Coalbed Methane with CMG Simulation. pdf

Presentasion about coalbed methane for unconventional hydrocarbon using CMG software

1. Coalbed Methane
CBM Simulation
Kelompok :
Laodi Antonius Sijabat (101318053)
Alexander Kim (101320062)
Muhammad Daffa A (101320110)
M. Sya’ban Abirangga (101322005)

2. PENDAHULUAN

3. Pendahuluan
Coalbed Methane (CBM), atau gas metana batubara, merupakan salah satu sumber energi
hidrokarbon non-konvensional yang signifikan, yang diperoleh dari batubara yang belum
mengalami pembakaran. CBM terbentuk selama proses pembatubaraan (coalification) dan
terperangkap dalam mikropori batubara, baik secara teradsorpsi pada permukaan batubara
maupun dalam bentuk gas bebas pada sistem rekahan alami (cleats). Seiring dengan
meningkatnya kebutuhan energi dan terbatasnya cadangan minyak dan gas konvensional, CBM
muncul sebagai alternatif energi yang potensial, terutama karena kandungan metana yang
tinggi dan dampak lingkungan yang lebih rendah dibandingkan pembakaran batubara.

4. Karakteristik CBM

5. Karakteristik
1.Asal dan Mekanisme Perangkap
2.Sistem dan Penyimpanan Produksi
3.Permeabilitas dan Porositas Rendah
4.Air Formasi
5.Kandungan Gas

6. Proses Pembentukan coalbed methane
Perusahaan
Pembentukan Coalbed Methane (CBM) adalah proses geologis kompleks yang terjadi
seiring dengan pembentukan batubara (coalification). Metana (CH4) yang merupakan
komponen utama CBM, dihasilkan dari material organik tumbuhan yang terkubur dan
mengalami transformasi kimia serta fisika di bawah kondisi tekanan dan suhu tinggi
selama jutaan tahun.
●Biogenik (Pembentukan oleh Mikroorganisme)
●Termogenik (Pembentukan oleh Panas dan Tekanan):
○
Tahapan Pembentukan Batubara dan CBM:
1.Peatifikasi
2.Diagenesis
3.Catagenesis
4.Metagenesis

7. Proses eksplorasi
dan produksi
Proses Eksplorasi CBM
Eksplorasi CBM bertujuan untuk mengidentifikasi lapisan batubara yang
berpotensi menghasilkan gas metana dalam jumlah komersial. Tahapan
utamanya meliputi:
1.Studi Geologi dan Geofisika Awal
2.Pemboran Sumur Eksplorasi (Core Drilling)
3.Uji Produksi Awal (Pilot Well Testing)
4.Estimasi Cadangan
Proses Produksi CBM
Produksi CBM secara fundamental melibatkan
penurunan tekanan dalam lapisan batubara untuk
memungkinkan gas metana yang teradsorpsi
terlepas dan mengalir ke permukaan. Tahapan
utama produksi CBM adalah:
1.Pemboran Sumur Produksi
2.Dewatering (Penurunan Muka Air
Tanah)
3.Fase Produksi Gas
4.Penanganan Air Terproduksi
(Produced Water Management)
5.Peningkatan Produksi (Enhanced
Coalbed Methane Recovery - ECBM)
6.Pengolahan dan Pemasaran Gas

8. Potensi cadangan di Dunia &
Indonesia

9. Potensi cadangan
di Dunia &
Indonesia
Cadangan Coal Bed Methane (CBM)
di dunia dan Indonesia sangat besar,
menjadikan CBM sebagai salah satu
sumber energi alternatif yang
penting. Indonesia memiliki salah satu
cadangan CBM terbesar di dunia,
namun pemanfaatannya masih
terbatas karena tantangan teknis,
regulasi, dan investasi.

10. Potensi cadangan
CBM di Dunia

11. Potensi CBM di Dunia

12. Potensi CBM di Indonesia

13. SIMULASI COALBED
METHANE

14. Grid Parameter
Grid Parameter
Parameter Nilai Satuan
Grid Type Cartesian -
Grid Dimensions (I
J K)
41, 41, 1 -
Grid Thickness 31ft
Depth 2194ft

15. Reservoir
Properties
Reservoir Parameter
Parameter Nilai Satuan
Porosity 0.036fraction
Porosity
Fracture
0.043fraction
Permeability
Fracture (I,J)
217mD
Permeability
K
21.7mD
Permeability
Fracture (I,J)
0.01mD
Permeability
Fracture (K)
0.001mD
Fracture
Spacing
0.2ft

16. Coal Properties
Base Coal Properties
Parameter Nilai Satuan
Poisson's Ratio 0.39-
Young's Modulus 445000psi
Limiting Strain 0.01266-
Langmuir's Pressure 438psi
Langmuir's Volume 664.002SCF/ton
Exponent 3
Coal Density 89.5841lb/ft³
Cleat Compressibility 0.000146psi⁻¹
Initial Gas Content 430.002SCF/ton

17. INITIAL CONDITION PROPERTIES
Initial Condition Properties
Parameter Nilai Satuan
Initial Pressure 942psia
Water Saturation 0.1frac
Initial Water Saturation - Fracture 0.9frac

18. Simulasi Studi
Kasus CBM
●Case 1: Variasi Tekanan Langmuir.
●Case 2: Variasi Volume Langmuir.
●Case 3: Variasi Waktu Desorpsi.
●Case 4: Variasi Tekanan Bottom
Hole.
●Case 5: Variasi Surface Water Rate.

19. Isotherm Langmuir
●Isoterm Langmuir adalah model matematis
yang mendeskripsikan hubungan antara jumlah
gas yang teradsorpsi pada permukaan padatan
(batubara) dengan tekanan gas bebas di
sekitarnya, pada kondisi temperatur yang
konstan.
●Bertujuan untuk menentukan kapasitas
penyimpanan gas batubara dan memprediksi
bagaimana gas akan dilepaskan (berdesorpsi)
saat tekanan reservoir menurun.

20. 01
02
03
04
Langmuir’s Pressure Variation
Merepresentasikan
Tekanan
kesetimbangan di
mana volume gas yang
teradsorpsi pada
permukaan matriks
batubara mencapai
setengah dari
kapasitas adsorpsi
maksimumnya.
Berfungsi sebagai
ukuran kuantitatif
terhadap afinitas atau
kekuatan interaksi
antara molekul gas
dengan permukaan
matriks batubara.
Mempengaruhi jumlah
gas metana yang
dapat disimpan
batubara.
Berkontribusi dalam
pembentukan
karakteristik dan
dinamika profil laju
produksi gas, khususnya
pada fase awal produksi
sumur.

21. Case 1 Variasi Langmuir’s Pressure
Case Variasi Langmuir's Pressure (psi)
Low Base High
250 438 700

22. Case 1: Analisis
Tekanan Langmuir

23. Case 1: Analisis
Tekanan Langmuir

24. 01
02
03
04
Volume
Langmuir
Variation
Langmuir’s Volume adalah
kapasitas adsorpsi gas
maksimum yang dapat
ditampung oleh batuan
reservoir per unit massa.
Menggambarkan besarnya
potensi gas yang tersimpan
sebagai fasa teradsorpsi di
dalam matriks batubara.
Memengaruhi secara
signifikan total volume gas
yang dapat diproduksikan
dan profil produksi gas
jangka panjang.
Menggambarkan potensi
penyimpanan gas tertinggi
melalui mekanisme adsorpsi
pada kondisi tekanan yang
sangat tinggi

25. Data Variasi Langmuir’s Volume
Case Variasi Langmuir's Volume
Low Base High
495.12 664.002 1000

26. Case 2: Analisis
Volume Langmuir

27. Case 2: Analisis
Volume Langmuir

28. 01
02
03
04
Desorption Time Variation
Berperan penting
dalam menentukan
profil laju peningkatan
(ramp-up) produksi
gas dan keberlanjutan
pasokan gas dari
matriks ke sumur.
Konstanta waktu
sistem
matriks-rekahan, yang
menggambarkan
seberapa cepat sistem
tersebut merespons
perubahan kondisi
tekanan di rekahan.
Mengindikasikan
transfer massa gas
dan efisien dari
matriks ke sistem
rekahan.
Parameter yang
mengkarakterisasi
efisiensi waktu atau
laju kinetika proses
pelepasan (desorpsi)
molekul gas

29. Data Variasi Desorption Time
Desorption Time (day)
Low Base High
10 100 200

30. Case 3: Analisis
Desorption Time

31. Case 3: Analisis
Desorption Time

32. Case 4 Variasi Bottom-Hole Pressure
Case Variasi Bottom-Hole Pressure
Low Base High
50 100 200

33. Case 3: Analisis
Desorption Time

34. Case 3: Analisis
Desorption Time

35. Bottom Hole
Pressure
Variation
●Merepresentasikan tekanan fluida
aktual di dasar sumur selama periode
produksi aktif
●Menentukan besarnya drawdown, yang
merupakan gaya pendorong untuk
aliran fluida dari formasi CBM ke lubang
sumur.
●Dapat dikendalikan untuk mencapai
target produksi tertentu.
●Untuk optimalisasi strategi dewatering,
yang bertujuan memicu desorpsi gas
metana dan memaksimalkan perolehan
hidrokarbon dari reservoir.

36. Parameter Variasi Bottom-Hole Pressure
Case Variasi Bottom-Hole Pressure (psi)
Low Base High
50 100 500

37. Case 4: Analisis
Bottom-Hole Pressure

38. Case 4: Analisis
Bottom-Hole Pressure

39. Optimalkan Produksi:
Variasi Laju Air
●Dewatering adalah proses pengambilan volume air
signifikan dari formasi batubara untuk menurunkan
tekanan hidrostatik dalam reservoir.
●Tujuan dari dewatering adalah untuk mengurangi
tekanan reservoir hingga mencapai di bawah
tekanan desorpsi kritis,
●Surface Water Rate (STW) merujuk pada batasan
atau target laju produksi air di permukaan yang
diterapkan
●Analisis variasi STW dilakukan untuk mengevaluasi
bagaimana perbedaan dalam pendekatan
pengendalian laju dewatering

40. Parameter Variasi Surface Water Rate
Surface Water Rate (STW) (bbl/day)
Base Low High
0 100 in range 6 months 200 in range 3 months

41. Case 5: Analisis Variasi
Surface Water Rate

42. Case 5: Analisis Variasi
Surface Water Rate

43. Referensi
(cadangan CBM)
1. Kim, Y.-M., Jang, H., & Lee, J. (2016). Application of probabilistic approach to
evaluate coalbed methane resources using geological data of coal basin in
Indonesia. Geosciences Journal, 20(2), 253–263.

2. Purwanto, M. S., Navisa, S., Kinasih, A. K., Ramadhani, Y., Avrilla, V. W., &
Nuridhiani, F. A. (2024). Application of Density Lineament Mapping as an
Indication of CBM Potential in Tanjung Agung, Muara Enim, South Sumatera. IOP
Conference Series: Earth and Environmental Science, 1307(1), 012011.

3. Martin, A., Wahab, H., & Barbarosa, M. (2021). Coalbed Methane As a New
Source of Energy in Indonesia and Some Developed Countries; A Review. Journal
of Ocean, Mechanical and Aerospace -science and engineering- (JOMAse),
72–80.

4. Acquah-Andoh, E., Putra, H. A., Ifelebuegu, A., & Owusu, A. (2019). Coalbed
methane development in Indonesia: Design and economic analysis of upstream
petroleum fiscal policy. Energy Policy, 132, 1101–1111.

5. Hasibuan, A. S. (2022). Sinergi dan Kerjasama Dalam Pengembangan Coal Bed
Methane (CBM) dan Langkah Kebijakan Investasi dan Lingkungan Hidup. Jurnal
Wahana Bina Pemerintahan, 6(2), 1–10.

6. Mucharam, L., Rahmawati, S. D., & Purba, R. (2017). New Technique to
Accelerate Gas Production on CBM Through Use of Sacrifice Well. Mathematical
Models and Methods in Applied Sciences, 11(4), 123–130.

7. Marzujriban, L., & Hidayat, R. (2015). Methane gas potential of coal as national
alternative energy reserves in Indonesia. Jurnal Teknologi Mineral dan Batubara,
11(1), 1–8.

8. Wahid, A., Putra, F. A., Hidayat, M., & Yusuf, M. (2018). Enhanced coal bed
methane (ECBM) recovery: optimization of CBM production using different
injected gas composition and rate for south sumatra CBM field, Indonesia.

9. Hartiniati, H. (2016). DAMPAK LINGKUNGAN DAN SOSIAL DARI
PENGEMBANGAN CBM DI INDONESIA.

44. Conclusion
●Analisis variasi parameter kunci reservoir dan operasional memberikan pemahaman
mendalam mengenai dinamika produksi air dan gas pada reservoir Coalbed Methane (CBM).
●Variasi Tekanan Langmuir (PL ) secara krusial menentukan waktu dimulainya produksi gas dan
durasi dewatering yang diperlukan, di mana PL rendah umumnya mempercepat onset aliran
gas.
●Volume Langmuir (VL ) yang lebih tinggi secara langsung mengindikasikan potensi total
produksi gas dan laju puncak yang lebih besar, sementara dampak langsungnya terhadap laju
produksi air awal relatif minimal.
●Waktu Desorpsi (τ) yang lebih pendek mengakibatkan respons produksi gas yang lebih cepat
dan peningkatan laju yang lebih tajam setelah dewatering, sedangkan nilai τ yang panjang
menyebabkan kelambatan signifikan pada aliran gas dari matriks.
●Tekanan Dasar Sumur (BHP) yang lebih rendah secara operasional akan meningkatkan laju
dewatering dan mengakselerasi produksi gas awal, namun strategi ini menuntut optimasi
untuk menjaga keberlanjutan produksi.
●Pilihan strategi dewatering, yang diimplementasikan melalui pengendalian Laju Produksi Air
Permukaan (STW), berdampak signifikan pada efisiensi penurunan tekanan reservoir, yang
selanjutnya secara langsung memengaruhi profil dan waktu respons produksi gas.

45. Referensi
(Pendahuluan dan
karakteristik)
● Levine, J.R. (1993). Coalification: The Evolution of Coal as Source
Rock and Reservoir Rock for Oil and Gas. In B.E. Law & D.D. Rice
(Eds.), Hydrocarbons from Coal. AAPG Studies in Geology No. 38.
● Moore, T.A. (2012). Coalbed methane: A review. International Journal
of Coal Geology, 101, 36–81.
https://doi.org/10.1016/j.coal.2012.05.011
● Ayers, W.B. (2002). Coalbed gas systems, resources, and production
and a review of contrasting cases from the San Juan and Powder River
Basins. AAPG Bulletin, 86(11), 1853–1890.
● Permana, A.D., & Hermana, M. (2011). Potensi dan Tantangan
Pemanfaatan Coalbed Methane (CBM) di Indonesia. Jurnal Energi,
4(1), 1–9.
● US Energy Information Administration (EIA). (2020). Coalbed
methane production and reserves. https://www.eia.gov.

46. Referensi
(pembentukan,
eksplorasi dan
produksi
●Rice, D. D. (1993). Controls on the accumulation of
natural gas in coalbed reservoirs. Gas in fractured
shales and coals, AAPG Memoir, 57, 133-149.
●Flores, R. M., & Stricker, G. D. (1993). Coalbed
methane—A review of geologic and hydrologic
controls on occurrence and production. US Geological
Survey Open-File Report, 93-455.
●Mastalerz, M., Glikson, M., Golding, S. D., & Qin, Z.
(2018). Biogeochemical controls on methane
generation: A review on Indian coal resources.
Minerals, 8(5), 195.
●Moore, T. A. (2012). Coalbed methane: A review.
International Journal of Coal Geology, 101, 36-81.
●Scott, A. R. (2002). Hydrocarbon generation and
accumulation in coalbeds. Fuel, 81(18), 2419-2425.
●Wang, G., Zhao, J., Meng, S., & Li, B. (2018). Key
factors affecting the gas production of coalbed
methane wells. Journal of Natural Gas Science and
Engineering, 56, 42-53.