DETAIL KOLEKSI

Evaluasi dan optimasi desain ulang electric submersible pump pada sumur sa dan sb di lapangan lsk

5.0


Oleh : Lu Sella Katherine

Info Katalog

Nomor Panggil : 495/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyanto

Pembimbing 2 : Djunaedi Agus Wibowo

Subyek : Teknik Produksi

Kata Kunci : Teknik Produksi


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_071.1_HALAMAN-DEPAN.pdf 1570.31
2. 2016_TA_TM_071.1_BAB-I-PENDAHULUAN.pdf 90.67
3. 2016_TA_TM_071.1_BAB-VI-KESIMPULAN.pdf 89.87
4. 2016_TA_TM_071.1_DAFTAR-PUSTAKA.pdf 193.6
5. 2016_TA_TM_071.1_LAMPIRAN.pdf 1883.62
6. PAPER-TUGAS-AKHIR-PROGRAM-SARJANA.pdf 1546.3

L Lapangan LSK merupakan salah satu lapangan yang diproduksikan oleh PT TUBAN JATIM. Dari lapangan LSK ini akan dianalisa produksi dari dua sumur, yakni Sumur SA dan Sumur SB. Pada penelitian tugas akhir kali ini, akan dilakukan penelitian mengenai evaluasi penggunaan Electric Submersible Pump pada Sumur SA dan Sumur SB. Setelah itu, akan dilakukan desain ulang Electric Submersible Pump pada Sumur SA dan Sumur SB. Analisa terhadap performa produksi pada Sumur SA dan Sumur SB di lapangan LSK yaitu menggunakan metode Composite, metode ini digunakan karena pada Sumur SA dan Sumur SB memproduksikan air dalam jumlah besar dengan water cut di atas 50%, untuk Sumur SA memiliki water cut sebesar 94% dan Sumur SB sebesar 97%. Berdasarkan perhitungan yang dilakukan dari kurva IPR didapat laju alir maksimum (Qmax) untuk Sumur SA sebesar 5400 BFPD dan yang telah diproduksi sebesar 2433 BFPD, pada Sumur SB didapat laju alir maksimum (Qmax) sebesar 4967 BFPD dan yang diproduksi sebesar 1731 BFPD. Pada Sumur SA dan Sumur SB rata rata memiliki nilai %Free Gas sebesar > 10% sehingga disarankan untuk memakai dengan dilengkapi pemasangan gas separator. Setelah dilakukan evaluasi, maka akan dilakukan desain ulang Electric Submersible Pump pada Sumur SA dan Sumur SB. Desain ulang ini bertujuan untuk memperbaiki kinerja pengangkatan fluida ke permukaan, sehingga perolehan minyak dapat meningkat pula. ii Pada desain ulang adalah pemilihan pompa yang tepat dan pemilihan jumlah stages. Pada Sumur SA dan Sumur SB dilakukan desain ulang dengan menggunakan tiga case yaitu case Pump Setting Depth Tetap , case Pump Setting Depth Berubah dan case Menggunakan Tipe Pompa Yang Lama. Kemudian dengan menggunakan ketiga case tersebut didapat jumlah stages yang dibutuhkan untuk setiap case. Terlihat jika pompa diletakan pada kondisi lebih dangkal maka TDH yang harus dihadapi akan lebih kecil dan akhirnya stages yang dibutuhkan lebih sedikit. Selanjutnya apabila pompa diletakan pada kondisi lebih dalam maka TDH yang dihadapi akan lebih besar dan stages yang dibutuhkan lebih banyak. Jumlah stages yang digunakan yaitu berdasarkan jumlah stages yang paling mendekati dari jumlah stages dan disesuaikan yang tersedia di lapangan. Selanjutnya setelah mendapatkan hasil perhitungan TDH untuk setiap Qasumsi pada Case Pump Setting Depth Tetap, Case Pump Setting Depth Berubah Observasi 1 dan Observasi 2 dan Case Menggunakan Tipe Pompa Yang Lama, Kemudian hasil perhitungan TDH untuk jumlah stages yang digunakan, maka plot keduanya terhadap Qasumsi pada grafik yang sama. Perpotongan grafik yang terjadi diantara kedua grafik tersebut menunjukan hasil laju alir fluida yang dapat diperoleh (Qpossible) untuk setiap jumlah stages. Dari hasil perhitungan pada desain ulang ESP Sumur SA dan Sumur SB dapat dipilih pompa yang sama, yaitu dengan tipe GN 3200 REDA dengan ROR 2200 – 4200. Kemudian Pada Sumur SA dianjurkan yang optimum sesuai dengan Qdesain yaitu Metode PSD Obs 1 dengan jumlah stages 220 dengan Qpossible 4050 BFPD atau 243 BOPD. Sedangkan pada Sumur SB dianjurkan yang iii optimum sesuai Qdesain yaitu Metode PSD Obs 1 dengan jumlah stages 191 dengan Qpossible 3850 BFPD atau 115.5 BOPD. Pada Sumur SA dan Sumur SB rata rata memiliki nilai % Free Gas sebesar > 10% sehingga disarankan untuk memakai gas separator.

L LSK field is one of by PT TUBAN JATIM. From the LSK it will be analyzed by the production of two wells, namely wells SA and wells SB. To research their final task this time, will be conducted research on evaluate the use of electric submersible pump on wells SA and wells SB. After that, will be repeated design electric submersible pump on wells SA and wells SB. An analysis of performance production in wells SA and wells SB in the field LSK namely in a composite, this method used in wells SA and wells SB produce water in large amounts with water cut above 50 %, for wells SA having water cut of 94 % then wells SB of 97 %. Based on the calculation of done so obtained from curve IPR obtained the maximum flow rate for wells SA of 5400 BFPD and that has been produced by 2433 BFPD, and the maximum flow rate for wells SB of 4967 BFPD and that has been produced by 1731 BFPD. On wells SA and wells SB the average of the % free gas amounting > 10 % that suggested to put on with mounting separator furnished gas. After an evaluation , it will be done re design electric submersible pump on wells SA and wells SB. Design and aims to improved performance removal of fluid to the surface, so the oil would rise again. In addition, to be questioned on re design this is an election pump proper and the number of stages election. On wells SA and well SB done redesign using 3 case, case setting the pump depth fixed, pump setting depth changed and case type uses the pump that long. Then using both this case obtained the number of stages in need for each v method Looks if the pump placed on condition more shallow so tdh to cope be smaller and finally stages needed fewer. Then when pump placed on condition deeper and tdh faced will larger and stages needed more. The number of stages used that is based on the number of stages the approach of the stages and adjusted available in the field. Following get the results of tdh for each natural flow assumptions on case pump setting depth is still, case pump setting depth changed observation 1 and observation 2 and case type uses the pump that long. Then the results of tdh for of the stages used, but the plot them against flow rate assumption on a chart the same. Intersection chart happened between the two charts shows the results of the alir fluid can be obtained flow rate assumption for any number of stages. Of the result of reckoning on design reworked esp wells SA and SB and wells can be selected pump that same , namely with GN 3200 type subsides with opearting range 2200 – 4200. Later at wells SA advisable said in accordance with a case flow rate desain namely pump setting depth observasi 1, with 220 the number of stages with flow rate possible 4050 BFPD or 243 BOPD .While on the wells SB advisable said appropriate flow rate desain case setting depth observasi 1 namely by the number of stages 191 with flow rate possible 3850 BFPD or 115.5 BOPD. At wells SA and wells flattened SB flattened % having value free gas amounting to bigger than 10 % so inadvisable to wear gas separator.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?