IATMI 08 - 015
1
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 negara-negara 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 pori-pori 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 2
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.
Hubungan antara Gas Storage Capacity dan tekanan dapat dijelaskan dengan suatu persamaan yang di usulkan oleh Langmuir sebagai berikut:
.
L LV P
Gs
P
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:
(1
)
L s a m LV P
G
f
f
P
P
=
−
−
+
………2). dimana:fa : Ash content, fraction
fm : 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
IATMI 08 - 015 3
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 : w w1
1
X
ln
1
f
f
=
−
−
...4).Coefficients “a” and “b” diperoleh dari Gambar 7 dimana : b.Sw ro rw
k
a.e
k
=
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
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.
IATMI 08 - 015 4
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 X-plot (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.
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.
Metode ketiga merupakan akhir dari penelitian ini. Kami masih dalam tahap pengumpulan beberapa informasi dan referensi untuk mendukung penelitian ini.
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
Isotherm Adsorption, persamaan Material
Balance pada reservoir CBM yang merupakan sistim porositas ganda (dual porosity system) akan menjadi hasil akhir dari penelitian ini.
D
aftar 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, WV2.
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, WV3.
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.
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.IATMI 08 - 015 5
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 Technique for Immiscible Processes Using Field Performance Data", Journal of Petroleum Technology, pp. 664-70, April 198411.
Gash, B. W.: “Measurement of Rock Properties in Coal for Coalbed Methane Production”, Paper SPE 22909, 1991.12.
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 production”, paper SPE 22909, 1991, 66th
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/CoalbedMethane/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, 200720.
Kelafant, J.R. Boyer, C M.: “A Geologic Assessment of Natural Gas from Coal Seams in the Central Appalachian Basin”, Topical Report, GRI 88/0302.21.
Kuuskraa, V.A. and Wicks, D.E.: “Geologic and Reservoir Mechanisms Controlling Gas Recovery from the Antrim Shale”, SPE 24883, 1992.22.
Lyons, P.: “Coalbed Methane Potential In The Appalachian States of Pennsylvania, West Virginia, Maryland, Ohio, Virginia, Kentucky, and Tennessee-An Overview”, U.S. Geological Survey Open-File Report, pp.96-735, 67.23.
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 Gas-In-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, 200530.
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.IATMI 08 - 015 6
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, 1999.36.
Van der Sommen, J., et al.: “Chemical Structure and Properties of Coal, XII – Sorption Capacity for Methane Fuel”, Vol. 34-44, 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. 16-19, 1987.Gambar 1. Resource triangles (berdasarkan Holditch)
Gambar 2. Sistim dual porosity pada batubara sebagai reservoir CBM ((Remner et al, 1984
and Miracic, 2004)
Gambar 3. Perbandingan IGIP antara CBM dan Gas Conventional
Gambar 4. karakteristik produksi CBM (Mavor, 1996; Saulsberry, 1996; Bhavsar, 2005)
IATMI 08 - 015 7
Gambar 5. Contoh kurva adsorpsi isothermal dari Langmuir Desorption From Internal Surfaces Flow Through the Matrix Flow in the Natural Fracture Network JA F00 670.C D R Natural Fracture Network
Stage 1 Stage 2 Stage 3
Gambar 6. Proses produksi CBM pada batubara
(Ko/Kw ) vs Water Saturation
0.001 0.01 0.1 1 10 100 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Water Saturation, fraction
(K
o
/K
w
)
Gambar 7. Permeabilitas relative sebagai fungsi saturasi air
Gambar 8. Pembuatan kurva permeabilitas relative berdasarkan data produksi
time Cum. Liquid (Wp+Np) W p /N p W p /N p
Production history Prediction Production history Prediction
(Wp/Np) vs time plot (Wp/Np) vs Cum. Liquid Plot
time
qo
Production history Prediction
Production vs time plot
qw
Calculate prediction rate using this relationship : (Wp/Np)=Y and (Wp+Np)=X
and then
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
Y
X
Gambar 9. Diagram prosedur cum-cum plot
Gambar 10. Diagram prosedur “cumulative plot” pada untuk peramalan produksi CBM
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 R e la ti v e P e rm e a b il it y Sw Water-Gas Relative Permeability
Curve Krw Krg 0 50 100 150 200 250 300 350 400 0 2000 4000 6000 8000 G a s C o n te n t, S C F /T o n Pressure, psi Langmuir Isotherm Curve
0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 255 260 265 270 275 280 285 290 295 300 305 1990 2000 2010 2020 2030 2040 G a s R a te , S C F D W a te r R a te , B W P D Time Typical CBM Production
Gambar 11. Metode peramalan produksi CBM berdasarkan kurva adsorpsi Isotermal
IATMI 08 - 015 8 Parameter Value m -0.05 n -0.111 b -20.20 a 20845.379 uw/ug 200 Swc 0.01
Gambar 12 Kurva Cut-Cum Permeabilitas Relatif untuk daerah A-1
Parameter Value Area D Value Area F m -0.05 -0.043 n -0.111 -0.457 b -0.111 -0.37 a -0.05 -0.039 uw/ug 200 100 Swi 0.01 0.01
Gambar 13. Kurva Cut-Cum dan Permeabilitas Relatif untuk daerah D and F
Gas & Water Production Profile of Area A
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 G a s R a te , M S C F D 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 W a te r R a te , B W P D
Gambar 14a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah A
Gas & Water Production Profile of Area B
0 5000 10000 15000 20000 25000 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 G a s R a te , M S C F D 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 W a te r R a te , B W P D
Gambar 15 a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah B
Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area B
y = 0.0000023724x + 6.4853632000 R2 = 0.9936805440 0 20 40 60 80 100 120 0 5000000 10000000 15000000 20000000 25000000 30000000 35000000 40000000 45000000 Cum . Gas, MSCF C u m W G R
Gambar 15b) Kumulatif gas-water ratio sebagai fungsi dari kumulatif gas untuk daerah B.
IATMI 08 - 015 9
Gas & Water Production Profile of Area C
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 G a s R a te , M S C F D 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 W a te r R a te , B W P D
Gambar 16 a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah C
Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area C
y = 0.0000047227x + 0.1058545068 R2 = 0.9834427916 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0 1000000 2000000 3000000 4000000 5000000 6000000 7000000 8000000 Cum . Gas, MSCF C u m W G R
Gambar 16b) Kumulatif gas-water ratio sebagai fungsi dari kumulatif gas untuk daerah D.
Gas & Water Production Profile of Area E
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 G a s R a te , M S C F D 0 100 200 300 400 500 600 700 W a te r R a te , B W P D
Gambar 17 a) Karakteristik produksi gas dan air untuk daerah E
Cumulative Water Gas Ratio vs Cumulative Gas of Area E
y = 0.0010051813x - 20.7167430590 R2 = 0.9748725006 -40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000 Cum . Gas, MSCF C u m W G R
Gambar 17b) Kumulatif gas-water ratio sebagai fungsi dari kumulatif gas utuk daerah E
