Pengenalan CBM
Bebas
23
0
0
Teks penuh
(2) PENGENALAN SIMULASI RESERVOIR CBM Pertemuan ke13. Pokok bahasan atau subpokok bahasan V. PENGENALAN SIMULASI RESERVOIR CBM 1. Latar Belakang 2. Metodologi 3. Pemodelan Reservoir 4. Hasil 5. Kesimpulan. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 2.
(3) 1. LATAR BELAKANG . . . Reservoir gas konvensianal cadangannya semakin menipis dan kebutuhan semakin meningkat CBM merupakan alternatif cadangan gas yang perlu dikembangkan saat ini Perlunya diketahui kinerja masing-masing reservoir yaitu : gas konvensional dan CBM. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 3. 3.
(4) 2. Metodologi Perbandingan kinerja, meliputi : Perhitungan cadangan Laju produksi gas Penurunan tekanan reservoir Metode perhitungan dengan simulasi reservoir Nama simulator : CMG (computer Modelling Group). Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 4. 4.
(5) Classification of Unconventional gas . Natural gas from Coal NGC : Natural Gas from Coal CBM: Coal Bed Methane CSG: Coal Seam Gas. . Shale Gas. . Tight Gas. . Gas hydrates or Methane hydrates.. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 5.
(6) Structure of Coal & Gas Flow Physics. Primary Porosity: Coal Matrix Secondary Porosity: Cleats (Fractures). Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 6.
(7) Flow Regimes in Coal CH4. CO2 N2. . . . . Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Primary CBM recovery CO2 enhanced recovery (CO2ECBM) N2 enhanced recovery (N2ECBM) Flue gas enhanced recovery Minggu XIiI. 7.
(8) Primary CBM Recovery Mechanisms . Reduce cleat pressure by producing water Methane desorbs from matrix, diffuses to cleats/fractures Methane and water flow to wellbore Darcy Flow through fractures Face and Butt Cleats Vertical connection of Face & Butt cleats Darcy or “Pipe” Flow in large fractures Large Cleats Induced Fracture(s). Pipe Flow in production tubing/wellbore . Cleat permeability affected by matrix responses. CH4. Coal Matrix. CH4 CH4. Coal Cleats/fractures CH4. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. CH4. H2 O CH4. Minggu XIiI. 8.
(9) ECBM Mechanisms. Flue Gas. CO2. N2 N2. Separation. CH4 to Sales. Injection. Coal. Green Power Plant Deep Coalbed. CO2. CH4. CH4. CH4. Enhanced Coalbed Methane (ECBM) Recovery Green House Gas (GHG) Sequestration Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 9.
(10) Properties of Coal: Multiple porosity system . Primary porosity system (coal matrix) . . Microporosity (< 2 nm) Mesoporosity (2 – 50 nm)+ Very low flow capacity: perms in microDarcy range Only Diffusive flow. Secondary porosity system (coal cleats) . Macroporosity (> 50 nm) Natural fractures Much greater flow capacity: perms in milliDarcy range Darcy Flow. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 10.
(11) Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 11.
(12) Volume Gas Storage (CBM) G = 1359.7 .A .h .ρB. Gc A = Drainage Area, Acre h = Ketebalan, ft ρB = average Coal Bulk Density, g/cc Gc = Average Gas Constant, scf/ton. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 12.
(13) Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 13.
(14) Calculating Gas In Place (gas convensional). G = (43560 .Vb.. . (1-Sw))/Bg. G = Gas in Place, SCF Vb = Bulk Volum, Acre-ft = Porosity Sw = Water saturation Bg = Gas volume factor, cu ft/scf Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 14.
(15) 3. Pemodelan reservoir gas konvensional dan CBM Uraian. Reservoir CBM. Reservoir gas konvensional. Jenis Grid. Orthogonal. Orthogonal. Jumlah Grid. 36x32 x 4 = 4608 buah. 36x32 x 4 = 4608 buah. Grid Aktif. 4608 buah. 4608 buah. Ukuran 1 grid. 50x 50 x 10 ft. 50x 50 x 10 ft. Sistim Porositas. Dual porositas. Dual porositas. Jumlah Sektor. 1 buah. 1 buah. Batas Gas Minyak (GOC). 1640 ft. -. Tekanan Awal. 600 Psi. 600 Psi. Sumur Produksi. 5 Sumur. 5 Sumur. Porositas fracture. 0.10 (fraksi). 0.10 (fraksi). Permeabilitas fracture. 10 mD. 10 mD. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 15.
(16) Uraian. Reservoir gas konvensional Reservoir CBM. Porositas matriks. 0.02. 0.02. Permeabilitas matriks. 2 mD. 2 mD. Fracture Spacing. 0.2. 0.2. Coal desorbtion time (Ch4) day. -. 50. Coal desorbtion time (CO2) day. -. 50. Global Composition (CH4). -. 0.8. Global Composition (CO2). -. 0.2. Langmuir Adsorbtion Constant (CH4). -. 3E-4 1/psi. Maximum Adsorbed Mass (CH4) gmol/lb. -. 0.357. Maximum Adsorbed Mass (CO2) gmol/lb Water Saturation. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. 0.538 0.3. 0.9. Minggu XIiI. 16.
(17) Parameter. Satuan. CBM. Gas Konvensional. Original Gas in Place, OGIP Original Water in Place, OWIP. STD FT3 STD BBL. 1.14E+09 6.00E+06. 1.32E+09 3.34E+05. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 17.
(18) Skenario Model Base Case (1) 2 3 4 5. Gas Konvensional K = 10 mD K = 15 mD K = 5 mD 1 Sumur Produksi, q = 0.3 MMCF/day 1 Sumur Produksi, q = 1.5 MMCF/day. CBM K = 10 mD K = 15 mD K = 5 mD 1 Sumur produksi, q max -. Catatan : Semua skenario menggunakan Tekanan alir dasar sumur (Pwf) = 50 psi. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 18.
(19) 4. Hasil. CBM Default-Field-PRO 0.50. Gas Rate SC (MMSCF/day). Perbandingan Laju Produksi gas Skenario Base case, 2 ,3 dan 4. Base Case K = 15 mD K = 5 mD single well qmax. 0.40. 0.30. 0.20. 0.10. Conventional Gas Reservoir performance. 0.00 2011-1. 2.00. 2011-7. 2012-1. 2012-7 2013-1 Time (Date). 2013-7. 2014-1. 2014-7. 2015-1. Gas Rate SC (MMSCF/day). 1.50 Base Case K = 5 mD K = 15 mD Single Well, Q = 0.3 MMSCF/D Single Well, Q = 1.5 MMSCF/D. 1.00. 0.50. 0.00 2011. 2012. 2013. 2014 2015 Time (Date). Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. 2016. 2017. 2018. Minggu XIiI. 19.
(20) Default-Field-PRO CBM_2b.irf 800. Cumulative Gas SC (MMSCF). Perbandingan Produksi Kumulatif Gas Skenario Base case, 2 ,3 dan 4. 600 CBM_2b.irf CBM_2b1.irf CBM_2b2.irf CBM_2b3b.irf. 400. 200. Conventional Gas Reservoir performance. 0 2011-1. 1,400. 2011-7. 2012-1. 2012-7 2013-1 Time (Date). 2013-7. 2014-1. 2014-7. 2015-1. Cumulative Gas SC (MMSCF). 1,200. 1,000. 800. 600. 400 Base Case K = 5 mD K = 15 mD Single Well, Q = 0.3 MMSCF/D Single Well, Q =1.5 MMSCF/D. 200. 0 2011. 2012. 2013. 2014 Time (Date). 2015. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. 2016. 2017. 2018. Minggu XIiI. 20.
(21) CBM. FIELD 600. 500. Everage Pressure (psi). Perbandingan Tekanan rata-rata Lapangan Skenario Base case, 2 ,3 dan 4. 400. 300 Base Case K = 15 mD K = 5 mD Single Well qmax. 200. 100 2011-1. 2011-7. 2012-1. 2012-7 2013-1 Time (Date). 2013-7. 2014-1. 2014-7. 2015-1. Conventional Gas Reservoir performance 600. Base Case K = 5 mD K = 15 mD Single Well and Q = 0.3 MMSCF/D Single Well and Q = 1.5 MMSCF/D. Reservoir pressure (psi). 500. 400. 300. 200. 100. 0 2011 2012 Siimulasi 2013 Reservoir 2014 2015 Bab V Pengenalan CBM Time (Date). 2016. 2017. 2018. Minggu XIiI. 21.
(22) Recovery Factor Diawal Tahun 2015 Skenario Model Base Case (1) 2 3 4 5. Kumulatif Produksi gas Gas Konvensional (MMSCF) 1188.95 1209.23 1128.24 493.50 959.73. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Kumulatif Porduksi gas CBM (MMSCF) 405.35 525.36 195.97 72.23 -. Recovery Factor Gas Konvensional (%) 89.74 91.27 85.16 37.25 72.44. Minggu XIiI. Recovery Factor CBM (%) 35.48 45.99 17.16 6.32 -. 22.
(23) 5. Kesimpulan 1.. 2.. 3. 4.. Dengan nilai permeabilitas yang sama, ternyata laju produksi Gas reservoir CBM lebih rendah dari reservoir gas konvensional. Tingkat pengurasan reservoir lebih jauh reservoir gas konvensional bila dibandingkan dengan reservoir CBM, sehingga reservoir CBM perlu sumur yang lebih banyak. Pengaturan laju produksi di reservoir gas konvensional lebih mudah bila dibandingkan dengan reservoir CBM. Recovery factor yang didapat dalam kurun waktu yang sama, reservoir CBM lebih rendah bila dibandingkan dengan reservoir gas konvensional.. Bab V Pengenalan Siimulasi Reservoir CBM. Minggu XIiI. 23.
(24)
Dokumen terkait
Namun ternyata tidak semua guru memiliki latar belakang pendidikan yang sesuai dengan bidang studi yang diampunya, seperti guru mata pelajaran IPS di SMP Negeri
Dari 73 penderita BTA (+) yang ditemukan oleh unit pelayanan kesehatan di wilayah Kalasan, hanya 10 penderita yang berasal dari wilayah Kalasan?. Pada tahun 2004, jumlah penderita
(Anggapan tersebut didukung kebiasaan terdakwa ditanya apakah dia merasa kesaksian dari masing- masing saksi benar, salah, sebagian benar atau sebagian salah.) Dengan demikia
Berdasarkan hasil pengamatan/observer pada siklus 1, maka dapat direfleksikan sebagai berikut: “penerapan model pembelajaran kooperatif tipe teams games tournaments (TGT)
Pada jawaban ini peneliti melihat bahwa siswa yang memiliki jawaban tipe 4 memahami domain pada komposisi fungsi yaitu himpunan X, kemudian kodomainya sebagai
CPAP : Continous Positive Air Pressure.Pada mode ventilator ini mesin hanya memberikan tekanan positif dan diberikan pada pasien yang sudah bisa bernafas dengan adekuat.Tujuan
Kerugian Tidak dapat memberikan konsentrasi oksigen yang lebih dari 44%, tehnik memasukan kateter nasal lebih sulit dari pada kanula nasal, nyeri saat kateter
Memahami keputusan apoteker melakukan pemesanan (jenis dan jumlah) untuk ketersediaan obat dan alkes
