## Optimasi Design Rod Guide Untuk Meningkatkan Performance
Sumur Sucker Rod Pump Di Pertamina EP Field Tanjung
Admin Adiyanto 1* , Boni Swadesi 1 , Aris Buntoro 1
1 Program Studi Teknik Perminyakan, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”, Yogyakarta, Indone- sia

## ABSTRAK
Periode Juli 2020-Januari 2021 sumur sucker rod pump di Struktur Tanjung mengalami 54 kali perawatan terdiri dari 72 % tubing leak dan parted rod , 15 % low pump effisiensi dan 13 % pump stuck . Periode tersebut TJG-140 mengalami 2 kali perawatan akibat tubing leak pada November 2020, lifetime 135 hari dan Januari 2021, lifetime 45 hari. Walaupun perubahan design sudah dil- akukan November 2020, namun belum efektif dalam meningkatkan lifetime sumur dikarenakan pemasangan rod guide belum optimal. Design rod guide perlu mempertimbangkan neutral point dan buckling point dengan  menentukan  koefisien buckling (wear  point) hasil  plot  data neutral point vs kedalaman tubing bocor. Penentuan kedalaman buckling point dapat membantu mem- prediksi kedalaman tubing leak dan parted rod . Pada design berikutnya, kedalaman neutral point 667 ft diatas pompa atau 2876,06 ft, kedalaman wear point 3285,6 ft dan rod guide sebanyak 26 ea . Pemasangan dilakukan Januari 2021 dan monitoring sampai akhir 2021. Selama monitoring, terjadi 2 kali perawatan tanggal 25 Juli 2021 akibat scale menutupi pump intake dengan lifetime 197 hari dan 21 November 2021 akibat pump stuck dengan lifetime 119 hari. Selama 2021 tidak mengalami perawatan sumur akibat tubing bocor atau rod parted sehingga meningkatkan lifetime sumur dari 45 hari menjadi 197 hari.
Keywords: sucker rod pump, tubing leak, neutral point, buckling point, rod guide
ad.adiyanto@gmail.com

## 1. Pendahuluan
Struktur Tanjung merupakan ladang minyak di wilayah kerja PT Pertamina EP Field Tan- jung  yang  terletak  di  Kabupaten  Tabalong, Provinsi Kalimantan Selatan, tepatnya sekitar 230  km  Timur  Laut  kota  Banjarmasin  atau berjarak kurang lebih 240 km dari kota Balik- papan - Kalimantan Timur. Struktur Tanjung berproduksi  menggunakan artificial  lift be- rupa sucker rod pump (SRP) dan electric sub- mersible  pump  (ESP) .  Sebanyak  85%  dian- taranya  merupakan  sumur sucker  rod  pump
(SRP) dan  15  % electric  submersible  pump . Periode Juli 2020-Januari 2021 sumur sucker rod  pump  (SRP) di  Struktur  Tanjung  men- galami  54  kali  perawatan  terdiri  dari  72  % tubing  leak dan parted  rod ,  15  % low  pump effisiensi dan 13 % pump stuck . Periode terse- but TJG-140 mengalami 2 kali perawatan aki- bat tubing leak pada November 2020, lifetime 135  hari  dengan  lokasi tubing bocor  terjadi pada  sambungan tubing ke  62  dari  per- mukaan  dan  Januari  2021, lifetime 45  hari dengan lokasi tubing bocor terjadi pada sam- bungan tubing ke  110  dari  permukaan  [1]. Walaupun perubahan design sudah dilakukan
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
pada November 2020 dengan mengganti tub- ing dan  menambahkan rod  guide disetiap sucker  rod ,  namun  belum  efektif  dalam  me- ningkatkan lifetime sumur  dikarenakan  pe- masangan rod guide belum optimal.
Ada  beberapa  rumusan  masalah  yang  akan diselesaikan pada penelitian ini diantaranya: memetakan masalah yang terjadi pada artifi- cial lift sucker rod pump di Struktur Tanjung, menentukan cara memperkirakan kedalaman atau  lokasi tubing  leak dan parted  rod pada sumur sucker rod pump , mencari cara untuk meningkatkan performance sumur artificial lift sucker rod pump di Struktur Tanjung, dan menentukan hal yang harus dipertimbangkan dalam design rod guide .
Selain itu, terdapat batasan-batasan masalah dalam penelitian ini. Penelitian ini difokuskan pada sumur sucker rod pump di struktur Tan- jung, tipe sumur vertikal (deviasi <2 o /100 ft) dengan  kedalaman  rata-rata  sebesar  1000  - 1100 mMD yang mempunyai submergent ra- ta-rata 100 ft, pemasangan rangkaian sucker rod  pump tanpa  menggunakan packer atau- pun tubing  anchor ,  menggunakan  material baru  dan data yang digunakan antara tahun 2019-2021.
Adapun tujuan dari penelitian ini yaitu mam- pu  mengidentifikasi  masalah  dominan  yang terjadi pada sumur sucker rod pump di Struk- tur Tanjung, memperkirakan letak dan posisi tubing leak dan parted rod , mengetahui cara meningkatkan efektifitas rod guide yang akan dipasang  dan  mengetahui  faktor  atau  hal yang harus diperhatikan dalam rod guide de- sign .
Prinsip kerja dari sucker rod pump (SRP) men- gubah  gaya  rotasi  menjadi  gaya  translasi (naik-turun). Selanjutnya gerak translasi tadi diteruskan ke polished rod dan sucker rod me- nuju  ke plunger sehingga plunger juga  ikut bergerak naik turun. Pada saat plunger akan bergerak turun atau ke bawah (down stroke ), maka standing  valve akan  menutup  dan  me- ningkatkan tekanan fluida diantara traveling dan standing valve dan pada saat bersamaan fluida tersebut akan membuka traveling valve , fluida keluar  dari plunger dan  masuk  ke tu-
bing . Ketika traveling valve berada paling ba- wah stroke, maka traveling  valve menutup yang menyebabkan semua beban kolom cair- an dipindahkan dari rod string ke tubing. Se- lanjutnya ketika plunger bergerak keatas (up stroke) maka traveling  valve akan  tertutup dan standing valve akan terbuka. Selanjutnya kolom  cairan  akan  terangkat  melalui pump barrel [2]. Kapasitas pompa SRP merupakan diameter bore pompa, panjang langkah (stro- ke length) plunger, dan kecepatan pompa. Ka- pasitas pompa dapat dihitung dengan persa- maan:
PD = 0,1166 × Dp 2 × SL × N (1)
Dimana:
PD  = Pump  Displacement atau  kapa- sitas pompa, BPD DP  =  Diameter Plunger , in SL = Stroke  Length atau  Panjang Langkah, in N = Stroke  Per  Minute atau  kecepa- tan pompa, SPM
Dalam  memproduksikan  sumur  dengan SRP harus  mempertimbangkan  kemampuan  re- servoir  untuk  berproduksi. Inflow  Perfor- mance Relationship (IPR) merupakan pernya- taan Productivity  Index secara  grafis  yang menggambarkan  perubahan-perubahan  dari harga tekanan alir dasar sumur (Pwf) versus laju alir (q) yang dihasilkan karena terjadinya perubahan tekanan alir dasar sumur tersebut. Salah  satu  metode  yang  digunakan  untuk membuat  kurva  IPR  adalah  metode  Vogel. Bentuk persamaannya sebagai berikut [3]:
Q Qmax = 1 − 0.2 ( Pwf Ps ) 2 − 0.8 ( Pwf Ps ) 2 (2)
Dimana:
Q
=  Laju alir fluida, BFPD
Qmax  =  Laju  alir  fluida  maksimal,
BFPD Pwf
= Pressure  well  flow atau Tekanan alir dasar sumur, Psi Ps = Pressure static, Psi
Neutral  Point adalah  suatu  titik  pada  rang- kaian tubing dimana tidak ada gaya tarik atau gaya tekan yang bekerja. Di atas neutral point ,
gaya  tarik  terbentuk  secara  maksimum  dan bekerja  seperti  “gantungan”,  sehingga  rang - kaian tubing akan stabil. Sedangkan di bawah neutral  point ,  akan  ada  gaya  tekan  yang  be- kerja  ke  arah  dasar  lubang  sumur  sehingga menyebabkan  rangkaian tubing dapat  ikut bergerak dan tidak stabil ( buckling ) [4]. Beri- kut persamaannya:
n = A ×DFL×γ
W a + W f (3)
n = 0.433 ×DFL ×SG × π 4 ×DP 2 W a + π 4 ×ID 2 ×SG ×0.433
(4)
Dimana:
n =  Jarak neutral  point dari  keda- laman pompa, ft
A =  Luas penampang pompa, in 2
 = Gradient  fluida didalam  tubing,
Psi/ft Wa  =  Berat tubing di udara, lb/ft
Wf =  Berat tubing didalam  cairan, lb/ft SG = Spesifik gravity fluida DFL  =
Dinamyc  Fluid  Level atau kedalaman cairan, ft DP = Diameter Plunger , in ID = Inside diameter tubing , in
Buckling  point tidak  sama  dengan neutral point . Buckling  point akan  terjadi  dikedala- man dibawah neutral point, untuk mempred- iksi  hal  tersebut  bisa  dilakukan  pendekatan data  statistik  dari  setiap  kejadian tubing bocor  atau rod  parted pada  suatu  wilayah dengan  mengkorelasikan  perhitungan neu- tral  point [5].  Persamaan buckling  point se- bagai berikut:
B = n × Slope + Intercept
(5)
Dimana:
B
= Buckling Point, ft n =  Jarak neutral  point dari kedalaman pompa, ft
Slope
= Trendline garis Intercept = Trendline garis
Akurasi perhitungan buckling penting untuk beberapa  alasan.  Hasil  tegangan  lentur  dari tubing  buckling mungkin menyebabkan  per-
ubahan bentuk permanen yang biasa disebut corkscrewing [6] .
Pemasangan nylon rod guide pada sumur-su- mur  yang  mempunyai  kerusakan  pada rod dan tubing mampu  mengurangi  kerusakan pada rod dan tubing secara  signifikan  [7]. Rangkaian sucker rod yang dilengkapi dengan rod  guide dapat  membantu  menstabilkan rangkaian sucker  rod dan  mencegah  kontak antara rod dan tubing supaya tidak berakhir dengan kerusakan rod dan tubing bocor. Na- mun demikian pengalaman dan analisa keru- sakan  sistem sucker  rod  pump menunjukan bahwa lebih dari Lima Puluh Persen kerusa- kan  disebabkan  oleh  kerusakan tubing se- bagai akibat gesekan dengan s ucker rod [8].
Gesekan antara tubing dan sucker rod di su- mur  miring,  gesekan  antara  bengkokan rod dengan  t ubin g  di  sumur  vertikal  dan  sumur miring dibawah neutral point rod dan tubing mengalami  beban  kompresi  yang  tinggi.  Hal ini  disebabkan  oleh  gesekan  dan  tegangan viskositas didalam rangkaian tubing, gesekan makanis  pompa,  gesekan  antara  cairan  dan rod, gesekan  antara  cairan  dan tubing ,  ge- sekan rod dan tubing ,  dan  gesekan  antara cairan yang melewati katup sehingga meng- hasilkan  keausan  peralatan  bawah  permu- kaan dan bocor tubing [9].
Rangkaian rod SRP dipasang didalam tubing produksi yang membentuk ruang annulus an- tara rangkaian rod dan dinding tubing sebagai jalur  aliran fluida .  Kebengkokan  tidak  bisa terhindari  antara tubing dan  rangkaian rod, hal ini menyebabkan rangkaian rod tidak be- rada ditengah tubing dan akan bersinggungan pada beberapa kedalaman. Singgungan terse- but  mungkin  terjadi  antara coupling rod na- mun juga bisa dibagian yang lain tergantung dari  geometri  lubang  bor,  kekakuan tubing dan  rangkaian rod. Siklus  pergerakan rod inilah  yang  menyebabkan  keausan  diantara rangkaian rod dan tubing dikarenakan gese- kan pada bagian yang bersinggungan, kondisi tersebut  meningkatkan  perawatan  sumur. Dalam  usaha  mengurangi  keausan  pada ro dan tubing, rod guide bisa dipasang dikedala- man yang mempunyai beban tinggi dan gaya tekanan antara rod dan tubing [10].
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
Keausan mekanis merupakan proses penghi- langan  logam  karena  gesekan  antara  rang- kaian rod dan tubing. Logam yang paling le- mah diantara keduanya akan berdampak ke- ausan paling tinggi dimana tubing merupakan logam yang paling lemah. Metode yang efektif untuk  mengurangi  keausan  mekanis  adalah pemasangan rod  guide yang  mencegah rod coupling menempel pada dinding tubing [11].
Sistem mekanis sucker rod pump memang sa- ngat sederhana, namun pengaruh pergerakan rod di dalam tubing dan pergerakan tubing itu sendiri  sangat  rumit.  Pergerakan  ini  dapat menyebabkan  keausan tubing yang  menye- babkan  kerusakan tubing. Jika tubing tidak dipasang anchor maka  akan  mengakibatkan tubing bergerak keatas atau  kebawah setiap saat.  Pergerakan  ini  menyebabkan rod  cou- pling aus  didalam tubin g  akibat  bergesakan. Bahkan  jika tubing dipasang anchor dan  di- tarik, rod bisa buckling setiap downstroke. Buckling biasanya  tejadi  di  pompa  dan  be- berapa ratus feet diatas pompa. Proses buck- ling ini sesuai keausan rod dan tubing [12].
Untuk  meningkatkan  efektifitas rod  guide, pemasangan harus mempertimbangkan jarak antar rod guide yang dipasang antara neutral point dan  kedalaman  pompa  dan  juga  diha- rapkan rod  guide tidak  berpindah  posisi  se- lama  pompa  bekerja.  Jarak  antar rod  guide akan  merenggang  ketika  mendekati neutral point. Rod guide tidak perlu dipasangkan di- atas neutral  point untuk  mengontrol  pe- ngaruh buckling walaupun rod guide bisa di- gunakan pada dogleg yang cukup tajam. Rod guide juga bisa ditambahkan pada kedalaman wear point /titik buckling hal itu berguna un- tuk  mengurangi  efek  gesekan  antara sucker rod dan tubing. Berikut  persamaan  penen- tuan jarak antar rod guide :
∆G = 254  ×   √ D 4 −d 4 q ×G (6)
q = W a +   W f (7)
Dimana:
Wa  =  Berat tubing di udara, lb/ft Wf  =  Berat tubing didalam  cairan, lb/ft q
=  Berat tubing keseluruhan  per feet , lb/ft
ΔG =  Jarak antar rod guide , ft D = Outside diameter tubing , in d = Inside diameter tubing , in q =  Berat tubing keseluruhan  per feet , lb/ft
G =  Jarak antara lower guide dengan neutral point , ft
Selain  menggunakan  persamaan  dalam  me- nentuan  jarak  antar rod  guide, bisa  juga menggunakan Gambar 1. Gambar 1, menun- jukan jarak pemasangan antar rod guide un- tuk  berbagai  ukuran  tubing  yang  digunakan dan  jarak  dari neutral  point. Semakin  jauh dari neutral point maka semakin rapat jarak antar rod guide.
Berdasarkan  beberapa  penelitian  mengenai penyebab  seringnya  perawatan  sumur dan rendahnya performance sumur  SRP  serta strategi  meningkatkan performance  SRP , maka dapat dibuat beberapa hipotesa sebagai berikut:  Pertama,  perkirakan  posisi  atau  lo- kasi terjadinya tubing leak dan parted rod be- rada  dibawah neutral  point dan  disekitar buckling  point. Oleh  karena  itu,  perlu  di- lakukan  penghitungan neutral  point rang- kaian SRP. Kedua, performance sumur dapat ditingkatkan dengan meminimalisir friksi an- tara sucker rod dengan tubing, yakni menam- bahkan rod  guide .  Pemasangan  jarak  antar rod  guide dan  jumlah rod  guide harus  ber- dasarkan design dan  ketiga  merupakan  hal yang  harus  diperhatikan  dalam design  rod guide diantaranya  kedalaman neutral  point, ukuran tubing dan sudut kemiringan sumur .
Gambar 1. Guide Spacing dG Vs G ukuran Tubing 2” dan 2 - 1/2” (Lubinski, 1957)

## 2. Metode
Metodologi pada penelitian ini dimaksudkan untuk meningkatkan performance sucker rod pump terdiri  dari  pengumpulan  data  dan analisi  data.  Pengumpulan  data  terdiri  dari: well diagram (kedalaman sumur, penampang sumur), data produksi ( gross, net, water cut ), data  reservoir  (tekanan  statik,  temperatur dasar  sumur, specific  gravity,  dynamic  fluid level,  static  fluid  level),  d ata  laporan  kerja ulang  dan  perawatan  sumur  (KUPS),  data pompa ( pump setting depth , diameter pompa, SPM,  SL)  dan dailly  rig  report. Kemudian dilanjutkan dengan analisa data meliputi ana- lisa  mengenai  masalah tubing  leak dan rod
parted, menentukan koefisien buckling point (wear  point) dari  plot  grafik  antara neutral point vs real data ( tubing bocor), menentukan neutral  point pada  desain  SRP  untuk  mem- perkirakan buckling  point ,  menentukan  ke- dalaman perkiraan kebocoran tubing atau pu- tus sucker  rod dari SRP terpasang,  meng- hitung  IPR  &  desain  SRP,  menghitung  jarak pemasangan rod  guide dan  berapa  jumlah yang dibutuhkan.
Gambar  2, merupakan flowchart yang  di- gunakan menyelesaikan masalah yang terdiri dari  pengumpulan  data,  pemrosesan  data, pengecekan  data,  pemasangan  dan monitor- ing .
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038

## Gambar 2. Flowchart Metodologi Penelitian

## 3. Pembahasan

## A. Pengumpulan Data
Berikut  data  yang  dikumpulkan  dalam melakukan  analisa  yang  meliputi:  Data  data KUPS  (Kerja  Ulang  dan  Perawatan  Sumur) yang diakibatkan tubing leak dan rod parted
(wear  point) dari  tahun  2019-2021,  data produksi  ( WCut , submergent),  d ata  sumur (Ukuran Tubing,  Pounder dan Grade), data pompa ( Pump Size, Pump Setting Depth, SPM dan Stroke  Length )  dan  spesifikasi  material Sucker Rod (Grade,  Length, API Spec, Outside Diameter).
Tabel 1. Rekap Kejadian Tubing Leak (Wear Point) Beserta Parameter Pompa
Wear Point (from surface) Wear Point
Sucker Rod Lifetime Lifetime String (Tubing) Pump
Intake Depth Tubing OD Tubing ID Tubing Weight Plunger OD SPM WC Subm (ft) SG jts jts months days jts ft inch inch lb/ft inch % T-010 Tubing 819 87 104 13,5 405 99 3078 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 10,5 86 100 0,98 T-043 Tubing 749 79 95 12,5 375 122 3783 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 83 100 0,97
T-050 Tubing 1041 110 132 6 180 122 3793 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 9,0 99 100 1,01 T-051 Tubing 1120 118 142 8 240 121 3717 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,5 71 100 0,95 T-065R Tubing 1078 114 137 11,5 345 114 3563 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 6,0 91 100 0,99 T-068 Tubing 1068 113 136 1 30 115 3589 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 92 100 0,99 T-087R Tubing 1024 108 130 1,5 45 112 3511 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 27 100 0,86 T-089 Tubing 1185 125 150 9,5 285 134 4157 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 6,0 91 100 0,99 T-112 Tubing 1051 111 133 16,5 495 134 4187 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 86 100 0,98 T-123 Tubing 938 99 119 21 630 100 3137 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 7,0 89 100 0,99
T-125 Tubing 877 93 112 4,5 135 110 3468 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 4,0 77 100 0,96
T-131 Tubing 1102 116
139 4,5 135 128 3950 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 5,0 93 100 1,00
T-132 Tubing 1013 107
128 6 180 125 3931 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,5 93 100 1,00
T-133 Tubing 1002 106
127 7,5 225 130 4072 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 82 100 0,97
T-138 Tubing 1077 114
137 4,5 135 121 3757 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,0 89 100 0,99 T-144 Tubing 1039 110 132 9 270 109 3422 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,0 69 100 0,94 T-164 Tubing 1101 116
139 11 330 122 3819 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,5 72 100 0,95 T-167 Tubing 1124 119 143
18,5 555 123 3855 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 83 100 0,97 T-008 Tubing 1016 107 128 3 80 109 3383 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 61 100 0,93 T-024 Tubing 1043 110 132 4,5 135 123 3543 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 97 100 1,00 T-045 Tubing 966 102 122 3 90 104 3239 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 5,5 89 100 0,99 T-049 Tubing 854 90 108 2 60 103 3140 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 8,5 88 100 0,98 T-058 Tubing 950 100 120 3 90 115 3450 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 10,5 88 100 0,99 T-074 Tubing 1006 106 127 2,5
75 112 3337 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 96 100 1,00 T-079 Tubing 680 72 86 11 330 129 3993 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 96 100 1,00 T-086 Tubing 849 90 108 5 150
99 3068 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 81 100 0,97 T-104 Tubing 1013 107 128 2 60
108 3373 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 9,0 94 100 1,00 T-108 Tubing 1086 115 138 1 30
126 3868 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 9,0 99 100 1,01 T-113 Tubing 867 92 110 5 150
99 3104 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,5 92 100 0,99 T-122 Tubing 996 105 126 8 240
119 3671 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 52 100 0,91 T-140 Tubing 856 91 109 3 90
113 3517 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 93 100 1,00 T-148 Tubing 1159 122 146 11,5 345
123 3845 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 88 100 0,98 T-149 Tubing 706 75 90 5 150
97 3015 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 8,0 99 100 1,01 T-150 Tubing 1172 124 149 1,5
45 128 3967 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 95 100 1,00 T-152 Tubing 1017 108 130 7 210
109 3465 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 6,0 93 100 0,99 T-153 Tubing 1007 106 127 2,7
81 108 3379 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 6,5 59 100 0,92 T-156 Tubing 1187 125 150 21,5 645
123 3865 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,0 89 100 0,99 T-158 Tubing 693 73 88 4 120
121 3808 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,5 77 100 0,96 T-162 Tubing 1025 108 130 2,3
69 135 4206 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 90 100 0,99 T-172 Tubing 1062 112 134 5 150
115 3583 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,5 93 100 1,00 T-174 Tubing 1004 106 127 0,5
15 112 3484 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 98 100 1,01 T-181 Tubing 1164 123 148 10 300 122 3829 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 8,0 93 100 0,99 T-183 Tubing 1044 110 132 8 240
115 3681 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,5 88 100 0,99 T-004 Tubing 1036 110 132 6,5 195 110 3442 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 9,0 44 100 0,89 T-006 Tubing 1070 113 136 4,5 135 108 3379 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 95 100 1,00 T-091 Tubing 700 74 89 13,5 405
74 2320 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 8,0 86 100 0,98 T-111 Tubing 959 101 121 6 180
114 3573 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 5,0 79 100 0,97 T-139 Tubing 999 106 127 1 30
117 3655 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,5 95 100 1,00 T-155 Tubing 1027 109 131 1,5
45 133 3980 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 95 100 1,00 T-163 Tubing 1040 110 132 0,5
15 115 3612 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 81 100 0,97 T-175 Tubing 952 101 121 4 120
112 3517 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 94 100 1,00 T-032 Tubing 0 0 5 150
113 2713 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 12,0 99 100 1,01 T-038 Tubing 0 0 5 150
113 827 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 79 100 0,97 T-053 Tubing 911 96 115 5 150
97 3009 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 9,0 95 100 1,00
Sumur Problem Wear Depth (m)
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
Pada  Tabel  1,  merupakan  data  yang  dik- umpulan dari data KUPS, data produksi, data sumur dan data pompa. Untuk Tabel 2, meru- pakan  data  real  dari  data  KUPS  kerusakan
tubing atau rod ( wear depth ) yang kemudian dilakukan perhitungan neutral point (persa- maan 3 dan persamaan 4) berdasarkan Tabel 1 dari setiap sumur sucker rod pump .
Tabel 2. Hasil Perhitungan Neutral Point di Struktur Tanjung
Wear Point (from surface) Wear Point
Sucker Rod Lifetime Lifetime String (Tubing) Pump
Intake Depth Tubing OD Tubing ID Tubing Weight Plunger OD SPM WC Subm (ft) SG
jts jts months days jts ft inch inch lb/ft inch % T-010 Tubing 819 87 104 13,5 405 99 3078 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 10,5 86 100 0,98 T-043 Tubing 749 79 95 12,5 375 122 3783 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 83 100 0,97 T-050 Tubing 1041 110 132 6 180 122 3793 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 9,0 99 100 1,01 T-051 Tubing 1120 118 142 8 240 121 3717 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,5 71 100 0,95 T-065R Tubing 1078 114 137 11,5 345 114 3563 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 6,0 91 100 0,99 T-068 Tubing 1068 113 136 1 30 115 3589 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 92 100 0,99 T-087R Tubing 1024 108 130 1,5 45 112 3511 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 27 100 0,86 T-089 Tubing 1185 125 150 9,5 285 134 4157 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 6,0 91 100 0,99 T-112 Tubing 1051 111 133 16,5 495 134 4187 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,0 86 100 0,98 T-123 Tubing 938 99 119 21 630 100 3137 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 7,0 89 100 0,99 T-125 Tubing 877 93 112 4,5 135 110 3468 3 1/2 2,992 9,3 1 3/4 4,0 77 100 0,96 T-131 Tubing 1102 116 139 4,5 135 128 3950 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 5,0 93 100 1,00 T-132 Tubing 1013 107 128 6 180 125 3931 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,5 93 100 1,00 T-133 Tubing 1002 106 127 7,5 225 130 4072 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 82 100 0,97 T-138 Tubing 1077 114 137 4,5 135 121 3757 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,0 89 100 0,99 T-144 Tubing 1039 110 132 9 270 109 3422 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 6,0 69 100 0,94 T-164 Tubing 1101 116 139 11 330 122 3819 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 8,5 72 100 0,95 T-167 Tubing 1124 119 143 18,5 555 123 3855 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 83 100 0,97 T-008 Tubing 1016 107 128 3 80 109 3383 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 61 100 0,93 T-024 Tubing 1043 110 132 4,5 135 123 3543 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 97 100 1,00 T-045 Tubing 966 102 122 3 90 104 3239 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 5,5 89 100 0,99 T-049 Tubing 854 90 108 2 60 103 3140 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 8,5 88 100 0,98 T-058 Tubing 950 100 120 3 90 115 3450 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 10,5 88 100 0,99 T-074 Tubing 1006 106 127 2,5 75 112 3337 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 96 100 1,00 T-079 Tubing 680 72 86 11 330 129 3993 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 96 100 1,00 T-086 Tubing 849 90 108 5 150 99 3068 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 81 100 0,97 T-104 Tubing 1013 107 128 2 60 108 3373 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 9,0 94 100 1,00 T-108 Tubing 1086 115 138 1 30 126 3868 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 9,0 99 100 1,01 T-113 Tubing 867 92 110 5 150 99 3104 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,5 92 100 0,99 T-122 Tubing 996 105 126 8 240 119 3671 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 52 100 0,91 T-140 Tubing 856 91 109 3 90 113 3517 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 93 100 1,00 T-148 Tubing 1159 122 146 11,5 345 123 3845 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 88 100 0,98 T-149 Tubing 706 75 90 5 150 97 3015 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 8,0 99 100 1,01 T-150 Tubing 1172 124 149 1,5 45 128 3967 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 9,0 95 100 1,00 T-152 Tubing 1017 108 130 7 210 109 3465 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 6,0 93 100 0,99 T-153 Tubing 1007 106 127 2,7 81 108 3379 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 6,5 59 100 0,92 T-156 Tubing 1187 125 150 21,5 645 123 3865 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,0 89 100 0,99 T-158 Tubing 693 73 88 4 120 121 3808 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 7,5 77 100 0,96 T-162 Tubing 1025 108 130 2,3 69 135 4206 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,0 90 100 0,99 T-172 Tubing 1062 112 134 5 150 115 3583 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,5 93 100 1,00 T-174 Tubing 1004 106 127 0,5 15 112 3484 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 7,0 98 100 1,01 T-181 Tubing 1164 123 148 10 300 122 3829 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 8,0 93 100 0,99 T-183 Tubing 1044 110 132 8 240 115 3681 3 1/2 2,992 9,3 2 1/4 6,5 88 100 0,99 T-004 Tubing 1036 110 132 6,5 195 110 3442 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 9,0 44 100 0,89 T-006 Tubing 1070 113 136 4,5 135 108 3379 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 95 100 1,00 T-091 Tubing 700 74 89 13,5 405 74 2320 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 8,0 86 100 0,98 T-111 Tubing 959 101 121 6 180 114 3573 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 5,0 79 100 0,97 T-139 Tubing 999 106 127 1 30 117 3655 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,5 95 100 1,00
T-155 Tubing 1027 109 131 1,5 45 133 3980 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 95 100 1,00 T-163 Tubing 1040 110 132 0,5 15 115 3612 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 81 100 0,97 T-175 Tubing 952 101 121 4 120 112 3517 3 1/2 2,992 9,3 2 3/4 7,0 94 100 1,00
T-032 Tubing 0 0 5 150 113 2713 2 7/8 2,441 6,5 2 1/4 12,0 99 100 1,01 T-038 Tubing 0 0 5 150 113 827 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 7,0 79 100 0,97 T-053 Tubing 911 96 115 5 150 97 3009 2 7/8 2,441 6,5 1 3/4 9,0 95 100 1,00 Sumur Problem Wear Depth (m)
Wear Point (from surface) Wa+Wf
(lb/ft) A*DFL*γ (lb) From Intake From Surface Neutral Point (from surface)
jts ft ft jts T-010 Tubing 819 87 8,49 3041 358 2719 87 T-043 Tubing 749 79 8,47 3737 441 3342 107 T-050 Tubing 1041 110 12,37 3876 313 3479 112 T-051 Tubing 1120 118 8,42 3573 424 3293 106 T-065R Tubing 1078 114 12,32 3575 290 3273 105 T-068 Tubing 1068 113 8,51 3608 424 3166 101 T-087R Tubing 1024 108 8,23 3041 369 3141 101 T-089 Tubing 1185 125 12,32 4186 340 3817 122 T-112 Tubing 1051 111 8,49 4175 492 3695 118 T-123 Tubing 938 99 12,30 3118 253 2883 92 T-125 Tubing 877 93 12,23 3371 276 3192 102 T-131 Tubing 1102 116 8,52 3995 469 3481 112 T-132 Tubing 1013 107 8,52 3972 466 3464 111 T-133 Tubing 1002 106 8,47 4021 475 3597 115 T-138 Tubing 1077 114 8,50 3757 442 3315 106 T-144 Tubing 1039 110 8,41 3267 388 3034 97 T-164 Tubing 1101 116 8,43 3687 437 3382 108 T-167 Tubing 1124 119 8,47 3809 450 3406 109 T-008 Tubing 1016 107 8,38 5244 626 2757 88 T-024 Tubing 1043 110 12,36 5952 482 3062 98 T-045 Tubing 966 102 8,50 5336 628 2611 84 T-049 Tubing 854 90 8,50 5153 607 2533 81 T-058 Tubing 950 100 8,50 5682 669 2781 89 T-074 Tubing 1006 106 8,53 5585 655 2682 86 T-079 Tubing 680 72 12,35 6719 544 3449 111 T-086 Tubing 849 90 8,47 4959 586 2482 80 T-104 Tubing 1013 107 12,34 5625 456 2917 93 T-108 Tubing 1086 115 12,37 6541 529 3340 107 T-113 Tubing 867 92 12,33 5140 417 2687 86 T-122 Tubing 996 105 8,34 5585 670 3002 96 T-140 Tubing 856 91 8,52 5860 688 2829 91 T-148 Tubing 1159 122 8,49 6344 747 3098 99 T-149 Tubing 706 75 12,37 5057 409 2606 84 T-150 Tubing 1172 124 8,53 6659 781 3186 102 T-152 Tubing 1017 108 8,52 5763 677 2788 89 T-153 Tubing 1007 106 8,37 5214 623 2757 88 T-156 Tubing 1187 125 12,31 6402 520 3345 107 T-158 Tubing 693 73 12,23 6136 502 3306 106 T-162 Tubing 1025 108 12,31 6994 568 3638 117 T-172 Tubing 1062 112 8,52 5970 701 2882 92 T-174 Tubing 1004 106 8,54 5857 686 2798 90 T-181 Tubing 1164 123 12,33 6384 518 3311 106 T-183 Tubing 1044 110 12,30 6075 494 3187 102 T-004 Tubing 1036 110 12,02 7675 639 2803 90 T-006 Tubing 1070 113 12,34 8432 683 2696 86 T-091 Tubing 700 74 12,29 5599 456 1864 60 T-111 Tubing 959 101 12,24 8624 705 2868 92 T-139 Tubing 999 106 12,34 9135 740 2915 93 T-155 Tubing 1027 109 12,34 9976 808 3172 102 T-163 Tubing 1040 110 12,25 8768 715 2897 93 T-175 Tubing 952 101 12,33 8759 710 2807 90 T-032 Tubing 0 8,54 4536 531 2182 70 T-038 Tubing 0 8,46 732 86 740 24 T-053 Tubing 911 96 8,52 3026 355 2654 85
Sumur Problem Wear Depth (m)
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038

## B. Pengolahan Data
Berdasarkan  data  yang  terkumpul,  perhi- tungan dan analisa dilakukan untuk menen- tukan neutral  point dan  korelasi buckling point. Neutral point dapat dihitung menggu- nakan persamaan (3) atau persamaan (4). Se- dangkan  korelasi  untuk  memprediksi buck- ling point dilakukan dengan plot neutral point vs wear point data dilakukan pengelompokan untuk  setiap  ukuran plunger untuk  menda- patkan hasil yang lebih akurat.
Hasil plot  neutral  point  vs  wear  point bisa dilihat pada Gambar 3, Gambar 4 dan Gambar 5 untuk masing-masing ukuran plunger mulai dari  ukuran plunger 1- 3/4”,  2 - 1/4”  dan  2 - 3/4”.  Sehingga  dari  setiap  ukuran plunger akan mempunyai korelasi buckling point hasil dari trendline garis. Sedangkan Tabel 3, meru- pakan pengelompokan data korelasi buckling point  setiap  ukuran  plunger  mulai  dari plunger OD , slope dan intercept .
Wear Point (from surface) Wa+Wf
(lb/ft) A*DFL*γ (lb) From Intake From Surface Neutral Point (from surface) jts
ft ft jts T-010 Tubing 819 87 8,49 3041 358 2719 87 T-043 Tubing 749 79 8,47 3737 441 3342 107 T-050 Tubing 1041 110 12,37 3876 313 3479 112 T-051 Tubing 1120 118 8,42 3573 424 3293 106 T-065R Tubing 1078 114 12,32 3575 290 3273 105 T-068 Tubing 1068 113 8,51 3608 424 3166 101 T-087R Tubing 1024 108 8,23 3041 369 3141 101 T-089 Tubing 1185 125 12,32 4186 340 3817 122 T-112 Tubing 1051 111 8,49 4175 492 3695 118 T-123 Tubing 938 99 12,30 3118 253 2883 92 T-125 Tubing 877 93 12,23 3371 276 3192 102 T-131 Tubing 1102 116 8,52 3995 469 3481 112 T-132 Tubing 1013 107 8,52 3972 466 3464 111 T-133 Tubing 1002 106 8,47 4021 475 3597 115 T-138 Tubing 1077 114 8,50 3757 442 3315 106 T-144 Tubing 1039 110 8,41 3267 388 3034 97 T-164 Tubing 1101 116 8,43 3687 437 3382 108 T-167 Tubing 1124 119 8,47 3809 450 3406 109 T-008 Tubing 1016 107 8,38 5244 626 2757 88 T-024 Tubing 1043 110 12,36 5952 482 3062 98 T-045 Tubing 966 102 8,50 5336 628 2611 84 T-049 Tubing 854 90 8,50 5153 607 2533 81 T-058 Tubing 950 100 8,50 5682 669 2781 89 T-074 Tubing 1006 106 8,53 5585 655 2682 86 T-079 Tubing 680 72 12,35 6719 544 3449 111 T-086 Tubing 849 90 8,47 4959 586 2482 80 T-104 Tubing 1013 107 12,34 5625 456 2917 93 T-108 Tubing 1086 115 12,37 6541 529 3340 107 T-113 Tubing 867 92 12,33 5140 417 2687 86 T-122 Tubing 996 105 8,34 5585 670 3002 96 T-140 Tubing 856 91 8,52 5860 688 2829 91 T-148 Tubing 1159 122 8,49 6344 747 3098 99 T-149 Tubing 706 75 12,37 5057 409 2606 84 T-150 Tubing 1172 124 8,53 6659 781 3186 102 T-152 Tubing 1017 108 8,52 5763 677 2788 89 T-153 Tubing 1007 106 8,37 5214 623 2757 88 T-156 Tubing 1187 125 12,31 6402 520 3345 107 T-158 Tubing 693 73 12,23 6136 502 3306 106 T-162 Tubing 1025 108 12,31 6994 568 3638 117 T-172 Tubing 1062 112 8,52 5970 701 2882 92 T-174 Tubing 1004 106 8,54 5857 686 2798 90 T-181 Tubing 1164 123 12,33 6384 518 3311 106 T-183 Tubing 1044 110 12,30 6075 494 3187 102 T-004 Tubing 1036 110 12,02 7675 639 2803 90 T-006 Tubing 1070 113 12,34 8432 683 2696 86 T-091 Tubing 700 74 12,29 5599 456 1864 60 T-111 Tubing 959 101 12,24 8624 705 2868 92 T-139 Tubing 999 106 12,34 9135 740 2915 93 T-155 Tubing 1027 109 12,34 9976 808 3172 102 T-163 Tubing 1040 110 12,25 8768 715 2897 93 T-175 Tubing 952 101 12,33 8759 710 2807 90 T-032 Tubing 0 8,54 4536 531 2182 70 T-038 Tubing 0 8,46 732 86 740 24 T-053 Tubing 911 96 8,52 3026 355 2654 85 Sumur Problem Wear Depth (m) Wear Point (from surface) Wa+Wf (lb/ft) A*DFL*γ (lb) From Intake From Surface Neutral Point (from surface) jts
ft ft jts T-010 Tubing 819 87 8,49 3041 358 2719 87 T-043 Tubing 749 79 8,47 3737 441 3342 107 T-050 Tubing 1041 110 12,37 3876 313 3479 112 T-051 Tubing 1120 118 8,42 3573 424 3293 106 T-065R Tubing 1078 114 12,32 3575 290 3273 105 T-068 Tubing 1068 113 8,51 3608 424 3166 101 T-087R Tubing 1024 108 8,23 3041 369 3141 101 T-089 Tubing 1185 125 12,32 4186 340 3817 122 T-112 Tubing 1051 111 8,49 4175 492 3695 118 T-123 Tubing 938 99 12,30 3118 253 2883 92 T-125 Tubing 877 93 12,23 3371 276 3192 102 T-131 Tubing 1102 116 8,52 3995 469 3481 112 T-132 Tubing 1013 107 8,52 3972 466 3464 111 T-133 Tubing 1002 106 8,47 4021 475 3597 115 T-138 Tubing 1077 114 8,50 3757 442 3315 106 T-144 Tubing 1039 110 8,41 3267 388 3034 97 T-164 Tubing 1101 116 8,43 3687 437 3382 108 T-167 Tubing 1124 119 8,47 3809 450 3406 109 T-008 Tubing 1016 107 8,38 5244 626 2757 88 T-024 Tubing 1043 110 12,36 5952 482 3062 98 T-045 Tubing 966 102 8,50 5336 628 2611 84 T-049 Tubing 854 90 8,50 5153 607 2533 81 T-058 Tubing 950 100 8,50 5682 669 2781 89 T-074 Tubing 1006 106 8,53 5585 655 2682 86 T-079 Tubing 680 72 12,35 6719 544 3449 111 T-086 Tubing 849 90 8,47 4959 586 2482 80 T-104 Tubing 1013 107 12,34 5625 456 2917 93 T-108 Tubing 1086 115 12,37 6541 529 3340 107 T-113 Tubing 867 92 12,33 5140 417 2687 86 T-122 Tubing 996 105 8,34 5585 670 3002 96 T-140 Tubing 856 91 8,52 5860 688 2829 91 T-148 Tubing 1159 122 8,49 6344 747 3098 99 T-149 Tubing 706 75 12,37 5057 409 2606 84 T-150 Tubing 1172 124 8,53 6659 781 3186 102 T-152 Tubing 1017 108 8,52 5763 677 2788 89 T-153 Tubing 1007 106 8,37 5214 623 2757 88 T-156 Tubing 1187 125 12,31 6402 520 3345 107 T-158 Tubing 693 73 12,23 6136 502 3306 106 T-162 Tubing 1025 108 12,31 6994 568 3638 117 T-172 Tubing 1062 112 8,52 5970 701 2882 92 T-174 Tubing 1004 106 8,54 5857 686 2798 90 T-181 Tubing 1164 123 12,33 6384 518 3311 106 T-183 Tubing 1044 110 12,30 6075 494 3187 102 T-004 Tubing 1036 110 12,02 7675 639 2803 90 T-006 Tubing 1070 113 12,34 8432 683 2696 86 T-091 Tubing 700 74 12,29 5599 456 1864 60 T-111 Tubing 959 101 12,24 8624 705 2868 92 T-139 Tubing 999 106 12,34 9135 740 2915 93 T-155 Tubing 1027 109 12,34 9976 808 3172 102 T-163 Tubing 1040 110 12,25 8768 715 2897 93 T-175 Tubing 952 101 12,33 8759 710 2807 90 T-032 Tubing 0 8,54 4536 531 2182 70 T-038 Tubing 0 8,46 732 86 740 24 T-053 Tubing 911 96 8,52 3026 355 2654 85
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
Gambar 3. Korelasi Neutral Point Vs Wear Point Plunger OD 1- 3/4”
Gambar 4. Korelasi Neutral Point Vs Wear Point Plunger OD 2- 1/4”
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
Gambar 5. Korelasi Neutral Point Vs Wear Point Plunger OD 2- 3/4”
Tabel 3. Korelasi Buckling Point Setiap Ukuran Pompa di Struktur Tanjung Plunger OD
Slope Intercept 1- 3/4”
1,001 7,695 2- 1/4”
1,141 2,857 2- 3/4” 0,896 21,065

## C. Optimasi Design Rod Guide TJG-140
Tabel  4  merupakan  kumpulan  data  sumur TJG-140 yang digunakan untuk perhitungan. Berdasarkan persamaan (2), maka besarnya IPR TJG-140 tercermin pada Gambar 6. Pada Gambar  6  merupakan  grafik  IPR  TJG- 140,  semakin  rendah  tekanan  maka  akan menghasilkan laju alir yang besar.
Design kapasitas  pompa  menggunakan  per- samaan (1) menghasilkan laju alir maksimal sebesar 439 BFPD atau sekitar 92% dari IPR maksimal sumur. Setelah menentukan design kapasitas  pompa,  selanjutnya  menentukan kedalaman neutral  point menggunakan  per- samaan  (4),  hasilnya  sebesar  667  ft  dari kedalaman pompa atau berada dikedalaman 2876  ft  atau  sambungan tubing ke  92  dari permukaan. Hal ini menunjukan bahwa kon- disi tubing dibawah neutral  point akan mengalami buckling.
Kemudian  perlu  dilakukan  perhitungan untuk  memperkirakan  titik buckling atau buckling  point. Hal  ini  penting  dilakukan untuk  memperkirakan  kemungkinan  terja- dinya kerusakan pada tubing atau sucker rod, istilah  lain  bisa  disebut  sebagai wear  point. Perhitungan  menggunakan  persamaan  (5) dan  menggunakan  Tabel  3,  sehingga  keda- laman buckling  point  (wear  point) berada dikedalaman  3285.6  ft  atau  sambungan tu- bing ke 105 dari permukaan dari permukaan.
Jika merujuk pada sejarah perawatan sumur TJG-140  Januari  2021  ditemukan tubing bocor terjadi pada sambungan tubing ke 110 dari permukaan, maka mengkonfirmasi bah- wa  terjadinya tubing bocor  terjadi  dibawah neutral  point dan  disekitar buckling  point (wear point) .

## Tabel 4. Data Sumur TJG-140
Data Jumlah Satuan Laju Alir Total (Qt) 453 BFPD Water Cut (WC) 94,8 % Laju Alir Minyak (Qo) 23,5 BOPD Laju Alir Air  (Qw) 429,4 BWPD Tekanan Statik (Ps) 418.65 Psi Tekanan Alir Dasar Sumur (Pwf) 69 Psi Pump Depth (L) 3543,48 Ft Diameter Pompa (DP) 2,25 in Stroke Length (S) 120 in Stroke Per Minute (N)
7 SPM Tubing Pressure (TP) 100
Psi
Outside Diameter Tubing (OD)
2,875 in Inside Diameter Tubing (ID)
2,441 In
Berat Tubing diudara (Wa) 6,5
lb/ft
Dinamyc Fluid Level (DFL)
3325 Ft Specific Grafity fluida (SG)
0.9922 n/a
Gambar 6. Kurva IPR TJG-140
Dalam  upaya  untuk  mengurangi  kemung- kinan  gesekan  antara tubing dengan sucker rod ,  maka  perlu  menentukan  posisi  p- emasangan  dan  jumlah  dari rod  guide yang akan  digunakan.  Perhitungan  dilakukan  de-
ngan  menggunakan  persamaan  (6)  dan  per- samaan  (7).  Hasil  perhitungannya  sebagai berikut pada Tabel 5.
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
Tabel 5. Penentuan Jarak Antar Rod Guide ΔG Sumur TJG -140
Jarak kedalaman diatas
Pompa (ft)
Jarak dibawah neutral point (ft)
Δ G (ft)
Delta Jarak kedalaman diatas
Pompa (ft)
Jumlah Rod Guide (ea) Kumulatif Jumlah Rod Guide (ea)
0 667 19 100 5 5 100 567 21 100 5 10 200 467 23 100 4 14 300 367 26 100 4 18 400 267 31 100 3 21 500 167 39 100 3 24 600 67 61 67 1 25
Tabel  5  merupakan  hasil  perhitungan  jarak antar rod guide , sehingga total kebutuhan rod guide sebanyak  25 ea dengan  rincian  jarak dari  kedalaman  pompa  (dalam  satuan feet ) sebagai berikut: 19, 38, 57, 76, 95, 116, 137, 158, 179, 200, 223, 246, 269, 292, 318, 344, 370, 396, 427, 458, 489, 528, 567, 606, 667. Rod  guide juga  bisa  ditambahkan  pada kedalaman wear  point /titik Buckling hal  itu berguna untuk mengurangi efek gesekan an- tara sucker  rod dan tubing. Sehingga  ada penambahan pemasangan rod guide disekitar kedalaman wear point/buckling point 3285 ft atau 258 ft diatas pompa. Total kebutuhan rod guide menjadi 26 ea .
Pemasangan  optimalisasi  desain rod  guide pada sumur TJG-140 dilakukan pada Januari 2021  dan  kemudian  dilakukan monitoring sampai  akhir  tahun  2021.  Hasil monitoring menunjukan  telah  terjadi  2  kali  perawatan sumur  yaitu  pada  tanggal  25  Juli  2021 mendapatkan  hasil  cabutan  terdapat scale
yang  menutupi pump  intake dengan lifetime 197 hari dan 21 November 2021 ditemukan pump stuck akibat scale dengan lifetime 119 hari . Setelah design  rod  guide diaplikasikan maka  selama  tahun  2021  tidak  mengalami perawatan  sumur  akibat tubing bocor  atau rod  parted. Perbandingan  peningkatkan life- time sumur  TJG-140,  sebelumnya  45  hari menjadi setelahnya +/- 197 hari (6,5 bulan). Design rod guide dengan perkiraan wear point yang diterapkan sangat memberikan dampak positif  yaitu  dengan  memperlambat  kerusa- kan tubing bocor  sehingga  metode  tersebut bisa  diaplikasikan  untuk  seluruh  sumur sucker rod pump di Struktur Tanjung.
Pada  Gambar  6,  menunjukan  performa  pro- duksi  TJG-140  dan  menunjukan  perbandi- ngan  sebelum  dan  sesudah  penerapan rod guide . Terlihat bahwa lifetime sumur TJG-140 mengalami peningkatan.

## Gambar 6. Performa Produksi TJG-140

## 4. Simpulan
Setelah melakukan pembahasan optimasi de- sign  rod  guide ,  didapatkan  kesimpulan  se- bagai berikut:
1. Masalah  utama artificial  lift  sucker  rod pump (SRP)  di  Struktur  Tanjung  yaitu tubing leak dan parted rod dengan 32 ke- jadian atau sekitar 72% dari keseluruhan kejadian.
2. Perhitungan neutral  point TJG-140  be- rada pada kedalaman 2876 ft atau sam- bungan tubing ke 92 dari permukaan dan kedalaman buckling  point  (wear  point) berada dikedalaman 3285.6 ft atau sam- bungan tubing ke  105  dari  permukaan dari permukaan. Dengan mengacu  pada sejarah  perawatan  sumur  sebelumnya ditemukan tubing bocor  pada  sambun- gan ke 110, maka hal ini mengkonfirmasi bahwa terjadinya tubing bocor terjadi di bawah neutral point dan disekitar buck- ling point (wear point).
3. Korelasai  dalam  memperkirakan wear point atau buckling point di Struktur Tan- jung adalah sebagai berikut:
- Plunger (OD)  1- 3/4”,  mempunyai slope sebesar  1,001  dan intercept sebesar 7,695
- Plunger (OD)  2- 1/4”,  mempunyai slope sebesar  1,141  dan intercept sebesar 2,857
- Plunger (OD)  2- 3/4”,  mempunyai slope sebesar  0,896  dan intercept sebesar 21,065
4. Hasil  optimasi design  rod  guide yang akan  dipasangkan  pada  sumur  TJG-140 sebagai berikut:
- Effective Pump Displacement sebe- sar 439 BFPD
- Total kebutuhan rod guide sebanyak 26 ea - Rincian jarak rod guide dari pompa : 19’, 38’, 57’, 76’, 95’, 116’, 137’, 158’, 179’,  200’,  223’,  246’,  258’,  269’, 292’,  318’,  344’,  370’,  396’,  427’, 458’, 489’, 528’, 567’, 606’, 667’
5. Penerapakan  konsep  ini  dilakukan  di TJG-140  pada  Januari  2021.  Setelah  dil- akukan monitoring ,  perawatan  sumur terjadi  pada  25  Juli  2021  hasil  cabutan ditemukan  adanya scale yang  menutupi intake pompa dan lifetime sumur selama 197 hari. Dari data tersebut bahwa kon- sep  yang  diterapkan  di  sumur  TJG-140 sangat memberikan dampak positif yaitu dengan  memperlambat  kerusakan tub- ing bocor dan meningkatkan lifetime su- mur dari sebelumnya 45 hari menjadi +/- 197  hari  (6,5  bulan).  Sehingga  konsep
Indonesian Journal of Energy and Mineral (2023) Vol. 3 No. 2 https://doi.org/10.53026/IJoEM/2023/3.1/1038
tersebut  dinyatakan  berhasil  untuk  dit- erapkan untuk sumur sucker rod pump di Struktur Tanjung.
6. Untuk mendapatkan hasil yang optimum dalam  meningkatkan  tingkat  akurasi penentuan wear point , maka diperlukan penentuan koeffisien atau korelasi wear point setiap  struktur  atau  setiap  lapan- gan.

## 5. Daftar Pustaka
[1] Pertamina, “Data Laporan Harian Operasi Rig,” PT  Pertamina  EP  Field  Tanjung, Kalimantan Selatan, 2021.
[2] Brown, K.E., “The Technology of Artificial Lift Method, Vol.2b,” Pennwell Publishing
Company, Tulsa, Oklahoma, 1980.
[3] Brown, K.E ., “ The Technology of Artificial Lift  Method,  Vol.1, ” Pennwell  Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1977.
[4] Lubinski, A., & Blenkarn, K. A., “Buckling of  Tubing  in  Pumping  Wells,  Its  Effects and  Means  for  Controlling  It  (includes associated  paper  1053- G),”  Transactions of  the  AIME,  210(01),  1957,  73 – 88. doi:10.2118/672-g Wear, 252(5-6), 375 –
383.
doi:10.1016/s0043-
1648(01)00867-5
[5] Hidayat, Teguh Rachman., Fajar Kurniawan,  Jalu  Waskito  Aji  Nugroho, Aris  Tristianto  Wibowo,  Panji  Ikhlasul Amal
& Sebastianus
Riskadarto,
“Improves  Sucker  Rod  and  Tubing Lifetime  Applying  the  Wear  Predict  99 Equation,” SPE -205670-MS, 2021.
[6] Mitchell,  Robert  F.,  “Buckling  Of  Tubing Inside  Casing,”  SPE  150613,  San  Diego, California, USA, 2012
[7] Hanson,  D.G,  “Pembina  Cardium  Beam Pumping  Equipment- Case  Histories,” 1983, Paper No.83-34-42
[8] Clemens,  L.,  Rudolf,  F.,  Manuel,  H.,  & Herbert,  H.,  “Sucker  Rod  Anti -Buckling System  to  Enable  Cost-Effective  Oil Production,” SPE Asia Pacific Oil and Gas
Conference
and
Exhibition,
doi:10.2118/191865-ms, 2018.
[9] Kumar, Avinav., Rajeev Upadhyay, Sachiv Kumar, “Tubing And Rod Failure Analysis In Rod Pumped Wells In Indian Western Oil Field,” SPE-212848-PA, 2022.
[10] Jegbefume,  Onyemelen.,  Jon  Bang, Adrian Ledroz, Rob Shoup, Gyrodata Inc, Robert  Vincent,  PL  Tech  LLC,  Joseph Early,  EOG  Resources,  “Rod -Guide Placement  Based  on  High-Resolution Tortuosity  Analysis  of  Production Tubing,” SPE-190935-MS, 2018.
[11] McCaslin,  K.P.,  “A  Study  Of  The Methods  For  Preventing  Rod  Wear Tubing  Leaks  In  Sucker  Rod  Pumping Wells,” SPE 16198, Oklahoma, 1987.
[12] Lacy,  R.D.,  “The  Rotating  Tubing Hanger  System:  A  Unique  New  System Designed To Extend The Run Time Of Rod Pumped  Wells,”  SPE  23977,  Minland, Texas, 1992.