Analisis perbandingan produksi minyak setelah optimasi dengan pompa electric submersible pump

DETAIL KOLEKSI

Analisis perbandingan produksi minyak setelah optimasi dengan pompa electric submersible pump

Oleh : Ahmad Riza Surya Pandana

Info Katalog

Nomor Panggil : 1305/TP/2020

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2020

Pembimbing 1 : Samso

Pembimbing 2 : Ghanima Yasmaniar

Subyek : Submersible pumps;Electric oil well pumping

Kata Kunci : esp, flow rate, optimization.

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2020_TA_STP_071001600108_Halaman-Judul.pdf
2.	2020_TA_STP_071001600108_Pengesaahan.pdf
3.	2020_TA_STP_071001600108_BAB-1_Pendahuluan.pdf
4.	2020_TA_STP_071001600108_BAB-2_Tinjauan-Umum.pdf
5.	2020_TA_STP_071001600108_BAB-3_Metodologi-Penelitian.pdf	3
6.	2020_TA_STP_071001600108_BAB-4_Hasil-dan-Pembahasan.pdf	9
7.	2020_TA_STP_071001600108_BAB-5_Kesimpulan.pdf	1
8.	2020_TA_STP_071001600108_Daftar-Pustaka.pdf
9.	2020_TA_STP_071001600108_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

L Lima sumur yang menjadi objek dalam peneltian ini yaitu sumur PND-A, PND-D,PND-C, PND-D, dan PND-E, yang masing-masing berada pada lapangan yangberbeda yaitu Lapangan A, B, C, D, dan E. Optimasi pada sumur PND-A berhasilmenaikkan laju produksi dari 618,999 BFPD mengalami peningkatan menjadi1670, 1707 BFPD dengan catatan apabila inign melakukan optimasi pada sumursumur di sekitar PND-A yang berada pada lapisan yang sama harus menggunakangas separator pada pump intake pompa. Optimasi pada sumur PND-B denganmengganti jenis pompa berhasil menaikan laju alir dari 1018,09 BFPD menjadi1535,5 BFPD. Hasil skenario optimasi pada sumur PND-C tersebut, didapatkanberhasil menaikkan laju produksi yang dapat dilihat dari kenaikan laju alir aktualyang sebesar 1143,5 BFPD menjadi 1937.49 BFPD. Berdasarkan skenario optimasiyang telah dilakukan pada sumur PND yaitu dengan menempatkan Pump SettingDepth (PSD) 100 ft di atas perforasi dan ketinggian Fluid Over Pump (FOP) 500 ft,menaikkan produksi Sumur PND-D sebesar 717 BFPD, dengan menggantikan ESPpada kedalaman 2860 ft IND750/152 stage/ 50HP menjadi ESP tipe IND1300/164stage/60 HP pada kedalaman 2988 ft.Terdapat dua skenario optimasi yang akandilakukan pada sumur PND-E, yang pertama yaitu dengan memasangkan VSDtanpa merubah stage pompa dan skenario berikutnya adalah desain ulang denganmengubah jumlah stage pompa, setelah kedua skenario tersebut dijalankan adalahberhasil menambah laju alir menajadi 407 BLPD. Berdasarkan nilai BHT dariseluruh sumur yang berada dibawah suhu 350 Â°F, maka dari itu pemilihan metodeoptimasi menggunakan ESP sudah sesuai, dan pada sumur yang memiliki BHTdiatas 250 Â°F diharuskan menggunakan peralatan yang memiliki ketahanan lebihtinggi. Dari grafik Perbandingan Pwf VS Q Seluruh Sumur, sumur PND-E memilikiPwf paliing besar yaitu 850 psia akan tetapi memiliki laju alir terkecil yaitu 407BFPD.Berdasarkan hasil analisis peneliti, salah satu faktor penyebab kecilnya lajualir pada sumur PND-E disebabkan karena PSD (pump setting depth) pada sumurPND-E berada pada batuan jenis karbonat Wakckstone yang memiliki permeabilitasdan porositas yang buruk

T The five wells that are the object of this research are PND-A, PND-D, PND-C,PND-D, and PND-E wells, each of which is in a different field, namely Field A, B,C, D, and E. Optimization at PND-A wells succeeded in increasing the productionrate from 618,999 BFPD, experiencing an increase to 1670, 1707 BFPD providedthat if you want to optimize the wells around PND-A which are in the same layer,you must use a gas separator in the pump. pump intake. Optimization of the PNDB well by changing the type of pump succeeded in increasing the flow rate from1018.09 BFPD to 1535.5 BFPD. The results of the optimization scenario on thePND-C well, were found to have succeeded in increasing the production rate whichcan be seen from the increase in the actual flow rate of 1143.5 BFPD to 1937.49BFPD. Based on the optimization scenario that has been carried out on PND wells,namely by placing the Pump Setting Depth (PSD) 100 ft above the perforation andthe Fluid Over Pump (FOP) height of 500 ft, increasing PND-D well production by717 bfpd, by replacing ESP at a depth of 2860 ft IND750 / 152 stage / 50HP to ESPtype IND1300 / 164 stage / 60 HP at a depth of 2988 ft. There are two optimizationscenarios that will be carried out on PND-E wells, the first is to install VSD withoutchanging the pump stage and the next scenario is design reset by changing thenumber of pump stages, after the two scenarios are executed it is successful toincrease the flow rate to 407 BLPD. Based on the BHT value of all wells that arebelow 350 Â° F, therefore the selection of an optimization method using ESP isappropriate, and wells that have a BHT above 250 Â° F are required to use equipmentthat has higher resistance. From the Pwf VS Q comparison chart of all wells, thePND-E well has a large Pwf of 850 psia but has the smallest flow rate of 407 BFPD.Based on the results of the researcher's analysis, one of the factors causing the smallflow rate in PND-E wells is due to PSD (pump setting depth) in the PND-E well isin Wakckstone carbonate rock which has poor permeability and porosity.Keyword:Esp, flow rate, optimization