DETAIL KOLEKSI

Analisis dan optimalisasi pipa jaringan permukaan pada lapangan EPU


Oleh : Erlambang Prima Utomo

Info Katalog

Nomor Panggil : 971/TP/2018

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2018

Pembimbing 1 : Djoko Sulistyanto

Pembimbing 2 : Kartika Fajarwati

Subyek : Pipeline

Kata Kunci : jaringan, PIPESIM, optimasi, ESP, choke


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2018_TA_TM_071001400051_Halaman-Judul.pdf 2900.93
2. 2018_TA_TM_071001400051_Bab-1.pdf 621.67
3. 2018_TA_TM_071001400051_Bab-2.pdf 1552.66
4. 2018_TA_TM_071001400051_Bab-3.pdf 1619.25
5. 2018_TA_TM_071001400051_Bab-4.pdf 1582.21
6. 2018_TA_TM_071001400051_Bab-5.pdf 604.59
7. 2018_TA_TM_071001400051_Daftar-Pustaka.pdf 692.41
8. 2018_TA_TM_071001400051_Lampiran.pdf 2562.27

L Lapangan EPU adalah lapangan onshore yang terletak di bagian tengah Cekungan Jawa Barat Utara, berada di antara Kota Karangampel dan Pamanukan, secara geografis berada di propinsi Jawa Barat Kabupaten Indramayu. Pada lapan-gan EPU terbagi menjadi 4 cluster.Adapun skema aliran produksi Lapangan EPU ini, dari sumur-sumur baik pada Cluster kesatu, kedua, ketiga, maupun yang keempat mengalir ke dalam pipe-line kemudian masuk ke header masing-masing cluster. Selanjutnya, aliran produksi dari manifold dialirkan menuju ke Separator separator tersebut berada pada Central Processing Area (CPA). Salah satu masalah yang ada pada lapangan adalah tidak dapat mengalirnya fluida secara optimal ketika diproduksikan, dengan adanya masalah tersebut maka dapat dibuat beberapa scenario untuk meningkatkan laju alir produksi dengan menggunakan simulator Pipesim. Hal pertama yang dil-akukan saat membuat simulasi adalah menggambarkan kondisi lapangan sebenarnya menggunakan data actual yang bertujuan untuk melihat masalah yang menyebabkan menurunnya laju alir produksi. bertujuan untuk melihat masalah yang menyebabkan menurunnya laju alir produksi. Setelah melakukan analisa matching data dengan data actual dari hasil simulasi memberikan sedikit perbedaan persentase data kurang dari 6%. Setelah data simulasi dianggap menggambarkan kondisi lapangan yang ada, simulasi dapat dilakukan Basecase sebelum optimasi dilakukan di lapangan. Skenario 1 mengoptimalkan ukuran choke pada 13 sumur, di mana ukuran choke didasarkan pada data 0,5 "hingga 0,8". Dengan ukuran choke yang dioptimalkan pada 13 sumur, terjadi peningkatan laju produksi cairan 460,7 BFPD. dan laju aliran minyak 442,8 BOPD. Skenario 2 memasang pompa (ESP) di EPU S 31 dan EPU B 14 sumur, memperoleh peningkatan laju aliran produksi cairan 426,47 BFPD dan laju aliran minyak 419,45 BOPD. Skenario 3 adalah pe-nutupan sumur yang memiliki nilai watercut 100%, yang merupakan peningkatan laju aliran produksi cair 147,5 BFPD, dan laju aliran produksi aliran minyak adalah 70,0 BOPD. Skenario 4 adalah untuk menjalankan semua skenario secara bersa-maan, memperoleh peningkatan laju alir produksi cairan 608,1 BFPD. Dan untuk meningkatkan laju aliran produksi minyak sebesar 569 BOPD. Dan skenario 5 yang terakhir adalah membuka ukuran choke sebesar 1” , dan laju produksi cair sebesar 478,3 BFPD, dan untuk laju produksi minyak sebesar 450,8 BOPD.

E EPU field is an on shore filed that is located in the middle region of North of West Java basin, located between Karangampel city and Pamanukan, geographical wise it is located in West Java Indramayu region. This field is divided into 4 clusters.As for production flow scheme of this EPU field, from wells on the first, second third or the fourth cluster are flowing into pipeline then goes to header of each cluster. Next, production flow from manifold is streamed to the separator lo-cated at CPA (Central Processing Area). One of the problem faced by this field is that fluid is not streamed optimally when it is produced, with the existence of this problem then scenarios are made in Pipesim simulating software. The first thing done is to make a simulation to describe the actual condition using actual data that aims to see the actual problem that causes the decreasing of production rate. After matching analysis with actual data is done, 6% difference is shown. From this point basecase is determined before field optimization is done.First scenario is optimizing choke size on 13 wells, where based on data choke size was 0.5” to 0.8”. As the scenario is done and increase in production flowrate of fluid by 460.8 BFPD and oil by 442.8 BOPD is shown. Second scenario is done by installing ESP pump in EPU 31 and EPU B 14 well and increase in production flowrate of fluid by 426.47 BFPD and oil by 419.45 BOPD is shown. The third scenario is done by the closure of wells that has 100% of water cut and increase in production flowrate of fluid by 147.5 BFPD and oil by 70 BOPD is shown. The fourth is doing all the scenarios above in the same time and increase in production flowrate of fluid by 608.1 BFPD and oil by 569 BOPD is shown. The fifth and last scenario is open choke size 1” and increase in production flowrate of fluid by 478.3 BFPD and oil by 450.8 BOPD is shown

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?