Analisis Bottlenecking dalam Jaringan Perpipaan Lapangan Minyak. Analysis of Bottlenecking Problem in Oil Field Piping Network
|
|
- Johan Susanto
- 7 tahun lalu
- Tontonan:
Transkripsi
1 Analisis Bottlenecking dalam Jaringan Perpipaan Lapangan Minyak Analysis of Bottlenecking Problem in Oil Field Piping Network Oleh: Adolf S. P. Manurung* Sari Lapangan X memiliki lima sumur produksi minyak jenis berat dari sebuah reservoir yang sama. Minyak yang diproduksikan dari tiap sumur dialirkan menuju sebuah gathering station (GS) melalui pipa-pipa produksi. Permasalahan yang umum terjadi pada salah satu fasilitas produksi ini adalah turunnya laju produksi di sumur maupun di gathering station akibat adanya hambatan aliran pada bagian-bagian pipa. Hambatan aliran ini terjadi akibat desain jaringan pipa yang kurang baik. Saat ini belum ada parameter yang dapat menjelaskan besarnya hambatan aliran yang terjadi pada suatu jaringan pipa. Tulisan ini bertujuan untuk menganalisis hambatan aliran yang terjadi, mencakup pengaruh flow index terhadap hambatan aliran, optimalisasi desain jaringan pipa, dan menentukan parameter hambatan aliran. Metode simulasi dilakukan pada model lapangan X. Simulasi diawali dengan melihat pengaruh ukuran diameter dan panjang pipa produksi mulai dari kepala sumur sampai ke GS untuk mendapatkan desain jaringan pipa yang optimal. Selain itu, juga dilakukan analisis pengaruh penurunan tekanan terhadap hambatan aliran, dan menentukan parameter besarnya hambatan aliran (bottleneck index). Hasil simulasi menunjukkan bahwa flow index mempengaruhi desain jaringan pipa yang optimal. Harga flow index pipa yang semakin membesar ke arah GS akan memberikan kemudahan bagi fluida untuk mengalir sehingga meningkatkan harga bottleneck index. Bottleneck index (BNI) merupakan parameter yang dapat mengidentifikasi besarnya bottlenecking pada jaringan pipa. Pada studi ini, BNI yang terbaik sebesar Pada lapangan X, semakin lama jaringan pipa berproduksi, harga bottleneck index akan semakin kecil. Hal ini terlihat dalam grafik penurunan tekanan terhadap BNI. Kata kunci : hambatan aliran, diameter pipa, panjang pipa, laju alir, flow index, bottleneck index Abstract Field X has five production wells which produce heavy oil from the same reservoir. The produced oil from each wells are flowed to the gathering station (GS) by production pipes. A common problem in this surface facilities is the decreasing of flow rate in the wells and gathering station, it is caused by the obstacles in transmission pipe called bottlenecking. Bottlenecking appears because of the worse production pipe design. Nowadays, there is no parameter index that explain the measurement of bottlenecking in a piping network. The objective of this paper is to analyze bottlenecking problem, among influence of flow index to bottlenecking problem, to optimize the piping network design, and to determine the bottlenecking parameter. The simulation method is used at field X model. The simulation begins by observe the effects of diameter size and pipe length from the wellhead to GS, it is use to have the optimal pipe design. Beside that, to analyze the relationship between decreasing of pressure and bottlenecking, and to determine the bottleneck index is also done. The result from simulation showed that the optimal piping network design is influence by flow index. The biggest value of flow index nearest to GS makes the fluids flow easier and increasing bottleneck index value. Bottleneck index is a value that explain the measurement of bottlenecking in a piping network. In this study, the best BNI value is In Field X, bottleneck index will decrease by the increasing of production time. It is showed in decreasing of pressure versus BNI plot. Keywords : bottlenecking, pipe diameter, pipe length, flow rate, flow index, bottleneck index * Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan ITB Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 1
2 I. PENDAHULUAN Dewasa ini, minyak bumi masih menjadi sumber utama energi dunia. Oleh sebab itu, produksi minyak bumi harus dioptimalkan sebaik mungkin untuk memenuhi kebutuhan energi tersebut. Salah satu cara untuk mengoptimalkan produksi minyak bumi adalah dengan melakukan optimasi pada fasilitas permukaan seperti pada jaringan pipa. Masalah yang umum terjadi pada jaringan perpipaan adalah terjadinya hambatan aliran (bottlenecking) di sepanjang pipa. Untuk menganalisis masalah aliran dalam pipa secara tepat diperlukan suatu model yang tepat. Model ini nantinya dibangun dengan bantuan software PIPESIM TM. Software tersebut juga digunakan dalam simulasi kinerja sistem jaringan perpipaan dengan lebih cepat dan konsisten. Hasil simulasi tergantung pada penentuan parameter masukan model dan penggunaan data yang representatif. Parameter tersebut meliputi data fluida reservoir, sumur, dan pipa seperti tekanan, temperatur, productivity index (PI), gas oil ratio (GOR), spesific gravity, panjang pipa, inner diameter (ID) pipa, ketebalan, elevasi, dan kekasaran pipa. II. DESKRIPSI MASALAH Tulisan ini membahas masalah bottlenecking yang terjadi pada jaringan pipa produksi minyak. Akibat adanya bottlenecking, produksi minyak di gathering station akan menurun. Oleh sebab itu, perlu dibuat desain jaringan pipa yang optimal dengan melihat aspek keekonomian. Desain jaringan pipa dibuat dengan melakukan sensitivitas pada diameter dan panjang pipa. Parameter berapa besarnya nilai hambatan aliran (bottleneck index) juga menjadi salah satu aspek yang dibahas. Saat ini belum ada parameter yang dapat menjelaskan berapa besarnya nilai bottlenecking yang terjadi dalam suatu jaringan perpipaan. Pengaruh waktu terhadap besarnya nilai bottleneck index tersebut juga akan menjadi bagian penting dalam tulisan ini. III. TINJAUAN PUSTAKA 3.1 Flow Index Flow index adalah sebuah parameter yang menunjukkan kemampuan suatu pipa untuk mengalirkan fluida. Semakin besar harga flow index suatu pipa, maka fluida dalam pipa tersebut akan semakin mudah untuk mengalir. Persamaan gradien tekanan total aliran fluida dalam pipa secara umum dapat dituliskan sebagai berikut: dp dl dimana: dp dl dp dl dp dl el f acc dp = dl el dp + dl f dp + dl = perubahan energi potensial = kehilangan akibat gesekan = perubahan energi kinetik acc (1) Persamaan dasar aliran fluida satu fasa untuk pipa horizontal adalah: Ρ ρ f v = () gc d Untuk pipa horizontal dan dengan kecepatan alir tetap akan diperoleh persamaan: fv Lρ Ρ = (3) g d Penentuan harga kecepatan alir fluida: ν = A q c q ν = π. d 4 (4) (5) Jika kedua ruas persamaan dikuadratkan, maka: q ν = (6) ( π.d 4) 16q ν = (7) 4 π. d subsitusikan persamaan (7) ke persamaan (3) sehingga persamaannya menjadi: 16q f Lρ 4 π d Ρ = g cd 16q flρ Ρ = 5 π g d c Dengan menggunakan definisi flow index (FI), yaitu: (8) (9) TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
3 P wf (psia) q FI = P (10) q FI = 16q flρ (11) 5 π g d FI = q max q (stb/d) Gambar 1. Kurva IPR Sumur c π g c 16 fρd L Dengan menganggap nilai friksi dan densitas fluida konstant: Maka, π g c 16 fρ = constant = c 5 (1) 5 d FI = c (13) L Pada paper ini, diameter pipa menggunakan satuan inch dan panjang menggunakan satuan ft, sehingga satuan FI adalah in 5 /ft. 3. Laju Alir Maksimum Total Setiap sumur yang berproduksi memiliki laju alir masing-masing. Pada paper ini, laju alir maksimum (q max ) diperoleh melalui kurva Inflow Performance Relationship (IPR) sumur dimana input berupa harga productivity index (PI, stb/d/psi) dan output berupa tekanan atmosfer (P atm ) sebesar 14.7 psia. Tekanan atmosfer dipilih dengan anggapan fluida yang keluar dari sumur langsung menuju gathering station. Pr PI P atm Laju alir maksimum total (q max ) T adalah jumlah laju alir maksimum dari masing-masing sumur. Secara matematis: (q max ) T = (q max ) 1 + (q max ) + (q max ) (q max ) n (14) 3.3 Bottleneck Index Bottleneck index (BNI) adalah suatu parameter harga yang menunjukkan besarnya hambatan aliran yang terjadi pada jaringan pipa. Fluida produksi dari masing-masing sumur mengalir menuju GS melalui jaringan pipa produksi, sehingga laju alir total semua sumur akan tercatat di GS tersebut. Bottleneck index adalah perbandingan laju alir maksimum total yang tercatat di GS (q GS ) dengan laju alir maksimum total (q max ) T. Secara matematis dapat ditulis: q GS BNI = (15) (q max ) T BNI berharga maksimum pada nilai 1. Jika hal ini terjadi, maka laju alir maksimum total yang tercatat di GS sama dengan laju alir maksimum total. Semakin besar harga BNI, maka bottlenecking yang terjadi semakin kecil. Begitu juga sebaliknya, semakin kecil harga BNI, maka bottlenecking yang terjadi semakin besar. 3.4 Penghitungan Keekonomian Aspek keekonomian dalam membuat desain jaringan pipa ini, yaitu: 1. Menghitung cost yang dibutuhkan untuk pembelian material, coating, dan instalasi pipa.. Menghitung revenue yang didapatkan dari produksi minyak di GS yang dikalikan dengan harga minyak bumi saat ini. Perbandingan kedua aspek di atas disebut dengan ratio. Ratio adalah perbandingan revenue terhadap cost. Secara matematis ditulis: q. Ratio = P GS cost (16) IV. DESKRIPSI SISTEM 4.1 Pemodelan Sistem Jaringan Pipa Model sistem jaringan pipa dibuat menggunakan software PIPESIM TM. Jaringan pipa ini terdapat pada suatu lapangan X yang mempunyai lima sumur produksi minyak, yakni sumur 1,, 3, 4, dan 5. Fluida produksi dari masing-masing sumur akan dialirkan melalui setiap flowline (segmen pipa b, d, f, h, dan i) menuju pipa utama (mainline segmen pipa a, c, e, dan g) sepanjang 5 km dan kemudian dialirkan menuju GS yang bertekanan 40 psia. Skema jaringan pipa ini terdapat pada gambar. Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 3
4 d i a GS c e g 4 5 Gambar. Skema Model Jaringan Pipa 4. Data Properti Sumur Input data sumur yang dibutuhkan adalah tekanan, temperatur, PI, kedalaman, dan ukuran tubing. Pada studi ini semua harga properti sumur bernilai sama. Tabel 1 menunjukkan harga-harga properti sumur. Tabel 1. Properti Sumur Properti Satuan Harga Tekanan Psia 500 Temperatur Fahrenheit 160 PI Stb/d/psi 4 Kedalaman Ft 3000 ID tubing Inch Data Properti Fluida Produksi Model fluida yang digunakan dalam studi ini adalah black oil. Adapun input data yang dimasukkan adalah water cut (WC), GOR, spesific gravity (SG), dan API. Tabel menunjukkan harga-harga properti fluida produksi. Tabel. Karakteristik Fluida Properti Satuan Harga WC % 0 GOR scf/stb 30 SG gas SG water API - 0 V. HASIL PEMODELAN DAN ANALISIS 5.1 Analisis Sensitivitas Sensitivitas yang dilakukan adalah sensitivitas pada ukuran ID dan panjang pipa produksi. Tujuan sensitivitas ini adalah menghasilkan desain jaringan pipa yang maksimal dengan mempertimbangkan harga BNI. Flow index menjadi acuan dalam merancang desain jaringan pipa ini. f b h Sensitivitas ID Pipa Pada awalnya, ukuran ID flowline pada lapangan ini adalah 4 inch, sedangkan ukuran ID mainline adalah 6 inch (lihat lampiran A). Berdasarkan persamaan (13), dapat ditentukan harga flow index setiap segmen pipa. Tabel 3 menunjukkan harga ID dan FI pipa pada saat awal. Tabel 3. Harga ID dan FI Pipa Awal Segmen Pipa ID (in) FI (in 5 /ft) A B C d e f g h i Kemudian dilakukan simulasi yang memberikan besarnya laju alir masing-masing sumur dan laju alir di GS. Tabel 4 menunjukkan harga laju alir pada saat awal. Tabel 4. Laju Alir Fluida Awal Sumur q (stb/d) Total (q GS ) Laju alir maksimum total (q max ) T diperoleh dengan menjumlahkan laju alir maksimum masing-masing sumur. Laju alir maksimum diperoleh melalui perpotongan garis input dan output pada kurva IPR sumur yang diperoleh dari simulator PIPESIM TM. Kurva IPR terdapat pada lampiran B. Harga (q max ) T yang diperoleh sebesar stb/d. Sehingga berdasarkan persamaan (15), desain jaringan pipa tersebut memberikan harga BNI sebesar Langkah selanjutnya adalah melakukan sensitivitas terhadap ID pipa. Dengan melakukan sensitivitas ini, maka harga laju alir fluida dan BNI juga mengalami perubahan. Hasil uji sensitivitas dapat dilihat pada lampiran C. Skenario 10 memberikan hasil yang terbaik. Skenario ini memberikan hasil BNI sebesar Analisis sensitivitas ID pipa dapat dijelaskan sebagai berikut. Pada awalnya, desain pipa memberikan harga FI flowline yang lebih besar dibandingkan harga FI mainline. Ketika dilakukan sensitivitas dengan mengubah ID pipa, terlihat bahwa laju alir yang tercatat di GS akan semakin besar 4 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
5 jika FI mainline lebih besar dibandingkan FI flowline. Hal ini terlihat pada skenario 4. Harga q GS yang diperoleh sebesar 093 stb/d. Harga ini mengalami peningkatan yang cukup signifikan dibandingkan harga q GS pada saat awal. Demikian juga halnya dengan harga BNI. BNI yang diperoleh pada skenario ini sebesar Pada skenario 3, terlihat dengan mengecilkan nilai FI pada salah satu segmen pipa utama, yakni segmen pipa e, dimana harga FI ini lebih kecil dibandingkan harga FI segmen pipa dibawahnya membuat laju produksi sumur 3, 4, dan 5 mengecil sehingga laju alir di GS juga semakin mengecil. Dengan demikian dapat disimpulkan bahwa mengubah ID mainline akan memberikan hasil yang cukup signifikan pada perolehan laju alir fluida produksi di masing-masing sumur maupun di GS. Pipa utama merupakan jalur transmisi minyak yang terhubung dengan semua pipa produksi sumur sehingga dampak perubahan ID mainline mempengaruhi laju produksi sistem secara keseluruhan. Sedangkan jika ID flowline diubah dan ID mainline tidak diubah, maka perolehan yang terdapat di GS tidak mengalami perubahan yang terlalu besar. Hal ini terlihat pada skenario 6 dan 7 terhadap skenario 8. Hal penting lain yang dapat dilihat adalah jika FI segmen suatu pipa lebih besar dari FI segmen pipa dibelakangnya, laju alir yang diperoleh akan semakin besar. Hal ini terlihat pada skenario 8. Skenario ini mengubah FI segmen pipa a sampai dengan f menjadi lebih besar dibandingkan FI segmen pipa dibelakangnya, yakni segmen pipa g, h, dan i. Jika skenario 8 dibandingkan dengan desain awal maupun skenario 3 terlihat perbedaan yang cukup signifikan. Kemampuan pipa untuk mengalirkan fluida pada skenario 8 lebih baik dibadingkan pada desain awal maupun pada skenario 3. Pipa utama yang semakin dekat ke GS juga harus memiliki FI yang semakin besar karena pipa tersebut mengalirkan semua fluida produksi dari pipapipa di belakangnya. Dalam hal ini, skenario 10 memberikan hasil terbaik. Segmen pipa a, b, dan c memiliki harga FI yang terbesar dibandingkan segmen pipa lain di belakangnya. Oleh sebab itu, skenario ini memberikan harga BNI yang paling besar Sensitivitas Panjang Pipa Dalam sensitivitas ukuran panjang pipa, ukuran diameter pipa yang digunakan (base case) adalah skenario 5. Panjang mainline (segmen pipa a, c, e, dan g) dalam studi ini dijaga tetap, yaitu lima kilometer atau ft. Desain awal sensitivitas ini terdapat pada lampiran D. Sama halnya dengan sensitivitas ID pipa produksi, dalam sensitivitas ini, pengaruh flow index terhadap besarnya perolehan laju produksi di GS dan harga BNI juga akan dianalisis. Pada skenario 8 (lihat lampiran C), besarnya perolehan laju produksi di GS sebesar 1149 stb/d dan BNI bernilai FI segmen pipa pada sistem jaringan ini sudah cukup baik. Hasil sensitivitas panjang pipa selengkapnya dapat dilihat pada lampiran E. Sensitivitas mulai dilakukan dengan mengecilkan FI segmen pipa a (skenario ) dengan cara menambah ukuran panjang segmen pipa tersebut, sehingga harga FI pipa tersebut lebih kecil dibandingkan harga FI segmen pipa di belakangnya. Hasil simulasi menunjukkan laju alir di GS semakin kecil, yakni sebesar 0047 stb/d. BNI juga mengalami penurunan menjadi Hasil ini menunjukkan bahwa FI sangat mempengaruhi besarnya laju fluida di GS dan besarnya harga BNI. Dengan memperpanjang pipa utama, khusunya pada segmen pipa utama yang paling dekat dengan GS, akan menurunkan FI dan akhirnya berdampak pada penurunan laju fluida di GS maupun turunnya harga BNI. Hal ini terlihat pada skenario 1. Hasil terbaik terdapat pada skenario 7. Pada skenario ini, harga flow index segmen pipa yang mendekati ke GS kebih besar dari FI segmen pipa di belakangnya. Harga BNI yang diperoleh sebesar dengan laju fluida produksi di GS sebesar 1786 stb/d. Desain jaringan pipa pada skenario ini berusaha meminimalkan panjang segmen pipa, baik pada flowline maupun mainline. Dengan mengecilkan panjang pipa, harga FI akan semakin besar sehingga pipa semakin mudah mengalirkan fluida. Ketika panjang mainline ditetapkan sebesar 5 km, maka mengecilkan segmen pipa utama yang terdekat dengan GS menjadi prioritas utama. Dalam skenario ini, panjang segmen pipa a, c, dan e sebesar 0.5 km, sedangkan segmen pipa g memiliki panjang 3.5 km. Dengan komposisi ini, sumur 1,, dan 3 dapat mengalirkan fluida produksi lebih banyak dibandingkan sumur 4 dan 5. Oleh sebab itu, perolehan laju produksi di GS dapat dimaksimalkan. 5. Pengaruh Penurunan Tekanan dan PI Terhadap BNI Sistem jaringan pipa yang digunakan pada analisis pengaruh waktu terhadap BNI sama dengan desain awal pada sensitivitas panjang pipa (lihat lampiran D). Pada saat tekanan reservoir sebesar 500 psia dan PI sebesar 4 stb/d/psi, harga BNI sebesar 0.88 dan laju produksi di GS sebesar 1149 stb/d. Seiring dengan berjalannya waktu, besarnya tekanan reservoir akan semakin menurun. Dalam bagian ini akan dibahas pengaruh waktu Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 5
6 lamanya lapangan berproduksi dengan besarnya BNI jaringan pipa. Simulasi mulai dilakukan dengan menurunkan harga tekanan reservoir sebesar 10% dari harga data awal. Kemudian parameter tersebut diturunkan lagi sampai 50% dari data awal. Tabel 5 menunjukkan besarnya penurunan tekanan reservoir. Tabel 5. Penurunan Pr Penurunan Pr (psia) Awal % 50 0% % % % 150 Disamping itu, dalam studi ini juga dilakukan simulasi penurunan PI terhadap BNI. Penurunan PI dapat terjadi meskipun tekanan reservoir tetap. Tabel 6 menunjukkan besarnya penurunan PI reservoir. Tabel 6. Penurunan PI Penurunan PI (stb/d/psi) Awal 4 10% 3.6 0% 3. 30%.8 40%.4 50% Akibat turunnya harga tekanan reservoir masing-masing sumur, laju alir fluida produksi juga mengalami penurunan (lihat lampiran F). Turunnya laju alir produksi di tiap sumur secara otomatis menurunkan laju alir fluida produksi yang tercatat di GS. Dengan demikian harga BNI sistem jaringan pipa juga akan semakin kecil. Ketika PI mengalami penurunan, harga BNI akan mencapai maksimal pada harga tertentu. Misalnya pada tekanan 1500 psia, harga BNI maksimal tercapai pada harga PI sebesar 3. stb/d/psi. Hal ini menunjukkan bahwa harga PI yang terlalu besar dapat mengakibatkan laju alir di GS yang tidak maksimal. Grafik hubungan penurunan PI terhadap harga BNI dapat dilihat pada lampiran F. pipa, biaya coating pipa, dan instalasi pipa. Tabel biaya secara rinci dapat dilihat pada lampiran G. Revenue yang diperoleh adalah laju alir produksi di GS dikalikan harga minyak saat ini, sebesar US$ 40/bbl. Aspek keekonomian dikaji melalui perbandingan revenue terhadap cost. Ratio yang berharga satu menunjukkan bahwa biaya yang dikeluarkan dapat langsung ditutupi oleh pendapatan pada hari pertama produksi. Pada sensitivitas ID pipa, skenario 5 memiliki ratio yang paling tinggi, yakni sebesar.15. Namun, dalam jangka waktu yang panjang, pendapatan yang diperoleh tidak akan sebesar pendapatan pada skenario 11. Oleh sebab itu, skenario 11 menjadi pilihan yang baik karena selain biaya yang dikeluarkan dapat langsung tertutupi pada hari pertama, pendapatan yang kita peroleh juga tetap tinggi sampai waktu yang cukup lama. Ratio untuk setiap skenario sensitivitas ID dapat dilihat pada lampiran H. Pada sensitivitas panjang pipa, skenario 7 memberikan harga ratio yang paling tinggi, yaitu.179. Skenario ini merupakan pilihan yang paling baik karena revenue jangka pendek dan jangka panjang yang didapat merupakan yang tertinggi dari semua skenario yang ada. Ratio untuk setiap skenario sensitivitas panjang dapat dilihat pada lampiran I. 5.4 Profil Flow Index Terhadap Segmen Pipa, Bottleneck Index, dan Cost Seperti yang telah dijelaskan pada pembahasan diatas, bahwa flow index berpengaruh terhadap besarnya harga bottleneck index. Harga FI yang semakin besar ketika semakin dekat dengan GS akan memberikan harga BNI yang semakin besar. Akibatnya, masalah bottlenecking pada jaringan pipa dapat diminimalisasi. Sebaliknya, jika harga FI segmen pipa menuju GS semakin mengecil atau tidak teratur maka BNI akan semakin kecil pula. Berikut ini adalah profil FI terhadap Segmen Pipa yang memberikan harga BNI terbesar. Pada sumbu x, semakin ke kanan adalah segmen pipa yang semakin dekat ke GS. 5.3 Penghitungan Keekonomian Usaha mengubah flow index pada analisis sensitivitas dilakukan dengan mengubah ukuran diameter dalam dan panjang pipa produksi. Kedua properti tersebut erat kaitannya dengan biaya yang harus dikeluarkan perusahaan. Oleh sebab itu, aspek keekonomian juga harus diperhatikan. Biaya yang dikeluarkan adalah pembelian material 6 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
7 Gambar 3. Profil FI terhadap Segmen Pipa Skenario 10 (Skenario Terbaik) Sedangkan gambar di bawah ini adalah profil FI terhadap segmen Pipa yang memberikan harga BNI terburuk. cost. Biaya pembelian pipa yang semakin besar tidak menjamin akan memberikan harga BNI yang besar pula. Bahkan pada skenario 7 sensitivitas panjang pipa, biaya yang terkecil memberikan harga BNI yang terbesar. Hal ini diakibatkan oleh pembelian pipa yang efektif dan ukuran pipa seminimal mungkin. Grafik hubungan FI average terhadap cost dapat dilihat pada lampiran L. VI. KESIMPULAN DAN SARAN Gambar 4. Profil FI terhadap Segmen Pipa Skenario 1 (Skenario Terburuk) Profil lengkap FI terhadap segmen pipa dapat dilihat pada lampiran J. Selain FI, terdapat juga FI average, yakni hasil penjumlahan FI tiap segmen pada jaringan pipa dibagi jumlah segmen pipa. Tabel 7. Hubungan FI average Terhadap BNI dan Cost pada Sensitivitas ID Pipa Skenario FIaverage BNI Cost Tabel 8. Hubungan FI average Terhadap BNI dan Cost pada Sensitivitas Panjang Pipa Skenario FIaverage BNI Cost Dari kedua tabel di atas, terlihat harga FI average yang besar tidak secara otomatis meningkatkan harga BNI. Oleh sebab itu, besarnya harga BNI juga dipengaruhi oleh arah pembesaran FI segmen pipa. Grafik hubungan FI average terhadap BNI dapat dilihat pada lampiran K. Begitu juga dengan hubungan FI average terhadap 6.1 Kesimpulan 1. Harga flow index (FI) segmen pipa yang semakin membesar ke arah Gathering Station (GS) akan meningkatkan laju alir fluida produksi total dan mengurangi masalah bottlenecking.. Adanya bottlenecking yang terdapat dalam suatu sistem jaringan pipa diidentifikasi melalui harga bottleneck index (BNI). 3. Harga BNI yang semakin besar mengindikasikan minimnya masalah bottlenecking pada jaringan pipa. 4. Laju produksi minyak di GS suatu jaringan pipa berbanding lurus dengan BNI sistem jaringan pipa tersebut. 5. Skenario 10 yang memiliki harga BNI tertinggi dapat meningkatkan laju produksi minyak menjadi 37 stb/d dari stb/d pada desain awal. 6. Pada sebuah reservoir yang sama, semakin lama lapangan berproduksi maka harga BNI jaringan pipa akan semakin kecil. 7. FI average dan biaya yang tinggi tidak secara otomatis meningkatkan harga BNI. 6. Saran 1. Pengubahan diameter pipa lebih baik diutamakan pada pipa utama karena berdampak pada sistem jaringan secara keseluruhan.. Penempatan GS sebaiknya diletakkan sedekat mungkin dengan jaringan pipa produksi. 3. Desain sistem jaringan pipa sebaiknya memperhatikan besar flow index setiap segmen pipa. 4. Diperlukan model yang lebih kompleks dalam menganalisis masalah bottlenecking secara detail. VII. DAFTAR SIMBOL f = faktor gesekan ν = kecepatan alir, ft/s L = panjang pipa, ft ρ = densitas fluida, lbm/ft 3 d = diameter dalam pipa, ft Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 7
8 Ρ = kehilangan tekanan, lbf/ft g c = faktor konversi massa dengan berat lbm ft (= ) lbf sec ID = diameter dalam pipa, in q = laju alir, ft 3 /s FI = flow index, in 5 /ft FI average = flow index rata-rata, in 5 /ft (q max ) T = laju alir maksimum total, stb/d (q max ) 1 = laju alir maksimum sumur ke-1, stb/d (q max ) = laju alir maksimum sumur ke-, stb/d (q max ) 3 = laju alir maksimum sumur ke-3, stb/d (q max ) n = laju alir maksimum sumur ke-n, stb/d P = Harga minyak mentah, US$/stb Cost = Total biaya pipa yang dibutuhkan, US$ BNI = Bottleneck Index, dimensionless 3. Paramita, D Metodologi Untuk Mengidentifikasi dan Menyelesaikan Masalah Hambatan Aliran dalam Jaringan Perpipaan Produksi Minyak. Tesis TM ITB. Bandung 4. Noviansyah, M Identifikasi dan Solusi Masalah Bottlenecking dalam Jaringan Perpipaan Produksi Gas. Tugas Akhir TM ITB. Bandung VIII. UCAPAN TERIMA KASIH Puji dan syukur kepada Tuhan Yesus Kristus atas anugerah dan kasihnya selama hidup penulis dan dalam menyelesaikan perkuliahan di Teknik Perminyakan ITB. Tidak ada yang mustahil bagi Allah!! Kepada kedua orang tua, abang dan adik, dan juga semua keluarga, penulis mengucapkan terima kasih untuk setiap doa, dukungan, dan perhatian yang tidak pernah berhenti. Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada Natasha Amelia untuk doa, bantuan, dan ejekan yang menyertai harihari penulis. Penulis mengucapkan terima kasih atas bimbingan, kesabaran, waktu, pikiran dan tenaga yang diluangkan oleh Ir. Leksono Mucharam, M.Sc., Ph.D., sebagai dosen pembimbing tugas akhir sehingga tugas akhir ini dapat diselesaikan dengan baik. Terima kasih kepada Prof. Dr. Ir. Pudji Permadi sebagai dosen wali akademik penulis, dan juga kepada seluruh dosen dan pegawai tata usaha Teknik Perminyakan ITB. Penulis mengucapkan terima kasih kepada teman-teman seperjuangan di markas besar Gandok kosan Ciumbuleuit Sukandi 8, TM 04, PATRA, dan UKSU, atas candaan, tawa, diskusi, bantuan, dan dukungan selama ini. Dan kepada semua pihak yang telah membantu selama penulis menyelesaikan tugas akhir ini. IX. DAFTAR PUSTAKA 1. Mucharam, L Slide Kuliah Pengolahan Lapangan dan Transportasi TM ITB. Bandung. Beggs, D.H Production Optimization Using Nodal Analysis, OGCI Publications, Tulsa 8 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
9 LAMPIRAN Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 9
10 LAMPIRAN A MODEL JARINGAN PIPA SENSITIVITAS ID 10 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
11 LAMPIRAN B KURVA IPR SUMUR Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 11
12 LAMPIRAN C HASIL UJI SENSITIVITAS ID PIPA ID (in) 1 (base case) a b c d e f g h i Flow index (in 5 /ft) a b c d e f g h i mass (lb/s) GS liq (stb/d) 1 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
13 ID (in) 1 (base case) GS Qmax BNI FIaverage Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 13
14 LAMPIRAN D MODEL JARINGAN PIPA SENSITIVITAS PANJANG 14 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
15 LAMPIRAN E HASIL UJI SENSITIVITAS PANJANG PIPA Skenario (base case) 6 7 a b c d e f g h i Flow index (in 5 /ft) a b c d e f g h i mass (lb/s) GS Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 15
16 Skenario (base case) 6 7 Liq (stb/d) GS Qmax BNI FIaverage TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
17 LAMPIRAN F TABEL PENURUNAN TEKANAN RESERVOIR DAN PI PI = 4 stb/d/psi P (psia) liq (stb/d) GS Qmax BNI PI = stb/d/psi P (psia) liq (stb/d) Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 17
18 GS Qmax BNI P = 1500 psia PI (stb/d/psi) liq (stb/d) GS Qmax BNI TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
19 Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 19
20 LAMPIRAN G TABEL BIAYA PIPA ID Pipa (in) Material (US$/mtr) Coating (US$/mtr) Total (US$/mtr) Instalasi (US$/mtr) TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
21 LAMPIRAN H RATIO SKENARIO SENSITIVITAS ID PIPA ID Cost US$) Rev(US$/d) Ratio S kenario vs R atio R atio vs B NI R atio 1.70 BNI S kenario R a tio Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 1
22 LAMPIRAN I RATIO SKENARIO SENSITIVITAS PANJANG PIPA Skenario Material+coating Instalasi Cost US$) Rev(US$/d) Ratio S kenario vs R atio R atio vs B NI R atio 1.75 BNI S kenario R a tio TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
23 LAMPIRAN J PROFIL FLOW INDEX (FI) TERHADAP SEGMEN PIPA S egmen Pipa S ensitivitas ID vs F I FI S egmen Pipa B NI = 0.65 B NI = B NI = B NI = 0871 B NI = B NI = B NI = 0.88 S egmen Pipa S ensitivitas ID vs F I FI S egmen Pipa B NI = 0.94 B NI = Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 3
24 S egmen Pipa S ensitivitas Panjang vs FI FI S egmen Pipa B NI = B NI = B NI = B NI = B NI = 0.88 B NI = B NI = TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
25 LAMPIRAN K GRAFIK HUBUNGAN FI AVERAGE TERHADAP BOTTLENECK INDEX (BNI) F I averag e vs B NI S ens itivitas ID BNI FI average FI average vs B NI S ensitivitas Panjang BNI FI average Adolf S. P. Manurung, , Sem1 008/009 5
26 LAMPIRAN L GRAFIK HUBUNGAN FI AVERAGE TERHADAP COST FI average vs Cost Sensitivitas ID C ost x 10^ FI average FI average vs C ost S ensitivitas Panjang C ost x 10^ FI average 6 TM-FTTM-ITB Sem1 008/009
ANALISA SISTEM NODAL DALAM METODE ARTICIAL LIFT
ANALISA SISTEM NODAL DALAM METODE ARTICIAL LIFT Oleh: *)Ganjar Hermadi ABSTRAK Dalam industri migas khususnya bidang teknik produksi, analisa sistem nodal merupakan salah satu metode yang paling sering
Lebih terperinciHALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... i HALAMAN PENGESAHAN... ii HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH... iii HALAMAN PERSEMBAHAN... iv KATA PENGANTAR... v RINGKASAN... vi DAFTAR ISI... vii DAFTAR GAMBAR... ix
Lebih terperinciRizal Fakhri, , Sem1 2007/2008 1
SUATU ANALISA KINERJA GAS LIFT PADA SUMUR MIRING DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR Gas lift Performance Analysis In Inclined Well Using Simulator Oleh: Rizal Fakhri* Sari Adanya kemiringan pada suatu sumur
Lebih terperinciBab I Pendahuluan I.1 Latar Belakang
Bab I Pendahuluan I.1 Latar Belakang Seiring dengan semakin meningkatnya kebutuhan minyak, maka berbagai cara dilakukan untuk dapat menaikkan produksi minyak, adapun beberapa cara yang dapat dilakukan
Lebih terperinciFULL DEVELOPMENT OF PIPELINE NETWORKING AT X FIELD
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460-8696 Buku 1 ISSN (E) : 2540-7589 FULL DEVELOPMENT OF PIPELINE NETWORKING AT X FIELD Fazri Apip Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Kebumian
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN GAS UNTUK SUPPLY GAS INJEKSI SUMUR SUMUR GAS LIFT SECARA TERINTEGRASI
OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN GAS UNTUK SUPPLY GAS INJEKSI SUMUR SUMUR GAS LIFT SECARA TERINTEGRASI oleh : Unggul Nugroho Edi, MT *) ABSTRAK Dalam penelitian ini digunakan metode simulasi model reservoir,
Lebih terperinciANALISIS BOTTLENECK PADA SISTEM PRODUKSI DI SUATU LAPANGAN MINYAK YANG TERDIRI TIGA RESERVOIR BERBEDA TESIS
ANALISIS BOTTLENECK PADA SISTEM PRODUKSI DI SUATU LAPANGAN MINYAK YANG TERDIRI TIGA RESERVOIR BERBEDA TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi
Lebih terperinciKeken Rante Allo, , Sem2 2007/2008 1
Permasalahan Bottlenecking Pada Jaringan Perpipaan Produksi Minyak Lepas Pantai : Studi Kasus Lapangan-X Keken Rante Allo* Ir. Ucok W.R Siagian M.sc., Ph.D. ** Sari Optimasi dilakukan terhadap suatu jaringan
Lebih terperinciTUGAS AKHIR. Oleh: LUSY MARYANTI PASARIBU NIM :
PENGEMBANGAN KORELASI KUMULATIF PRODUKSI MINYAK SUMURAN BERDASARKAN DATA PRODUKSI DAN SIFAT FISIK BATUAN LAPANGAN DALAM KONDISI WATER CONING DENGAN BANTUAN SIMULASI RESERVOIR TUGAS AKHIR Oleh: LUSY MARYANTI
Lebih terperinciSeminar Nasional Cendekiawan 2015 ISSN: OPTIMASI PRODUKSI PADA PAD G-76 DENGAN PROGRAM TERINTEGRASI SUMUR DAN JARINGAN PIPA PRODUKSI
OPTIMASI PRODUKSI PADA PAD G-76 DENGAN PROGRAM TERINTEGRASI SUMUR DAN JARINGAN PIPA PRODUKSI Abstrak Pradhita Audi Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Universitas Trisakti
Lebih terperinciMetodologi Penelitian. Mulai. Pembuatan Model Reservoir Menggunakan Simulator Eclipse
Bab III Metodologi Penelitian III.1 Diagram Alir Penelitian Mulai Studi Pustaka Persiapan Studi Data Pembuatan Model Reservoir Menggunakan Simulator Elipse Pembuatan Model Fasilitas Produksi Menggunakan
Lebih terperinciPoso Nugraha Pulungan , Semester II 2010/2011 1
OPTIMASI TEKNIK PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK PADA STASIUN PENGUMPUL DI LAPANGAN X Poso Nugraha Pulungan * Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc, ph.d. ** Sari Seiring penurunan produksi dari sumur minyak, diperlukan
Lebih terperinciAnalisis Performance Sumur X Menggunakan Metode Standing Dari Data Pressure Build Up Testing
Abstract JEEE Vol. 5 No. 1 Novrianti, Yogi Erianto Analisis Performance Sumur X Menggunakan Metode Standing Dari Data Pressure Build Up Testing Novrianti 1, Yogi Erianto 1, Program Studi Teknik Perminyakan
Lebih terperinciStudi Optimasi Kinerja Sucker Rod Pump Pada Sumur A-1, A-2,Z-1, Dan Z-2 Menggunakan Perangkat Lunak Prosper
Studi Optimasi Kinerja Sucker Rod Pump Pada Sumur A-1, A-2,Z-1, Dan Z-2 Menggunakan Perangkat Lunak Prosper Syahrinal Faiz, Djoko Sulistyanto, Samsol ST Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Trisakti
Lebih terperinciPerencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi Oleh : Gesa Endah Prastiti* Dr.Ir. Pudjo Sukarno**
Perencanaan Rotative Gas Lift untuk Sistem Sumur yang Terintegrasi Oleh : Gesa Endah Prastiti* Dr.Ir. Pudjo Sukarno** Sari Seiring dengan diproduksikannya suatu sumur, maka performa sumur tersebut untuk
Lebih terperinciKonsep Gas Deliverability
BAB 3 Konsep Gas Deliverability Terdapat tiga komponen penting dalam gas deliverability, yaitu aliran gas di reservoir, aliran gas sepanjang pipa vertikal, dan aliran gas sepanjang pipa horizontal. Ketiga
Lebih terperinciOleh : Luthfan Riandy*
STUDI PENGARUH KOMPOSISI, KONDISI OPERASI, DAN KARAKTERISTIK GEOMETRI PIPA TERHADAP PEMBENTUKAN KONDENSAT DI PIPA TRANSMISI GAS BASAH The Study of Composition, Operation Condition, and Pipe Characteristic
Lebih terperinciHasil Studi Dan Analisis
Bab V Hasil Studi Dan Analisis V.1 Kasus Awal Kasus Awal yang dimaksud dalam penelitian ini adalah Lapangan X yang memiliki empat buah sumur. Model reservoir dengan empat buah sumur sebagai kasus awal
Lebih terperinciPENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA TUGAS AKHIR. Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM
PENGARUH PERUBAHAN SISTEM DI PERMUKAAN TERHADAP KUANTITAS ALIRAN FLUIDA PADA JARINGAN PIPA TUGAS AKHIR Oleh: KHAIRUL ANWAR NIM 12204066 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI SUMUR-SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT PADA LAPANGAN Y SKRIPSI. Oleh : AULIA RAHMAN PRABOWO / TM
OPTIMASI PRODUKSI SUMUR-SUMUR CONTINUOUS GAS LIFT PADA LAPANGAN Y SKRIPSI Oleh : AULIA RAHMAN PRABOWO 113.090.031 / TM PROGRAM STUDI TEKNIK PERMINYAKAN FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN
Lebih terperinciPERSAMAAN USULAN UNTUK PERAMALAN KINERJA LAJU ALIR MINYAK BERDASARKAN HUBUNGAN WATER OIL RATIO DAN DECLINE EXPONENT
PERSAMAAN USULAN UNTUK PERAMALAN KINERJA LAJU ALIR MINYAK BERDASARKAN HUBUNGAN WATER OIL RATIO DAN DECLINE EXPONENT PADA RESERVOIR MULTI LAPISAN BERTENAGA DORONG AIR TUGAS AKHIR Oleh: SANDI RIZMAN H NIM
Lebih terperinciIkatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia
Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember 2009 Makalah Profesional IATMI 09 004 Simulasi Line Packing Sebagai Storage pada Pipa Transmisi Gas Studi Kasus:
Lebih terperinciOptimasi Injeksi Gas untuk Peningkatan Produksi pada Lapangan Gas Lift dengan Sistem yang Terintegrasi
Optimasi Injeksi Gas untuk Peningkatan pada Lapangan Gas Lift dengan Sistem yang Terintegrasi Oleh : Riska Milza Khalida* Dr.Ir. Pudjo Sukarno, M.Sc** Sari Dalam penelitian ini, simulasi dan analisa performa
Lebih terperinciDAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... HALAMAN PENGESAHAN... PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH... HALAMAN PERSEMBAHAN... KATA PENGANTAR... RINGKASAN...
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL.... HALAMAN PENGESAHAN.... PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH.... HALAMAN PERSEMBAHAN.... KATA PENGANTAR.... RINGKASAN.... DAFTAR ISI.... viii DAFTAR GAMBAR.... DAFTAR TABEL....
Lebih terperinciBAB V Hasil Komputasi, Simulasi, dan Analisis
BAB V Hasil Komputasi, Simulasi, dan Analisis 5.1 Parameter dan Variabel Optimasi Salah satu variabel yang paling menentukan dalam perhitungan biaya operasi pompa yang telah dijelaskan pada subbab 3.2
Lebih terperinciSTUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI X DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR FORGAS TUGAS AKHIR. Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM :
STUDY DELIVERABILITY PRODUKSI GAS DI PROVINSI X DENGAN MENGGUNAKAN SIMULATOR TUGAS AKHIR Oleh: GILANG PRIAMBODO NIM : 122 05 059 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK
Lebih terperinciaintis Volume 12 Nomor 1, April 2011, 22-28
Jurnal aintis Volume 1 Nomor 1, April 011, -8 ISSN: 1410-7783 Perhitungan Laju Alir Minyak Setiap Lapisan pada Sumur Commingle Distribution Of Calculated Rate Oil Flow To Commingle Well Ali Musnal Jurusan
Lebih terperinciProgram Studi Teknik Perminyakan Universitas Islam Riau
JEEE Vol. 5 No. 1 Ali Musnal, Richa Melisa Perhitungan Analisis Sistem Nodal Untuk Menentukan Laju Alir Minyak Dengan Meningkatkan Range Efesiensi Electric Submercible Pump Pada Sumur di Lapangan Minyak
Lebih terperinciBAB III METODOLOGI PENELITIAN
3.1. Diagram alir Penelitian BAB III METODOLOGI PENELITIAN Pengumpulan Data Data Reservoir (Pwf,Ps,Pb) Data Produksi (Qt, Qo, Qw, WC, GOR, SG, ºAPI) Perhitungan Qmax dan Qopt dari IPR Aktual Evaluasi ESP
Lebih terperinciSTUDI PENGARUH UKURAN PIPA PRODUKSI TERHADAP TINGKAT LAJU PRODUKSI PADA SUMUR PRODUKSI Y-19, W-92, DAN HD-91 DI PT. PERTAMINA EP ASSET-1 FIELD JAMBI
STUDI PENGARUH UKURAN PIPA PRODUKSI TERHADAP TINGKAT LAJU PRODUKSI PADA SUMUR PRODUKSI Y-19, W-92, DAN HD-91 DI PT. PERTAMINA EP ASSET-1 FIELD JAMBI STUDY OF THE INFLUENCE OF THE PRODUCTION PIPELINE SIZE
Lebih terperinciFarid Febrian , Semester II 2010/2011 1
PENGEMBANGAN PEDOMAN OPTIMASI SUCKER ROD PUMP (SRP) Farid Febrian* Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.** Sari Untuk melakukan pengangkatan fluida yang sudah tidak dapat mengalir secara alami, mekanisme pengangkatan
Lebih terperinciPERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT LANGSUNG DARI SUMUR GAS Oleh: Enos Eben Ezer* Dr. Ir. Pudjo Sukarno*
PERENCANAAN INJEKSI GAS SUMUR GAS LIFT LANGSUNG DARI SUMUR GAS Oleh: Enos Eben Ezer* Dr. Ir. Pudjo Sukarno* Sari Artificial Lift adalah metode pengangkatan Buatan yang bertujuan untuk membantu kemampuan
Lebih terperinciPERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... i HALAMAN PENGESAHAN... PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH... HALAMAN PERSEMBAHAN... KATA PENGANTAR... RINGKASAN... DAFTAR ISI... DAFTAR GAMBAR... DAFTAR TABEL... BAB I. PENDAHULUAN...
Lebih terperinciBAB I PENDAHULUAN. I.1. Latar Belakang Penelitian
BAB I PENDAHULUAN I.1. Latar Belakang Penelitian Dalam kegiatan operasional industri minyak banyak ditemukan berbagai macam alat pengoperasian untuk mencapai hasil yang diinginkan dalam wujud peralatan
Lebih terperinciEVALUASI TEKNIS DAN EKONOMIS WELL COMPLETION UNTUK UKURAN TUBING PADA SUMUR MINYAK X-26 DI PT. PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD
EVALUASI TEKNIS DAN EKONOMIS WELL COMPLETION UNTUK UKURAN TUBING PADA SUMUR MINYAK X-26 DI PT. PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD EVALUATION OF TECHNICAL AND ECONOMIC WELL COMPLETION FOR SIZE TUBING ON
Lebih terperinciSTUDI KELAYAKAN PENERAPAN INJEKSI SURFAKTAN DAN POLIMER DI LAPANGAN X MENGGUNAKAN SIMULATOR NUMERIK TESIS EMA FITRIANI NIM :
STUDI KELAYAKAN PENERAPAN INJEKSI SURFAKTAN DAN POLIMER DI LAPANGAN X MENGGUNAKAN SIMULATOR NUMERIK TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung
Lebih terperinciOptimasi Produksi Lapangan Gas Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir.
Optimasi Produksi Lapangan Kering PSF dengan Mempertimbangkan Liquid loading Oleh : Farasdaq Muchibbus Sajjad* Dr.Ir. Pudjo Sukarno** Sari Lapangan gas kering PSF yang akan dikembangkan merupakan lapangan
Lebih terperinciPerkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi
Perkiraan Liquid Loading Sumur Gas Melalui Integrasi Sistem Reservoir, Sumur, dan Pipa Produksi TUGAS AKHIR Oleh: MUHAMMAD AKMAL NIM 12205065 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar
Lebih terperinciOptimasi Produksi Terintegrasi Untuk Lapangan Dengan Sumur ESP Oleh : Ria Perdana Putra* Dr.Ir. Pudjo Sukarno**
Optimasi Produksi Terintegrasi Untuk Lapangan Dengan Sumur ESP Oleh : Ria Perdana Putra* Dr.Ir. Pudjo Sukarno** Sari Electric Submersible Pump (ESP) merupakan salah satu metode Artificial Lift yang banyak
Lebih terperinciFORUM TEKNOLOGI Vol. 03 No. 4
OPTIMASI POMPA PCP DENGAN MENGGUNAKAN ANALISA SISTEM NODAL Ganjar Hermadi *) ABSTRAK Progressive Cavity Pump (PCP) adalah salah satu jenis pompa yang digunakan dalam industri perminyakan sebagai alat pengangkatan
Lebih terperinciEVALUASI PERHITUNGAN POTENSI SUMUR MINYAK TUA DENGAN WATER CUT TINGGI
EVALUASI PERHITUNGAN POTENSI SUMUR MINYAK TUA DENGAN WATER CUT TINGGI Agustinus Denny Unggul Raharjo 1* 1 Jurusan Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik Perminyakan & Pertambangan, Universitas Papua Jalan
Lebih terperinciANALISIS PENGARUH JENIS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN PADA PIPA MINYAK BERSIFAT PARAFFINIC WAX DARI LAPANGAN X (STUDI LABORATURIUM DAN SIMULASI)
ANALISIS PENGARUH JENIS DAN KONSENTRASI SURFAKTAN PADA PIPA MINYAK BERSIFAT PARAFFINIC WAX DARI LAPANGAN X (STUDI LABORATURIUM DAN SIMULASI) TUGAS AKHIR Oleh: YVAN CHRISTIAN NIM 12205010 Diajukan sebagai
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI PADA LAPANGAN X DENGAN PEMODELAN PRODUKSI TERINTEGRASI
OPTIMASI PRODUKSI PADA LAPANGAN X DENGAN PEMODELAN PRODUKSI TERINTEGRASI Oleh Fadjri Dwishantyo* Dr.Ir. Sudjati Rachmat, DEA** Sari Optimasi produksi pada suatu lapangan merupakan hal yang sangat penting.
Lebih terperinciGambar 11. Perbandingan hasil produksi antara data lapangan dengan metode modifikasi Boberg- Lantz pada sumur ADA#22
Sekali lagi dari Gambar 9 dapat dilihat bahwa perbandigan kurva produksi metode modifikasi Boberg-Lantz dengan data lapangan berpola mendekati. Hal ini dapat dilihat dari kecenderungan kenaikan produksi
Lebih terperinciBAB II TINJAUAN PUSTAKA
BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Sistem Jaringan Injeksi Dalam industri migas dibutuhkan suatu sistem jaringan dalam pendistribusian fluida injeksi dari stasiun penampung (block station) menuju sumur injeksi
Lebih terperinciKata kunci: recovery factor, surfactant flooding, seven-spot, saturasi minyak residu, water flooding recovery factor.
Pengembangan Persamaan untuk Mengestimasi Recovery Factor dari Surfactant Flooding pada Pola Injeksi Seven-Spot Gerdhy Ferdian* Dr. Ir. Leksono Mucharam** Abstrak Pemilihan metode peningkatan perolehan
Lebih terperinciBab 4 Simulasi Kasus dan Penyelesaian Numerik
28 Bab 4 Simulasi Kasus dan Penyelesaian Numerik Pada bab berikut dibahas tentang simulasi suatu kasus yang bertujuan untuk mencegah terjadinya penyumbatan aliran (bottleneck) serta mencari solusi numerik
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN MINYAK MENGGUNAKAN METODE ARTIFICIAL LIFT DENGAN ESP PADA LAPANGAN TERINTEGRASI
OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN MINYAK MENGGUNAKAN METODE ARTIFICIAL LIFT DENGAN ESP PADA LAPANGAN TERINTEGRASI Oleh : Agus Sugiharto, ST. MT *) ABSTRAK Tahapan tahapan dalam memproduksikan minyak dari reservoir
Lebih terperinciJURNAL TEKNIK POMITS Vol. 2, No. 1, (2013) ISSN: ( Print) 1
JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 2, No. 1, (213) ISSN: 2337-3539 (231-9271 Print) 1 Analisa Peletakan Booster Pump pada Onshore Pipeline JOB PPEJ (Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java) Debrina
Lebih terperinciPENGARUH KENAIKAN CASING PRESSURE TERHADAP LAJU ALIR PRODUKSI DI LAPANGAN MINYAK DURI
1 PENGARUH KENAIKAN CASING PRESSURE TERHADAP LAJU ALIR PRODUKSI DI LAPANGAN MINYAK DURI Nurkhalis, Sunarno, Fajril Akbar Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Riau Kampus Binawidya Panam Pekanbaru
Lebih terperinciOPTIMALISASI PEROLEHAN MINYAK MENGGUNAKAN PEMISAHAN SECARA BERTAHAP
OPTIMALISASI PEROLEHAN MINYAK MENGGUNAKAN PEMISAHAN SECARA BERTAHAP Reza Fauzan *Email: reza.fauzan@gmail.com ABSTRAK Penelitian tentang peningkatan jumlah produksi minyak yang diperoleh dari sumur produksi
Lebih terperinciBAB III STUDI PENGARUH PERUBAHAN VARIABEL TERHADAP KONSEKUENSI KEGAGALAN
BAB III STUDI PENGARUH PERUBAHAN VARIABEL TERHADAP KONSEKUENSI KEGAGALAN Seluruh jenis konsekuensi kegagalan dicari nilainya melalui perhitungan yang telah dijabarkan pada bab sebelumnya. Salah satu input
Lebih terperinciBab IV Model dan Optimalisasi Produksi Dengan Injeksi Surfaktan dan Polimer
Bab IV Model dan Optimalisasi Produksi Dengan Injeksi Surfaktan dan Polimer Pada bab ini akan dijelaskan tentang model yang telah dibuat oleh peneliti sebelumnya kemudian dari model tersebut akan dioptimalisasi
Lebih terperinciOptimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi TUGAS AKHIR. Oleh: Dimas Ariotomo
Optimasi Produksi Reservoir Gas Kering ADF dengan Mempertimbangkan Penentuan Waktu Buka Sumur Produksi TUGAS AKHIR Oleh: Dimas Ariotomo 12206007 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar
Lebih terperinciDAFTAR ISI. HALAMAN JUDUL... i. HALAMAN PENGESAHAN... ii. PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH... iii. HALAMAN PERSEMBAHAN... iv. KATA PENGANTAR...
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... i HALAMAN PENGESAHAN... ii PERNYATAAN KEASLIAN KARYA ILMIAH... iii HALAMAN PERSEMBAHAN... iv KATA PENGANTAR... v RINGKASAN... vi DAFTAR ISI... vii DAFTAR GAMBAR... xi DAFTAR
Lebih terperinciOleh : Fikri Rahmansyah* Dr. Ir. Taufan Marhaendrajana**
IDENTIFIKASI PENGARUH KEDALAMAN PENGUKURAN TEKANAN, SIFAT MINYAK, DAN BATUAN RESERVOIR TERHADAP PENENTUAN JUMLAH MINYAK AWAL di RESERVOIR DENGAN METODE MATERIAL BALANCE Oleh : Fikri Rahmansyah* Dr. Ir.
Lebih terperinciMETODE EVALUASI DAN PERAMALAN KELAKUAN PRODUKSI UNTUK APLIKASI DI LAPANGAN-LAPANGAN TUA (BROWNFIELDS) TESIS
METODE EVALUASI DAN PERAMALAN KELAKUAN PRODUKSI UNTUK APLIKASI DI LAPANGAN-LAPANGAN TUA (BROWNFIELDS) TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi
Lebih terperinciTinjauan Pustaka. Enhanced oil recovery adalah perolehan minyak dengan cara menginjeksikan bahanbahan yang berasal dari luar reservoir (Lake, 1989).
Bab II Tinjauan Pustaka II.1 Enhanced Oil Recovery (EOR) Enhanced oil recovery (EOR) adalah metode yang digunakan untuk memperoleh lebih banyak minyak setelah menurunnya proses produksi primer (secara
Lebih terperinciSTUDI PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DI ZONA A LAPANGAN X DENGAN METODE INJEKSI AIR
STUDI PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK DI ZONA A LAPANGAN X DENGAN METODE INJEKSI AIR TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung Oleh : RADEN
Lebih terperinciBAB V PEMBAHASAN. yaitu sumur AN-2 dan HD-4, kedua sumur ini dilakukan treatment matrix acidizing
BAB V PEMBAHASAN Pada lapangan FRY kali ini dipilih 2 sumur untuk dianalisa dan dievaluasi yaitu sumur AN-2 dan HD-4, kedua sumur ini dilakukan treatment matrix acidizing guna memperbaiki kerusakan formasi
Lebih terperinciBAB IV ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN
BAB IV ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN 4.1 Analisa Data Tujuan dari optimasi ESP dengan cara mengubah Pump Size adalah untuk mengoptimalkan laju alir produksi sesuai dengan kemampuan sumur. Penentuan laju
Lebih terperinciPemodelan dan Simulasi Penurunan Tekanan pada Pipa Transmisi Menggunakan Metode Secant
ISSN : 2355-9365 e-proceeding of Engineering : Vol.3, No.2 Agustus 2016 Page 3788 Pemodelan dan Simulasi Penurunan Tekanan pada Pipa Transmisi Menggunakan Metode Secant Modeling and Simulation Pressure
Lebih terperinciBab 2 Aliran Multifasa pada Jaringan Pipa Produksi
5 Bab 2 Aliran Multifasa pada Jaringan Pipa Produksi Pada bab ini akan dibahas permasalahan fisis dari aliran multifasa (gas dan liquid) pada jaringan pipa produksi, antara lain jaringan pipa produksi
Lebih terperinciPenentuan Absolute Open Flow Pada Akhir Periode Laju Alir Plateau Sumur Gas Estimation Absolute Open Flow Of The End Of Plateau Rate Of Gas Well
Penentuan Absolute Open Flow Pada Akhir Periode Laju Alir Plateau Sumur Gas Estimation Absolute Open Flow Of The End Of Plateau Rate Of Gas Well NOVRIANTI Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknik Universitas
Lebih terperinciPENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS PADA SUMUR GAS X-3 Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3
PENGGUNAAN DYNAMIC NODAL SYSTEM ANALYSIS PADA SUMUR GAS X-3 Application of Dynamic Nodal System Analysis on Gas Well X-3 Oleh : Indra Gunawan* Sari Optimasi produksi sumur gas pada suatu waktu produksi
Lebih terperinciBAB IV SIMULASI RESERVOIR REKAH ALAM DENGAN APLIKASI MULTILATERAL WELL
BAB IV SIMULASI RESERVOIR REKAH ALAM DENGAN APLIKASI MULTILATERAL WELL Simulasi reservoir pada reservoir rekah alam dilakukan pada studi ini untuk mengetahui performance dari reservoir dan memprediksi
Lebih terperinciBAB 4 DATA HASIL PENGUJIAN
30 BAB 4 DATA HASIL PENGUJIAN Data data hasil penelitian mencakup semua data yang dibutuhkan untuk penentuan laju korosi dari metode metode yang digunakan (kupon, software, dan metal loss). Pengambilan
Lebih terperinciANALISA UJI DELIVERABILITAS RESERVOIR GAS BERDASARKAN DATA UJI SUMUR UNTUK OPTIMASI LAJU ALIR MAKSIMUM PADA SUMUR X LAPANGAN S PROPOSAL TUGAS AKHIR
ANALISA UJI DELIVERABILITAS RESERVOIR GAS BERDASARKAN DATA UJI SUMUR UNTUK OPTIMASI LAJU ALIR MAKSIMUM PADA SUMUR X LAPANGAN S PROPOSAL TUGAS AKHIR Oleh : SUGI PRASETYO 071.11.339 JURUSAN TEKNIK PERMINYAKAN
Lebih terperinciIkatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 2009 Bandung, 2-5 Desember Makalah Profesional IATMI
Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia Simposium Nasional IATMI 29 Bandung, 2- Desember 29 Makalah Profesional IATMI 9-16 ANALISIS DATA WATER OIL RATIO UNTUK MEMPREDIKSI NILAI PERMEABILITAS VERTIKAL
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI
OPTIMASI PRODUKSI TERINTEGRASI PADA LAPANGAN GAS TERDIPLESI TUGAS AKHIR Oleh: IMRON FAJAR KURNIAWAN NIM 12204059 Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK pada Program Studi Teknik
Lebih terperinciEVALUASI DAN DESAIN ULANG ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR X DI LAPANGAN Y
EVALUASI DAN DESAIN ULANG ELECTRIC SUBMERGIBLE PUMP (ESP) PADA SUMUR X DI LAPANGAN Y Sefilra Andalucia Mahasiswa Magister teknik Geologi UPN Veteran Yogyakarta Abstract The rate of fluid production affects
Lebih terperinciPERAMALAN KURVA IPR UNTUK SUMUR MINYAK PADA RESERVOIR EDGE WATER DRIVE
PERAMALAN KURVA IPR UNTUK SUMUR MINYAK PADA RESERVOIR EDGE WATER DRIVE Oleh: Reza Oktokilian Chon *) Pembimbing: Dr. Ir. Pudjo Sukarno Dr.Ir. Asep Kurnia Permadi Sari Makalah ini merupakan hasil penelitian
Lebih terperinciPemodelan dan Simulasi Penurunan Tekanan pada Pipa Transmisi Menggunakan Metode Secant
Pemodelan dan Simulasi Penurunan Tekanan pada Pipa Transmisi Menggunakan Metode Secant Modeling and Simulation Pressure Drop in Transmission Pipeline Using Secant Method Kaisa S P Prodi S Ilmu Komputasi,
Lebih terperinciPENGUJIAN PENGARUH VARIASI HEAD SUPPLY DAN PANJANG LANGKAH KATUP LIMBAH TERHADAP UNJUK KERJA POMPA HIDRAM
PENGUJIAN PENGARUH VARIASI HEAD SUPPLY DAN PANJANG LANGKAH KATUP LIMBAH TERHADAP UNJUK KERJA POMPA HIDRAM SKRIPSI Skripsi Yang Diajukan Untuk Melengkapi Syarat Memperoleh Gelar Sarjana Teknik FRANCISCUS
Lebih terperinciBAB III ANALISA TRANSIEN TEKANAN UJI SUMUR INJEKSI
BAB III ANALISA TRANSIEN TEKANAN UJI SUMUR INJEKSI Pada bab ini dibahas tentang beberapa metode metode analisis uji sumur injeksi, diantaranya adalah Hazebroek-Rainbow-Matthews 2 yang menggunakan prosedur
Lebih terperinciANALISA JARINGAN PIPA LOOP-NODE DUA FASA MENGGUNAKAN METODE BEGGS AND BRILL
ANALISA JARINGAN PIPA LOOP-NODE DUA FASA MENGGUNAKAN METODE BEGGS AND BRILL Rudi Rubiandini R.S. - Insitut Teknologi Bandung Harisza Koswara Stavanger University, Norway rrr@bdg.centrin.net.id RINGKASAN
Lebih terperinciBAB VI KESIMPULAN DAN SARAN. disimpulkan beberapa hal sebagai berikut, yaitu: dibandingkan lapisan lainnya, sebesar MSTB.
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN 6.1 Kesimpulan Berdasarkan analisa dan perhitungan yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan beberapa hal sebagai berikut, yaitu: 1. Hasil analisa decline curve dari semua
Lebih terperinciBAB V ANALISA SENSITIVITAS MODEL SIMULASI
BAB V ANALISA SENSITIVITAS MODEL SIMULASI Simulasi menggunakan model sistem reservoir seperti yang dijelaskan dan divalidasi dengan data lapangan pada Bab IV terdahulu, selanjutnya akan dilakukan analisa
Lebih terperinciPENGEMBANGAN KORELASI USULAN UNTUK PENENTUAN LAMA WAKTU LAJU ALIR PLATEAU PADA SUMUR GAS KONDENSAT DENGAN FAKTOR SKIN TUGAS AKHIR.
PENGEMBANGAN KORELASI USULAN UNTUK PENENTUAN LAMA WAKTU LAJU ALIR PLATEAU PADA SUMUR GAS KONDENSAT DENGAN FAKTOR SKIN TUGAS AKHIR Oleh: ESTRI ANDROMEDA NIM : 12206038 Diajukan sebagai salah satu syarat
Lebih terperinciPEMODELAN DAN SIMULASI JARINGAN PIPA GAS DENGAN DUA SUMBER SUMUR GAS
Prosiding Seminar Nasional Penelitian, Pendidikan dan Penerapan MIPA Fakultas MIPA, Universitas Negeri Yogyakarta, 16 Mei 2009 PEMOELAN AN SIMULASI JARINGAN PIPA GAS ENGAN UA SUMBER SUMUR GAS Mohammad
Lebih terperinciANALISIS KEHILANGAN PANAS DAN TEKANAN PADA PENYALURAN UAP AIR PANAS BUMI TUGAS AKHIR. Oleh: MULKI HAKIEM ADLI MUSTAQIEM NIM
ANALISIS KEHILANGAN PANAS DAN TEKANAN PADA PENYALURAN UAP AIR PANAS BUMI TUGAS AKHIR Oleh: MULKI HAKIEM ADLI MUSTAQIEM NIM 12205015 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK
Lebih terperinciNAJA HIMAWAN
NAJA HIMAWAN 4306 100 093 Ir. Imam Rochani, M.Sc. Ir. Hasan Ikhwani, M.Sc. ANALISIS PERBANDINGAN PERANCANGAN PADA ONSHORE PIPELINE MENGGUNAKAN MATERIAL GLASS-REINFORCED POLYMER (GRP) DAN CARBON STEEL BERBASIS
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI DENGAN MENGEVALUASI JARINGAN PIPA PERMUKAAN MENGGUNAKAN SIMULATOR PIPESIM PADA LAPANGAN UNIFORM BP INDONESIA. Tugas Akhir.
OPTIMASI PRODUKSI DENGAN MENGEVALUASI JARINGAN PIPA PERMUKAAN MENGGUNAKAN SIMULATOR PIPESIM PADA LAPANGAN UNIFORM BP INDONESIA Tugas Akhir Oleh: INDRA FAJRI NIM 104036 Diajukan sebagai syarat untuk mendapatkan
Lebih terperinciISSN JEEE Vol. 4 No. 2 Musnal
ISSN 254-9352 JEEE Vol. 4 No. 2 Musnal Optimasi Perhitungan Laju Alir minyak Dengan Meningkatkan Kinerja Pompa Hydraulic Pada Sumur Minyak Di Lapangan PT. KSO Pertamina Sarolangon Jambi Ali Musnal 1 1
Lebih terperinciSeminar Nasional Cendekiawan 2015 ISSN:
EVALUASI PERBANDINGAN METODE REGULER GAS LIFT DAN COILED TUBING GAS LIFT UNTUK APLIKASI DI LAPANGAN MSF Galih Aristya, Widartono Utoyo Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti Abstrak Pada
Lebih terperinciOPTIMASI PRODUKSI SUMUR-SUMUR GAS LIFT DI LAPANGAN A
OPTIMASI PRODUKSI SUMUR-SUMUR GAS LIFT DI LAPANGAN A Djoko Sulistyanto (Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Trisakti) ABSTRAK Analisa nodal adalah suatu metode untuk menganalisa suatu sistem produksi
Lebih terperinciKURVA IPR SUMUR MULTI-LATERAL PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT TUGAS AKHIR. Oleh: FRANKY DANIEL SAMOSIR NIM
KURVA IPR SUMUR MULTI-LATERAL PADA RESERVOIR BERTENAGA DORONG GAS TERLARUT TUGAS AKHIR Oleh: FRANKY DANIEL SAMOSIR NIM 12204005 Diajukan sebagai salah satu syarat untuk mendapatkan gelar SARJANA TEKNIK
Lebih terperinciSistem Sumur Dual Gas Lift
Bab 2 Sistem Sumur Dual Gas Lift 2.1 Metode Pengangkatan Buatan (Artificial Lift Penurunan tekanan reservoir akan menyebabkan penurunan produktivitas sumur minyak, serta menurunkan laju produksi sumur.
Lebih terperinciSimulasi Model Jaringan dan Fasilitas Permukaan Injeksi CO 2 Sistem Terpusat pada Lapisan F Lapangan J
Simulasi Model Jaringan dan Fasilitas Permukaan Injeksi CO 2 Sistem Terpusat pada Lapisan F Lapangan J Wibowo 1*, Yulius Deddy Hermawan 2 1 Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknologi Mineral,
Lebih terperinciSTUDI SIMULASI INJEKSI LEAN GAS KE DALAM RESERVOIR X UNTUK MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK TESIS
STUDI SIMULASI INJEKSI LEAN GAS KE DALAM RESERVOIR X UNTUK MENINGKATKAN PEROLEHAN MINYAK TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung Oleh
Lebih terperinciDAFTAR ISI... HALAMAN JUDUL... HALAMAN PENGESAHAN... HALAMAN PERSEMBAHAN... HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN... KATA PENGANTAR... RINGKASAN...
DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... HALAMAN PENGESAHAN... HALAMAN PERSEMBAHAN... HALAMAN PERNYATAAN KEASLIAN... KATA PENGANTAR... RINGKASAN... DAFTAR ISI... DAFTAR GAMBAR... DAFTAR TABEL... DAFTAR LAMPIRAN...
Lebih terperinciBAB I PENDAHULUAN. dunia saat ini. Terutama kebutuhan energi yang berasal dari sumber daya alam yang
BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Masalah Energi merupakan salah satu kebutuhan utama dalam kehidupan masyarakat dunia saat ini. Terutama kebutuhan energi yang berasal dari sumber daya alam yang tidak
Lebih terperinciMetodologi Penelitian. Mulai. Pembuatan model fluida reservoir. Pembuatan model reservoir
Bab III Metodologi Penelitian III.1 Diagram Alir Penelitian Diagram pada Gambar III.1 berikut ini merupakan diagram alir yang menunjukkan tahapan proses yang dilakukan pada penelitian studi simulasi injeksi
Lebih terperinciEVALUASI PERBANDINGAN DESAIN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DAN SUCKER ROD PUMP UNTUK OPTIMASI PRODUKSI PADA SUMUR M-03 DAN M-05
Seminar Nasional Cendekiawan ke 3 Tahun 2017 ISSN (P) : 2460-8696 Buku 1 ISSN (E) : 2540-7589 EVALUASI PERBANDINGAN DESAIN ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP DAN SUCKER ROD PUMP UNTUK OPTIMASI PRODUKSI PADA SUMUR
Lebih terperinciPERENCANAAN ULANG INSTALASI POMPA PENYALUR BASE OIL DI PT PERTAMINA PRODUCTION UNIT GRESIK
TUGAS AKHIR KONVERSI ENERGI PERENCANAAN ULANG INSTALASI POMPA PENYALUR BASE OIL DI PT PERTAMINA PRODUCTION UNIT GRESIK Putra Aditiawan 2108030043 Dosen pembinmbing: Dr.Ir.Heru Mirmanto,MT GAMBAR INSTALASI
Lebih terperinciSeminar Nasional Cendekiawan 2015 ISSN: OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN GAS DENGAN ANALISIS NODAL
OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN GAS DENGAN ANALISIS NODAL Abstrak Deane Parahita Program Studi Teknik Perminyakan Trisakti Produktivitas sumur ditunjukkan dari kemampuan suatu formasi untuk memproduksi fluida
Lebih terperinciBAB 1. PENDAHULUAN 4. Asumsi yang digunakan untuk menyederhanakan permasalahan pada penelitian ini adalah:
Bab 1 Pendahuluan Pada saat produksi awal suatu sumur minyak, fluida dapat mengalir secara natural dari dasar sumur ke wellhead atau kepala sumur. Seiring dengan meningkatnya produksi dan waktu operasi,
Lebih terperinciANALISA PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN METODE HORNER MANUAL UNTUK PENENTUAN KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR X LAPANGAN Y SKRIPSI
ANALISA PRESSURE BUILD-UP TEST DENGAN MENGGUNAKAN METODE HORNER MANUAL UNTUK PENENTUAN KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR X LAPANGAN Y SKRIPSI Disusun Oleh : BENI PRAMONO 113.090.159/ TM PROGRAM STUDI TEKNIK
Lebih terperinciKata Kunci : Faktor Perolehan, simulasi reservoir, sumur berarah, analisa keekonomian.
PENGEMBANGAN LAPANGAN X DENGAN SUMUR BERARAH MELALUI SIMULASI RESERVOIR DAN ANALISA KEEKONOMIAN Jesta* Ir. Tutuka Ariadji, M.Sc., Ph.D.** Sari Lapangan X merupakan lapangan minyak dengan jenis reservoir
Lebih terperinciEVALUASI POMPA ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) UNTUK OPTIMASI PRODUKSI PADA SUMUR P-028 DAN P-029 DI PT. PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD
EVALUASI POMPA ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) UNTUK OPTIMASI PRODUKSI PADA SUMUR P-028 DAN P-029 DI PT. PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD EVALUATION ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP (ESP) FOR OPTIMIZATION PRODUCTION
Lebih terperinci