<![CDATA[Lapangan TEN yang terletak di Jawa Timur memiliki sejumlah sumur minyak yang menggunakan metode pengangkatan buatan untuk mempertahankan produksi, salah satunya adalah sumur TS-04. Sumur ini telah lama diproduksikan dan mengalami penurunan tekanan reservoir serta laju alir fluida. Untuk mengatasi masalah tersebut, digunakan metode artificial lift berupa Hydraulic Pumping Unit (HPU). Evaluasi dilakukan menggunakan analisis Inflow Performance Relationship (IPR), yang kemudian dilanjutkan dengan optimasi karena efisiensi volumetrik awalnya sangat rendah. Parameter yang diubah dalam proses optimasi adalah kecepatan pompa (Stroke Per Minute/SPM) dan panjang langkah (Stroke Length/SL). Sebelum dilakukan optimasi, laju produksi sumur TS-04 hanya 130,6 BFPD dengan kecepatan 5 SPM dan SL 130 inci, menghasilkan efisiensi volumetrik sebesar 36,03%. Setelah parameter diubah menjadi 25 SPM dan SL 64 inci, laju produksi meningkat tajam menjadi 767,6 BFPD dan efisiensi volumetrik mencapai 91,54%. Penelitian ini membuktikan bahwa pengaturan ulang parameter operasional HPU mampu meningkatkan efisiensi dan produksi sumur secara signifikan. Pendekatan ini juga dapat diterapkan pada sumur lain di Lapangan TEN dengan kondisi serupa guna mendukung produksi minyak yang berkelanjutan dan efisien. The TEN Field, located in East Java, contains several oil wells that utilize artificial lift methods to sustain production, including well TS-04. This well has been producing for a long time and has experienced a decline in reservoir pressure and production flow rate. To address this issue, a Hydraulic Pumping Unit (HPU) is used as the artificial lift method. Performance evaluation was conducted using Inflow Performance Relationship (IPR) analysis, followed by optimization due to the initially low volumetric efficiency. The optimization involved adjusting the pump speed (Stroke Per Minute/SPM) and stroke length (Stroke Length/SL). Before optimization, well TS-04 produced 130.6 BFPD with a pump speed of 5 SPM and stroke length of 130 inches, resulting in a volumetric efficiency of only 36.03%. After modifying the pump speed to 25 SPM and the stroke length to 64 inches, production increased significantly to 767.6 BFPD, and the volumetric efficiency rose to 91.54%. This study demonstrates that adjusting HPU operational parameters can significantly enhance pump efficiency and production. The same optimization approach may also be applied to other wells in the TEN Field facing similar conditions, contributing to more efficient and sustainable oil production.]]>
Copyrights © 2025
