DETAIL KOLEKSI

Mengatasi problem down thrust pada electric submersible pump di sumur C lapangan R


Oleh : Risma Septianti Putri

Info Katalog

Nomor Panggil : 521/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Sisworini

Pembimbing 2 : Djoko Sulistyanto

Subyek : Teknik Produksi

Kata Kunci : Teknik Produksi


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_071.11.311_HALAMAN-JUDUL.pdf 1190.09
2. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-I.pdf 204.84
3. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-II.pdf 89.02
4. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-III.pdf 898.84
5. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-IV.pdf 928.21
6. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-V-PEMBAHASAN.pdf 166.92
7. 2016_TA_TM_071.11.311_BAB-VI-KESIMPULAN.pdf 85.03
8. 2016_TA_TM_071.11.311_DAFTAR-PUSTAKA.pdf 202.02
9. 2016_TA_TM_071.11.311_LAMPIRAN.pdf 1547.4

A Apabila suatu sumur telah berproduksi untuk waktu yang cukup lama, maka dengan seiring berjalannya waktu, tekanan di dalam reservoir semakin berkurang sehingga produksi minyak juga berkurang. Untuk mengatasi penurunan tekanan di reservoir diperlukan bantuan tenaga dari luar yang dikenal dengan metode Artificial Lift. Salah satu metode Artificial Lift yang dibahas dalam Tugas Akhir ini adalah Electric Submersible Pump (ESP). Untuk sumur C yang saat ini diproduksikan dengan ESP dari hasil evaluasi tipe pompa terpasang ternyata mempunyai laju alir 240 BFPD dengan watercut sebesar 90% kemudian dilakukan optimasi sumur tersebut dan penulis menyarankan agar sumur C diganti dengan menggunakan Variabel Speed Drive (VSD) dengan menaikkan frekuensi agar dapat meningkatkan laju alir serta mengatasi masalah downthrust. Selanjutnya telah dilakukan analisa dari segi keekonomian yaitu dengan menghitung oil lifting cost sebagai hasil analisa, penulis menyarankan agar sumur C diganti dengan menggunakan Variabel Speed Drive Q-03 dengan 247 stages pada frekuensi 56 Hz dengan menghasilkan laju alir sebesar 269 BFPD, karena mempunyai oil lifting cost yang paling rendah yaitu sebesar 16 US$/bbl.

I If a well have been producing for a long time, and as time goes by, the pressure in a reservoir declined so that oil production was also declined. To overcome the reducing pressure in a reservoir needed assistance from the outside with a method known Artificial Lift. One of Artificial Lift method that discussed in this Final Assignment is Electric Submersible Pump ( ESP ) . For well C which currently using ESP and results of the evaluation existing wells actually have the rate 240 BFPD, and then it will optimization for that well and writer suggest that well C replaced with Variabel Speed Drive (VSD) with increase frequency from a result of calculation that can increase the flow rate and also resolving problem downthrust. After having performed the analysis of economies of the perspective of oil production by counting the cost as the analysis result, the author suggested that well C replaced with Variabel Speed Drive Q-03 with 247 stages on frequency 56 Hz that can produce 269 BFPD because it has the lowest of oil lifting cost with 16 US$/bbl.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?