TM 4020 PEROLEHAN HIDROKARBON NON-KONVENSIONAL

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

TM 4020 – PEROLEHAN HIDROKARBON NON-KONVENSIONAL

Prof. Ir. Doddy Abdassah, M.Sc., Ph.D.,IPU

Billal Maydika Aslam, S.T., M.T., SPEC

KULIAH MINGGU KE-2 SEGMEN #4 Pengukuran Kandungan Gas pada

Batubara

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Kandungan Gas pada Batubara (Gas Content)

❑

Pengukuran kandungan gas (gas content, G

_c

) pada

batubara bertujuan untuk

mengetahui volume gas yang tersimpan pada sampel

batubara

❑

Mayoritas gas pada batubara tersimpan dalam kondisi

teradsorpsi

Metode Pengukuran Langsung

• Volume gas diukur berdasar sampel core asli

• Pengujian dengan apparatus lab (mis Canister)

• Durasi minggu – bulan

• Relatif lebih akurat

Metode Pengukuran Tidak Langsung

• Volume gas diestimasi berdasar data adsorption isotherm, korelasi atau persamaan

• Umum dikorelasikan dengan data log

• Relatif lebih cepat

Metode Pengukuran Kandungan Gas :

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas

❑

Terdapat beberapa metode pengukuran langsung :

◆

Metode USBM

◆

Metode Smith & Williams

◆

Metode Curve Fit

❑

Pada segmen ini hanya akan dibahas Metode USBM, karena dipilih sebagai standar industri

Sampel Whole Core Sampel Sidewall Core Sampel Cuttings

Metode Pengukuran Langsung (Direct Method) dapat dilakukan pada:

✓ Umumnya sampel whole core lebih dipilih karena volume gas yang dilepaskan lebih besar dan kondisi masih utuh

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

❑

Core yang sudah diperoleh dimasukkan kedalam canister untuk kemudian diukur volume gas yang terdesorpsi [pada kondisi STP]

❑

Volume gas diukur secara periodik menggunakan pressure transducer (prinsip gas ideal)

Sumber : Diamond W.P &

Schatzel S. (1998)

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

Gas Hilang

[V_l]

Gas

Terdesorpsi [V_d]

Gas Residu

[V_r]

Kandungan Gas [G_c]

• Gas yang terlepas selama proses

pengambilan sampel s.d. penyimpanan

• Diestimasi berdasar ekstrapolasi pengukuran desorpsi

• Volume Gas yang diukur secara langsung dari canister [umumnya pada STP]

• Dilakukan s.d. volume gas tidak berubah siginifikan/cutoff rate (mingguan – bulanan)

• Volume Gas tersisa / ekuilibrium pada STP

• Diukur dengan sampel dihancurkan s.d. menjadi bubuk

• 10% - 50% dari total kandungan Gas (bergantung Rank)

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

𝑮 _𝒄 = (𝑽 _𝒍 + 𝑽 _𝒅 )

𝑴 _𝒕 + 𝑽 _𝒓 𝑴 _𝒄

- 𝑮

_𝐜

= 𝐾𝑎𝑛𝑑𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛 𝐺𝑎𝑠 [𝑔/𝑐𝑐]

- 𝐕

_𝐥

= 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑔𝑎𝑠 ℎ𝑖𝑙𝑎𝑛𝑔 [𝑐𝑐]

- 𝑽

_𝒅

= 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑡𝑒𝑟𝑑𝑒𝑠𝑜𝑟𝑝𝑠𝑖 [𝑐𝑐]

- 𝑽

_𝒓

= 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑑𝑢 [𝑐𝑐]

- 𝐌

_𝐭

= 𝑀𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑠𝑎𝑚𝑝𝑒𝑙 𝑘𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔 [𝑔]

- 𝑴

_𝒄

= 𝑀𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑏𝑢𝑏𝑢𝑘 𝑠𝑎𝑚𝑝𝑒𝑙 𝑘𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔 [𝑔]

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

❑

Pengukuran Volume Gas Terdesorpsi

◆ Data kumulatif volume gas dari Canister harus dikoreksi pada kondisi STP

[14.7 psia & 60F]

◆ Pengukuran dilakukan sampai debit gas mencapai nilai batas, umumnya 0.05 cm³/g/hari selama seminggu

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

❑

Perkiraan Gas Hilang (Lost Gas)

❑

Diasumsikan bahwa gas hilang hanya melalui mekanisme desorpsi

◆

Recall bahwa pada kondisi awal (Gas terdesorpsi < 20% Gas Total) :

◆ Plot volume kumulatif gas terdesorpsi pada kondisi awal terhadap akar kuadrat waktu seharusnya linear

◆ Ekstrapolasi menuju waktu nol akan memberi perkiraan volume gas hilang

◆ Waktu nol = total waktu semenjak formasi batubara terganggu dari kondisi in-situ s.d disimpan dalam canister

Lost Gas 𝑽

𝑽

_𝒕

= 𝟔

𝝅 𝒕

_𝑫𝒔

Metode Pengukuran Langsung Kandungan Gas - USBM

❑

Perkiraan Gas Residu

◆

Selain diukur pada kondisi bubuk, volume gas residu juga dapat

diestimasi secara analitik

◆

Pada kondisi late time, volume gas terdesorpsi berbanding lurus dengan 1/t

Gas Residu

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Normalisasi Basis Massa Sampel Batubara

❑

Basis massa batubara biasanya dinyatakan pada kondisi :

◆

Basis in-situ : sampel batubara hasil coring ditimbang sampai kondisi stabil (air dried) di lab sebelum dimasukkan dalam canister

◆

Basis dry, ash-free (daf) : massa dari basis in-situ dinormalisasi terhadap kandungan ash dan moisture

𝑚

_𝑑𝑎𝑓

= 𝑚

_{𝑖𝑛−𝑠𝑖𝑡𝑢}

× (1 − 𝑎 − 𝑤)

Referensi Lanjutan

❑

Buku Teks :

◆ Seidle, J. (2011). Fundamentals of coalbed methane reservoir engineering. PennWell Books.

◆ Thakur, P. (2016). Advanced reservoir and production engineering for coal bed methane. Gulf Professional Publishing.

❑

Makalah & Jurnal :

◆ Mavor, M. J., Owen, L. B., & Pratt, T. J. (1990, January 1). Measurement and Evaluation of Coal Sorption Isotherm Data. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/20728-MS

◆ Diamond, W. P., & Schatzel, S. J. (1998). Measuring the gas content of coal: a review.

International Journal of Coal Geology, 35(1-4), 311-331.

◆ Pratt, T., & Mavor, M. (2005). An overview of coal gas reservoir properties: core holes from Western Interior coal region. In Unconventional energy resources in the southern Midcontinent, 2004

symposium (Vol. 110, pp. 83-103).

◆ Agarwal, A., Laronga, R., & Walker, L. (2013). Rotary sidewall coring-size matters. Oilfield Review, 2014(25), 4.

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

KULIAH MINGGU KE-3 SEGMEN #8 Fenomena Adsorpsi Gas pada

Batubara

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑ Recall pada Segmen 4 diperlihatkan bahwa mekanisme penyimpanan gas terbesar pada

batubara terjadi secara adsorpsi pada permukaan matriks

❑ Gas yang tersimpan per satuan volume batubara bahkan dapat jauh lebih besar dibanding reservoir batupasir. Hal ini karena luas permukaan matriks batubara sangat besar (2150-3150 ft²/gr)

❑ Volume gas teradsorpsi bergantung thd Tekanan &

Temperatur

❑ Pada segmen ini akan dibahas mengenai

pemodelan fenomena adsorpsi dan faktor yang memengaruhi adsorpsi pada batubara

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑

Langmuir Adsorption Isotherm Model

◆ Model Langmuir (Irving Langmuir,1918, Chemistry Nobel Laureate 1932) dapat memprediksi kelakuan fenomena adsorpsi GMB dengan akurasi yang sangat baik

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

0 500 1000 1500 2000

KandunganGas (scf/ton)

Tekanan (psia)

Data

Langmuir Model

𝑉 = 𝑉 _𝐿 𝑝 𝑝 + 𝑝 _𝐿

- 𝐕 = 𝑘𝑎𝑛𝑑𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛 𝑔𝑎𝑠 𝑡𝑒𝑟𝑎𝑑𝑠𝑜𝑟𝑝𝑠𝑖 [^𝑠𝑐𝑓

𝑡𝑜𝑛] - 𝑷 = 𝑇𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

- 𝑽_𝑳 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝐿𝑎𝑛𝑔𝑚𝑢𝑖𝑟 ^𝑠𝑐𝑓

𝑡𝑜𝑛

- 𝑷_𝑳 = 𝑇𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 𝐿𝑎𝑛𝑔𝑚𝑢𝑖𝑟 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

1 2𝑉_𝐿

𝑝_𝐿

Cat. : 𝑽_𝑳 adalah kapasitas maksimal gas yang dapat diadsorpsi (p → ∞ ) pada temperature tertentu

Data Fruitland Coal, San Juan Basin (Zuber, M.D. (1991))

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑ Adsorpsi terjadi akibat adanya gaya Van Der Waals antara molekul karbon dan metana

❑ Asumsi model Langmuir sesuai dengan kondisi yang terjadi

◆ Molekul pengadsorbsi relatif homogen (karbon)

◆ Adsorpsi terjadi secara mono-layer

◆ Tidak terjadi perubahan fasa

Peningkatan Tekanan

Ilustrasi Adsorpsi pada Skala Molekul antara CH₄ dan karbon (Teo et.al., 2016)

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Pengukuran Adsorption Isotherm

❑

Prosedur [SPE 20728] :

1) Kalibrasi alat dengan He untuk hitung volume kosong sel

2) Sekitar 150 gr sampel batubara kondisi bubuk 60 mesh dimasukkan dalam sel sampel

3) Atur water bath pada temperature tertentu

4) Isi sel referensi dengan CH₄ murni pada tekanan tertentu (mulai dari tekanan

rendah)

5) Buka katup antar sel, catat tekanan tiap sel secara periodik sampai stabil

6) Tutup katup, ulangi (4)-(5) sampai batas tekanan tertinggi (P_res)

Pada tiap tahap tekanan, perubahan volume gas teradsorpsi dapat dihitung dengan persamaan (Hk. Boyle) :

ΔG_i = 32.0368 V_r 𝑚_𝑐

1

𝐵_𝑔 𝑟2− 1

𝐵_𝑔 𝑟1 − V_tv 𝑚_𝑐

1

𝐵_𝑔 𝑡𝑣2− 1 𝐵_𝑔 𝑡𝑣1

Apparatus Adsorption Isotherm (Mavor et.al (1990))

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑

Faktor yang Memengaruhi besar Adsorpsi

Temperatur |

Moisture Content |

Ash (mineral matter) Content |

Ranking Batubara I

Semakin tinggi temperature, semakin kecil kapasitas adsorpsi pada tekanan yang sama

Adanya air dapat menghalangi adsorpsi gas pada area matriks batubara

Adanya abu dapat menghalangi adsorpsi gas pada area matriks batubara. Gas tidak dapat diadsorpsi pada mineral

Makin tinggi ranking batubara, makin besar luas area spesifik matriks batubara

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

Moisture meningkat

Temperatur meningkat

Rank meningkat

Koreksi Volume Langmuir

❑

Agar dapat secara konsisten

dibandingkan antar sisipan batubara, volume Langmuir (V

_L

) yang terukur

harus “dikoreksi” terhadap kandungan ash dan vapour

Basis dry, ash-free (daf)

Basis dry, mineral-matter free (dmmf) 𝑉_{𝐿𝑑𝑎𝑓} = 𝑉_{𝐿𝑖𝑛𝑠𝑖𝑡𝑢}

(1 − 𝑎 − 𝑤)

𝑉_{𝐿𝑑𝑚𝑚𝑓} = 𝑉_{𝐿𝑖𝑛𝑠𝑖𝑡𝑢} (1 − 𝑚𝑚 − 𝑤) 𝑚𝑚 = 1.08𝑎 + 0.55𝑆

- 𝐚 = 𝑓𝑟𝑎𝑘𝑠𝑖 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑎𝑠ℎ - 𝐰 = 𝑓𝑟𝑎𝑘𝑠𝑖 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑢𝑟 - 𝒎𝒎 = 𝑓𝑟𝑎𝑘𝑠𝑖 𝑚𝑎𝑠𝑠𝑎 𝑚𝑖𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑

Kondisi Undersaturated & Saturated Pada Reservoir GMB

Saturated Undersaturated

P_d

▪ Volume kandungan gas yang terukur (Gc di B) pada tekanan reservoir dapat lebih kecil dari kapasitas adsorpsi (A) akibat pelepasan gas yang terjadi selama sedimentasi, kondisi ini disebut undersaturated

▪ Agar gas dapat terdesorpsi pada reservoir undersaturated , tekanan reservoir harus diturunkan terlebih dahulu sampai tekanan desorpsi (P_d), hal ini dapat menghambat produksi

𝑃_𝑑 = 𝑃_𝐿 𝑉_𝐵 𝑉_𝐵 + 𝑉_𝐴

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

❑ Kapasitas adsorpsi isotherm berbeda untuk tiap jenis molekul gas karena adanya

perbedaan afinitas adsorpsi

Adsorpsi Isotherm Multikomponen

CO₂

CH₄ N₂

❑ Volume gas teradsorpsi untuk masing-masing komponen dapat dihitung dengan extended Langmuir Isotherm

𝑉_𝑗 = 𝑉_𝐿𝑗

𝑝𝑦_𝑗 𝑝_𝐿𝑗

1 + σ_𝑘=1^𝑛𝑐 𝑝𝑦_𝑘 𝑝_𝐿𝑘

- 𝐕_𝐣 = 𝑘𝑎𝑛𝑑𝑢𝑛𝑔𝑎𝑛 𝑔𝑎𝑠 𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑗 ^𝑠𝑐𝑓

𝑡𝑜𝑛

- 𝐕_𝐋𝐣 = 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝐿𝑎𝑛𝑔𝑚𝑢𝑖𝑟 𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑗 [^𝑠𝑐𝑓

𝑡𝑜𝑛] -𝐩_𝐋𝐣 = 𝑡𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 𝐿𝑎𝑛𝑔𝑚𝑢𝑖𝑟 𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑗 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

- 𝐲_𝐣 = 𝑓𝑟𝑎𝑘𝑠𝑖 𝑔𝑎𝑠 𝑘𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛 𝑗 - 𝐩 = 𝑡𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Fenomena Adsorpsi Gas pada Batubara

Akibat afinitas adsorpsi CO₂ yang lebih besar dibanding CH₄ pada metana, injeksi CO₂ dianggap potensial dalam program penyimpanan karbon [akan dibahas lebih lanjut pada segmen Enhanced CBM Recovery]

Referensi Lanjutan

❑

Buku Teks :

◆ Seidle, J. (2011). Fundamentals of coalbed methane reservoir engineering. PennWell Books.

◆ Thakur, P. (2016). Advanced reservoir and production engineering for coal bed methane. Gulf Professional Publishing.

❑

Makalah & Jurnal :

◆ Mavor, M. J., Owen, L. B., & Pratt, T. J. (1990, January 1). Measurement and Evaluation of Coal Sorption Isotherm Data. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/20728-MS

◆ Hall, F. E., Chunhe, Z., Gasem, K. A. M., Robinson Jr, R. L., & Dan, Y. (1994, January). Adsorption of pure methane, nitrogen, and carbon dioxide and their binary mixtures on wet Fruitland coal. In SPE Eastern Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.

◆ Arri, L. E., Yee, D., Morgan, W. D., & Jeansonne, M. W. (1992, January). Modeling coalbed methane production with binary gas sorption. In SPE rocky mountain regional meeting. Society of Petroleum Engineers.

◆ Harpalani, S., & Pariti, U. M. (1993, May). Study of coal sorption isotherms using a multicomponent gas mixture. In Proceedings of the International Coalbed Methane Symposium, Birmingham,

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

KULIAH MINGGU KE-2 SEGMEN #3 Permeabilitas Absolut &

Permeabilitas Relatif Reservoir

Batubara

Permeabilitas Absolut Batubara

❑

Permeabilitas cleat sampel core batubara umumnya diukur dengan metode liquid permeability (untuk menghindari adsorpsi)

❑

Tantangan :

◆

Lamanya waktu mencapai steady state karena permeabilitas yang rendah

◆

Besar permeabilitas sangat bergantung tekanan confining

𝑞 = 𝑘_𝑓𝐴 𝜇_𝑙

Δ𝑃 𝐿

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Permeabilitas Absolut Batubara

❑

Dengan pendekatan pemodelan system batubara seperti susunan berikut (matchstick)

❑

Permeabilitas cleat dapat

dikorelasikan sebagai berikut

𝑘 _𝑓 = 1055.47𝑑 ² 𝜙 _𝑓 ³

^d

-𝐤_𝐟 = 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑐𝑙𝑒𝑎𝑡 [𝑚𝑑]

-𝒅 = 𝑗𝑎𝑟𝑎𝑘 𝑎𝑛𝑡𝑎𝑟 𝑐𝑙𝑒𝑎𝑡 [𝑐𝑚]

-𝝓_𝒇 = 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑐𝑙𝑒𝑎𝑡 [%]

Model Matchstick (Reiss, 1980)

Permeabilitas Absolut Batubara

❑

Permeabilitas absolut batubara bersifat dinamik terhadap tekanan karena :

◆

tingginya kompresibilitas cleat

◆

Fenomena pengembangan/penyusutan matriks batubara akibat adsorpsi/desorpsi

❑

Terdapat beberapa model yang menjelaskan pengaruh tekanan terhadap permeabilitas

Model Seidle (1992)

𝑘 = 𝑘

₀

𝑒

^{(−3𝑐𝑓(𝜎−𝜎0))}

𝜎 = 𝑃

_𝑐

− 𝑚𝑃

_𝑝

-𝐤 = 𝑝𝑒𝑟𝑚𝑒𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡 [𝑚𝑑]

-𝒄_𝒇 = 𝑘𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡𝑎𝑠 𝑐𝑙𝑒𝑎𝑡 [ ¹

𝑝𝑠𝑖] -𝝈 = 𝑇𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑘 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

-𝐏_𝐜 = 𝑇𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑓𝑖𝑛𝑖𝑛𝑔 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

-𝐏_𝒑 = 𝑇𝑒𝑘𝑎𝑛𝑎𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑖 [𝑝𝑠𝑖𝑎]

-𝒎 = 𝑘𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑎 𝑘𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑠𝑖

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Permeabilitas Absolut Batubara

Tekanan efektif secara horizontal

Tekanan efektif

secara hidrostatik Tekanan efektif rata-rata

Pengaruh Tekanan terhadap Permeabilitas Absolut

Arah deplesi

Permeabilitas Absolut Batubara

❑

Karena permeabilitas absolut sulit dilakukan pada sampel core (friable) terkadang perlu dilakukan secara in-situ (mis.

dengan well test)

❑

Permeabilitas absolut sangat bervariasi terhadap

kedalaman (vertical) maupun

areal

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Permeabilitas Relatif Gas-Air

❑

Permeabilitas Relatif Gas Air penting untuk diketahui untuk meramalkan kelakuan aliran multifasa (gas & air) pada cleat & rekahan

❑

Data permeabilitas relative gas-air pada batubara

umumnya diperoleh dengan uji coreflood pada kondisi

unsteady state dan dianalisis dengan metode JBN

1 Plot kurva G_p terhadap W_i dan lakukan curve fitting dengan bentuk :

𝐺_𝑝 = 𝑎₀ + 𝑎₁ ln 𝑊_𝑖 + 𝑎₂ ln 𝑊_𝑖 ² 2

Metode Johnson-Bossler-Naumann (JBN) - Imbibisi

Hitung fractional flow dari gas (f_g) : 𝑓_𝑔 = 𝑎₁ + 2𝑎₂ ln 𝑊_𝑖

𝑊_𝑖

3 Hitung injektivitas relatif air : 𝐼_𝑟 = 𝑞_𝑖/Δ𝑝

(𝑞_𝑖/Δ𝑝)_{𝑖𝑛𝑖𝑡𝑖𝑎𝑙}

Permeabilitas Relatif Gas-Air

4 Lakukan curve fitting W_i dan I_r dengan bentuk : 𝑊_𝑖𝐼_𝑟 = exp 𝑏₀ + 𝑏₁ ln 𝑊_𝑖 + 𝑏₂ ln 𝑊_𝑖 ²

5

Metode Johnson-Bossler-Naumann (JBN) - Imbibisi

Hitung 𝑓_𝑔/𝑘_𝑟𝑔 𝑓_𝑔

𝑘_𝑟𝑔 = 𝑏₁ + 2𝑏₂ ln 𝑊_𝑖 𝐼_𝑟

6 Hitung k_rglalu hitung k_rwdengan persamaan 𝑘_𝑟𝑤

𝑘_𝑟𝑔 = 1

𝑓_𝑔 − 1 𝜇_𝑤 𝜇_𝑔

7 Hitung nilai S_w

𝑆_𝑤 = 𝑆_𝑤𝑖 + 𝐺_𝑝 − 𝑓_𝑔𝑊_𝑖

Contoh hasil pengukuran (Sumber : Ham & Kantzas (2013), SPE 166995)

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Permeabilitas Relatif Gas-Air

❑

Jika hanya diperoleh nilai permeabilitas relatif end point dari sampel batubara, kurva permeabilitas relatif dapat dihitung dengan korelasi :

𝑘

_𝑟𝑔

= 𝑘

_{𝑟𝑔 𝑆}

𝑖𝑤

1 − 𝑆

_𝑤^{∗ 𝑛′}

1 − 𝑆

_𝑤^{∗ 2+𝜆𝜆}

𝑘

_𝑟𝑤

= 𝑆

_𝑤^{∗ 2+3𝜆𝜆}

𝑆_𝑤^∗ = 𝑆_𝑤 − 𝑆_𝑖𝑤 1 − 𝑆_𝑖𝑤

- 𝝀, 𝒏^′ = 𝑘𝑜𝑒𝑓𝑖𝑠𝑖𝑒𝑛 𝑒𝑚𝑝𝑖𝑟𝑖𝑠 - 𝑺_𝒊𝒘 = 𝑆𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑠𝑖 𝑎𝑖𝑟 𝑖𝑟𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑖𝑏𝑙𝑒

Perbandingan hasil pengukuran & model permeabilitas relatif gas-air sampel batubara San Juan [sumber : Mavor & Robinson (1993)]

Metode Pengukuran Permeabilitas Relatif

❑

Raj Puri (1991)

mengkombinasikan pengukuran

permeabilitas relative unsteady state dengan pengukuran saturasi air irreducible

menggunakan CT-Scan

❑

Permeabilitas relative air pada cleat (fracture)

cenderung mengikuti

tren garis lurus

Teknik Perminyakan | FTTM | ITB

Referensi Lanjutan

❑ Buku Teks :

◆ Seidle, J. (2011). Fundamentals of coalbed methane reservoir engineering. PennWell Books.

◆ Thakur, P. (2016). Advanced reservoir and production engineering for coal bed methane. Gulf Professional Publishing.

❑ Makalah & Jurnal :

◆ Mavor, M. J., & Robinson, J. R. (1993, January). Analysis of coal gas reservoir interference and cavity well tests.

In Low Permeability Reservoirs Symposium. Society of Petroleum Engineers.

◆ Ham, Y., & Kantzas, A. (2013, November 11). Measurement of Relative Permeability of Coal to Gas and Water.

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/166995-MS

◆ Johnson, E. F., Bossler, D. P., & Bossler, V. O. (1959). Calculation of relative permeability from displacement experiments. Transactions of the AIME, 216(01), 370-372.

◆ Pan, Z., Connell, L. D., & Camilleri, M. (2010). Laboratory characterisation of coal reservoir permeability for primary and enhanced coalbed methane recovery. International Journal of Coal Geology, 82(3-4), 252-261.

◆ Purl, R., Evanoff, J. C., & Brugler, M. L. (1991, January 1). Measurement of Coal Cleat Porosity and Relative Permeability Characteristics. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/21491-MS