40
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: ekobudhis@yahoo.co.id
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 permu-kaan bagian dalam dari matriks batubara. Untuk memproduksikan gas ini diperlukan penurunan teka-nan yang besar di reservoir, sehingga pada tekateka-nan reservoir yang rendah gas methana dapat terlepas dari permukaan matriks batubara. Namun dengan pembentukan gas methana lingkungan batubara, ma-ka pada umumnya CBM mengandung air yang mengisi rema-kahan batubara. Mama-ka untuk mempro-duksikan gas methana dari lingkungan batubara, tekanan reservoir harus diturunkan, dengan air dalam
reservoir CBM harus dikeluarkan (de-watering process) secara besar-besaran dengan tujuan
menurun-kan temenurun-kanan 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 be-sarnya 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
pa-da 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. PENDAHULUAN
Meningkatnya kebutuhan energi nasio-nal dan harga minyak yang melambung ting-gi memaksa manusia untuk mulai mencari dan memanfaatkan energi alternatif.1) Salah satu energi alternatif yang mulai dikemban-gkan adalah Coalbed Methane (CBM).1) Di
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 mengembang-kan CBM, menurut penelitian yang dila-kukan oleh Advanctes Resources Interna-tional dan salah satu produsen migas sia, besarnya potensi cadangan CBM
Indone-41
sia mencapai 337 TCF.1) Dalam usaha mem-produksikan gas pada reservoir CBM perlu dilakukan penurunan tekanan dengan cara menguras air pada reservoir CBM atau (de-watering), proses pengurasan air ini sebaik-nya menggunakan pompa yang aliransebaik-nya sta-bil.
Pompa yang dalam pengalirannya ber-sifat stabil untuk menjaga kondisi reservoir tidak banyak terganggu, digunakan metode PCP (Progressive Cavity Pump). Dari kom-binasi 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 pem-bentukannya dikatagorikan sebagai gas un-konvensional, dibandingkan dengan pem-bentukan 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 si-sanya berada di rekahan lapisan batubara dan pada macropores, sebagai gas bebas.
A. Coal Bed Methane (CBM)
Terdapat beberapa perbedaan mendasar antara reservoir CBM dengan reservoir gas alam konvensional. Diantaranya adalah re-servoir CBM dengan batubara sebagai sour-ce 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 re-servoir ini juga tersimpan tidak seperti gas alam pada umumnya, melainkan teradsorpsi pada permukaan dalam dari mikropori ma-trik batubara. Oleh karena itu, aliran gas yang terjadi di dalam matriks batubara meru-pakan aliran secara difusi dan berupa aliran Darcy dibagian rekahannya. Keadaan ini mengakibatkan beberapa perbedaan pada po-la produksinya. Luasnya permukaan dapo-lam dari mikropori matrik batubara bisa sangat besar, yaitu mencapai ribuan feet kuadrat untuk tiap gramnya. Menurut beberapa
sum-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 inorganik Reservoir organik Ukuran pori sebesar 1 µ -
1 mm
Ukuran pori < 5 Å - 50 Å Memiliki reservoir dan
source rock yang berdiri sendiri
Reservoir dan source rock adalah satu kesatuan Well interference
mengganggu produksi
Well interference membantu produksi
Banyaknya gas yang teradsorpsi meru-pakan fungsi dari tekanan dan volume pori-pori tersebut. Besarnya gas yang teradsorpsi bisa ditentukan dari hubungan antara tekanan dan gas yang teradsorpsi yang disebut se-bagai kurva Langmuir Sorption Isotherm.
B. Reservoir CBM
Reservoir CBM merupakan reservoir dengan dual porosity yaitu rekahan (frac-ture) dan matriks.3) Rekahan tersebut, dapat dibagi menjadi dua jenis yaitu face cleats dan butt cleats. Face cleats diartikan sebagai rekahan yang panjang dan berkesinambung-an sepberkesinambung-anjberkesinambung-ang batubara. Butt cleats adalah re-kahan yang tidak berkelanjutan karena di-putus oleh Face cleats.
Pada matriks batubara terdapat pori-pori yang sangat kecil, disebut sebagai mikropori yang berukuran antara satu mikrometer sam-pai satu milimeter. Methana yang terbentuk saat peatification dan coalification sebagian besar akan teradsorbsi pada permukaan da-lam dari mikropori ini.
42 2. METODE
Dalam penentuan potensi CBM, per-samaan material balance dan performa pro-duksi sangat penting dalam menentukan Ori-ginal Gas In Place (OGIP) pada reservoir CBM. Persamaan material balance pa-da re-servoir CBM telah dikembangkan sebelum-nya dimana gas yang terdapat pada batubara terdapat pada sistem cleat dan matriks. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam pe-nurunan 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 batu-an dbatu-an produksi air diperhitungkbatu-an.
Gas yang terdapat pada batubara adalah gas yang teradsorpsi pada batubara ditambah free gas yang terdapat pada cleat. Gas yang teradsorpsi pada matriks dapat dideskripsik-an oleh Ldideskripsik-angmuir Isotherm. 4)
...(1) 3.1
Sedangkan gas yang terkandung pada cleat dideskripsikan oleh persamaan4) untuk sistem penyimpanan secara volumetrik seba-gai berikut:
...(2)
Dimana Bg adalah faktor volume forma-si gas (cuft/scf), saturaforma-si 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 kompre-sibilitas batuan.
Persamaan saturasi air4) sebagai berikut:
...(3)
Model difusi4) pada kondisi pseudo steady state yang telah disederhanakan se-bagai berikut:
...(4) Variabel VE merupakan volume gas ter-adsorpsi pada kondisi kesetimbangan yang akan berkurang seiring dengan penurunan tekanan. Dalam mendapatkan harga VE pada setiap tekanan memerlukan parameter tekan-an pada setiap waktu. Parameter ini biastekan-anya diperoleh dari persamaan numerik. Akan te-tapi penyelesaian menggunakan persamaan numerik sangatlah rumit, sehingga dilakukan dengan merubah variabel VE menjadi va-riabel Ve.
Variabel Ve adalah volume gas yang direpre-sentasikan pada persamaan4) sebagai berikut:
...(5) Pengubahan ini menandakan bahwa gas yang terdesorpsi pada reservoir seakan-akan di lepas sampai tekanan satu atmosfir yang mana mirip dengan percobaan yang di-lakukan pada laboratorium. Agar sesuai pada keadaan yang sebenarnya maka persamaan sebelumnya, ditambahkan suatu konstanta waktu (n) dan diperoleh persamaan4) sebagai berikut:
...(6) 3.6
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 ku-rang akurat karena gas yang terdesorpsi pada suatu waktu (Vt) untuk setiap data adalah berbeda. Ketika volume gas yang terdapat pada batubara dikombinasikan dengan sa-turasi air maka persamaan5) (7) material ba-lance-nya sebagai berikut:
43
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 ba-lance 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 di-gunakan untuk menentukan tekanan. Persa-maan2) tekanannya dapat ditulis sebagai beri-kut:
...(8) 3.7 Tekanan yang telah didapatkan dari
per-samaan di atas digunakan dalam penentuan laju produksi air2) yang dapat dituliskan se-bagai berikut:
...(9) 3.8
Pada saat produksi, permeabilitas relatif air yang pada awalnya sama dengan satu akan turun sejalan dengan berkurangnya sa-turasi air. Jika tidak terdapat data laborato-rium maka hubungan antara krw dan Sw5) da-pat dituliskan sebagai berikut:
...(10) 3.9
Kemudian persamaan di atas
disubstitusikan ke persamaan (9) dengan asumsi Swc mendekati nol. Persamaannya4) qw(bbl/day) dapat ditulis sebagai berikut:
...(11) 3.10
King telah mendefinisikan saturasi air rata-rata pada saat menurunkan persamaan material balance.5) Untuk memudahkan per-hitungan dibuat asumsi sebagai berikut: 1. Kompresibilitas air dan batuan sangat
ke-cil sehingga dapat diabaikan. 2. Tidak terdapat water influks.
3. Faktor volume formasi (Bw) = 1 resbbl/ STB.
Jika air yang terproduksi (Wp) diubah dalam SCF maka persamaan5) saturasi rata-rata dituliskan sebagai berikut:
...(12) ... 3.11 Produksi air kumulatif4) dapat
didefini-sikan sebagai:
...(13) 3.12
Persamaan di atas disubsitusikan ke per-samaan (13) lalu hasilnya dimasukkan ke persamaan4) qw sehingga menjadi:
...(14) 3.13
Harga qw diselesaikan dengan iterasi. Setelah qw (SCF/Day) diketahui maka pro-duksi air kumulatif dapat ditentukan dengan persamaan (13)dan saturasi air rata-rata juga dapat diperoleh dari persamaan (12).
Sedangkan saturasi gas dengan per-samaan:5)
...(15) Agar perhitungan menjadi lebih mudah maka diasumsikan krg* = 1, Sgc = 0 dan Swc =
1 maka persamaan5) yang dihasilkan dapat di-tuliskan sebagai berikut:
...(16) Kemudian persamaan tersebut diatas di-substitusikan pada persamaan Darcy untuk gas. Agar memudahkan perhitungan maka digunakan persamaan Darcy4) dengan hasil-nya sebagai berikut:
...(17)
Dari persamaan tersebut maka produksi gas kumulatif dapat ditentukan mengguna-kan persamaan:4)
GPn= g
n tn
n
44
Persamaan tersebut disebut juga pro-duksi gas kumulatif dari persamaan Darcy. Selain itu, produksi gas kumulatif dapat juga ditentukan dengan menggunakan persamaan material balance yang ditunjukkan oleh per-samaan4) sebagai berikut:
...(19) 3.18
3. PEMBAHASAN
A. Mekanisme Aliran Gas pada CBM
Untuk memproduksi methana pada re-servoir CBM, tekanan rere-servoir harus di-turunkan hingga mencapai tekanan desorpsi, dimana pada tekanan ini methana mulai ter-lepas 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 ber-dasarkan 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 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 men-capai critical desorption pressure, atau teka-nan minimum pada saat gas mulai terlepas. Terlepasnya methana akan semakin ber-tambah saat tekanan semakin berkurang. Hal
ini mengakibatkan laju produksi gas methana akan meningkat di awal periode produksi. Hingga pada akhirnya produksi akan men-capai puncaknya dan mulai mengalami penu-runan laju produksi. Secara skematik per-ubahan laju produksi dapat ditunjukkan pada Gambar 2.
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 ke-dalaman tepat di atas top lapisan reservoir. Hal ini bertujuan agar dapat mengetahui ki-nerja dari semua lapisan reservoir yang ada. Selain itu, laju alir yang diperoleh meru-pakan gabungan laju alir dari semua lapisan reservoir. Penentuan IPR untuk studi kasus ini didasarkan pada beberapa parameter yang dianggap dapat mempengaruhi produksi pa-da reservoir CBM. Seperti misalnya PL, VL, tekanan reservoir awal dan temperatur reser-voir.
Pada pengujian ini, perubahan PL, VL, tekanan reservoir awal dan temperatur reser-voir 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 didapat-kan data untuk setiap model. Dari hasil re-gresi suatu percobaan IPR tak berdimensi
45
untuk beberapa aneka model menghasilkan persamaan1) sebagai berikut:
...(20)
Selanjutnya pembuatan kurva IPR di-lakukan 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 me-tode produksi.
Pada dasarnya produksi gas CBM ini di-upayakan untuk percepatan usaha dalam memproduksikan air yang terkandung di da-lam reservoir batubara, sehingga produksi gas metana juga akan mengalami peningkat-an dengpeningkat-an pertimbpeningkat-angpeningkat-an pemilihpeningkat-annya ada-lah selang kapasitas yang optimal, pola alir-an air dari sumur, ketahalir-analir-an terhadap kon-sentrasi gas dan serpihan batubara, serta per-hitungan biaya yang relatif lebih murah di-bandingkan yang lainnya. Salah satu metode yang bisa digunakan untuk mengembangkan pemilihan metode produksi adalah dengan memanfaatkan metode Analisis Nodal. Be-rikut Gambar 3, 4, 5 dan 6 beberapa skema sumur produksi CBM.
Gambar 3. Penampang Sumur Produksi untuk Sumur Horisontal dan Vertikal.2)
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 men-jadi candidate well yang akan difungsikan menjadi sumur CBM. Berikut contoh data laporan Produksi harian sumur CBM P#X pada tabel 2:
46
Tabel 2. Contoh Data Laporan Harian (Daily Report) Press from press
gauge, psi Rate Production Read from VSD
Gas Line or csg Press Water Line or tbg Press Gas, scf Water, bpd
Pressure, psig Temp., °F Pip Pdp ΔP PIT PDP 98 800 145 1525.3 1612 86.7 176.85 176.69 103 845 465 1459.9 1570 110.1 177.36 177.09 88 824 47 1349 1565 216 177 176.17 96 854 479 1320.5 1567 246.5 177.3 177.06 98 842 436 1296.8 1565 268.2 177.51 177.24 94 804 482 1258.9 1561 302.1 178.05 177.82 95 809 479 1241.9 1567 325.1 178.08 177.82 88 821 665 1237.4 1562 324.6 177.75 177.58 45 745 473 1235.9 1567 331.1 177.97 176.88 47 754 471.8 1221.8 1569 347.2 177.12 176.88 37 754 568.2 1209.6 1567 357.4 177.21 177.03 39 769 369.5 1196.5 1568 371.5 177.36 177.18 43 767 612.2 1188.6 1566 377.4 177.6 177.24 47 755 384.7 1180.2 1563 382.8 177.63 177.43 52 785 398.5 1169.3 1565 395.7 177.87 177.46 56 779 303.3 1148.9 1591 442.1 177.9 177.61
Tabel 3. Contoh Data Analisis Laboratorium
Gas Water
Components % mol pH@25° C 5.2 dimensionless ASTM D-1293
O2 0 SG@60°F 1.0088 dimensionless ASTM D-1429
N2 0.581 TDS 12980 mg/l ASTM D-1888
CH4 90.552
CO2 1.526
C2H6 4.975 Resistivity, ohm/cm Temp, °F Metode
C3H8 0.804 54 75 ASTM D-1125 i-C4H10 0.126 29.1 78 ASTM D-1125 n-C4H10 0.072 16.2 130 ASTM D-1125 i-C5H12 0.033 46.7 180 ASTM D-1125 n-C5H12 0.025 C6+ 1.306 Total NaCl 12374.4 mg/l
Sebagai tambahan data diketahui pump submergence yang terbaca dari hasil echo-meter analysis diketahui sedalam 2959 ft. Sedangkan data laboratorium untuk menge-tahui kandungan air dan komposisi gas di-tabulasikan pada tabel 3 diatas.
E. Proses De-watering
Pengembangan lapangan sumur coalbed methane di Kalimantan mencapai tahapan pemboran sumur pilot project dan saat com-missioning. Sumur yang sudah mencapai tahapan komplesi dan saat commissioning contohnya adalah sumur P X. Sumur CBM tersebut well completion-nya adalah
cased-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.
47 4. SIMPULAN
Penelitian CBM perlu lebih diperdalam dari dua sisi, terbentuknya Gas Methana dan pengamatan sejarah terbentuknya Batubara. Pembuangan karbondioksida akibat pemba-karan methana lebih rendah dibandingkan batubara akibat sifat racun yang dikandung methana, dengan Produksi Gas pada Reser-voir CBM mengurangi bahaya penambang-an batubara akibat racun ypenambang-ang dikpenambang-andung methana dan Produksi Gas dari CBM juga dapat mengurangi terlepasnya methana ke atmosfir akibat kegiatan penambangan batu-bara. Pengoperasian peralatan produksi gas agar lebih efisien, perlu tindak lanjut pene-litian 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. Obser-vasi lapangan pada sumur P#X, dengan de-watering sekitat 350 bwpd, mendapat pro-duksi 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.
Daftar Simbol
A = luas area pengurasan, ft2
Bw = faktor volume formasi air, res bbl/STB
Cf = kompresibilitas batuan, psia-1
Cgi = kandungan initial gas rata-rata, scf/ton (dry ash-free)
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
Pr = tekanan reservoir, psia
Qc = laju alir pompa, bbl/day
Qs = laju alir kebocoran, bbl/day
Rf = faktor perolehan gas pada economic limit, fraksi Sg = saturasi gas, fraksi
Sg* = saturasi gas kritik, fraksi
Sw = saturasi air, frakasi
Sw* = saturasi air connate, fraksi
t = waktu, hari
Tm = torsi tahanan mekanik, lbf-ft
Tv = torsi tahanan viskositas, lbf-ft
VE =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
48 ρa = ash density, g/cm3
ρb = densitas batubara, gr/cc
ρo = densitas organik (pure coal density), g/cm3
ρw = moisture density, g/cm3
Øi = porositas awal, fraksi
δp = rating head yang dikembangkan pada elementary cavity, psi
ΔPhp = rating head pompa, psi
µf = viskositas cairan pada temperatur inlet, cp
µs = viskositas cairan pada temperatur permukaan, cp
