DETAIL KOLEKSI

Desain ulang electric submersible pump pada sumur FF-017 dan FF-135 di lapangan AFT


Oleh : Adliah Faisal Thalib

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyanto

Subyek : Productivity index;Inflow performance relationship

Kata Kunci : oil production, wells, total dynamic head


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112005_Halaman-judul.pdf 2370.77
2. 2016_TA_TM_07112005_Bab-1.pdf 647.19
3. 2016_TA_TM_07112005_Bab-2.pdf 828.39
4. 2016_TA_TM_07112005_Bab-3.pdf 1424.35
5. 2016_TA_TM_07112005_Bab-4.pdf 1512.55
6. 2016_TA_TM_07112005_Bab-5.pdf 744.06
7. 2016_TA_TM_07112005_Bab-6.pdf 715.69
8. 2016_TA_TM_07112005_Daftar-pustaka.pdf 740.37
9. 2016_TA_TM_07112005_Lampiran.pdf 2647.85

M Metode Artificial Lift sangat umum digunakan dalam membantu mempertahankan dan meningkatkan produksi minyak dari suatu sumur yangmenurun atau sudah tidak dapat diproduksikan secara natural flow. Dari berbagai macam metode Artificial Lift, diperlukan analisa untuk pemilihan metode yang tepat sesuai dengan kondisi sumur. Pada sumur FF-017 dan FF-135 yang terletak di Lapangan AFT telah terpasang metode Artificial Lift yaitu Electrical Sumersible Pump (ESP). Tugas Akhir ini membahas mengenai analisa kemampuan produksi sumur dan perencanaan ulang pompa pada sumur-sumur tersebut yang mengalami masalah. Berdasarkan hasil analisa, kedua sumur ini dengan pompa terpasang berproduksi dibawah batas minimum Recommeded Operating Range (ROR) yang dimiliki pompa tersebut namun sumur masih dapat ditingkatkan laju produksinya. Pada kondisi downthrust ini pompa bekerja tidak optimum maka perlu dilakukan perencanaan ulang. Perencanaan ulang yang dilakukan dengan mengganti tipe pompa serta memperhitungkan jumlah stages yang dibutuhkan berdasarkan Qtarget,dimana pemilihan tipe pompa dan jumlah stages yang dibutuhkan berdasarkanketersediaan yang ada di Lapangan AFT. Perencanaan ulang dilakukan denganmemperhitungkan Total Dynamic Head (TDH), jumlah stages yang dibutuhkan,serta kandungan jumlah gas bebas yang masuk ke dalam pompa pada setiap jumlah stages. Dari hasil perhitungan yang dilakukan tidak merubah posisi Pump Setting Depth (PSD). Pada Sumur FF-017, pompa ESP yang digunakan sebelumnya adalah tipe IND 1300 / 60 Hz / 128 stages terpasang di kedalaman 2600 ft tetap tidakdiganti namun hanya mengganti jumlah stages-nya saja dan dengan PSDdikedalaman yang sama menghasilkan laju alir sebesar 790.7 BFPD. Sedangkanuntuk Sumur FF-135 pompa ESP terpasang sebelumnya adalah tipe IND 450 / 60Hz / 133 stages terpasang di kedalaman 3350 ft, diganti dengan tipe IND 750 / 60Hz / 133 stages dengan PSD di kedalaman yang sama, menghasilkan laju alir 784.3BFPD. Lalu untuk rangkaian ESP lainnya seperti motor, protector, transformer,switchboard, serta jumlah cable bands yang digunakan berdasarkan ketersediaan dilapangan yaitu untuk Sumur FF-017 menggunakan motor dengan jenis 540 series /5,43” OD / 50 HP / 905 V / 34 A, dan pada Sumur FF-135 juga menggunakan motordengan jenis 540 series / 5,43” OD / 50 HP / 905 V / 34 A. Lalu untuk protector,transformer, dan switchboard, kedua sumur tersebut menggunakan jenis yangsama. Untuk protector digunakan jenis Protector 540 STD dengan Maximum Load pada 60 Hz sebesar 2410 lb dan Maximum Temperature sebesar 250 ̊F. Kemudian untuk transformer digunakan jenis Transformer Southwest Model – 100 KVA dan untuk switchboard digunakan jenis Switchboard Class MDFH Maximum 1500 V dan Maximum Full Loads Amps 160 KVA. Lalu untuk jumlah total cable bands sesuai dengan posisi PSD masing-masing pompa yaitu pada Sumur FF-017 sebanyak 178 cable bands dan pada Sumur FF-135 sebanyak 228 cable bands.

A Artificial lift is a common method used for maximizing oil production fromwells which no longer able to flow oil naturally. Electric Submersible Pump (ESP)has been used as an artificial lift in FF-017 and FF-135 wells field AFT.In this final assignment will concentrate on analyzing the maximum of theproduction rate and re-designing the pumping system from those trouble wells.Based on the analysis, this two wells with used ESP produce less than expectedoperating range, while there is possibility to increase the production rate. The result of the analysis also shows that the pump installed were not suitable for the wells, so the pumps will need to be replaced with more suitable ones. In choosing the pump, several things to be considered such as total dynamic head, number of stages, and also free gas contained. However, choices of pumps are limited by the type that are available onside. Based on previous calculation, the position of pump setting depth was correct and no need to be changed. In well FF-017, ESP type IND 1300 / 60 Hz / 128 stages were installed at 2600 ft did not be replaced buat only changed the stages into 220 stages with the same PSD and produce oil with the flow rate 821.7 BFPD. And for well FF-135, ESP type IND 450 / 60 Hz / 133 stages were installed at 3350 ft and replaced with ESP type IND 750 / 60 Hz / 133 stages also with the same PSDand produce oil with the flow rate 784.5 BFPD. And then for other ESP instruments such as motor, protector, transformer, switchboard and amount of cable bands used based on the availability on the field are a 540 series / 5,43” OD / 80 HP / 865 V / 60 A motor for FF-017 well, and also a 540 series / 5,43” OD / 50 HP / 905 V / 34 A motor for FF-135 well. For protector, transformer and switchboard, both wells use the same type for each equipment. Selected protector is Protector 540 STD with 2410 lbs Maximum Load in 60 Hz and 250 ̊ F Maximum Temperature. Selected transformer is Transformer Southwest Model – 100 KVA. Selected switchboard is Switchboard Class MDFH Maximum 1500 V and 160 KVA Maximum Full Loads Amps. As for total amount of cable bands, according to each PSD of the pumps, they are 178 cable bands for FF-017 well and 228 cable bands for FF-135 well.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?