Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Sumur HR-1 berada di lapangan SW adalah sumur yang berada pada
cekungan jawa timur . Lapangan SW ditemukan pada bulan January 2000 di
Kabupaten Bojonegoro, Provinsi Jawa Timur. Luas wilayah dari Lapangan SW
adalah 1.478 km2
. Sumur sumur di Lapangan SW umumnya memiliki
kedalaman rata-rata 7.000 8.000 ft TVD (9.000 10.000 ft MD). Reservoir di
Lapangan SW adalah Limestone. Sumur HR-1 merupakan sumur tidak dapat
lagi berproduksi secara alamiah (Natural Flow) sehingga perlu dilakukan
optimasi produksi dengan perencanaan Artificial Lift.
Ada beberapa metode pengangkatan buatan yang dapat digunakan agar
fluida bisa naik ke permukaan. Salah satu metode yang dapat digunakan yaitu
dengan menggunakan pompa benam listrik (Electric Submersible Pump - ESP).
Metode pengangkatan fluida dengan ESP banyak digunakan karena sangat efektif
dan efisien untuk sumur yang mempunyai produktivitas indeks (PI) yang besar,
sumur yang dalam, serta untuk sumur- sumur miring. Dalam merancang pompa
ESP yang cocok untuk sumur minyak, diperlukan data yang akurat untuk
membuat kurva IPR yang menjadi dasar pertimbangan untuk perancangan pompa
ESP.
Dari hasil desain ESP masih berada pada best efficiency pada sumur HR1, menunjukan pompa yang dipilih tidak melewati batas minimum dan maximum
operating range nya .

The HR-1 well in the "SW" field is a well located in the east java basin.
The "SW" field was discovered in January 2000 in Bojonegoro , East Java
Province. The total area of the "SW" Field is 1,478 km2. Wells in the "SW" Field
generally have an average depth of 7,000 - 8,000 ft TVD (9,000 - 10,000 ft MD).
Reservoir in "SW" Field is Limestone. HR-1 well is a well that can no longer
produce naturally (Natural Flow) so it is necessary to optimize production with
Artificial Lift planning.
There are several artificial lifting methods that can be used so that the fluid
can rise to the surface. One method that can be used is by using an electric
submersible pump (ESP). Fluid removal method with ESP is widely used because
it is very effective and efficient for wells that have a large productivity index (PI),
deep wells, and for sloping wells. In designing an ESP pump suitable for oil wells,
accurate data is needed to create an IPR curve which is the basis for consideration
for designing an ESP pump.
ESP design results are still at the best efficiency in HR-1 well, showing
that the selected pump does not exceed the minimum and maximum operating
range.