Optimasi electrical submersible pump (ESP) pada sumur X-1 lapangan Y PT.Pertamina EP asset 3

DETAIL KOLEKSI

Optimasi electrical submersible pump (ESP) pada sumur X-1 lapangan Y PT.Pertamina EP asset 3

1.7

Oleh : Rizky Arbika Putra Abdul Wahab

Info Katalog

Nomor Panggil : 1083/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyanto

Pembimbing 2 : Sisworini

Subyek : Oil well drilling;Electric oil well pumping;Submersible pumps

Kata Kunci : electric submersible pump, lifting cost, fluid over pump, dynamic fluid level, variable speed drive.

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2019_TA_TM_071001400150_Halaman-judul.pdf	17
2.	2019_TA_TM_071001400150_Bab-1.pdf	2
3.	2019_TA_TM_071001400150_Bab-2.pdf	27
4.	2019_TA_TM_071001400150_Bab-3.pdf	8
5.	2019_TA_TM_071001400150_Bab-4.pdf	29
6.	2019_TA_TM_071001400150_Bab-5.pdf	1
7.	2019_TA_TM_071001400150_Daftar-Pustaka.pdf	1
8.	2019_TA_TM_071001400150_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

S Sumur X-1 di lapangan Y telah berproduksi menggunakan electrical submersible pump (ESP) selama 4 tahun. Seiring berjalannya produksi, pompa sumur X-1 mengalami electrical down hole problem sehingga perlu dilakukanperawatan pompa dan perencanaan ulang pemasangan pompa. Perencanaanpemasangan pompa dilakukan untuk mendapatkan laju produksi yang optimal padasaat sumur diproduksikan kembali sehingga perlu dilakukan optimasi electricalsubmersible pump pada sumur X-1 lapangan Y. Optimasi ESP yang dilakukanmemiliki 2 skenario yaitu yang pertama menggunakan design pompa terpasangdengan mengubah frekuensi kerja pompa menggunakan variable speed drive(VSD), dan yang kedua menggunakan design ESP baru. Kedua skenario dilakukandengan 3 target laju produksi yang berbeda yaitu 65%, 70%, dan 75% dari nilaiproduksi maksimal sumur X-1. Optimasi ditentukan dari nilai lifting cost yangpaling rendah sehingga dipilih skenario yang paling ekonomis.Skenario pertama dilakukan dengan memperhitungkan kedalaman pompa yangakan digunakan. Penentuan kedalaman pompa perlu memperhatikan dynamic fluidlevel (DFL) pada saat laju produksi target sehingga fluid over pump (FOP) lebihdari 500ft dan parameter turpin pada kedalaman tersebut kurang dari 1 sehingga gasbebas yang terproduksi tidak mengganggu kinerja pompa saat berpoduksi. Skenarioini dilanjutkan dengan menentukan frekuensi pompa yang dipakai untuk mencapaitarget produksi yaitu frkeunsi minimum 63hz dan frekuensi maksimum 66hz untukmencapai target produksi 75% dari produksi maksimal sumur.Skenario kedua memerlukan perancangan ulang pompa dengan menggantipompa dengan kapasitas produksi yang lebih besar, pada skenario ini tetap dipilihtipe pompa yang sama pada pompa tepasang sebelumnya tetapi memiliki stagepompa yang berbeda. Skenario ini dilakukan dengan tiga target produksi yangberbeda sehingga masing-masing target memiliki skenario pompa yang berbedaberdasarkan stage yang dibutuhkan. Stage pompa yang dibutuhkan untuk mencapaitarget 65%, 70%, dan 75% dari nilai produksi maksimal sumur yaitu masingmasingsebanyak 167, 183, dan 195 stage. Masing-masing skenario kemudiandihitung lifting cost yang dibutuhkan dan dipilih skenario yang paling ekonomisberdasarkan biaya per barrel yang dikeluarkan.

W Well X-1 has been produced using electrical submersible pump (ESP) for 4years. As production progressed, the well pump experienced electrical down holeproblems so it was necessary to do mantainance to the pump and re-plan theinstallation of the pump. Pump installation planning is carried out to obtain theoptimal production rate when the well is re-activated so that it is necessary to doelectrical submersible pump optimization in field â€œYâ€ well â€œX-1â€. ESPoptimization has 2 scenarios, the first scenario uses the installed pump design bychanging the pump working frequency using variable speed drive (VSD), and thesecond scenario use the new ESP design. Both scenarios are carried out with 3different production rate targets, those are 65%, 70%, and 75% of the maximumproduction rate of well X-1. Optimization is determined from the lowest lifting costvalue so that the most economical scenario is chosen.The first scenario is carried out by determining the depth of the pump settingdeoth. Determination of pump depth needs to pay attention to dynamic fluid level(DFL) at the target production rate so that fluid over pump (FOP) is more than500ft and Turpin parameters at that depth are less than 1 so that the free gasproduced does not interfere with pump performance when producing. Thisscenario is followed by determining the frequency of the pump used to achieve theproduction target, then obtained a minimum fraction of 63hz and a maximumfrequency of 66hz to reach the production target of 75% of the maximumproduction rate of the well.The second scenario requires a redesign of the pump by replacing the pumpwith a larger production capacity, in this scenario the same type of pump is stillchosen at the previous pump but has a different pump stage. This scenario iscarried out with three different production targets so that each target has adifferent pump scenario based on the stage needed. The pump stage is needed toreach the target of 65%, 70%, and 75% of the maximum production value of thewell which are 167, 183 and 195 stages respectively.Each scenario is then calculated as the required lifting cost and the mosteconomical scenario is chosen based on the cost per barrel oil incurred.