DETAIL KOLEKSI

Optimasi Alokasi Laju Gas Injeksi Untuk Sumur-sumur Gas Lift Di Lapangan P


Oleh : Orlando Azarya Putra Tjokrowirjo

Info Katalog

Nomor Panggil : 1156/TP/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Mulia Ginting

Pembimbing 2 : Puriwijayanti

Subyek : Well drilling - Gas

Kata Kunci : artificial lift, gas lift, gas lift perfomance curve, nodal analysis, gas injection rate


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_TM_071001500108_Halaman-Judul.pdf 7293.55
2. 2019_TA_TM_071001500108_Bab-1.pdf 2344.35
3. 2019_TA_TM_071001500108_Bab-2.pdf 9460.85
4. 2019_TA_TM_071001500108_Bab-3.pdf 2628.68
5. 2019_TA_TM_071001500108_Bab-4.pdf 8508.48
6. 2019_TA_TM_071001500108_Bab-5.pdf 1792.35
7. 2019_TA_TM_071001500108_Daftar-Pustaka.pdf 2029.6
8. 2019_TA_TM_071001500108_Lampiran.pdf 6913.86

S Seiring dengan berjalannya waktu produksi suatu sumur, laju alir produksi akan mengalami penurunan. Salah satu penyebabnya adalah penurunan tekanan reservoir sumur tersebut. Dengan turunnya tekanan reservoir maka tenaga dorong alamiah dari reservoir tersebut juga akan mengalami penurunan. Pada 10 sumur kajian, tenaga dorong alamiah dari reservoirnya sudah tidak mampu mengangkat fluida ke permukaan. Maka pada Lapangan P, digunakanlah gas lift untuk memproduksi fluida dari reservoir lapangan tersebut. Penelitian ini mengevaluasi jumlah penggunaan dan juga mengoptimasi laju gas injeksi saat ini pada gas lift yang digunakan pada sumur-sumur lapangan P dengan menggunakan Metode Equal Slope. Kurva tersebut diperoleh dari analisa nodal yang menganalisa sistem produksi dari aliran reservoir sampai kepala sumur dengan titik nodal di Mid Perforation Zone. Berdasarkan hasil evaluasi penggunaan gas injeksi saat ini, laju alir gas injeksi yang digunakan sebesar 13,95 MMSCFD yang menghasilkan laju alir produksi fluida total sebesar 11405 BLPD dan laju alir produksi minyak sebesar 1945 BOPD. Pemakaian gas injeksi tersebut masih dibawah kapasitas gas injeksi yang tersedia yaitu sebesar 19 MMSCFD dan alokasi gas injeksinya tidak sesuai dengan performa gas lift saat itu. Berdasarkan laju injeksi optimum setiap sumur yang sudah dihitung dengan menggunakan bantuan Ms. Excel, peneliti membuat beberapa skenario optimasi alokasi gas injeksi untuk diterapkan pada Lapangan P. Dan pada akhirnya skenario optimasi alokasi yang dipilih adalah skenario “B” dengan penggunaan laju gas injeksi sebesar 19 MMSCFD yang dialokasikan ke 8 sumur aktif dan 1 sumur shut-in yang nantinya akan diaktifkan kembali. Rencana optimasi tersebut menghasilkan laju alir produksi total fluida sebesar 12402 BLPD dan laju alir produksi minyak sebesar 2156 BOPD dengan peningkatan sebesar 212 BOPD dari nilai produksi saat ini. Evaluasi yang dilakukan menghasilkan bahwa laju gas injeksi pada sumur-sumur di Lapangan P saat ini dibawah titik injeksi optimumnya, hal tersebut yang menyebabkan laju produksi tidak optimum. Lalu produksi Lapangan P dapat ditingkatkan dengan menerapkan rencana distribusi yang sudah ditentukan untuk mengoptimasi jumlah produksi minyak.

O Over time, production in wells, the production flow rate will increase. One reason for the decline in the flow rate of production is the decrease in reservoir well pressure. With the decrease in reservoir pressure the natural thrust of the reservoir will also decrease. In 10 field studies in this study, the natural driving force of the reservoir was not able to lift fluid to the surface. So on the P Field, the method of gas lift which is of the type artificial lift is used to produce fluid from the reservoir. This study measures the amount of use and also optimizes the speed of gas injection currently in the gas lift used in P Field wells using the Equal Slope Method. This curve is obtained from nodal analysis that analyzes the production system from the flow of the reservoir to the wellhead with a nodal point in the Mid Perforation Zone. Based on the results of the evaluation of the use of current gas injection, the rate of gas injection used is 13.95 MMSCFD which results in a total fluid production flow rate of 11405 BLPD and an oil production flow rate of 1945 BOPD. The amount of gas injection needed is more than the available gas injection which is equal to 19 MMSCFD and injection gas injection in each well that is not at the point that produces the optimal rate of production. Based on the optimal injection rate point each well has been calculated using Ms. Excel, the researcher made several gas injection plan options to be applied to the P Field and in the end the distribution plan option chosen with the option "B" which could result in renewal of total fluid production of 12402 BLPD and oil production flow rate of 2156 BOPD with increase amounting to 212 BOPD from the current production value. Evaluations carried out resulted in gas injection at wells in the P Field beyond or based on the optimum injection point, which caused the production rate to be small. Then the production of the P Field can be increased with the option of a predetermined distribution plan to optimize the amount of oil production.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?