Analisis dan optimasi total produksi dengan desain ESP dan efek gas lift di anulus pada sumur CS
D Dalam memproduksikan suatu reservoir terdapat beberapa tahapan.Tahapan yang pertama adalah dimana reservoir tersebut dapat berproduksi alami dengan bergantung kepada tenaga dorong alamiahnya. Apabila tenaga dorongtersebut sudah tidak dapat mengangkat fluida ke permukaan maka salah satu carayang dapat digunakan adalah teknik pengangkatan buatan. Terdapat beberapametode teknik pengangkatan buatan yang dapat digunakan bergantung padakarakterisik reservoir itu sendiri. Pada sumur CS telah terpasang ESP, dimanaproduksi pada sumur tersebut terjadi melalui tubing dan juga anulus. Penelitian iniakan melakukan optimasi produksi dengan menentukan target laju alir yang baruuntuk tubing dan anulus.Tahapan pertama yang dilakukan adalah mengevaluasi kinerja dari pompaESP yang terpasang sehingga dapat mengetahui effisiensi dari pompa tersebut.Agar dapat mesimulasikan produksi di anulus maka harus digunakan korelasi yangcocok, maka dari itu untuk memilih korelasi akan dilakukan perbandingan antaradata lapangan dengan hasil perhitungan. Setelah itu dilakukan analisa nodalterhadap sumur tersebut. Tahapan terahkir dari penelitian ini adalah memilih targetlaju alir optimum yang baru dimana produksi terjadi dari tubing dan anulus.Penelitian ini dilakukan pada sumur CS yang terletak di Bojonegoro, JawaTimur. Pada sumur ini telah terpasang ESP dengan nilai volumetric efficiencysebesar 95% dengan laju alir 3084 BFPD. Sehingga pompa tersebut effisienterhadap nilai laju alir yang sekarang. Persamaan yang akan digunakan untukmesimulasikan produksi di anulus adalah TUFFP Unified Mechanistic Model.Beberapa skenario produksi dikembangkan dengan perbedaan nilai pump settingdepth dan diameter tubing sehingga dapat dipilih skenario yang menghasilkankondisi produksi optimum pada sumur tersebut. Skenario terbaik adalah pada PSD6050 ft dan diameter tubing 3,5 inci, dengan target laju alir total sebesar 4724BFPD.
T There are several stages in producing a reservoir. The first stage is wherethe reservoir can produce naturally depending on its natural thrust. If the thrust isnot able to lift the fluid to the surface, one of the methods that can be used is anartificial lifting technique. There are several methods of artificial lifting techniquesthat can be used depending on the characteristics of the reservoir itself. ESP hasinstalled the CS well, where production at the well occurs through tubing andannulus. This research will optimize production by determining new target flowrates for tubing and annulus.The first stage is to evaluate the performance of the installed ESP pump sothat it can determine the efficiency of the pump. In order to be able to simulate theannulus production a suitable correlation must be used, therefore to choose thecorrelation a comparison between field data and calculation results will be made.After that a nodal analysis of the well is carried out. The final stage of this researchis to choose a new optimum flow rate target where production occurs from tubingand annulus.This research was carried out at CS well located in Bojonegoro, East Java.ESP has a volumetric efficiency of 95% in this well with a flow rate of 3084 BFPD.So that the pump is efficient with the current flow rate. The equation that will beused to simulate production in the annulus is the TUFFP Unified MechanisticModel. Several production scenarios were developed with different values of pumpsetting depth and tubing diameter so that scenarios can be selected that produceoptimum production conditions at the well. The best scenario is for a 6050 ft PSDand a tubing diameter of 3.5 inches, with a total target flow rate of 4724 BFPD