| dc.description.abstract | Sumur minyak secara alami dapat memproduksikan fluida reservoir menuju permukaan karena memiliki tekanan reservoir yang tinggi. Seiring berjalannya waktu, tekanan reservoir mengalami penurunan yang disebabkan oleh pressure drop pada sistem produksi. Hal ini dapat mengakibatkan sumur tidak dapat berproduksi secara natural dan harus menggunakan metode artificial lift. Metode continuous flow gas lift dipilih dengan pertimbangan ketersediaan kompresor, sumber injeksi gas, gas-oil ratio yang tinggi, light oil (oil gravity 36°API), dan mampu mengatasi permasalahan korosi, kepasiran, dan produksi gas. Desain continuous flow gas lift dilakukan pada tiga sumur, yaitu Sumur F-29, Sumur I-10, dan Sumur A-04. Penurunan wellhead pressure menjadi opsi untuk meningkatkan produksi dari sistem gas lift. Namun dalam perancangan metode continuous flow gas lift, sumur belum mampu memproduksikan minyak sesuai target 70% AOF (absolute open flow) walaupun wellhead pressure diturunkan hingga 60 psi. Peningkatan inner diameter (ID) tubing dapat menjadi opsi untuk mengatasi hal itu, tetapi harus ada studi lebih lanjut secara keekonomisan untuk melakukan hal tersebut mengingat Sumur F-29, Sumur I-10, dan Sumur A-04 memiliki tekanan reservoir yang rendah dan water cut yang cukup tiniggi. Setelah tekanan reservoir semakin menurun, penggunaan continuous flow gas lift diubah menjadi intermittent flow gas lift karena dianggap kurang efisien untuk memproduksikan sejumlah minyak pada tekanan reservoir yang sangat rendah dengan laju alir injeksi yang besar. Perancangan intermittent flow gas lift dilakukan dengan mengubah orifice menjadi PPO (production pressure operating) valve untuk menginjeksikan gas dengan siklus tertentu. | en_US |
