DETAIL KOLEKSI

Analisis Perbandingan Optimasi Gas Lift Dan Instalasi Electric Submersible Pump Pada Sumur X-a & X-b Lapangan X


Oleh : Yananta Bona Perkasa

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Widartono Utoyo

Subyek : Gas lift;Electrical submersible pump

Kata Kunci : natural drive permanently, artificial lift method, X field, ESP pumps


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112225_Halaman-judul.pdf 2507.1
2. 2016_TA_TM_07112225_Bab-1.pdf 475.4
3. 2016_TA_TM_07112225_Bab-2.pdf 1217.17
4. 2016_TA_TM_07112225_Bab-3.pdf 1719.11
5. 2016_TA_TM_07112225_Bab-4.pdf 786.86
6. 2016_TA_TM_07112225_Bab-5.pdf 612.42
7. 2016_TA_TM_07112225_Daftar-pustaka.pdf 601.1
8. 2016_TA_TM_07112225_Lampiran.pdf 2016.92

P Pada dasarnya, sumur-sumur minyak bumi tidak akan selamanya berproduksi secara alamiah. Akan tiba masanya suatu sumur sudah tidak dapat berproduksi secara natural flow dikarenakan oleh adanya penurunan tekanan reservoir sehingga sumur tersebut sudah tidak mampu lagi mengangkat fluida ke permukaan. Oleh sebab itu, instalasi pengangkatan buatan atau artificial lift sangat dibutuhkan untuk menjaga sumur untuk tetap berproduksi. Dalam mendesain suatu metode teknik pengangkatan buatan, perlu memperhitungkan faktor teknis dan keekonomiannya. Oleh karena itu, penting untuk menganalisis desain teknik pengangkatan buatan. Dalam Tugas Akhir ini akan dilakukan perbandingan implementasi dua jenis teknik pengangkatan buatan untuk Lapangan X, yaitu gas lift dan juga electric submersible pump (ESP). Pada lapangan X, sumur-sumurnya berproduksi dengan bantuan gas lift, diantaranya adalah sumur X-A dan sumur X-B. Apabila mengacu pada kurva IPR dan kurva performa gas lift kedua sumur, produksi hariannya masih dapat dioptimasikan dengan cara meningkatkan laju alir injeksi gas liftnya. Setelah dioptimasi dan dianalisis keekonomisannya, produksi sumur X-A meningkat dan terbukti ekonomis karena menghasilkan net income yang cukup tinggi, sedangkan optimasi produksi sumur X-B tidak layak dikerjakan dikarenakan menghasilkan net income yang negatif atau akan merugikan perusahaan. Sebagai analisis pembanding, diimplementasikan juga pompa ESP pada kedua sumur. Pada sumur X-A dipasang pompa REDA DN2150 60 Hz, dan padasumur X-B dipasang pompa REDA D4300N 60 Hz. Hasilnya, produksi keduasumur meningkat dengan signifikan. Hal ini menunjukkan bahwa kedua sumurcocok untuk dipasang pompa ESP. Tetapi dalam pemilihan artificial lift bukan hanya laju produksi yang menjadi faktor penentu, melainkan faktor keekonomian yaitu lifting cost yang menjadi parameter kelayakan instalasi artificial lift. Sehingga, Tugas Akhir ini juga menghitung dan membandingkan lifting cost dan net present value (NPV) kedua artificial lift. Setelah perhitungan keekonomian dilakukan dengan mengasumsikan harga minyak sebesar 45 USD/bbl dan harga gas injeksi sebesar 1 USD/mscf, dapat ditarik kesimpulan bahwa lifting cost dengan menggunakan pompa ESP lebih murah jika dibandingkan dengan gas lift, dan ESP juga menghasilkan harga NPV terbesar sehingga pompa ESP-lah yang direkomendasikan untuk memproduksikansumur X-A dan X-B.

B Basically, crude oil wells would not be able to produce with their natural drive permanently. At some point they will stop producing naturally due to the drop of their reservoir pressure, resulting to their inability to lift production fluid to the surface. Therefore, artificial lift installation is necessary to keep the wells producing. When designing an artificial lift method, it is needed to calculate its technical and economic factors. Therefore, it is really important to analyze the design of the artificial lift. In this final assignment, there will be a comparative analysis between two different artificial lift implementation, which are gas lift and also electric submersible pump (ESP). In X field, the wells are produced with the support from gas lift installation, among them are X-A well and X-B well. According to their IPR and gas lift performance curves, their daily production could still be optimized by increasing the gas injection rate to the wells. After being optimized and analyzed, the production rate of X-A well is increased and economically proven, looking at the high net income it gained. On the other hand, gas lift optimization for X-B well is not worthy to be done due to the negative net income which would inflict a financial loss to the company. As a comparative analysis, ESP pumps are implemented to both wells. REDA DN2150 60 Hz pump is installed to X-A, and REDA D4300N pump is installed to X-B well. As a result, the production of both wells are increased significantly. This concludes that both wells are suitable to be installed with ESP. However, production rate is not the only defining factor in artificial lift selection. There is also economic factor which is lifting cost that defines the worthiness of the artificial lift installation. Therefore, this final assignment is also calculating and comparing the lifting cost and net present value (NPV) of both artificial lifts. After the calculation is done by assuming crude oil price is 45 USD/bbl and gas injection price is 1 USD/mscf, it could be concluded that ESP lifting cost is lower than gas lift, and the ESP NPV is higher, therefore ESP is more recommended to be installed to produce X-A well and X-B well.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?