.615 (𝑊𝑊𝑑𝑑−𝐵𝐵𝑤𝑤𝑊𝑊𝑝𝑝 )𝜙𝜙𝑖𝑖𝑉𝑉𝑏𝑏2

�1−𝑠𝑠𝑤𝑤(𝑃𝑃𝑖𝑖−𝑃𝑃)� ……….(15)

2. Seidle

Seidle dalam observasinya tentang penggunaan metode King dalam pengolahan data lapangan menemukan bahwa variasi nilai 𝑆𝑆𝑤𝑤�� tidak begitu berpengaruh dalam penentuan nilai Z* (nilai Z* tidak sensitif terhadap variasi nilai 𝑆𝑆𝑤𝑤��). Dalam persamaannya Seidle mengasumsikan bahwa kompresibilitas air dan formasi dapat diabaikan, serta tidak ada water influx.

Persamaan kesetimbangan materi Seidle.9

𝑃𝑃𝑍𝑍∗

= 𝑃𝑃𝑖𝑖𝑍𝑍𝑖𝑖∗ − 𝑃𝑃𝑖𝑖

𝑍𝑍𝑖𝑖∗𝑂𝑂𝐺𝐺𝑂𝑂𝑃𝑃

𝐺𝐺𝑝𝑝 ..........(16)

Dimana

𝑍𝑍∗ = 𝑍𝑍

(1−𝑆𝑆𝑤𝑤 )+ 0.031214 𝑍𝑍𝑇𝑇𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠𝑉𝑉𝐿𝐿(1−𝑎𝑎)𝜌𝜌𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠 �𝑃𝑃𝐿𝐿+𝑃𝑃�∅

……….(17)

𝑆𝑆𝑤𝑤 = 𝑆𝑆𝑤𝑤𝑖𝑖 − 5.615𝑊𝑊𝑝𝑝∅𝐴𝐴ℎ

……….(18)

5. PROSEDUR PERHITUNGAN

Berikut ini prosedur perhitungan untuk

melakukan prediksi laju produksi gas dan air pada reservoir pada reservoir gas metana batubara.

1. Menentukan Nilai Saturasi Air (Sw)

Untuk menentukan nilai saturasi air, Sw dapat

digunakan metode King dan maupun metode Seidle.

5.1.1. Metode King

King, pada jurnal SPE 20730, membuat suatu

prosedur iterasi untuk memperkirakan nilai volume gas awal di tempat (OGIP). Prosedur iterasi yang diajukan adalah berdasarkan persamaan kesetimbangan materi yang ada.

Jika kembali melihat persamaan (13), maka akan didefinisikan bahwa Vb2 adalah harga volume penuh dengan porositas sekunder dari lapangan gas batubara.

Persamaan (13), persamaan (14) dan persamaan (16) menjadi tiga persamaan yang tidak dapat diselesaikan karena nilai Vb2 yang tidak diketahui. Oleh karena itu diperlukan adanya prosedur iterasi untuk menentukan nilai Vb2 yang konvergen.

Prosedur iterasi King. 7 1. Asumsi sebuah nilai dari Vb2. 2. Hitung nilai dari 𝑆𝑆𝑤𝑤�� menggunakan

persamaan (15).

3. Hitung nilai dari Z* dengan menggunakan persamaan (14).

4. Plot antara Gp pada sumbu X dan P/Z* pada sumbu Y.

5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m.

6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan digunakan untuk menghitung nilai Vb2 𝑉𝑉𝑏𝑏2 = −𝑚𝑚𝑇𝑇𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠

𝜙𝜙𝑖𝑖𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠 ..........(19)

7. Kembali ke poin dua dan ulangi prosedur sampai terjadi kekonvergenan.

5.1.2. Metode Seidle Seidle, pada jurnal SPE 55605, membuat suatu

prosedur iterasi untuk memperkirakan nilai volume gas awal di tempat (OGIP). Prosedur iterasi yang diajukan adalah berdasarkan persamaan kesetimbangan materi yang ada.

Jika melihat persamaan (18), maka akan didefinsikan A adalah luas daerah pengurasan (drainage area). Dan nilai A inilah yang akan akan diiterasi karena tidak diketahui nilainya.

Prosedur iterasi Seidle. 9 1. Asumsi sebuah nilai dari A. 2. Hitung nilai dari 𝑆𝑆𝑤𝑤�� menggunakan

persamaan (18). 3. Hitung nilai dari Z* dengan menggunakan

persamaan (17). 4. Plot antara Gp pada sumbu X dan P/Z*

pada sumbu Y. 5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari

kemiringan yang terjadi sebagai m. 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan

digunakan untuk menghitung nilai A 𝐴𝐴 = −𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠 𝑇𝑇

𝑚𝑚∅𝐴𝐴ℎ𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠..........(20)


2. Menentukan Permeabilitas Relatif Gas

(Krg) dan Permeabilitas Relatif Air (Krw) Dari saturasi air rata rata tersebut kemudian di

gunakan untuk mencari Kg dan Kw yang akan digunakan dalam perhitungan. Harga Krw dan Krg yang diambil berdasarkan data kurva permabilitas relatif yang terdapat dalam paper SPE 21491.

3. Menentukan Laju Alir Gas dan Air

Data Krg dan Krw yang didapat dari kurva

permeabilitas tersebut kemudian di gunakan untuk menghitung laju alir gas menggunakan persamaan (11) dan laju alir air dengan menggunakan persamaan (12).


6. DATA Data yang digunakan untuk perhitungan dalam

paper ini adalah data dalam paper King7 dari sebuah lapisan batubara yang telah berproduksi selama 10 tahun. Dimana King menggunakan data 3 tahun pertama sebagai sebuah data sejarah produksi yang digunakan untuk memprediksi produksi selama 7 tahun berikutnya. Sumur uang distimulasi dengan hydraulic fracturing (skin negatif) berproduksi setelah proses dewatering selama 3 bulan dengan laju alir konstan 50 STBD.

Data sejarah produksi tidak ditampilkan dalam tabel oleh King ( kecuali untuk 4 set data laju alir gas ), melainkan hanya dalam grafik. Oleh karena itu penulis membaca secara manual grafik yang disajikan, dan mendapatkan harga produksi kumulatif Wp dan Gp dari laju alir air dan gas.

Dalam Tabel 1 disajikan data reservoir, properti adsorpsi, dan properti gas. Sedangkan dalam Tabel 2 disajikan data sejarah produksi hingga hari ke -1095.

Tabel 1 – Data Reservoir

Parameter dan Satuan Harga Tekanan Awal (psia) Pi 479.7 Saturasi Awal Swi 1 Porositas Awal ϕi 0.01 Kompresibilitas Batuan ( i 1)

cf 0.0000075 Kompresibilitas Air ( i 1)

cw 0.0000032 Temperatur Reservoir (°R)

T 530 Faktor Volume Formasi Air

Bw 1*

Viskositas Air (cp) μw 0.9517** Permeabilitas (mD) k 26 Ketebalan (ft) h 6 Jari-jari Sumur (ft) rw 0.5 Jari-jari Pengurasan (ft) re 1050 Skin S -4.24 PARAMETER ADSORPSI: Konstanta Volume Langmuir (SCF/ft3) VL 18.6 Konstanta Tekanan Langmuir

PL 167.5

Tekanan Desorpsi (psia) Pd 479.7 Konstanta Waktu (days) τ 231.4 PROPERTI GAS: Faktor Deviasi Gas A l

Zi 0.9365*** Tekanan Kondisi S d ( i )

Psc 14.7 Temperatur Kondisi Standar (°R) Tsc 520 Faktor Deviasi Gas S d

Zsc 0.998*** Tekanan Pseudo-kritik ( i )

Ppc 673.1

Temperatur Pseudo-k i ik (°R)

Tpc 344.22 Specific Gravity γg 0.5537

* asumsi ** korelasi Chesnut10 *** korelasi DAK10

Tabel 2 – Data Sejarah Produksi

Time= 90 days

P (psia) 450

Wp(STB) 4500

Gp(SCF) 4103693.13

Time= 365 days

P (psia) 325

Wp(STB) 11812.78586

Gp(SCF) 22593720

Time= 730 days

P(psia) 250

Wp(STB) 13441.01978

Gp(SCF) 43631651.5

Time= 1095 days

P (psia) 160

Wp(STB) 14319.98425

Gp(SCF) 56286343.15

Dalam paper King tersebut tidak ditampilkan data permeabilitas relatif, sehingga data permeabilitas relatif yang adalah data dari dari Basin Warior pada lapisan Jagger (SPE 21491 oleh Raj Puri ) sebagai berikut 11.

Gambar 6 Kurva Permeabilitas

Selain data-data di atas, dibutuhkan juga data faktor deviasi gas yang diperoleh dari korelasi Dranchuk Abou-Kassem10, serta data viskositas gas dari korelasi CKB-Dempsey.12 Adapun viskositas air dihitung dengan korelasi Chesnut10 dan diasumsikan konstan pada kondisi awal reservoir.

Untuk data ash content penulis mengambil asumsi 11% dan berat jenis dari batubara penulis mengambil asumsi 1.35 gr/cc.


7. HASIL DAN PEMBAHASAN

Penentuan nilai volume gas awal di tempat (OGIP) untuk reservoir gas metana batubara dapat diperkirakan dari data produksi awal. Ada 2 macam metode yang digunakan oleh penulis dalam paper ini untuk memperkirakan nilai OGIP dari suatu reservoir gas metana batubara, yaitu menggunakan metode King dan Metode Seidle. Secara umum kedua metode ini dilakukan dengan membuat suatu plot antara nilai Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y. Perpotongan garis dengan sumbu-x inilah yang merupakan nilai OGIP.

Gambar 7 Grafik P/Z* vs Gp Metode King

Gambar 8 Grafik P/Z* vs Gp Metode Seidle

Hasil perhitungan untuk nilai volume gas awal di tempat (OGIP) menggunakan metode King memberikan nilai sebesar 177.52 MMSCF. Sedangkan nilai OGIP menggunakan metode Seidle memberikan nilai 173.25 MMSCF. Ada perbedaan nilai sebesar 4.27 MMSCF.

Hasil yang berbeda ini karena Seidle mengansumsikan bahwa saturasi dari air dianggap konstan. Variasi nilai saturasi air tidak begitu berpengaruh dalam penentuan Z* (nilai Z* tidak sensitif terhadap variasi nilai saturasi air).

Gambar 9 Grafik Z* vs Tekanan King menganggap bahwa saturasi air pada

cleat dan volume cleat-nya sendiri mengalami perubahan seiring dengan perubahan tekanan dan masukan atau keluaran air (water influx / efflux). Saturasi air pada cleat, menurut King dipengaruhi oleh 3 mekanisme yaitu :

• Ekspansi dari air terkait adanya kompresibilitas air.

• Masukan air / water influx dari aquifer dan keluaran air / water efflux (produksi air).

• Perubahan dari volume pori, karena adanya kompresibilitas dari formasi.

Berdasarkan ketiga mekanisme tersebut King lalu membuat persamaan untuk menentukan saturasi air rata-rata, persamaan (15).

Seidle menawarkan persamaan untuk menentukan saturasi air, persamaan (18). Dalam persamaan tersebut Seidle tidak memasukkan nilai kompresibilitas dari air dan kompresibilitas batuan. Serta tidak ada water influx.

Sehingga pada tekanan reservoir yang sama, kedua metode di atas akan menghasilkan nilai saturasi air yang berbeda-beda. Seperti pada Tabel 3 berikut ini.

Tabel 3 – Saturasi Air

t (hari) Pr (psia) Sw King Seidle

90 450 0.958 0.968 365 325 0.830 0.872 730 250 0.660 0.744 1095 160 0.489 0.616

Karena perbedaan harga saturasi air dari kedua

metode tersebut, dari kurva permeabilitas relatif yang ditawarkan Raj Puri, maka akan didapat harga permbeabilitas relatif yang tidak sama. Tabel 4 memperlihatkan harga permeabilitas relatif gas dan air dari harga saturasi air (metode King). Tabel 5 memperlihatkan harga permeabilitas relatif gas dan air dari harga saturasi air (metode Seidle).

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0 100 200 300 400 500

Z*

Pressure

Z* King

Z* Seidle


Tabel 4 – Permeabilitas Relatif (King)

Sw Krg Krw 0.958 0.000293 0.9582 0.830 0.021 0.8307 0.660 0.045 0.6603 0.489 0.094 0.4898

Tabel 5 – Permeabilitas Relatif (Seidle)

Sw Krg Krw 0.968 0.0002205 0.9685 0.872 0.02 0.8721 0.744 0.04034044 0.7441 0.616 0.0669929 0.6163

Untuk menentukan laju alir gas dan air

menggunakan persamaan (11) dan persamaan (12) diperlukan nilai permeabilitas gas dan pemeabilitas air. Sehingga harga permeabilitas relatif tersebut perlu dikalikan dengan harga permeabilitas absolute. Nilai permeabilitas absolute yang digunakan adalah 26 mD.

Selain itu pada persamaan (11), untuk memperkirakan laju alir gas diperlukan nilai pseudo pressure, sehingga harga tekanan reservoir dan tekanan dasar sumur perlu dirubah ke nilai pseudo pressure. Lampiran B plot kurva pseudo pressure Vs tekanan.

Dari data dan parameter yang dihitung diatas kemudian dapat dihitung laju alir gas dan laju air menggunakan persamaan (11) dan persamaan (12). Hasilnya seperti terlihat pada lampiran C tabel C-1 dan tabel C-2.

Kurva prediksi laju alir gas dan air dari reservoir CBM dapat dilihat pada gambar 10 berikut.

Gambar 10 Laju Alir Gas dan Air pada Reservoir CBM

Pada gambar 10 terlihat bahwa laju alir gas

menggunakan metode King lebih besar daripada laju alir gas menggunakan metode Seidle. Hal ini dikarenakan pada metode King gas yang berada di cleat batubara diperhitungkan. Sedangkan pada metode Seidle kandungan gas di cleat di batubara

diabaikan. Gas yang terkandung di cleat ini dapat diabaikan jumlahnya.

Adapun laju alir air yang diprediksi dari kedua metode diatas relatif sama. Hal ini dikarenakan pada kondisi awal cleat dari batubara sama-sama tersaturasi oleh air.

8. KESIMPULAN

1. Metode kesetimbangan materi yang

dikembangkan dengan metode King dan yang dimodifikasi oleh Seidle dapat digunakan untuk memprediksi profil produksi pada sumur CBM dan menunjukkan sifat negative decline rate pada fasa dewatering.

2. Laju alir gas dengan metode King sedikit lebih besar daripada laju alir gas dengan metode Seidle.

3. Laju alir air dengan metode King relatif sama dengan metode Seidle.

4. Dibutuhkan data reservoir dan sejarah produksi yang baik dalam mensimulasikan profil produksi sumur CBM.

9. REKOMENDASI

Untuk memprediksi laju alir gas dan air pada

reservoir gas metana batubara menggunakan kedua metode ini (metode King dan Seidle) perlu diuji lagi terhadap data produksi dari berbagai macam lapangan (bukan hanya satu). Sehingga didapatkan metode yang akurat untuk memprediksi laju alir gas dan air pada reservoir gas metana batubara.

10. DAFTAR SIMBOL A = Luas Area Pengurasan (drainage area),

acre Bw = Faktor Volume Formasi air, bbl/STB cf = kompresibilitas batuan, psi-1 cw = kompresibilitas air, psi-1 Gp = produksi gas kumulatif, SCF [MMSCF] h = ketebalan lapisan, ft k = permeabilitas, mD kw = permeabilitas efektif air, mD kg = permeabilitas efektif gas, mD krg = permeabilitas relatif gas krw = permeabilitas relatif air m = slope pada plot P/Z*, psi/MMSCF m(P) = pseudo-pressure tekanan reservoir,

psi2/cp m(Pwf) = pesudo-pressure tekanan dasar sumur,

psi2/cp OGIP = Original Gas In Place, SCF [MMSCF] P = tekanan reservoir, psia Pd = tekanan adsorbsi, psia Pi = tekanan awal reservoir, psia PL = konstanta tekanan Langmuir, psia Psc = tekanan kondisi standar, psia


Pwf = tekanan dasar sumur qg = laju alir gas, MSCFD qw = laju alir air, STBD re = jari-jari pengurasan, ft rw = jari-jari lubang sumur, ft S = faktor skin Sw = saturasi air Swi = saturasi air awal Sw�� = saturasi air rata-rata t = waktu, days T = temperatur reservoir, °R T = temperatur, °R V0 = konsentrasi gas teradsorpsi mula-mula,

SCF/ft3 Vb2 = volume bulk porositas sekunder, ft3 Ve = konsentrasi gas teradsorpsi pada tekanan

standar, SCF/ft3 VE = konsentrasi gas teradsorpsi pada kondisi

kesetimbangan, SCF/ft3 Vi = konsentrasi gas teradsorpsi, SCF/ft3 VL = konstanta volume Langmuir, SCF/ft3 V(t) = konsentrasi gas pada waktu tertentu,

SCF/ft3 We = water influx, bbl Wp = produksi air kumulatif, STB Z = faktor deviasi gas Z� = faktor deviasi gas rata-rata Zsc = fator deviasi gas pada kondisi standar Zi = faktor deviasi gas pada kondisi awal

reservoir Z* = faktor deviasi gas untuk uncoventional

gas Zi* = faktor deviasi gas untuk uncoventional

gas pada kondisi awal reservoir μg = viskositas dinamik gas, cp μg�� = viskositas dinamik gas rata-rata, cp μw = viskositas dinamik air, cp ϕi = porositas awal 11. UCAPAN TERIMA KASIH

Puji syukur kepada Allah SWT atas selesainya

tugas akhir ini. Ucapan terima kasih saya sampaikan kepada Ibunda dan Ayahanda yang selalu memberikan doanya kepada saya sehingga saya dapat menyelesaikan tugas akhir ini. Kepada pembimbing saya Prof. Dr. Ir. Doddy Abdassah yang telah meluangkan pemikiran dan waktunya untuk saya, saya ucapkan terima kasih dan semoga dibalas oleh–Nya dengan kebaikan yang berlipat ganda. Terima kasih yang sangat tulus kepada rekan-rekan semua yang telah mendukung dalam pengerjaan tugas akhir saya ini.

12. DAFTAR PUSTAKA 1. Roadifer, R.D. et al, “Coalbed Methane

Parameter Study : What’s Really

Important to Production and When ?”, SPE 84425, 2003.

2. Aminian, K., “Coalbed Methane Fundamental Concept”, West Virginia University, Morgantown.

3. Ertekin, Turgay, “Engineering of Coalbed Methane Reservoir.ppt”, Bandung.

4. Jalali, Jalal, “A Coalbed Methane Simulator Designed for the Independent Producer”, West Virginia University, Morgantown, 2004.

5. www.fekete.com/software/cbm.meda/webhelp/c-te-techniques, “CBM Concepts”.

6. Rogers, R.E., “Coalbed Methane Principles and Practice”, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, 1994.

7. King, G.R., “Material Balance Techniques for Coal Seam and Devonian Shale Gas Reservoirs”, SPE 20730, 1990.

8. Abdassah, Doddy, “Teknik Gas Bumi”, Institut Teknologi Bandung, Bandung, 1998.

9. Seidle, John P., "A Modified p/Z Method for Coal Wells", SPE 55605, 1999.

10. McCain, William D., “Petroleum Fluids”, PennWell Books, Tulsa, 1990.

11. Puri, R., “Measurement of Coal Cleat Porosity and Relative Permeability Characteristics”, SPE 21491, 1991.

12. Tiab, Djebbar, “Gas Reservoir Engineering”, The University of Oklahoma, Oklahoma, 2000.

13. Energy Resources Conservation Board, “Theory And Practice of the Testing of Gas Wells”, ERCB, 1975.

14. Dondo, Maximilian, “ Simulator Material Balance Sederhana untuk Prediksi Profil Produksi Sumur Coalbed Methane”, Institut Teknologi Bandung, 2010.

15. Firanda, Eric, “Perhitungan Profil Produksi Gas pada Reservoir Coalbed Methane Menggunakan Metode Semi Analitik”, Institut Teknologi Bandung, 2009.

16. King, G.R. et al, “Numerical Simulation of The Transient Behavior of Coal-Seam Degassification Wells”, SPE 12258, 1986

17. Purba, R. T., “Peramalan Produksi Gas dan Air pada Reservoir Gas Metana Batubara (CBM) Menggunakan Metode Kesetimbangan Materi”, Institut Teknologi Bandung, 2009.

18. Sitaresmi, Ratnayu. et al, “ Metode Peramalan Kelakuan dan Produksi Gas Metana Batubara Menggunakan Korelasi dan Data Produksi Aktual”, IATMI 08-015, 2008.

19. www.fekete.com/software/cbm.meda/webhelp/c-te-techniques, “CBM Analysis”.

http://www.fekete.com/software/cbm.meda/webhelp/c-te-techniques�





LAMPIRAN A – PERHITUNGAN PROSEDUR ITERASI

• KING 1. Analisis data yang akan dikalkulasi seperti pada Tabel A.1 berikut.

Tabel A.1 Data yang Akan Diolah

Time (days) 90 365 730 1095 Pr (psia) 450 325 250 160 Wp (STB) 4500 18250 36500 54750 We (Bbl) 0 0 0 0 Gp, MMSCF 4.103693 22.593720 43.631652 56.286343 Z 0.97746163 0.977461629 0.97746163 0.984926702

Asumsi sebuah nilai dari Vb2 ; ambil nilai sembarang

2. Hitung nilai 𝑆𝑆𝑤𝑤�� menggunakan persamaan (15). 3. Hitung nilai z* menggunakan persamaan (14).

Hasil poin 1-3 dapat dilihat pada tabel A.2 berikut.

Tabel A.2 Data yang Telah Diolah

Vb assumed 60000000 Pi-P 29.7 154.7 229.7 319.7

1.00009504 1.00049504 1.00073504 1.00102304

-0.0421125 -0.17078958 -0.34157917 -0.51236875

0.99977725 0.99883975 0.99827725 0.99760225

Sw 0.95819598 0.830669241 0.66029339 0.489828777

0.04179471 0.169134293 0.33912138 0.50894796

44.2005271 55.41893499 65.3744323 83.97640905

Z* 0.02209336 0.017584018 0.01487458 0.011657958 P/Z* 20368.1088 18482.69228 16807.1952 13724.53107

4. Plot antara Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y.

Perhatikan gambar A.1


Gambar A.1 Hasil Kemiringan yang Diperoleh

5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. Dipeoleh dari Gambar

A.1 nilai kemiringan pada harga -118.9 psia/MMSCF. 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan dapat menghitung nilai Vb2

𝑉𝑉𝑏𝑏2 =−𝑚𝑚𝑇𝑇𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠𝜙𝜙𝑖𝑖𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠


y = -118.90576x + 21,109.45720

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 50 100 150 200

P/Z*

Gp MMscf


• SEIDLE 1. Analisis data yang akan dikalkulasi seperti pada Tabel A.3 berikut.

Tabel A.3 Data yang Akan Diolah

Time (days) 90 365 730 1095 Pr (psia) 450 325 250 160 Wp (STB) 4500 18250 36500 54750 We (Bbl) 0 0 0 0 Gp, MMSCF 4.103693 22.593720 43.631652 56.286343 Z 0.977461629 0.977461629 0.97746163 0.984926702

Asumsi sebuah nilai dari A ; ambil nilai sembarang.

2. Hitung nilai 𝑆𝑆𝑤𝑤�� menggunakan persamaan (18). 3. Hitung nilai z* menggunakan persamaan (17).

Hasil poin 1-3 dapat dilihat pada tabel A.4 berikut.

Tabel A.4 Data yang Telah Diolah

A assumed 306.5244878 Vb assumed 80113240.14

0.03153973 0.127911129 0.25582226 0.383733387

Sw 0.96846027 0.872088871 0.74417774 0.616266613

0.03153973 0.127911129 0.25582226 0.383733387

138235.5486 138235.5486 138235.549 139291.2815

3204.633868 2555.922559 2166.69577 1699.623631

Z* 0.022643365 0.018030251 0.01525949 0.011962005 P/Z* 19873.37116 18025.2625 16383.2486 13375.68374

4. Plot antara Gp pada sumbu-x dan P/Z* pada sumbu-y. Perhatikan gambar A.2


Gambar A.2 Hasil Kemiringan yang Diperoleh

5. Dari hasil plot poin ke-4, ambil nilai dari kemiringan yang terjadi sebagai m. Dipeoleh dari Gambar

A.1 nilai kemiringan pada harga -116.327 psia/MMSCF 6. Dengan demikian, nilai dari kemiringan dapat menghitung nilai A

𝐴𝐴 = −𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠𝑠 𝑇𝑇

𝑚𝑚∅𝐴𝐴ℎ𝑍𝑍𝑎𝑎𝑠𝑠𝑇𝑇𝑎𝑎𝑠𝑠


y = -116.32706x + 20,596.59108

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 50 100 150 200

P/Z*

Gp MMscf


LAMPIRAN B – PLOT KURVA PSEUDO PRESSURE Vs TEKANAN 13

Gambar B.1 PLOT KURVA PSEUDO PRESSURE Vs TEKANAN


LAMPIRAN C – TABEL HASIL PERHITUNGAN LAJU ALIR GAS DAN AIR

• METODE KING Tabel C-1

Days P/Z* P Pwf m(P) m(Pwf) Gp Wp Sw 90 20368.109 450 185 23004813 3952588 4103.693 4500 0.9582

365 18482.692 325 185 12113213 3952588 22593.72 18250 0.8307 730 16807.195 250 185 7078793 3952588 43631.65 36500 0.6603

1095 13724.531 160 125 2984939 1852627 56286.34 54750 0.4898

Krg Krw Kg Kw P-Pwf Qw m(P)-

m(Pwf) Qg Time w Time

G 0.000293 0.9582 0.007608 24.9132 265 110.831229 19052225 0.442191 40.6 0

0.021 0.8307 0.546 21.5982 140 50.7612555 8160625.6 13.59355 359.5 1662 0.045 0.6603 1.17 17.1678 65 18.7333205 3126205.3 11.15887 1948.4 3910 0.094 0.4898 2.444 12.7348 35 7.48250359 1132311.8 8.442754 7317.0 6666

Gambar C-1 Laju Alir Gas dan Air Menggunakan Metode King


• METODE SEIDLE Tabel C-2

Days P/Z* P Pwf m(P) m(Pwf) Gp Wp Sw 90 19873.371 450 185 23004813 3952588 4103.693 4500 0.9685

365 18025.263 325 185 12113213 3952588 22593.72 18250 0.8721 730 16383.249 250 185 7078793 3952588 43631.65 36500 0.7442

1095 13375.684 160 125 2984939 1852627 56286.34 54750 0.6163

Krg Krw Kg Kw P-Pwf Qw m(P)-

m(Pwf) Qg Time w Time

G 0.000221 0.9685 0.005733 25.181 265 112.02259 19052225 0.33323 40.1 0

0.02 0.8721 0.52 22.6746 140 53.2910688 8160625.6 12.94624 342.4 1745 0.04034 0.7441 1.048851 19.3466 65 21.1108038 3126205.3 10.00342 1728.9 4361

0.066993 0.6163 1.741815 16.0238 35 9.41499992 1132311.8 6.01707 5815.1 9354

Gambar C-2 Laju Alir Gas dan Air Menggunakan Metode Seidle

Documents

PREDIKSI LAJU ALIR GAS DAN AIR PADA RESERVOIR · PDF fileLangmuir Sorption Isotherm Model . Isotherm adsorption adalah banyaknya gas yang teradsorpsi (menempel) ... Pada kondisi kesetimbangan