DETAIL KOLEKSI

Optimasi model produksi terintegrasi pada lapangan MBR


Oleh : Rizky Rezha Fauzi

Info Katalog

Nomor Panggil : 1223/TP/2020

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2020

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyanto

Pembimbing 2 : Ghanima Y.

Subyek : Oil well drilling

Kata Kunci : network, modeling, ESP, PIPESIM 2017, evaluation, optimization.

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2020_TA_STP_071001500130_Halaman-Judul.pdf
2. 2020_TA_STP_071001500130_Pengesahan.pdf
3. 2020_TA_STP_071001500130_Bab-1_Pendahuluan.pdf
4. 2020_TA_STP_071001500130_Bab-2_Tinjauan-literatur.pdf
5. 2020_TA_STP_071001500130_Bab-3_Kerangka-konsep.pdf
6. 2020_TA_STP_071001500130_Bab-4-_Metode.pdf
7. 2020_TA_STP_071001500130_Bab-5_Kesimpulan.pdf
8. 2020_TA_STP_071001500130_Daftar-Pustaka.pdf
9. 2020_TA_STP_071001500130_Lampiran.pdf

L Lapangan MBR merupakan sebuah lapangan di darat di Kalimantan Timur.Pada lapangan ini terdapat lima gugus produksi dengan 2 stasiun pengumpulutama dan 1 stasiun pengumpul tambahan. Dengan kondisi yang sekarang, adabeberapa batasan masalah yaitu beban motor maksimum dari ESP, frekuensimaksimum dari ESP, dan kapasitas maksimum dari mesin penginjeksi air.Pertama, dilakukan permodelan terhadap model produksi terintegrasi denganPIPESIM 2017 dengan deviasi kurang dari 10 percent untuk mencapai kondisimatching terhadap beberapa parameter seperti tekanan kepala sumur, tekanan alirdasar sumur, tekanan hulu, tekanan hilir, laju alir likuida, laju alir air, laju airminyak, dan laju alir gas. Setelah itu dilakukan evaluasi terhadap kondisi chokeyang tidak cocok, korelasi aliran, bentuk aliran, kapasitas jaringan, dan jugapemenuhan batasan masalah dari kapasitas maksimum mesin penginjeksi air.Setelah itu didapatkan hasil sebagai berikut; Skenario 1 dengan hasil kenaikanproduksi minyak sebesar 74 BOPD dan kenaikan produksi gas sebesar 0.063MMSCFD memenuhi batasan masalah terkait ESP, Skenario 2 dengan hasilkenaikan produksi minyak sebesar 284 BOPD dan kenaikan produksi gas sebesar0.777 MMSCFD memenuhi batasan masalah terkait ESP, Skenario 3 dengan hasilkenaikan produksi minyak sebesar 340 BOPD dan kenaikan produksi gas sebesar0.829 MMSCFD memenuhi batasan masalah terkait ESP, Skenario 4 dengan hasilkenaikan produksi minyak sebesar 162 BOPD dan kenaikan produksi gas sebesar0.608 MMSCFD memenuhi batasan semua batasan masalah namun denganproduksi air hampir melebihi kapasitas maksimum dari mesin penginjeksi air, danSkenario 5 dengan hasil kenaikan produksi minyak sebesar 90 BOPD dankenaikan produksi gas sebesar 0.547 MMSCFD memenuhi batasan semua batasanmasalah dengan produksi air hampir lebih sedikit dari kapasitas maksimum mesinpenginjeksi air maka dianggap sebagai scenario lebih aman jika dilihat dariproduksi air dibandingkan Skenario 4. Analisis dilakukan lagi terhadap masingmasingseknario berdasarkan perubahan tekanan dan laju alir, dan juga adanyatekanan balik pada sumur-sumur yang tidak dioptimasi.

M MBR Field is an onshore field located at East Kalimantan. In this field,there are five clusters with 2 main stations and 1 supporting station. With thecurrent pipe flow conditions, this field has several constraints which are ESPmaximum motor loads, ESP maximum frequencies, and current maximum waterinjection plant capacity. First, modeling in PIPESIM 2017 is done with deviationof less than 10 percent to reach matching condition in several parameters such aswellhead pressure, bottom hole well-flowing pressure, upstream pressure,downstream pressure, liquid flowrate, water flowrate, oil flowrate, and gasflowrate. Afterward, analysis is done by evaluating unmatching choke conditions,flow correlations, flow patterns, network capacity, and the fulfillment of waterinjection plant capacity constraint of the base case scenario. Finally, severalscenarios are created to predict optimized conditions, which resulted as thefollowing; 1st scenario with oil gain of 74 BOPD and gas gain of 0.063 MMSCFDfulfilling constraints related to ESP, 2nd scenario with oil gain of 284 BOPD andgas gain of 0.777 MMSCFD fulfilling constraints related to ESP, 3rd scenario withoil gain of 340 BOPD and gas gain of 0.829 MMSCFD fulfilling constraintsrelated to ESP, 4th scenario with oil gain of 162 BOPD and gas gain of 0.608MMSCFD fulfilling all system constraints but with water production almostexceeding the water injection plant capacity constraint, and finally 5th scenariowith oil gain of 90 BOPD and gas gain of 0.547 MMSCFD fulfilling all systemconstraints with water production less than water injection plant capacityconstraint thus making it as safer scenario water production wise than the fourthscenario. Analysis is done again by evaluating these scenarios based on pressureand flowrates alterations and the existence of backpressure in unoptimized wells.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?