DETAIL KOLEKSI

Evaluasi dan optimasi penggunaan electrical submersible pump pada sumur BR-103 dan BR-168 pada lapangan RDTX


Oleh : Muhammad Bagir

Info Katalog

Nomor Panggil : 617/TP/2017

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2017

Pembimbing 1 : Sisworini

Pembimbing 2 : Widartono Utoyo

Subyek : Wells;Productivity formation;ESP design planning

Kata Kunci : reservoir declined, electric submersible pump, economic factor


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2017_TA_TM_07111209_Halaman-judul.pdf 1294.57
2. 2017_TA_TM_07111209_Bab-1.pdf 85.97
3. 2017_TA_TM_07111209_Bab-2.pdf 565.69
4. 2017_TA_TM_07111209_Bab-3.pdf 686.04
5. 2017_TA_TM_07111209_Bab-4.pdf 88.25
6. 2017_TA_TM_07111209_Bab-5.pdf 85.62
7. 2017_TA_TM_07111209_Daftar-pustaka.pdf 77.02
8. 2017_TA_TM_07111209_Lampiran.pdf 684.66

S Seiring dengan berjalannya waktu maka pada umumnya Tekanan Reservoirpada suatu sumur akan berkurang. Hal ini akan memicu terjadinya penurunanproduksi. Maka dari itu digunakan metode Artificial Lift untuk menaikkan produksisuatu sumur menggunakan tenaga tambahan dari luar sumur. Salah satu metodeArtificial Lift yang dibahas dalam Tugas Akhir ini adalah Electric SubmersiblePump (ESP).Dalam Tugas Akhir ini, penulis akan melakukan analisa produksi sumurmenggunakan kurva IPR, kemudian melakukan optimasi serta perhitunganperbandingan biaya keekonomian yaitu fluid lifting cost dan oil lifting cost padapompa ESP yang telah dipilih pada sumur BR-103 dan BR-168 di LapanganRDTX.Optimasi yang akan dilakukan pada Tugas Akhir kali ini adalah denganmengganti pompa ESP dengan juga memilih jumlah stages yang baru gunamenaikkan produksi pada sumur BR-103 dan BR-168.Setelah menghitung faktor keekonomian, maka penulis menyarankanpompa ESP yang terpasang di Sumur BR-103 dan BR-168 diganti dengan ESP IND230 115 stages yang mampu memproduksikan 227 bfpd fluida (68.1 bopd) dengan oillifting cost sebesar 1.37 US$/bbl dan ESP GN 5200 125 stages yang mampumemproduksikan 4250 bfpd fluida (42.5 bopd) dengan oil lifting cost sebesar 11.14US$/bbl.

B Because some reason, as time goes by, in every well the pressure in areservoir declined and it can caused oil production declined. To overcome thepressure in a reservoir it need artificial from the outside of the well with a methodknown as Artificial Lift. The Artificial Lift method that have been choosen and willdiscussed in this Final Assignment is Electric Submersible Pump ( ESP ) .In this Final Assignment, the author will analize the performance of the wellusing Inflow Performance Relationship, optimization and calculate the economicfactor by count lifting cost of the ESP for BR-103 and BR-168 well in RDTXField.Optimization that will be count in this Final Assignment is to replace theold type of ESP with the new one with new number of stages and also doing thecalculations comparison of lifting cost to the new Electric Submersible Pump forBR-103 and BR-168 well.After count the economic factor, the author suggested the well BR-103 and BR-168 replaced with ESP IND 230 115 stages than can produce 227 bfpd fluid (68.1bopd) with the oil lifting cost is 1.37 US$/bbl and ESP GN 5200 125 stages than canproduce 4250 bfpd fluid (42.5 bopd) with the oil lifting cost is 11.14 US$/bbl.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?