Jurnal Teknika Sains Volume 08, Nomor 01, 2023

## Evaluasi Workover Rig N55XC-M Untuk Program Penggantian
Electric Submersible Pump (ESP) Pada Sumur AMR-15
Evaluation of the N55XC-M Workover Rig for the Electric Submersible Pump (ESP) Replacement Program at the AMR-15 Well
Riska Laksmita Sari 1* , Pijar Fitrah Ababil 2
1 Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Jember, Jawa Timur, Indonesia
2 Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Jember, Jawa Timur, Indonesia Email : 1 riskalaksmita@unej.ac.id

## Abstrak
Untuk  menjaga,  menaikkan  atau  memperpanjang  produksi  hidrokarbon  pada  sumur-sumur  di  Lapangan Sukowati, dilakukan beberapa cara antara lain dengan melakukan proses workover sumur. Program workover suatu sumur perlu dirancang dan dievaluasi secara seksama untuk menghindari adanya kegagalan proses atau terganggunya  produksi  hidrokarbon  pada  suatu  sumur.  Penelitian  ini  bertujuan  untuk  melakukan  evaluasi kapasitas  rig  dilakukan  pada  rencana  workover  penggantian Electric  Submersible  Pump (ESP)  pada  sumur AMR-15. Proses evaluasi dilakukan dengan meninjau dua sistem rig yang digunakan dalam proses workover, yaitu hoisting system dan juga circulating system . Rotary system tidak dipertimbangkan karena pekerjaan yang dilakukan oleh rig hanya proses penggantian pompa ESP yang terdiri dari proses pencabutan dan pemasangan ulang  production  string  beserta  ESP.  Parameter  yang  dipertimbangkan  dalam  perhitungan  daya  yang diperlukan pada hoisting system terdiri dari beban vertikal, berat dragging, berat travelling block , dan tegangan kabel pemboran. Total beban yang harus ditopang oleh menara adalah 277.405 lbs, sedangkan kapasitas dari menara adalah 428.000 lbs, atau dapat dikatakan menara hanya menggunakan 64% kapasitas yang dimiliki. Horsepower yang digunakan oleh drawwork adalah 525 HP. Tenaga yang dimiliki oleh rig adalah 750 HP, sehingga drawwork hanya menggunakan 70% dari  total  tenaga yang dimiliki. Tenaga yang digunakan oleh pompa hanyalah sebesar 21,83 HP.
Kata kunci: Circulating System, Electric Submersible Pump, Rotary System, Workover

## Abstract
In order to maintain, increase or extend the production of hydrocarbons in the wells in the Sukowati Field, several methods are carried out, including by carrying out a well workover process. A workover program for a well needs to be carefully designed and evaluated to avoid process failures or disruption of hydrocarbon production in a well. This study aims to evaluate the capacity of the rig that is being carried out on the workover plan for the replacement of the Electric Submersible Pump (ESP) on the AMR-15 well. The evaluation process is carried out by reviewing the two rig systems used in the workover process, namely the hoisting system and also the circulating system. The rotary system is not considered because the work done by the rig is only the process of replacing the ESP pump which consists of removing and reinstalling the production string and the ESP.  The  parameters  considered  in  the  calculation  of  the  required  power  in  the  hoisting  system  consist  of vertical load, dragging weight, traveling block weight, and drilling cable tension. The total load that must be supported by the tower is 277,405 lbs, while the capacity of the tower is 428,000 lbs, or it can be said that the tower only uses 64% of its capacity. Horsepower used by drawwork is 525 HP. The power possessed by the rig is 750 HP, so the drawwork only uses 70% of the total power it has. The power used by the pump is only 21.83 HP.
Keywords: Circulating System, Electric Submersible Pump, Rotary System, Workover

## PENDAHULUAN
Cekungan  Jawa  Timur  merupakan cekungan  yang  sudah  banyak  dilakukan kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi[1], dan Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah  satu  cekungan  penghasil  petroleum paling produktif di Indonesia[2]. Pada masa Cenozoik ,
Cekungan Jawa Timur dipengaruhi  oleh  pergerakan  relatif  dari lempeng  India,  Eurasia  dan  Australia  dan mengalami  interaksi  kompleks  dengan karateristik gaya kompresional dengan sudut rendah dan perbalikan dari lapisan ekstensional yang lebih tua.
Pada  akhir  oligosen,  Formasi  Kujung diendapkan  di  atas  Formasi  Ngimbang  dan berada  pada  tinggian  basement  pra-tersier dengan reefal build-up telah berkembang di seluruh  area  Jawa  Timur.  Sebagian reef berkembang  di  sekitar  tepi  pusat  cekungan dengan  tipe reef-pinnacle yang  terjadi  di cekungan laut dalam di mana sedimen yang terendapkan  dominan argillaceous  chalky
limestones, claystones dan marls. Perkembangan dari reefal karbonat berhenti pada beberapa area pada akhir pengendapan Formasi Kujung yang kemungkinan disebabkan oleh kondisi air  laut  yang tidak memungkinkan.  Di  area  lain, reef Formasi Kujung  terus  berkembang  sampai  awal Miosen (Formasi Tuban)[3].
Pada  awal  Miosen,  Formasi  Tuban ditandai dengan perubahan endapan karbonat  dari  Formasi  Kujung  menjadi endapan  siliklastik  berbutir  halus  selama fase  regresi.  Sedimentasi  klastik  berlanjut hingga  akir  Miosen  dengan  endapan deep water  claystones dari  Formasi  Wonocolo yang  disebabkan  oleh  kejadian  tektonik kompresional  utama  yang  menyebabkan pengangkatan  dan  pembalikan  cekungan pada  akhir  Miosen.  Kejadian  tektonik  ini menyebabkan  beberapa  siklus  regresi  dan transgresi  sampai Plio-Pleistosen yang dikontrol  oleh  busur  vulkanik  bagian selatan[4]
Gambar 1. Geologi Regional Jawa Timur Utara
Elemen utama yang dibutuhkan untuk membentuk  suatu  petroleum  system  adalah source  rock yang  matang,  jalur  migrasi, batuan  reservoir,  mekanisme  jebakan  dan tutupan[4−5]. Faktor - faktor tersebut harus ada dan bekerja secara sinergi dalam ruang dan waktu untuk mengakumulasikan hidrokarbon.  Di  Cekungan  Jawa  Timur terdapat  beberapa  dalaman  dan  tinggian yang  membentuk  suatu  system horst  – graben . Pada daerah tinggian, perlahan akan mengalami proses erosi batuan dan semakin bertambah waktu menjadi mengalami proses sedimentasi sehingga material akan tertransport  pada  bagian  tinggian  sehingga mengisi bagian rendahan[1].
Lapangan  Sukowati  merupakan  oil- bearing  karbonat  reservoir  yang  ditemukan pada  tahun  2001  dan  terletak  di  onshore Jawa  Timur,  Indonesia.  Berdasarkan  hasil log  sumur  AMR-02 resevoir minyak  dari lapangan  Sukowati  berada  di  Formasi Tuban[7]  yang  tersusun  atas  napal  pasiran berwarna  putih  abu-abu,  semakin  ke  atas berubah  menjadi  endapan.  Batu  lempung biru kehijauan dengan sisipan batu gamping berwarna  abu-abu  kecoklatan  yang  kaya akan foraminifera orbitoid, koral , dan alga . Semakin ke atas berubah menjadi batugamping pasiran berwarna putih kekuningan  hingga  coklat  kekuningan. Formasi  Tuban  memiliki  rasio  plantonik bentonik  berkisar  20%  -  30%  diendapkan pada lingkungan sublittoral[8].
Terletak  di  blok  Tuban,  Jawa  Timur dengan  estimasi  cadangan in  place sebesar 308 MSTB. Lapangan ini telah memproduksi  100  juta  barel  minyak[9]. Lapangan  saat  ini  dioperasikan  oleh  PT Pertamina EP, yang mengambil alih operasi dari  Badan  Operasi  Bersama  (JOB) Pertamina Petrochina  East  Java (PPEJ) pada pertengahan 2018. Kedalaman reservoir adalah  sekitar  6300  ft  TVDSS dengan  Tekanan reservoir awal  sebesar 2800  psi.  Produksi  minyak  mencapai
puncaknya  pada  tahun  2011  di  45.000  bbl perharinya,  sementara  itu  saat  ini  terdiri  di 4.700  bbl  per  harinya  untuk  minyak  dan  8 MMSCFD untuk gas.
Untuk  menjaga,  menaikkan  atau memperpanjang produksi hidrokarbon pada sumur-sumur di lapangan Sukowati, dilakukan beberapa cara antara lain dengan melakukan proses workover sumur. Workover merupakan pekerjaan yang dilakukan  untuk  melancarkan  kembali produksi sumur minyak dan gas bumi yang kurang  maksimal[10]. Workover sumur merupakan segala kegiatan intervensi sumur minyak  dan  gas  yang  menggunakan  teknik invasive, seperti wireline, coiled tubing , atau snubbing [4]. Proses workover yang dilakukan  pada  sumur  Sukowati-15  atau AMR-15  antara  lain  berupa  program pergantian  pompa  ESP,  reperforasi  pada payzone baru,  dan acid  wash untuk membersihkan lubang perforasi yang baru.
Program workover suatu sumur, perlu dirancang  dan  dievaluasi  secara  seksama untuk menghindari adanya kegagalan proses atau  terganggunya  produksi  hidrokarbon pada suatu sumur. Berdasarkan hal itu, para penulis  melakukan  penelitian  terkait  proses evaluasi workover dengan program penggantian  pompa  ESP  pada  sumur  di lapangan Sukowati. Evaluasi tersebut terdiri dari  proses  pendesainan  kebutuhan  tenaga dari workover rig dalam pekerjaan penggantian pompa ESP pada sumur AMR- 15 serta evaluasi penggunaan kapasitas daya maupun  kapasitas  beban  hasil  perhitungan dengan  spesifikasi hoisting  system dan circulating system workover rig tersebut.
Electric  submersible  pump (ESP) dalam  industri  migas  merupakan  pompa multistage sentrifugal yang digunakan untuk mengangkat  fluida  dari wellbore dengan volume moderate sampai  tinggi  dimana pada    setiap    tingkat    (stage)  terdiri  dari impeller dan diffuser [11]. ESP adalah salah satu metode artificial lift yang menggunakan
downhole  pump untuk  memberikan  tenaga tambahan  kedalam  fluida  di  dalam  sumur sehingga  dapat  meningkatkan  produksi hidrokarbon.  Tenaga  listrik disupply dari permukaan  menuju downhole  pump (ESP) menggunakan  kabel.  Kinerja  sistem  ESP berlangsung 24/7 atau yang dikenal dengan 24  jam  /  7  hari  non-stop.  Secara  tidak langsung,  produksi  minyak  mentah  akan berlangsung  tanpa  henti  hingga  minyak mentah pada sumur minyak menipis dan tak dapat berproduksi kembali[12].
Prinsip  dasar  ESP  adalah  mengubah kerja  poros  menjadi  energi  mekanik  fluida, sehingga menimbulkan tekanan rendah pada sisi  hisap  ( intake )  dan  tekanan  yang  tinggi pada sisi keluar ( discharge ). Untuk melakukan  hal  tersebut  maka  pompa  harus memerlukan  gerak  mula  agar  energi mekanik yang diterima diteruskan ke fluida. Dari  sini  baru  pompa  mengalirkan  fluida dari  satu  tingkat  ke  tingkat  berikutmya, disebabkan  oleh  gaya  putar  dari impeller , dimana  setiap  tingkatnya  akan  mengangkat fluida  terdiri  dari  bagian  yang  berputar ( impeller )  dan  bagian  yang  diam  sebagai tempat fluidanya ( diffuser ). Impeller melakukan  penghisapan  fluida  dari  bawah untuk diteruskan ke diffuser , dan fluida yang ada  di- diffuser akan  diteruskan  lagi  ke tingkat paling atasnya oleh impeller [13].
Berdasarkan uraian di atas, Penelitian ini  bertujuan  untuk  melakukan  evaluasi kapasitas  rig  dilakukan  pada  rencana workover penggantian Electric Submersible Pump (ESP) pada sumur AMR-15.

## METODE PENELITIAN
Penelitian ini dimulai dengan melakukan  studi  literatur  yang  berkaitan dengan rig serta  pendesainan  kebutuhan daya  rig  pada  suatu  pekerjaan,  setelah  itu dilakukan  perhitungan  kebutuhan  daya  dari dua  komponen  sistem  rig,  yaitu  sistem pengangkatan  dan  sistem  sirkulasi.  Hasil
dari proses pendesainan tersebut selanjutnya akan  dibandingkan  dengan  keadaan  yang sebenarnya dan dianalisis dibahas berdasarkan  faktor  teknikal  dan  non- teknikal.
Diagram alir penelitian ditunjukkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Diagram Alir Penelitian

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Evaluasi kapasitas rig dilakukan pada rencana workover penggantian  pompa  ESP pada  sumur  AMR-15.  Proses  evaluasi dilakukan  dengan  meninjau  dua  sistem  rig yang  digunakan  dalam  proses workover , yaitu hoisting  system dan  juga circulating system . Rotary
system tidak dipertimbangkan  karena  pekerjaan  yang dilakukan oleh rig hanya proses penggantian pompa  ESP  yang  terdiri  dari  proses pencabutan dan pemasangan ulang production  string beserta  ESP.  Parameter yang  dipertimbangkan  dalam  perhitungan daya  yang  diperlukan  pada hoisting  system terdiri  dari  beban  vertikal,  berat dragging ,
berat travelling  block ,  dan  tegangan  kabel pemboran.
Beban
dragging perlu dipertimbangkan  karena  sumur  AMR-15 merupakan sumur directional dengan inklinasi 53.68 o .
Parameter yang dipertimbangkan  untuk  sistem  sirkulasi hanyalah pressure  loss pada surface equipment dan  debit  pemompaan. Pressure loss pada sistem sirkulasi hanya mempertimbangkan surface equipment karena  pada  pekerjaan  penggantian  ESP, drillstring tidak dipergunakan.

## Kebutuhan Daya Hoisting System
Parameter pertama yang perlu ditentukan  adalah  beban  vertikal  yang dialami  oleh  rig.  Beban  vertikal  pada pekerjaan  penggantian  pompa  ESP  ini disebabkan  oleh  proses  pencabutan  dan pemasangan tubing (3-1/2”, 9.3 ppf, @6750 ftMD). Perhitungan   dilakukan pada kondisi tubing  sedang  terangkat  di  udara  sehingga bouyancy factor tidak dipertimbangkan pada perhitungan. Nilai beban vertikal yang harus diangkat oleh hoisting system adalah :
𝑊 𝑇𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 =   𝐷𝑒𝑝𝑡ℎ 𝑀𝐷 𝑥 𝑃𝑜𝑢𝑛𝑑𝑒 𝑊 𝑇𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 = 6750 𝑓𝑡 𝑥 9.3 𝑙𝑏/𝑓𝑡 𝑊 𝑇𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 = 62,775 𝑙𝑏𝑠
Parameter  selanjutnya  yang  perlu dihitung  adalah  beban dragging yang diakibatkan  oleh  inklinasi  sumur  sehingga menyebabkan  terjadi  gesekan  antara tubing dengan  dinding casing ketika tubing diangkat maupun diturunkan. Beban dragging maksimum  akan  terjadi  pada lintasan  dengan  sudut  terbesar,  yaitu  pada kedalaman  3319  ftMD  dengan  besar  sudut 53,68 o Nilai dari beban dragging adalah :
𝑊 𝐷𝑟𝑎𝑔 =   0,3 𝑥 𝑝𝑜𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟𝑥 𝐷𝑒𝑝𝑡ℎ 𝑀𝐷 𝑥 sin 𝛼 𝑊 𝐷𝑟𝑎𝑔 =  0,3 𝑥 9,8 𝑥 6750 𝑥 sin(53,68) 𝑊 𝐷𝑟𝑎𝑔 =  15.173,75 𝑙𝑏𝑠
Travelling  block yang  digunakan memiliki  kapasitas  sebesar  360  Ton, sehingga  berdasarkan  estimasi  berat  dari
travelling  block (WTB)  adalah  sekitar 20.000 lbs[14].
Parameter terakhir yang perlu dihitung  untuk  menentukan  daya  yang diperlukan  oleh hoisting  system adalah tegangan drilling  line yaitu,  tegangan deadline dan  tegangan fastline .  Tegangan deadline dan fastline akan  bernilai  sama apabila drilling line berada dalam keadaan statis,  sehingga  kedua  tegangan  ini  akan bernilai :
𝑇 𝐹 =   𝑇 𝐷 𝑇 𝐹 =   𝑇 𝐷 = ∑ 𝑊 𝑛 (𝐸 𝐵 ) 𝑛 𝑇 𝐹 =   𝑇 𝐷 = (62.775+15.173,75+20.000) 10 (0,98) 10 𝑇 𝐹 =   𝑇 𝐷 =  11.987,76 𝑙𝑏𝑠
Beban  total  yang  harus  ditahan  oleh rig ditambahkan dengan margin of overpull sebesar  100000  lbs  dengan safety  factor 1,25 adalah :
𝑊 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑆𝐹 x ( 𝑊 𝑇𝑢𝑏𝑖𝑛𝑔 + 𝑊 𝐷𝑟𝑎𝑔 + 𝑇 𝐹 + 𝑇 𝐷 + 𝑀𝑂𝑃 )
𝑊 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1,25 x (62775 + 15173,75 + 20000 + 11987,76 + 11987,76 + 100000) 𝑊 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 277.405,33 𝑙𝑏𝑠
Horsepower yang dibutuhkan drawwork untuk mengangkat beban dengan  kecepatan  naik  turun traveling block sebesar 40 ft/menit agar tidak terjadi swab effect adalah :
𝐻𝑃 𝐷𝑤 = 𝑊 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑥 𝑉ℎ 33.000 𝑥 𝑆𝐹 𝐻𝑃 𝐷𝑤 = 277.405,33 𝑙𝑏𝑠 𝑥 40 𝑓𝑡/𝑚𝑖𝑛
33.000 𝑥 𝑆𝐹
𝐻𝑃 𝐷𝑤 =  420 𝐻𝑃
Horsepower input yang perlu disediakan  oleh  prime  mover  untuk  dapat memenuhi  kebutuhan horsepower pada hoisting system adalah :
𝐻𝑃 𝑃𝑀 𝐷𝑊 = 𝐻𝑃 𝐷𝑊 ƞ
𝐻𝑃 𝑃𝑀 𝐷𝑊 = 420 0,8 = 525 𝐻𝑃

## Kebutuhan Daya Circulating System
Parameter yang dipertimbangkan dalam  menghitung  daya  yang  diperlukan pada circulating system adalah pressure loss dan  debit  pemompaan. Pressure  loss yang ditinjau hanyalah pressure loss pada surface equipment . Mud  pump yang  digunakan adalah pompa triplex IDECO-T1000 dengan ukuran liner 7”, stroke length 20”, 70 SPM, 𝜂 =  90%  berjumlah  2  buah. Pump  factor untuk pompa jenis ini adalah :
𝐹 𝑃 = 3 𝜋 4 𝑥 𝐿 𝑠 𝑥 ƞ 𝑥 𝐿 𝑠 2 𝐹 𝑃 = 3 𝜋 4 𝑥 20 𝑥 0,9 𝑥 7 2 𝐹 𝑃 =  2.077,11 𝑖𝑛𝑐ℎ 3 /𝑠𝑡𝑟𝑜𝑘𝑒
Debit  pemompaan  (Q)  dapat dihitung dengan cara mengalikan pump factor dengan jumlah stroke per menit (N), sehingga akan bernilai :
𝑄 = 𝐹 𝑃 𝑥 𝑁 𝑄 = 2.077,11 𝑖𝑛𝑐ℎ 3 /𝑠𝑡𝑟𝑜𝑘𝑒 𝑥 70 𝑠𝑡𝑟𝑜𝑘𝑒/𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑒 𝑄 = 1453.397,7 𝑖𝑛𝑐ℎ 3 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑒 = 624,02 𝑔𝑝𝑚
Parameter selanjutnya adalah pressure loss yang  terjadi  pada surface  equipment. Penentuan pressure  loss menggunakan grafik pressure  loss  in  surface  connection seperti pada gambar 3 di bawah. Rangkaian yang  digunakan  adalah  model  nomor  4 dengan koneksi rangkaian standpipe 4” ID, dan  panjang  45’,  serta hose dengan  3”  ID dan panjang 55’. Pressure loss yang didapat untuk  rangkaian  model  nomor  4  dengan debit  pemompaan  sebesar  624,02  gpm adalah sekitar 48 psi.
Gambar 3. Grafik Surface Connection Pressure Loss
Horsepower yang  diperlukan  pompa agar  dapat  memompakan killing  fluid menuju sumur bernilai :
𝐻𝑃 𝑃𝑢𝑚𝑝 = 𝛥𝑃 𝑥 𝑄 1714
𝐻𝑃 𝑃𝑢𝑚𝑝 = 48 𝑝𝑠𝑖 𝑥 624,02 𝑔𝑝𝑚
1714 𝐻𝑃 𝑃𝑢𝑚𝑝 = 48 𝑝𝑠𝑖 𝑥 624,02 𝑔𝑝𝑚 1714
𝐻𝑃 𝑃𝑢𝑚𝑝 =  17,47 𝐻𝑃
Horsepower input yang perlu disediakan  oleh prime  mover untuk  dapat memenuhi kebutuhan horsepower pada satu pompa adalah :
𝐻𝑃 𝑃𝑀 𝑃𝑢𝑚𝑝 = 𝐻𝑃 𝑃𝑜𝑚𝑝𝑎 ƞ 𝐻𝑃 𝑃𝑀 𝑃𝑢𝑚𝑝 = 17,47 0,8
𝐻𝑃 𝑃𝑀 𝑃𝑢𝑚𝑝 =  21,83 𝐻𝑃
Beban  terberat  yang  dialami  oleh menara  adalah  277.405,33  lbs,  kapasitas maksimum  beban  yang  bisa  ditopang  oleh menara adalah 428.000 lbs sehingga menara hanya  menggunakan  64%  dari  kapasitas yang dimiliki. Horsepower yang diperlukan oleh drawwork adalah  minimal  525  HP dengan  kapasitas  tenaga  yang dimiliki  oleh rig  N55XC-M  adalah  750  HP.  Hal  ini menunjukkan  bahwa drawwork hanya menggunakan  70%  dari  total  tenaga  yang dimiliki.
Horsepower yang  diperlukan  oleh drawwork adalah  minimal  525  HP  dengan kapasitas  tenaga  yang  dimiliki  oleh  rig N55XC-M  adalah  750  HP.  Hal  ini menunjukkan bahwa drawwork hanya menggunakan  70%  dari  total  tenaga  yang dimiliki.  Margin  antara  keperluan  dan kapasitas  yang  tersedia  masih  cukup  besar apabila ditengah pekerjaan terdapat gangguan  seperti  terjadi stuck ataupun masalah  lain  sehingga  diperlukan  operasi fishing yang akan menggunakan tenaga lebih besar.
Tinjauan
selanjutnya adalah horsepower yang diperlukan oleh circulating system untuk dapat memompakan killing fluid ke dalam sumur. Pressure loss yang dipertimbangkan hanyalah pada surface equipment saja karena killing  fluid hanya  melewati hose dan standpipe saja (Takacs, 2018). Pressure loss yang terjadi pada surface equipment adalah sebesar  48  psi  dengan  debit  pemompaan 624,02 gpm akan membutuhkan horsepower sebesar  21,83  HP.  Kebutuhan horsepowe r pada circulating  system masih  terbilang kecil dan dapat dengan mudah di supply oleh prime mover.

## KESIMPULAN
Berdasarkan  penelitian  yang  telah dilakukan,  didapatkan  kesimpulan  yaitu, Proses  pendesainan  kebutuhan  tenaga  rig pada program penggantian pompa ESP pada sumur  AMR-15  terdiri  dari  beberapa langkah. Langkah pertama adalah menentukan  berat  total  yang  akan  diangkat oleh drawwork sehingga  dapat  menghitung kebutuhan  daya  pada drawwork .  Langkah kedua adalah menentukan pressure loss dan juga debit pemompaan agar dapat menghitung daya yang diperlukan oleh mud pump . Total beban yang harus ditopang oleh menara  adalah  277.405  lbs,  sedangkan kapasitas  dari  menara  adalah  428.000  lbs, atau dapat dikatakan menara hanya menggunakan 64% kapasitas yang dimiliki. Horsepower yang digunakan oleh drawwork adalah  525  HP.  Tenaga  yang  dimiliki  oleh rig  adalah  750  HP,  sehingga drawwork hanya  menggunakan  70%  dari  total  tenaga yang  dimiliki. Tenaga yang digunakan oleh pompa hanyalah sebesar 21,83 HP.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] M.  Silaen,  Y.  Aribowo,  and  R.
Setyawan, “Potensi Reservoir
Batupasir  Formasi  Ngimbang  dan Interval Umur pra-Tersier Area Silaen-10,  Sub-Cekungan  Kangean, Cekungan  Jawa  Timur  Utara,” J. Geosains dan Teknol. , vol. 4, no. 2, pp.
101–116, 2021, doi: 10.14710/jgt.4.2.2021.101-116.
[2] P.  Leonardo  Manurung  and  O. Dewanto,  “Perhitungan  dan  Korelasi Nilai Total Organic Carbon (TOC) di Daerah Cekungan Jawa Timur Utara,” J. Geosci.  Eng. Environ.  Technalogy , pp. 1–7, 2021.
[3] M. A. Afianto, “Karakterisasi
Reservoar  Pada  Formasi  Karbonat
Menggunakan Analisa Inversi Simultan  Di  Lapangan  ‘MAF,’” Institut Teknologi Sepuluh Nopember,
2017.
[4] A. H. Alagorni, Z. Bin Yaacob, and A. H.  Nour,  “An  overview  of  oil production stages: enhanced oil recovery  techniques  and  nitrogen injection,” Int.  J.  Environ.  Sci.  Dev. , vol. 6, no. 9, p. 693, 2015.
[5] A.  Prihantini,  “Analisis  Petroleum System dan Risiko Geologi Di Lapisan
TAF  3.2  Lapangan  AP  Kompleks Formasi Cibulakan Bawah Sub Cekungan  Jatibarang  Pada  Dalaman
Cipunegara,” J.  Migasian ,  vol.  4,  no. 2, pp. 51–62, 2020.
[6] R. A. Noble et al. , “Petroleum systems of northwest Java, Indonesia,” 1997.
[7] A. R. Wastu, A. Hamid, and W. Yanti, “Evaluasi Penggunaan Sistem Lumpur Synthetic  Oil  Base  Mud  dan  KCl Polymer  pada  Pemboran  Sumur
SKW23  Lapangan  Sukowati  Job Pertamina  Petrochina  East  Java,” 2016.
[8] H. Pringgoprawiro, “Biostratigrafi dan Paleogeografi  Cekungan  Jawa  Timur Utara  Suatu  Pendekatan  Baru,”
Disertasi Doktor, Inst. Teknol. Bandung , vol. 239, 1983.
[9] F.  F.  Zaemi  and  R.  C.  Rohmana, “Carbon  Capture,  Utilization,  and Storage  (CCUS)  untuk  Pembangunan
Berkelanjutan: Potensi dan Tantangan di  Industri  Migas  Indonesia,”  in
Prosiding  SATU  BUMI ,  2021,  vol.  3, no. 1.
[10]  Y.  Kalapain  and  L.  D.  Massolo, “Analisa  Berat  Beban  Hoisting System Pada Operasi Kerja Ulang Dan Perbaikan  Sumur  Di  Lapangan  ‘Y,’” INTAN J. Penelit. Tambang , vol. 5, no.
1, pp. 19–22, 2022.
[11]  C.  R.  Aritonang,  A.  Atmam,  and  E. Zondra, “Analisis Putaran Motor Pada Electrical  Submersible  Pump  (ESP) Menggunakan  Fuzzy  Logic Controler Berbasis  Python,” SainETIn  J.  Sains, Energi, Teknol. dan Ind. , vol. 4, no. 1, pp. 32–39, 2019.
[12]  D.  Nataliana,  N.  Taryana,  and  R.  A. Akbar, “Studi Korelasi antara
Kapasitas  Daya  Motor  Electrical Submersible Pump terhadap 4 Parameter Sumur Minyak,”
ELKOMIKA  J.  Tek.  Energi  Elektr. Tek. Telekomun. Tek. Elektron. , vol. 6, no. 1, p. 79, 2018.
[13]  G.  Takacs, Electrical  submersible pumps  manual:  design,  operations, and  maintenance .  Gulf  professional publishing, 2017.
[14]  A.  T.  Bourgoyne  Jr,  K.  K.  Millheim,
M.  E.  Chenever,  and  F.  S.  Young  Jr, “Applied Drilling Engineering
Texas,” Soc. Pet. Eng. Textb. Ser. , pp. 42–47, 1991.