Volume 1 No.1 Juli 2016 Website : www.journal.unsika.ac.id Email : barometer_ftusk@staff.unsika.ac.id

## RE-DESIGN ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP

## PADA PT CHEVRON PACIFIC INDONESIA – MINAS PEKANBARU
1) Dessy Agustina Sari, 2) Aries Soepryanto, 3) Sufriadi Burhanuddin
1) Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik, Universitas Singaperbangsa Karawang - Jawa Barat
2) Petroleum Engineer PT Chevron Pacific Indonesia Minas, Pekanbaru - Riau
3) Jurusan Teknik Kimia Fakultas Teknik Universitas Lampung - Lampung
1 dessy.agustina8@gmail.com
I. P

## ENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Lapangan minyak Minas mempunyai 1.755 sumur yang terbagi  ke  dalam  5  stasiun  pengumpul  ( gathering  station – GS).  Misalnya,  GS  5  memiliki  242  sumur  yang  terdiri  atas 172 sumur minyak, 60 sumur injeksi air, dan 10 sumur yang telah  mati.  Setiap  sumur  minyak  diharapkan  minyak  dapat mengalir  ke  permukaan  dengan  tenaga  yang  tersedia  secara alami.  Agar  minyak  yang  masih  terdapat  di  dalam  sumur dapat  mengalir  ke  permukaan  maka  diperlukan  alat  bantu atau artificial lift.
Artificial  lift merupakan  suatu  metode  yang  digunakan untuk  memproduksi  minyak  mentah  dari  sebuah  sumur minyak  setelah  tekanan  yang  tersedia  secara  alami  di  dalam sumur tersebut tidak  mampu  lagi  untuk  mengangkat  minyak ke  permukaan. Artificial  lift yang  digunakan  di  lapangan Minas  adalah electric  submersible  pump (ESP)  karena  lebih efisien  dan  murah.  ESP  yang  biasa  dikenal  dengan  nama REDA- pump ( Russian  Electrical  Dynamo  of  Arutunoff ) menggunakan  prinsip  sentrifugal  dimana  rotor  (impeler) melemparkan  fluida  ke  arah  samping,  lalu  ditangkap  oleh stator  (difuser)  untuk  diarahkan  kembali  ke  bagian  tengah dan selanjutnya diterima rotot berikutnya di bagian atas [1].
Fluida  yang  dihasilkan  bersifat  fluktuatif  sehingga adanya tim lapangan yang memonitor kinerja sumur minyak. Well  Tester adalah  tim  yang  bertugas  memonitor  fluktuasi fluida yang dihasilkan sumur minyak, dan Well Work adalah tim  yang  bertanggung  jawab  atas  perbaikan  baik Service maupun Work  Over . Service merupakan  tugas  pergantian pompa-pompa  ESP  yang  rusak  (umumnya  membutuhkan waktu 36 jam), sedangkan Work Over bertugas memperbaiki pompa  bila  sumur  minyak  kurang  berpotensi  dalam memproduksi  minyak  dikarenakan water  cut -nya  tinggi. Hasil  pemonitoran  tim Well  Tester dapat  diketahui  melalui water  cut ,  minyak  dan  fluida  yang  terproduksi  dalam  suatu sumur minyak, apakah data sumur tersebut sama dengan data sebelumnya. Apabila data tersebut berbeda, data sumur yang baru  akan  diproses  oleh Petroleum  Engineer (PE)  untuk memberitahukan  tindakan  yang  tepat  dalam  mengatasi permasalahan  di  sumur  tersebut.  Lalu,  tim Well  Work yang melaksanakan solusi yang diberikan PE.
1.2. Perumusan Masalah
Adanya perubahan data suatu sumur akan mempengaruhi  kinerja  pompa  yang  dipasang.  Hal  ini  dapat disebabkan  banyak  faktor,  misal  terjadinya  peningkatan fluida  yang  dihasilkan  seperti  yang  terjadi  di  sumur  A  pada

## A B S T R A K
Lapangan  minyak  Minas  menghasilkan  minyak  ringan  ( light  oil )  dengan  3  jenis  sumur yaitu    sumur  minyak,  injeksi  air  dan  sumur  yang  telah  mati.  Pengangkatan  minyak  dari dalam  bumi  ke  permukaan  ada  yang  bersifat  alami  dan  bantuan  alat  ( artificial  lift ). Seiringnya  waktu,  tekanan  yang  mendorong  fluida  (minyak  dan  air)  tidak  memadai, penggunaan alat (pompa) diterapkan. Fluida di setiap sumur minyak bersifat fluktuatif dan dimonitor oleh tim Well Tester. Adanya perubahan data  mengakibatkan kerugian kinerja pompa ESP ( electric submersible pump , pompa yang umumnya digunakan di PT Chevron Pacific Indonesia). Hasil monitoring untuk sumur A menunjukkan adanya kenaikan fluida dari  532  menjadi  2339,41  barrel  per  hari.  Lalu,  pompa  ESP  yang  terpasang  adalah  D- 475N/106. Dengan merujuk hasil monitoring tersebut maka pompa tersebut harus didesain ulang  ( re-design ).  Hasil  perhitungan  menujukkan  bahwa  pompa  D-475N  dengan  106 stages  digantikan  oleh  pompa  DN2150  dengan  81  stages.  Perbedaan  pompa  sebelum  dan setelah didesain ulang terletak pada diameter impelernya agar pompa mampu mengangkat fluida  yang  20-30  kali  ( gain )  dari  sebelumnya.  Pergantian  pompa  terbilang  ekonomis dilihat dari gain -nya karena mampu menutupi biaya pergantian pompa dan produksi sumur A  memberikan  keuntungan  bagi  perusahaan  Chevron.  Lalu,  nilai water  cut sumur  A tergolong  produktif  karena  batasan water  cut suatu  sumur  pada  perforasi  tertentu  di lapangan minyak Minas yaitu 97,00%

## I N F O  A R T I K E L
Diterima : 22 Maret 2016 Direvisi : 23 May 2016 Disetujui : 29 Juli 2016
Kata Kunci : Electric submersible pump Minyak Minas Chevron
Area 5. Sumur ini telah terpasang pompa D-475N/106/20HP dimana  pompa  ini  mampu  memompakan  fluida  sebanyak  ± 475 barrel  fluid  of  day .  Data  sumur  A  disajikan  Tabel  1 berikut.
TABEL I Data sumur A sebelum dan setelah dimonitor oleh tim Well Tester [2] Data Awal Setelah BFPD, barrel fluid per day 532 2113 BOPD, barrel oil per day 40 122
(Sumber : Well Tester, 31 November 2015)
Dari  data  tersebut  terlihat  adanya  kenaikan  jumlah fluida  yang  dihasilkan  dari  sumur  A  dan  apabila  tetap menggunakan  pompa  D-475N  maka  jumlah  fluida  ataupun minyak  yang  terangkat  sebesar  nilai  yang  tertera  pada  data awal  sumur  A.  Sehingga,  jumlah  82  BOPD  tidak  terangkat ke  permukaan  dan  membutuhkan  waktu  sebesar  empat  kali lipat  untuk  mengangkat  2113  BFPD.  Tindakan  mendesain ulang  pompa  adalah  langkah  yang  tepat  agar  seluruh  fluida yang terdapat di sumur A dapat terangkat ke permukaan.
1.3. Tujuan
Tujuan  dilakukan re-design  electric  submersible  pump di sumur A yaitu :
a. mendesain  ulang  pompa  REDA  agar  pompa  tersebut sesuai  dengan  kemampuan  sumur  dalam  memproduksi fluida
b. mengetahui  besarnya  peningkatan  produksi  minyak ( gain ) yang dihasilkan setelah pompa yang didesain ulang dipasang
c. mengetahui  ekonomis  atau  tidaknya  setelah  dilakukan desain  ulang  pompa  REDA  dengan  jumlah  minyak  yeng terangkat ke permukaan di PT Chevron Pacific Indonesia (PT CPI)

## II. LANDASAN TEORI
Sumur  minyak  yang  ada  di  Minas  mempunyai  2  tipe yaitu sumur vertikal (directional well ) dan horizontal. Sumur vertikal adalah  sumur  yang  mempunyai  sudut  tertentu  dari sumbu  vertikal  untuk  mencapai  lapisan  produktif  (sumber minyak  bumi).  Untuk  mencegah  penyimpangan  target, lubang  yang dibor akan diperiksa dengan alat survei. Sumur ini dibuat dengan alasan faktor permukaan lokasi, teknis, dan ekonomi.. Sedangkan, sumur horizontal merupakan pengembangan  dari  sumur  vertikal.  Permukaan  dibor  secara vertikal  sampai  dengan  kedalaman  tertentu,  kemudian diarahkan  dengan  sudut  kemiringan  tertentu,  dan  saat menembus lapisan produktif, lubang dibuat secara horizontal. Tujuan mengebor sumur ini untuk mengoptimalkan produksi dari  formasi.  Pada  sumur  vertikal,  lapisan  produktif  yang ditembus  hanya  sebatas  ketebalannya,  sedangkan  sumur horizontal sepanjang lapisan produktif. Tipe sumur ini cocok untuk lapisan produktif yang mempunyai banyak rengkahan.
2.1. Atrificial Lift Artificial  lift merupakan  suatu  alat  yang  dipergunakan untuk  mengangkat  fluida  ke  permukaan  ketika  tekanan
formasi dari suatu sumur hanya mampu mendorong fluida ke dalam well  bore .  Karena  awalnya,  fluida  mengalir  ke permukaan  dengan  menggunakan  tekanan  reservoir  yang tersedia  secara  alami.  Seiring  berjalannya  waktu,  tekanan yang tersedia pun berkurang.
Artificial  lift yang  biasa  dipergunakan  dalam  industri perminyakan [3] :
1. Electric  submersible  pump (ESP)  menggunakan down hole motor dan centrifugal pump system
2. Tubing/rod  pump menggunakan surface  beam  type pumping unit dan positive displacement pump system
3. Progressive  cavity  pump (PCP)  menggunakan surface electric motor dan positive displacement pump system
4. Gas lift menggunakan gas yang dialirkan melalui anulus 5. Hydraulic pump unit/reciprocating rod lift menggunakan surface  hydraulic  pump/electric  motor dan positive displacement pump system
Hal-hal  yang  mempengaruhi  pemilihan  jenis artificial lift yaitu :
 Karakteristik sumur ( sand, temperature, velocity )
 Kemampuan suatu sumur mengangkat fluida dari formasi ke permukaan
PT CPI menggunakan ESP dengan alasan :
1. Sumur  produksi  mempunyai  laju  produksi  300  sampai 60000 BFPD
2. Fluida mempunyai viskositas tinggi
3. Mempunyai  derajat  kepasiran  tertentu  dari  sumur  yang berpasir
4. Suhu sumur lebih dari 250 o F
Penggunaan ESP yang berprinsip sentrifugal mengakibatkan  aliran  fluida  lebih  merata,  putaran  poros dapat  lebih  tinggi,  konstruksinya  lebih  aman  dan  kecil,  dan perawatannya murah.
2.2. Electric Submersible Pump (ESP) ESP    merupakan  jenis artificial yang  menggunakan pompa  listrik  di  dalam  sumur  dengan  menggunakan  prinsip sentrifugal  guna  mengangkat  fluida  ke  permukaan.  ESP terdiri dari satu impeller dan diffuser yang dipasang di shaft . Impeller berfungsi  memindahkan  fluida  dari  satu stage ke stage di atasnya. Sedangkan, diffuser merupakan bagian yang tidak  berputar  dan  berfungsi  untuk  mengarahkan    fluida  ke stage berikutnya. Adapun cara kerja pompa REDA (ESP) [4] :
1. Electric  power disuplai  dari  transformer  ( step  down ) menuju switchboard
2. Melalui switchboard ,  semua kinerja dari ESP dan kabel akan dikontrol (amper , voltage )
3. Dari switchboard, power akan  diteruskan  ke  motor melalui power  cable yang  terikat  sepanjang tubing dan ESP unit
4. Melalui  motor, electric  power akan  diubah  menjadi mechanical power berupa tenaga putaran
5. Tenaga  putaran  akan  diteruskan  ke protector dan pump melalui shaft di  mana  antar shaft dihubungkan  dengan coupling
6. Shaft dari  pompa  berputar,  dan  pada  waktu  yang  sama impeller akan  ikut  berputar  untuk  mendorong  fluida
(gaya sentrifugal) yang masuk melalui pump intake atau gas separator ke permukaan
7. Fluida yang didorong secara terus-menerus akan mengisi tubing ,  bergerak  ke  permukaan  dan  terus  menuju gathering station

## 2.3. Well Tester
Tim ini bertugas dalam melakukan uji produksi sumur. Kegiatan  ini  biasanya  dilakukan  secara  rutin  minimal  satu bulan  sekali  untuk  setiap  sumur.  Metode  pengujiannya berupa micromotion dan sonolog test.

## 2.3.1. Micromotion Test
Pengujian ini bertujuan untuk mengetahui laju produksi fluida  dan  minyak,  serta  menentukan  besarnya water  cut . Pengujian tersebut dilakukan berdasarkan perbedaan densitas fluida yaitu perbedaan densitas minyak dan air formasi yang mengalir. Namun, alat ini mempunyai kelemahan yaitu tidak dapat  mendeteksi  adanya  gas  sehingga  hanya  dapat digunakan  untuk  sumur  yang  tidak  menghasilkan  gas. Peralatan  ini  juga  hanya  dapat  digunakan  untuk  sumur bertekanan  lebih  dari  130 psi  sehingga  pengaturan  harus dilakukan di dekat sumur.
Adapun, komponen micromotion yaitu :
a. Sensor unit Sensor  ini  mendeteksi  aliran  fluida  di  dalam  pipa  dan memprosesnya  secara  cepat  aliran  tersebut  berdasarkan densitas lalu mengubahnya menjadi sinyal-sinyal
b. Remote flow transmitter
Sebagai  penerima  sinyal  dari  sensor  unit  lalu memprosesnya  berdasarkan  konfigurasi  yang  telah deprogram pada alat interface
c. Transmitter interface
Merupakan  unit  yang  menunjukkan  hasil  tes  secara digital
2.3.2. Sonolog Test Sonolog  test merupakan  kegiatan  yang  berfungsi mengukur static  fluid  level (SFL  atau  saat  pompa  tidak dioperasikan) dan working fluid level (WFL atau saat pompa dioperasikan). Prinsip kerjanya dengan mengirimkan getaran ke dalam sumur yang berasal dari gas N 2 . Level fluida terdiri :
1. Static fluid level (SFL)
SFL  adalah  level  fluida  dalam  sumur  pada  saat  sumur tidak diproduksikan dalam arti pompa tidak dihidupkan
2. Working fluid level (WFL)
WFL  adalah  level  fluida  pada  saat  sumur  sedang diproduksikan.  Suatu  sumur  dikatakan  masih support
untuk  ukuran  suatu  pompa  jika  WFL  sumur  tersebut sekitar  300-400  ft  di  atas pump  setting  depth .  Istilah support mengartikan  bahwa  pompa  yang  digunakan masih  dapat  menghisap  fluida  dari  dalam  sumur  secara optimal dan tidak mengakibatkan kerusakan pada pompa

## III. METODE PENELITIAN

## 3.1. Pengambilan Data
Data  mengenai  sumur  A  diperoleh  dari Well  Tester yang  merupakan  hasil  pengamatan  langsung  dalam memonitor kinerja sumur produksi secara rutin. Data tersebut berupa static  fluid  level (SFL), working  fluid  level (WFL), interval  perforasi,  ukuran  pompa, pump  set,  tubing,  fluid above  pump (FAP), barrel  fluid  per  day (BFPD), barrel  oil per day (BOPD), run days of pump , oil gravity ( o API), water cut (WC), water  gravity , fluid  density , bubble  point pressure.
3.2. Penyelesaian Masalah
Data dari pihak Well Tester akan dikirimkan Petroleum Engineer (PE) untuk  mengambil  tindakan  apa  yang  akan dilakukan  terhadap  masalah  tersebut.  Setelah  itu,  PE mengirimkan working  order (WO)  ke Well  Work untuk melaksanakan  WO  tersebut.  Adanya  kenaikan  jumlah  fluida di  dalam  sumur  yang  tidak  sesuai  dengan  kapasitas  pompa yang telah terpasang maka PE memutuskan untuk mendesain ulang pompa.
Adapun,  data  sumur  A  yang  bertipe  vertikal  dan langkah-langkah  perhitungan  untuk  mendesain  ulang  pompa sebagai berikut [5, 6].
Data-data saat menggunakan D-475N
Static Fluid Level (SFL) : 961 ft Working Fluid Level (WFL) : 1095 ft Fluid Above Pump (FAP) : 1097 ft Pump size : D-475N/106 Pump set : 2192 ft Fluida terproduksi (BFPD) : 532 barrel per hari Oil terproduksi (BOPD) : 40 barrel per hari Water cut (WC) : 92,54% Run days : 72 days Tubing ID : 2,548 inci OD : 3 ½ inci Tekanan tubing : 166, 92 psi Interval perforasi : 2616 ft Oil gravity ( o API) : 35 Water specific gravity (Sg water ) : 0,98
Fluid density (gr/cm 3 ) : 0,98 Bubble point : 235 psi
a. Menghitung specific gravity oil Sg oil = 141,5 : ( o API oil + 131,5) (1)
b. Menghitung specific gravity campuran (minyak dan air) Sg campuran = {(WC x Sg water ) + (1 – WC) x Sg oil } (2)
c. Menghitung untuk in flow
1) Menghitung tekanan reservoir
P reservoir = Gradien fresh water x Sg campuran x (pump set – SFL) (3)
2) Menghitung tekanan working fluid
P WF = Gradien fresh water x Sg campuran x (pump set – WFL) (4)
3) Menghitung productivity index
Productivity Index (PI) = Q fluida : (P reservoir – P WF ) (5)
4) Menghitung FAP minimum
FAP min = P bubble : (Sg campuran x Gradien fresh water ) (6)
d. Menghitung untuk out flow
1) Menghitung tekanan pump set
P pump set = {(kedalaman perforasi – pump set) x Gradien fresh water x Sg campuran } (7)
2) Menghitung laju alir outflow dan laju alir outflow maksiumum Q out flow = PI x Gradien fresh water x (pump set – SFL – FAP min ) (8)
Q outflow maks = safety x Q out flow (9) 3) Menghitung tekanan outflow P outflow =   P gravity + P tubing + P friction P outflow =   (Gradien fresh water x Sg campuran ) x WFL  + P tubing +
{ 2,083 x (100Q outflow maks : 34,3 C) 1,85 x (ID tubing ) -4,8655 } (10)

## 4) Menentukan tipe pompa melalui bantuan tabel Schlumberger

## TABEL II
Pump summary seri 338-562
5) Menghitung head per stages melalui bantuan grafik Schlumberger Dengan   memplotkan Q out flow maks ke dalam grafik pompa REDA, maka diperoleh head pompa.

## GAMBAR I Kurva pompa REDA tipe DN1800
6) Menghitung tekanan head per stages
P head/stages = Gradien fresh water x Sg campuran x head (11) 7) Menghitung jumlah stages
Jumlah stages = P out flow : (P head/stages ) (12) TABEL III

## Jumlah stages pompa REDA tipe DN1800
8) Menghitung head per stages melalui bantuan grafik Schlumberger
Dengan   memplotkan Q out flow maks ke dalam grafik pompa REDA maka  diperoleh head pompa.
GAMB
AR II Kurva pompa REDA tipe DN215 0 9) M enghit ung tekan an head per stages P head/st ages = Gradi en fresh water x Sg camp uran x head (13)
10) Menghitung jumlah stages
Jumlah stages = P out flow : (P head/stages )
(14)
Dari Tabel IV, pompa baru dipilih sesuai dengan keadaan setelah dimonitor pihak Well Tester.
e. Horse power motor
HP motor yang dibutuhkan = jumlah stages x HP/stages
(HP/stages diperoleh dari Gambar II line power ). Namun, HP motor yang tersedia oleh pihak Schlumberger pada Tabel V. berikut ini.

## HP Motor
Dari Tabel V maka HP motor dipilih sesuai dengan keadaan yang baru untuk sumur A tersebut.
f. Setelah diperoleh desain pompa yang baru, selanjutnya dilakukan pengujian sumur. Pengujian ini untuk mendapatkan data BFPD, BOPD, WC sehingga dapat diketahui ada tidaknya kenaikan produksi minyak dari pompa yang baru dipasang.
Kenaikan produksi minyak bumi ( gain ) Gain = BOPD pompa baru – BOPD pompa lama

## IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1. Hasil Perhitungan
Dari  perhitungan  yang  telah  dilakukan  diperoleh  tipe pompa yang baru sejumlah stages untuk memompakan fluida ke permukaan.
TABEL VI Data hasil perhitungan In Flow P reservoir 517,18 psi P WF 460,88 psi FAP min 558,313 ft Out flow P pump set 178,46 psi Q out flow maks 2339,41 barrel per hari P out flow 663,5755 psi P head/stages 8,4026 psi/ stages Jumlah stages Pump size 81 DN2150 BFPD/BOPD/WC 2113/124/94,13% Gain 84 barrel per hari
4.2. Pembahasan
Minyak  ringan  yang  diperoleh  dari  sumur  A mempunyai  nilai oil  gravity 35 o API.  Saat  menggunakan pompa  REDA  tipe  D-475N,  pompa  tersebut  dipasang  pada kedalaman 2192 ft dan perforasi berada di kedalaman 2616 ft sehingga  motor  dipasang  pada  424  ft  di  atas  perforasi (umumnya, minimal 100 ft). Kinerja motor dipengaruhi oleh perubahan  suhu,  suhu  yang  terlalu  tinggi  dari  suhu  desain akan  menyebabkan kerusakan pada motor itu sendiri. Fluida yang  mengalir  dari  sumur  akan  melewati  dan  mendinginkan motor (di mana kecepatan alir fluida 1-1,8 ft/s).
Tekanan reservoir (formasi) akan selalu lebih besar dari tekanan working  fluid .  Dengan  adanya  perbedaan  tekanan tersebut  menyebabkan  fluida  terdorong  dari  formasi  ke lubang  sumur.  Karena  perbedaan  tekanan  reservoir  dengan tekanan working  fluid tidak  terlalu  besar  maka  fluida  tidak dapat mencapai permukaan. Ketinggian fluida di atas pompa minimal  558,313  ft  karena  apabila  ketinggian  fluida  kurang dari  558,13  ft  akan  menyebabkan  liquid  yang  ada  di  dalam pompa menguap. Hal ini juga dapat terjadi bila tekanan inlet pada pompa lebih kecil dari P bubble . Penguapan cairan tersebut akan  mengakibatkan  pemutusan  aliran  dan  kerusakan  pada bagian  pompa  (seperti  adanya  suara-suara  yang  berisik karena gelembung-gelembung fluida tersebut pecah, kapasitas  pompa  menurun,  berkurangnya  efisiensi  pompa, dan pompa tidak mampu membangkitkan head atau tekanan).
Tekanan  yang  dimiliki  pompa  untuk  memompakan fluida  sampai  ke  permukaan  sebesar  178,46  psi  di  mana pompa  dipasang  pada  kedalaman  2192  ft.  Fluida  yang diangkat  oleh  pompa  maksimal  2339,41  barrel/hari. Awalnya,  sumur  produksi  mempunyai  tekanan  517,18  psi, sedangkan  tekanan  yang  dibutuhkan  agar  fluida  dapat terangkat ke permukaan yaitu 663,5755 psi. Dengan tekanan pompa yang didesain, pompa tersebut dapat memompa fluida sampai  ke  permukaan  dan  menuju  ke  stasiun  pengumpul pusat.
Dari Tabel II terdapat berbagai tipe pompa REDA yang telah disediakan oleh rekan kerja Schlumberger. Fluida yang akan  diangkat  2339,41  barrel/hari  atau  mendekati  2400
barrel/hari  maka  dipilih  pompa  REDA  tipe  DN2150. Kemampuan  pompa  untuk  mentransfer  fluida  ( head pompa) 20 ft/ stages dengan tekanan per stages -nya 8,4026 psi. Nilai head pompa  dipengaruhi  oleh specific  gravity di  mana hubungan specific  gravity fluida  (campuran  minyak  dan  air) terhadap head yang  dihasilkan  pompa  dan  P out  flow –nya berbanding lurus. Jumlah stages yang dibutuhkan yaitu 78,97 agar  fluida  yang  dipompa  dapat  mencapai  ke  permukaan. Pada Tabel IV, jumlah stages yang digunakan sebanyak 81.
Adanya perbedaan spesifikasi ESP sebelum dan setelah didesain  ulang  yaitu  pada  diameter  impelernya.  Awalnya, pompa  D-475N  mempunyai  106  stages,  setelah  didesain ulang  diperoleh  pompa  DN2150  dengan  81  stages. Penurunan  jumlah  stages  akan  memperbesar  diameter impeller  dari  pompa  sebelumnya  sehingga  fluida  yang terangkat  sebesar  2339,41  barrel/hari.  Semakin  besar diameter impellernya maka semakin besar gaya friksi selama fluida  diangkat  sampai  ke  permukaan.  Produksi  fluida menggunakan bantuan ESP bergantung pada beberapa faktor yaitu  kecepatan  rotasi  yang  dimiliki  motor,  diameter impeller, head  pump ,  dan  properti  termodinamika  fluida (densitas, viskositas, o API).
Setelah  pompa  tipe  DN2150  dipasang  dan  dilakukan pengujian  sumur  kembali,  diperoleh  data  adanya  kenaikan produksi  minyak  ( gain )  sebanyak  84  barrel/hari  dan water cut dari  92,54  menjadi  94,13%.  Kenaikan  nilai water  cut akan  memperbesar  jumlah  air  yang  dibutuhkan  untuk meloloskan minyak yang berada di antara pori-pori bebatuan. Seiring  dengan  waktu,  jumlah  minyak  yang  ada  di  pori-pori batuan  tersebut  semakin  sedikit  dan  membutuhkan  banyak air untuk mengeluarkan minyak tersebut.
Penggantian  pompa  tipe  D-475N/106  ke  DN2150/81 dapat  dikatakan  ekonomis  dilihat  dari gain -nya.  Tim  PE menetapkan  penggantian  pompa  tetap  dilakukan  bila gain minyak  yang  diperoleh  antara  20-30  barrel/hari  karena mampu  menutupi  biaya  penggantian  pompa  dan  produksi sumur A memberikan keuntungan bagi perusahaan Chevron. Pompa  DN2150  lebih  bersifat  efisien  karena  mampu mengangkat fluida yang keluar dari formasi sebesar 2339,41 dan didukung kenaikan jumlah produksi minyak menjadi 122 barrel/hari.  Nilai water  cut sumur  A  tergolong  produktif karena batasan water cut suatu sumur pada perforasi tertentu di lapangan minyak Minas yaitu 97,00%.

## V. KESIMPULAN
Dari  data  dan  perhitungan  yang  telah  dilakukan  untuk upsizing  pump pada  sumur  A,  dapat  disimpulkan  bahwa desain  ulang  pompa  REDA  tipe  D-475N  menjadi  DN2150 karena  adanya  kenaikan  jumlah  minyak  yang  terproduksi. Pompa  REDA  tipe  DN2150  mampu  mengangkat  fluida sebesar  2339  barrel/hari  dengan  jumlah stages sebanyak  81. Pemasangan  pompa DN2150  mengakibatkan  adanya kenaikan produksi oil sebanyak 84 barrel/day dan nilai water cut pun  meningkat  dari  92,54  menjadi  94,13%.  Penggantian pompa  REDA  di  PT  Chevron  Pacific  Indonesia  terbilang cukup ekonomis

## DAFTAR PUSTAKA
[1]    Laila, Laporan Kerja Praktek Area Minas. PT Chevron
Pacific Indonesia , Pekanbaru, 2010.
[2]  Well Tester, Data sheet sumur A bulan November area
Minas  -  PT  Chevron  Pacific  Indonesia ,  Pekanbaru, 2015.
[3]   Brown,  E.,  Kermit, The  Technology  of  Artificial  Lift Method Volume 1 , Devision
of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.
[4]   Amao, Mattew., Electrical Submersible Pumping (ESP) Systems , 2014 diakses
pada
http://fac.ksu.edu.sa/sites/default/files/4- electricalsubmersiblepumps.pdf
[5]   Brown,  E.,  Kermit, The  Technology  of  Artificial  Lift Method Volume 2B , Devision
of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.
[6]   Brown,  E.,  Kermit, The  Technology  of  Artificial  Lift Method Volume 4 , Devision
of Penn Well Publishing Co., Tuls, Oklahoma, 1984.