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 : Teknik Produksi

Kata Kunci : Teknik Produksi


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_071.11.119_HALAMAN-DEPAN.pdf 841.98
2. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-I.pdf 85.92
3. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-II.pdf 556.42
4. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-III.pdf 705.03
5. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-IV.pdf 88.4
6. 2016_TA_TM_071.11.119_BAB-V.pdf 86.54
7. 2016_TA_TM_071.11.119_DAFTAR-SIMBOL.pdf 88.11
8. 2016_TA_TM_071.11.119_LAMPIRAN.pdf 911.47
9. PAPER-SKRIPSI.pdf 287.81

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

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

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?