DETAIL KOLEKSI


Perbandingan Penerapan Metode Gas Lift Dan Electrical Submersible Pump Pada Sumur A Dan Sumur B Di Lapangan X Ditinjau Dari Besaran Lifting Cost


Oleh : Cynthia Tehuayo

Info Katalog

Nomor Panggil : 637/TP/2017

Subyek : Wells;Gas Lift

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2017

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyo

Pembimbing 2 : Widartono Utoyo

Kata Kunci : offshor, gas lift, low lifting cost.


File Repositori
No. Nama File Ukuran Status
1. 2017_TA_TM_071001300052_Halaman-judul.pdf 1477.25 (KB)
2. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-1.pdf 0 (KB)
3. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-2.pdf 0 (KB)
4. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-3.pdf 0 (KB)
5. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-4.pdf 0 (KB)
6. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-5.pdf 0 (KB)
7. 2017_TA_TM_071001300052_Bab-6.pdf 0 (KB)
8. 2017_TA_TM_071001300052_Daftar-pustaka.pdf 54.88 (KB)
9. 2017_TA_TM_071001300052_Lampiran.pdf 0 (KB)

L Lapangan X adalah lapangan minyak offshore yang beberapa sumurnyasedang berproduksi dengan menggunakan bantuan metode artificial lift yaitucontinuous gas lift. Seiring berjalannya waktu, performa gas lift akan mengalamipenurunan. Oleh karena itu pada penulisan tugas akhir ini metode continuous gaslift Sumur A dan Sumur B di Lapangan X akan dievaluasi apakah masih optimumatau tidak. Kemudian dilakukan optimasi untuk metode continuous gas lift keduasumur dengan cara meningkatkan laju injeksi gas dan memperdalam titikinjeksinya. Sebagai bahan pertimbangan, dilakukan desain Electrical SubmersiblePump (ESP) untuk kedua sumur dengan tiga variasi stages.Sumur A ditingkatkan laju injeksi gasnya dari 0.83 MMScfd menjadi 1.5MMscfd. Sedangkan laju injeksi gas Sumur B sudah maksimum yaitu 1.78MMscfd. Pendalaman titik injeksi gas lift Sumur A dilakukan dari kedalaman4483 ft menjadi 6408.37 ft dengan laju injeksi gas sebesar 1 MMscfd. Sedangkantitik injeksi Sumur B diperdalam dari kedalaman 4144.2 ft menjadi 5661.86 ftdengan laju injeksi gas 0.5 MMscfd. Untuk Sumur A, dilakukan desain ESPdengan 260 stages, 295 stages dan 309 stages. Sedangkan untuk Sumur B,dilakukan desain ESP dengan variasi 101 stages, 123 stages dan 149 stages.Pemilihan metode yang optimum dipertimbangkan dari lifting cost tiap metode.Sehingga metode pengangkatan buatan yang dianggap paling optimum untukSumur A adalah dengan memperdalam titik injeksi gas lift. Sedangkan untukSumur B adalah dengan menggunakan ESP 149 stages.

X X Field is an offshore oil field where artificial lift, spesifically continuousgas lift method is used to produce the oil. The performance of gas lift willdecrease due to the longer age of utilization. In this project, continuous gas liftmethod in A and B Well will be evaluated. Then, the continuous gas lift in bothwells will be optimized by increasing the gas injection rate and determining adeeper injection point. The new gas lift design will then be compared to ElectricalSubmersible Pump (ESP) with three variation of stages.A Well’s gas injection rate was increased from 0.83 to 1.5 Mscfd, whilethe gas injection rate of B Well is already optimum by 1.78 MMscfd. Theinjection point for A Well was deepened from 4483 ft to 6408.37 ft by injecting 1MMscfd gas. For B Well, the injection point was deepened from 4144.2 ft to5661.86 ft by injecting 0.5 MMscfd gas. The ESP design for A Well was donewith 260 stages, 295 stages and 309 stages, while the design for B Well was donewith 101 stages, 123 stages and 149 stages. The selected method possesed mostoptimum production according to it’s low lifting cost. The optimum artificialmethod for A Well was by deepening the injection point. As, for B Well, setting149 stages ESP was predicted to be the best solution.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?