DETAIL KOLEKSI

Evaluasi dan optimasi electrical submersible pump pada sumur TG dan sumur PR lapangan EG


Oleh : Ervando Getperson

Info Katalog

Nomor Panggil : 531/TP/2016

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Widartono Utoyo

Pembimbing 2 : Reno Pratiwi

Subyek : Electrical submersible pumps

Kata Kunci : electrical submersible pump

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2016_TA_TM_071.11.119_HALAMAN-DEPAN.pdf
2. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-I.pdf
3. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-II.pdf
4. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-III.pdf
5. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-IV.pdf
6. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-V.pdf
7. 2016_TA_TM_071.11.119_DAFTAR-SIMBOL.pdf
8. 2016_TA_TM_071.11.119_LAMPIRAN.pdf
9. PAPER-SKRIPSI.pdf

S Seiring dengan berjalannya waktu maka pada umumnya Tekanan Reservoirpada suatu sumur akan berkurang. Hal ini akan memicu terjadinya penurunanproduksi. Maka dari itu digunakan metode Artificial Lift untuk menaikkan produksisuatu sumur menggunakan tenaga tambahan dari luar sumur. Salah satu metodeArtificial Lift yang dibahas dalam Tugas Akhir ini adalah Electric SubmersiblePump (ESP).Dalam Tugas Akhir ini, penulis akan melakukan analisa produksi sumurmenggunakan kurva IPR, kemudian melakukan optimasi serta perhitunganperbandingan biaya keekonomian yaitu fluid lifting cost dan oil lifting cost padapompa ESP yang telah dipilih pada sumur TG dan PR di Lapangan EG.Optimasi yang akan dilakukan pada Tugas Akhir kali ini adalah denganmengganti pompa ESP dengan juga memilih jumlah stages yang baru gunamenaikkan produksi pada sumur TG dan PR.Setelah menghitung faktor keekonomian, maka penulis menyarankan ESPdi Sumur TG dan PR diganti dengan ESP IND 1300 109 stages yang mampumemproduksikan 1178 bfpd fluida (130 bopd) dengan oil lifting cost sebesar 1.55US$/bbl dan ESP IND 3100 42 stages yang mampu memproduksikan 2544 bfpdfluida (76 bopd) dengan oil lifting cost sebesar 2.5 US$/bbl.

B Because some reason, as time goes by, in every well the pressure in areservoir declined and it can caused oil production declined. To overcome thepressure in a reservoir it need artificial from the outside of the well with a methodknown as Artificial Lift. The Artificial Lift method that have been choosen and willdiscussed in this Final Assignment is Electric Submersible Pump ( ESP ) .In this Final Assignment, the author will analize the performance of the wellusing Inflow Performance Relationship, optimization and calculate the economicfactor by count lifting cost of the ESP for TG and PR well in EG Field.Optimization that will be count in this Final Assignment is to replace theold type of ESP with the new one with new number of stages and also doing thecalculations comparison of lifting cost to the new Electric Submersible Pump forTG and PR well in EG field.After count the economic factor, the author suggested the well TG and PRreplaced with ESP IND 1300 109 stages than can produce 1178 bfpd fluid (130bopd) with the oil lifting cost is 1.55 US$/bbl and ESP ind 3100 42 stages than canproduce 2544 bfpd fluid (76 bopd) with the oil lifting cost is 2.5 US$/bbl.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?