Bermacam – macam jenis peralatan pengangkatan buatan, namun dalam bab ini akan dijelaskan lima je... more Bermacam – macam jenis peralatan pengangkatan buatan, namun dalam bab ini akan dijelaskan lima jenis artificial lift yang banyak digunakan di lapangan minyak yaitu: gas lift, sucker rod pump, electric submersible pump, progressive cavity pump, dan jet pump. Desain artificial lift untuk sebuah sumur, direkomendasikan bahwa pada awalnya sumur dianggap sebagai sumur natural flow, oleh karena itu harus disiapkan sistem produksi untuk melihat sumur tersebut dapat mengalir dan pada laju alir berapa. Tujuan dari artificial lift adalah untuk menetapkan tubing intake pressure sehingga reservoir merespon dan memproduksi laju alir yang diharapkan. Desain dan analisa dari berbagai artificial lift dapat dibagi menjadi dua bagian, yang pertama adalah komponen reservoir (inflow performance relationship) yang menggambarkan kemampuan sumur untuk memproduksikan fluida. Komponen yang kedua menggambarkan seluruh pipa dan sistem artificial lift. Tubing intake pressure lalu dapat ditentukan untuk laju alir yang berubah-ubah dan ketika kurva intake ini terletak pada plot yang sama dengan kurva IPR, laju alir untuk metode pengangkatan dapat ditentukan. Gambar 3.1. menunjukkan contoh laju alir untuk masing-masing metode artificial lift yang berbeda. Sedangkan Gambar 3.2. menunjukkan laju alir sumur alami dengan kondisi sumur berproduksi, karena tubing intake pressure memotong kurva IPR. Gambar 3.3. menunjukkan sumur mati karena tubing intake pressure tidak memotong kurva IPR. Sumur ini harus dipasang artificial lift untuk mengubah tubing intake curve sehingga memotong kurva IPR. Untuk sumur yang masih mampu mengalir secara alami, tidak berarti artificial lift tidak dipertimbangkan untuk dipasang. Banyak sumur mampu memproduksi laju alir yang lebih tinggi ketika dipasang artificial lift, dan hal ini hampir sering dilakukan untuk mempercepat produksi atau ketika terjadi situasi yang kompetitif.
Sumur yang diproduksikan untuk pertama kali, memiliki kemampuan untuk mengalirkan fluida dari res... more Sumur yang diproduksikan untuk pertama kali, memiliki kemampuan untuk mengalirkan fluida dari reservoir menuju ke permukaan dengan bantuan tenaga pendorong yang berasal dari reservoir. Namun seiring lamanya waktu produksi, tekanan dari tenaga pendorong ini berkurang dan pada suatu saat tidak mampu mengalirkan fluida hidrokarbon ke permukaan sehingga diperlukan suatu metode pengangkatan buatan. Dalam tahap produksi, menurunnya laju produksi karena penurunan tekanan alir dasar sumur dari suatu sumur produksi merupakan suatu keadaan yang tidak dapat dihindarkan sehingga untuk memperoleh jumlah minyak semaksimal mungkin, sumur harus tetap dijaga agar tetap berproduksi dengan laju produksi yang optimum. Oleh karena itu apabila pada suatu sumur terjadi penurunan laju produksi, maka perlu adanya metode produksi buatan dengan kata lain perlu adanya pengangkatan buatan (artificial lift) untuk mengangkat fluida dari reservoir kepermukaan. Artificial lift buatan yang dibahas adalah sucker rod pump (SRP), electrical submersible pump (ESP), jet pump, gas lift dan Progressive Cavity Pump (PCP). Metode produksi artificial lift juga terdapat faktor-faktor yang mempengaruhi dalam penentuan metode yang digunakan agar metode produksi yang kita pakai mencapai kemampuan optimal, diantaranya : kondisi reservoir (GOR, produktifitas sumur, water cut, Pwf dan mekanisme pendorong reservoirnya), kondisi fluida (viskositas, kandungan pasir), kondisi lubang sumur (temperatur, kedalaman sumur, kemiringan lubang sumur), penyediaan sumber tenaga, masalah produksi, faktor ekonomi, lokasi produksi di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore), kelebihan dan kekurangan masing-masing metode artificial lift.
ABSTRAK Sumur yang terus berproduksi akan mengalami penurunan tekanan reservoir dan akibatnya pro... more ABSTRAK Sumur yang terus berproduksi akan mengalami penurunan tekanan reservoir dan akibatnya produktifitas sumur menurun, maka perlu ditambah tekanan agar fluida dapat mengalir ke permukaan, yaitu melalui metode pengangkatan buatan (artificial lift). Dalam perencanaannya dapat dilakukan dengan analisis kualitatif dan analisis kuantitatif (perhitungan) berupa besarnya laju produksi sumur. Berdasarkan data PT.Pertamina, penurunan produksi yang terjadi pada sumur sembur alam L5A-X struktur Niru hanya mencapai 41,67 BOPD. Oleh sebab itu dibutuhkan metode pengangkatan buatan agar sumur dapat berproduksi secara optimal. Metode artificial lift yang dipilih adalah menggunakan sucker rod pump. Pemilihan alat ini dilakukan berdasarkan laju produksi sumur yaitu, melalui analisis kurva inflow performance relationship (IPR). Dari hasil análisis kurva IPR sumur L5A-X struktur Niru masih produktif untuk menghasilkan fluida yaitu sebesar 594,12 BFPD. Untuk merencanakan setiap komponen-komponen pompa maka dilakukan perhitungan secara teoritis. Hasil perhitungan optimasi pompa untuk sumur L5A-X jenis pompa yang digunakan adalah tipe pompa Tubing Heavy Wall Barrel (TH). Parameter pemilihan pompa, yaitu diameter plunger sebesar 2 ¼ in dan diameter tubing 2 7/8 in. Dengan merencanakan kecepatan pemompaan 7 SPM, panjang langkah pemompaan 144 inch dan kombinasi ukuran rod yang akan dipakai, yaitu ¾ in, 7/8 in, 1in maka, diperoleh laju produksi sebesar 578,62 BFPD. Dapat disimpulkan metode yang efektif untuk sumur produksi L5A-X adalah metode artificial lift dengan menggunakan sucker rod pump. Kata Kunci : laju produksi, artificial.lift, sucker rod.pump ABSTRACK Wells in production will decline as a result of reservoir pressure and well productivity decline, then it should be added that the pressure of the fluid can flow to the surface, through artificial lift method (artificial lift). In planning can be done with qualitative analysis and quantitative analysis (calculation) in the form of the magnitude of the rate of production wells. The decline in production that occurs in natural flow L5A-X sprayed Niru structure only reached 41.67 BOPD. Therefore required artificial lift methods that wells can produce optimally. Artificial lift method is selected using the sucker rod pump. This tool selection is done based on the rate of production wells, namely, through the analysis of inflow performance curve relationship (IPR). From the results of the IPR curve analysis well L5A-X structure Niru still productive to produce fluid that is equal to 594.12 BFPD. To plan for each component pump then be calculated theoretically. The results of the optimization calculation pumps for wells L5A-X type of pump used is the type of pump Tubing Heavy Wall Barrel (TH). Pump selection parameters, ie the diameter of the plunger by 2 ¼ in tubing diameter and 2 7/8 in. By plotting the pumping speed of 7 SPM, pumping 144-inch stride length and size combinations rod that will be used, ie ¾ ", 7/8", 1 "then, obtained production rate of 578.62 BFPD. It can be concluded that an effective method for the production wells L5A-X is a method of artificial lift using a sucker rod pump.
Bermacam – macam jenis peralatan pengangkatan buatan, namun dalam bab ini akan dijelaskan lima je... more Bermacam – macam jenis peralatan pengangkatan buatan, namun dalam bab ini akan dijelaskan lima jenis artificial lift yang banyak digunakan di lapangan minyak yaitu: gas lift, sucker rod pump, electric submersible pump, progressive cavity pump, dan jet pump. Desain artificial lift untuk sebuah sumur, direkomendasikan bahwa pada awalnya sumur dianggap sebagai sumur natural flow, oleh karena itu harus disiapkan sistem produksi untuk melihat sumur tersebut dapat mengalir dan pada laju alir berapa. Tujuan dari artificial lift adalah untuk menetapkan tubing intake pressure sehingga reservoir merespon dan memproduksi laju alir yang diharapkan. Desain dan analisa dari berbagai artificial lift dapat dibagi menjadi dua bagian, yang pertama adalah komponen reservoir (inflow performance relationship) yang menggambarkan kemampuan sumur untuk memproduksikan fluida. Komponen yang kedua menggambarkan seluruh pipa dan sistem artificial lift. Tubing intake pressure lalu dapat ditentukan untuk laju alir yang berubah-ubah dan ketika kurva intake ini terletak pada plot yang sama dengan kurva IPR, laju alir untuk metode pengangkatan dapat ditentukan. Gambar 3.1. menunjukkan contoh laju alir untuk masing-masing metode artificial lift yang berbeda. Sedangkan Gambar 3.2. menunjukkan laju alir sumur alami dengan kondisi sumur berproduksi, karena tubing intake pressure memotong kurva IPR. Gambar 3.3. menunjukkan sumur mati karena tubing intake pressure tidak memotong kurva IPR. Sumur ini harus dipasang artificial lift untuk mengubah tubing intake curve sehingga memotong kurva IPR. Untuk sumur yang masih mampu mengalir secara alami, tidak berarti artificial lift tidak dipertimbangkan untuk dipasang. Banyak sumur mampu memproduksi laju alir yang lebih tinggi ketika dipasang artificial lift, dan hal ini hampir sering dilakukan untuk mempercepat produksi atau ketika terjadi situasi yang kompetitif.
Sumur yang diproduksikan untuk pertama kali, memiliki kemampuan untuk mengalirkan fluida dari res... more Sumur yang diproduksikan untuk pertama kali, memiliki kemampuan untuk mengalirkan fluida dari reservoir menuju ke permukaan dengan bantuan tenaga pendorong yang berasal dari reservoir. Namun seiring lamanya waktu produksi, tekanan dari tenaga pendorong ini berkurang dan pada suatu saat tidak mampu mengalirkan fluida hidrokarbon ke permukaan sehingga diperlukan suatu metode pengangkatan buatan. Dalam tahap produksi, menurunnya laju produksi karena penurunan tekanan alir dasar sumur dari suatu sumur produksi merupakan suatu keadaan yang tidak dapat dihindarkan sehingga untuk memperoleh jumlah minyak semaksimal mungkin, sumur harus tetap dijaga agar tetap berproduksi dengan laju produksi yang optimum. Oleh karena itu apabila pada suatu sumur terjadi penurunan laju produksi, maka perlu adanya metode produksi buatan dengan kata lain perlu adanya pengangkatan buatan (artificial lift) untuk mengangkat fluida dari reservoir kepermukaan. Artificial lift buatan yang dibahas adalah sucker rod pump (SRP), electrical submersible pump (ESP), jet pump, gas lift dan Progressive Cavity Pump (PCP). Metode produksi artificial lift juga terdapat faktor-faktor yang mempengaruhi dalam penentuan metode yang digunakan agar metode produksi yang kita pakai mencapai kemampuan optimal, diantaranya : kondisi reservoir (GOR, produktifitas sumur, water cut, Pwf dan mekanisme pendorong reservoirnya), kondisi fluida (viskositas, kandungan pasir), kondisi lubang sumur (temperatur, kedalaman sumur, kemiringan lubang sumur), penyediaan sumber tenaga, masalah produksi, faktor ekonomi, lokasi produksi di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore), kelebihan dan kekurangan masing-masing metode artificial lift.
ABSTRAK Sumur yang terus berproduksi akan mengalami penurunan tekanan reservoir dan akibatnya pro... more ABSTRAK Sumur yang terus berproduksi akan mengalami penurunan tekanan reservoir dan akibatnya produktifitas sumur menurun, maka perlu ditambah tekanan agar fluida dapat mengalir ke permukaan, yaitu melalui metode pengangkatan buatan (artificial lift). Dalam perencanaannya dapat dilakukan dengan analisis kualitatif dan analisis kuantitatif (perhitungan) berupa besarnya laju produksi sumur. Berdasarkan data PT.Pertamina, penurunan produksi yang terjadi pada sumur sembur alam L5A-X struktur Niru hanya mencapai 41,67 BOPD. Oleh sebab itu dibutuhkan metode pengangkatan buatan agar sumur dapat berproduksi secara optimal. Metode artificial lift yang dipilih adalah menggunakan sucker rod pump. Pemilihan alat ini dilakukan berdasarkan laju produksi sumur yaitu, melalui analisis kurva inflow performance relationship (IPR). Dari hasil análisis kurva IPR sumur L5A-X struktur Niru masih produktif untuk menghasilkan fluida yaitu sebesar 594,12 BFPD. Untuk merencanakan setiap komponen-komponen pompa maka dilakukan perhitungan secara teoritis. Hasil perhitungan optimasi pompa untuk sumur L5A-X jenis pompa yang digunakan adalah tipe pompa Tubing Heavy Wall Barrel (TH). Parameter pemilihan pompa, yaitu diameter plunger sebesar 2 ¼ in dan diameter tubing 2 7/8 in. Dengan merencanakan kecepatan pemompaan 7 SPM, panjang langkah pemompaan 144 inch dan kombinasi ukuran rod yang akan dipakai, yaitu ¾ in, 7/8 in, 1in maka, diperoleh laju produksi sebesar 578,62 BFPD. Dapat disimpulkan metode yang efektif untuk sumur produksi L5A-X adalah metode artificial lift dengan menggunakan sucker rod pump. Kata Kunci : laju produksi, artificial.lift, sucker rod.pump ABSTRACK Wells in production will decline as a result of reservoir pressure and well productivity decline, then it should be added that the pressure of the fluid can flow to the surface, through artificial lift method (artificial lift). In planning can be done with qualitative analysis and quantitative analysis (calculation) in the form of the magnitude of the rate of production wells. The decline in production that occurs in natural flow L5A-X sprayed Niru structure only reached 41.67 BOPD. Therefore required artificial lift methods that wells can produce optimally. Artificial lift method is selected using the sucker rod pump. This tool selection is done based on the rate of production wells, namely, through the analysis of inflow performance curve relationship (IPR). From the results of the IPR curve analysis well L5A-X structure Niru still productive to produce fluid that is equal to 594.12 BFPD. To plan for each component pump then be calculated theoretically. The results of the optimization calculation pumps for wells L5A-X type of pump used is the type of pump Tubing Heavy Wall Barrel (TH). Pump selection parameters, ie the diameter of the plunger by 2 ¼ in tubing diameter and 2 7/8 in. By plotting the pumping speed of 7 SPM, pumping 144-inch stride length and size combinations rod that will be used, ie ¾ ", 7/8", 1 "then, obtained production rate of 578.62 BFPD. It can be concluded that an effective method for the production wells L5A-X is a method of artificial lift using a sucker rod pump.
TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435. Abstract Accurate estimation of pump axial load in Pr... more TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435. Abstract Accurate estimation of pump axial load in Progressing Cavity Pump (PCP) applications is an important aspect of the installation design. It affects the calculation of rod stresses, and therefore the determination of the rod string torque capacity. In deviated wells, it also directly affects the calculated rod-tubing contact loads, and therefore the evaluation of wear related issues. This paper discusses the current theory related to the calculation of axial load in PCP applications, in light of laboratory test results obtained with 25 different pump models. The axial load is normally estimated by multiplying the differential pressure across the pump by an effective pump cross sectional area. However, given the complexity of the pump geometry, it is not straightforward how to properly calculate this effective area. In the paper, it is shown that intuitive choices, such as the circle defined by the rotor minor diameter, the circle defined by the rotor major diameter, or the pump cavity area, do not yield adequate results. A new method is suggested that not only matches quite well the extensive laboratory data for single-lobe pumps but also matches reasonably well the limited data available for multi-lobe pumps. Introduction In a PCP application, the dominant load affecting stresses in the rod string is torque. Axial load does exist, however, both due to rod weight and due to a load generated at the downhole pump, and it can be significant in many cases. Other design considerations affected by the rod string axial load are pump space-out and, in deviated wells, rod-tubing wear and rod fatigue life. It is therefore quite important to be able to accurately calculate the axial load in many PCP applications.
Models for jet pumps currently are derived under the assumption that the power and well fluids ar... more Models for jet pumps currently are derived under the assumption that the power and well fluids are incompressible liquids that, in many cases, are assumed to have equal densities. When either the well or the power fluid contains gas, current design practices still use the equations for incompressible liquids and account for the presence of gas by modifying the mass-flow-rate ratio and the friction-loss coefficients. This paper proposes a new approach to modeling pumps operating under multiphase-flow conditions.
TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435. Abstract Kuh-E-Mond as the first priority of heavy oi... more TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435. Abstract Kuh-E-Mond as the first priority of heavy oil prospect in Iran is located in southwest of Iran and 80 km southeastern of
Economics changed dramatically in the last quarter of 2008 affecting investment decisions on majo... more Economics changed dramatically in the last quarter of 2008 affecting investment decisions on major E&P activities. In this challenging economic climate, operators realize the value of maximizing production and recovery by employing production enhancement technologies developed and matured through the years. This paper signifies one of the most imperative and efficient methods of achieving this goal with a nominal amount of Capital investment. Jet pumping technologies have been applied at home for more than 20 years, and also possess a very distinctive advantage comparing with other types of lift. It has no moveable parts and depends only upon the energy transformation between the power fluid and the well fluid to lift it to the surface. Moreover, with the passage of time, many new methods and designs of Jet Pumps have also been developed to enhance the production further from existing wells. The aim of this paper is to illustrate the optimization of a variety of Operational considerations and surface parameters, for maximizing the productivity of a field through Jet Pumping systems. These include vessel pressure, injection parameters & effect of flow restrictions, HorsePower requirement and the Nozzle-throat combination required for an efficient jet pump operation based on the true potential of the reservoir. This paper also includes several optimized Jet Pump designs & surface considerations that can further contribute to production enhancement of a mature producing oil field. It involves the matching of jet pump performance curves with PI/IPR of the well, evaluation of the pump design using JEMS and the Gains attained in different wells with the least amount of effort, along with all the lessons learnt for further improvements in detail.
Production from many oil and gas fields becomes restricted as the reservoir pressure drops.The si... more Production from many oil and gas fields becomes restricted as the reservoir pressure drops.The situation becomes worse for fragmented reservoirs and tight reservoirs, when water-cut also increases. In order to maintain production at an economical rate, and also to increase total recovery from the field, a production boosting system is always required. Jet pumps are simple passive devices which use a high pressure (HP) fluid as the motive flow to boost the pressure of produced gas and liquid phases. For producing wells; it enables the flowing wellhead pressure (FWHP) to be reduced in order to increase production, whilst meeting the downstream production pressure requirements. The applications include also revival of the liquid loaded wells. In recent years the industry has become more aware of their applications and benefits. This paper covers their applications, including; boosting production from selected oil and gas wells, boosting the pressure of low pressure gas, prevent flaring very low pressure gas, eliminate the need for intermediate compressors, de-bottlenecking compressors, prevent HP wells backing out LP wells, and revival of liquid loaded wells. In addition to referring to recent field examples, issues such as performance, ranges of operation, key features of the system and solutions for gas or oil production applications are described. Key operation issues are also addressed. The paper addresses the economic aspects shown by typical pay-back periods for recovery of the capital from the benefits gained such as added revenue.
Lapangan Sukowati pad “INB” terletak di Kelurahan Campurejo, Kecamatan Bojonegoro, Kabupaten Bojo... more Lapangan Sukowati pad “INB” terletak di Kelurahan Campurejo, Kecamatan Bojonegoro, Kabupaten Bojonegoro memiliki 14 sumur per data 27 Desember 2017 dengan status 10 sumur berproduksi, 2 sumur ditutup sementara, 1 sumur mati dan 1 sumur injeksi. Sumur-sumur yang berproduksi dengan sembur alam. Total produksi lapangan minyak pad “INB” adalah 2886 bpd, produksi gas 5,297 mmcfd dan produksi air 10185 bpd Skenario 1 dengan dilakukan pengelompokan kembali sumuran pada sistem jaringan produksi tanpa merubah tekanan separator, lapangan Sukowati pad INB menghasilkan produksi sebesar 4,66 bopd dari 2860,89 bopd menjadi 2865,55 bopd dengan water cut 78,09 % menjadi 78,07 %. Skenario 2 dengan dilakukan pengelompokan kembali sumuran disertai perubahan ukuran choke pada sistem jaringan produksi tanpa merubah tekanan separator, lapangan Sukowati pad INB menghasilkan 20,55 bopd dari 2860,89 bopd menjadi 2881,44 bopd dengan water cut 78,09 % menjadi 78,02 %
Dalam sistem jaringan produksi Lapangan JOB PPEJ, sumur dibagi dalam sebuah block station yang da... more Dalam sistem jaringan produksi Lapangan JOB PPEJ, sumur dibagi dalam sebuah block station yang dalam block tersebut sumur-sumur dipisahkan lagi menjadi sebuah cluster. Pengoptimasian produksi sebuah lapangan yang terdapat beberapa cluster dilakukan dengan regrouping cluster ataupun dengan penggantian ukuran choke untuk sumur natural flow yang sesuai dengan produktivitas sumur sehingga tidak akan menimbulkan masalah selama proses produksi dan laju alir yang diinginkan dapat tercapai. Analisa optimasi sistem jaringan cluster akan memberikan solusi apa yang sebaiknya dilakukan dalam usaha optimasi sistem jaringan cluster yang ditinjau dari aspek produksi yaitu memperoleh laju produksi yang besar, penambahan kumulatif produksi minyak dan gas yang besar juga berlangsung lama. Hal tersebut dapat dilakukan dengan melakukan simulasi produksi pada sistem jaringan cluster, yaitu dengan membuat suatu model yang disesuaikan dengan perilaku produksi yang sebenarnya.
Uploads
Conference Presentations by Indra Bayu
Drafts by Indra Bayu
Metode produksi artificial lift juga terdapat faktor-faktor yang mempengaruhi dalam penentuan metode yang digunakan agar metode produksi yang kita pakai mencapai kemampuan optimal, diantaranya : kondisi reservoir (GOR, produktifitas sumur, water cut, Pwf dan mekanisme pendorong reservoirnya), kondisi fluida (viskositas, kandungan pasir), kondisi lubang sumur (temperatur, kedalaman sumur, kemiringan lubang sumur), penyediaan sumber tenaga, masalah produksi, faktor ekonomi, lokasi produksi di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore), kelebihan dan kekurangan masing-masing metode artificial lift.
Teaching Documents by Indra Bayu
Papers by Indra Bayu
Metode produksi artificial lift juga terdapat faktor-faktor yang mempengaruhi dalam penentuan metode yang digunakan agar metode produksi yang kita pakai mencapai kemampuan optimal, diantaranya : kondisi reservoir (GOR, produktifitas sumur, water cut, Pwf dan mekanisme pendorong reservoirnya), kondisi fluida (viskositas, kandungan pasir), kondisi lubang sumur (temperatur, kedalaman sumur, kemiringan lubang sumur), penyediaan sumber tenaga, masalah produksi, faktor ekonomi, lokasi produksi di darat (onshore) atau lepas pantai (offshore), kelebihan dan kekurangan masing-masing metode artificial lift.
Skenario 1 dengan dilakukan pengelompokan kembali sumuran pada sistem jaringan produksi tanpa merubah tekanan separator, lapangan Sukowati pad INB menghasilkan produksi sebesar 4,66 bopd dari 2860,89 bopd menjadi 2865,55 bopd dengan water cut 78,09 % menjadi 78,07 %. Skenario 2 dengan dilakukan pengelompokan kembali sumuran disertai perubahan ukuran choke pada sistem jaringan produksi tanpa merubah tekanan separator, lapangan Sukowati pad INB menghasilkan 20,55 bopd dari 2860,89 bopd menjadi 2881,44 bopd dengan water
cut 78,09 % menjadi 78,02 %
Analisa optimasi sistem jaringan cluster akan memberikan solusi apa yang sebaiknya dilakukan dalam usaha optimasi sistem jaringan cluster yang ditinjau dari aspek produksi yaitu memperoleh laju produksi yang besar, penambahan kumulatif produksi minyak dan gas yang besar juga berlangsung lama. Hal tersebut dapat dilakukan dengan melakukan simulasi produksi pada sistem jaringan cluster, yaitu dengan membuat suatu model yang disesuaikan dengan perilaku produksi yang sebenarnya.