Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Dalam memproduksikan minyak pada suatu lapangan dari setiap sumur
produksi akan mengalami penurunan tekanan reservoir sehingga akan mengalami
penurunan laju produksi, yang awalnya natural flow akan di ganti dengan
pengangkatan buatan atau biasa di sebut artificial lift. Pada sumur FA awal
produksinya menggunakan pengangkatan buatan gas lift seiring berjalannya
waktu laju produksinya akan menurun sehingga gas yang ada di sumur FA akan
berkurang, dan tidak efisien lagi untuk melakukan injeksi gas. Maka dari itu saya
mengganti artificial lift gas lift menjadi SRP (Secker rod pump). Proses kerja
pompa SRP di namakan istilah upstroke dan downstroke,di mana ketika Gerakan
plunger ke bawah (downstroke) standing valve akan tertutup karna di tekan fluida
di atasnya,traveling valve nya terbuka karena mendapatkan dorongan dari fluida
di working barrel dan masuk dari barrel ke plungernya, dan apabila ke atas
(upstroke) ,Traveling valve nya akan tertutup,standing valve nya terbuka karna
efek penghisapan.
Sebelum kita melakukan desain pompa SRP yang awal kita harus
menghitung laju alir maksimum (Qmax) untuk mengetahui sumur yang
berproduksi yang baik dan productivity Index (PI) pada setiap sumur yang ingin
di desain. Dan untuk selanjutnya membuat kurva Inflow Performance
Relationship (IPR), metode yang di gunakan untuk membuat kurva IPR adalah
persamaan Wiggins sehingga didapatkan hasil Q max sebesar 317 bfpd.
Dalam mendesain sucker Rod Pump (SRP) yang pertama di lakukan
adalah menghitung Q desain dengan menggunakan 80% dari Qmax sebesar 254
bfpd dengan mengambil pwf desain sebesar 195 psi dan pompa dipasang pada
kedalaman 2774 ft .agar pompa berjalan dengan kondisi baik digunakan diameter
plunger sebesar 1,5 inch, Panjang Stroke (SL) sebesar 42 inch, serta kecepatan
pompa 26 (SPM).

In producing oil in a field from each production well, the reservoir pressure
will decrease so that the production rate will decrease, which initially natural flow
will be replaced with artificial lift or commonly called artificial lift. In the FA
well, the initial production was using an artificial gas lift, over time the production
rate will decrease so that the gas in the FA well will decrease, and it is no longer
efficient for gas injection. That's why I changed the artificial lift gas lift to SRP
(Secker rod pump). The working process of the SRP pump is called upstroke and
downstroke, where when the plunger moves down (downstroke) the standing
valve will be closed because the fluid is pressed on it, the traveling valve opens
because it gets a boost from the fluid in the working barrel and enters from the
barrel to the plunger. , and if it goes up (upstroke), the traveling valve will be
closed, the standing valve will open because of the suction effect.
Before we do the initial SRP pump design we must calculate your maximal
flow rate (Q max) to find out which wells are producing well and the Productivity
Index (PI) of each well you want to design. And to further create the Inflow
Performance Relationship (IPR) curve, the method used to make the IPR curve is
the wiggins equation so that the Q, max result is 317 bfpd.
In designing the sucker Rod Pump (SRP), the first thing to do is to
calculate the Q design using 80% of the Q max of 254 bfpd by taking the design
pwf of 195 psi and the pump is installed at a depth of 2774 ft. So that the pump
runs in good condition, the plunger diameter is used. of 1.5 inches, Stroke Length
(SL) of 42 inches, and pump speed of 26 (SPM).