## ANALISIS SUMUR DENGAN INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP METODE VOGEL SERTA EVALUASI TUBING MENGGUNAKAN ANALISIS NODAL PADA SUMUR TCS

## WELL ANALYSIS WITH THE INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP VOGEL METHOD AND TUBING EVALUATION USING NODAL ANALYSIS ON TCS WELLS
Diky Pranondo 1) , Tholib Canali Sobli 2)
1,2) Program Studi Teknik Eksplorasi Produksi Migas Politeknik Akamigas Palembang, 30257, Indonesia Corresponding Author E-mail: d.pranondo@gmail.com
Abstract: In  producing  oil,  it  is  very  important  to  calculate  the  maximum  flow  rate  and  the  optimum  flow  rate. Therefore it is necessary to do a nodal system analysis. Analysis of the nodal system is a combination of the IPR Curve and the Outflow Curve, where the optimum flow rate of the well will be obtained. Nodal system analysis is a method that can be used to improve well performance. The procedure for determining the pressure loss used is the Hagedorn & Brown correlation by determining the outflow curve using  Pressure Traverse. In this case the nodal point is placed at the bottom of the well, so the inflow curve will consist of IPR, while the outflow curve will use Pressure Traverse and with  Pwf  (pressure  at  the  bottom  of  the  well).  For  the  maximum  flow  rate  at  TCS  well  is  2,881.688  BFPD  and  the optimum pump flow rate is 1,500 BFPD. So that this well is very suitable to use an ESP pump.
Keywords: IPR, Optimum Flow Rate, Nodal, Pressure Traverse, Outflow
Abstrak : Dalam  memproduksikan  minyak  sangat  penting  dalam  menghitung  laju  alir  maksimal  dan  laju  alir optimum. Oleh karena itu perlu dilakukannya analisis sistem nodal. Analisis sistem nodal adalah penggabungan antara Kurva  IPR  dengan  Kurva  Outflow,  dimana  akan  didapat  laju  alir  optimum  sumur  tersebut.  Analisis  sistem  nodal merupakan  metode  yang  dapat  digunakan  untuk  memperbaiki  kinerja  sumur.  Prosedur untuk  menentukan  kehilangan tekanan  yang  digunakan  adalah  korelasi  Hagedorn  &  Brown  dengan  menentukan  kurva  outflow  menggunakan Pressure Traverse. Dalam hal ini titik nodal diletakan di dasar sumur, maka pembuatan kurva inflow terdiri dari IPR, sedangkan pembuatan Kurva outflow akan menggunakan Pressure Traverse dan dengan P wf (tekanan di dasar sumur). Untuk  laju  alir  maksimum  pada  Sumur  TCS  adalah  2.881,688    BFPD  dan  laju  alir  optimum  pompa  adalah  1.500 BFPD. Sehingga sumur ini sangat cocok menggunakan pompa ESP.
Kata kunci : IPR, Qoptimum, Nodal, Pressure Traverse

## 1. PENDAHULUAN

## 1.1 Latar Belakang
Teknik produksi minyak secara umum dapat  dibagi  menjadi  dua  bagian,  yaitu produksi  secara  sembur  alam  ( natural  flow ) dan  produksi  dengan  metode  pengangkatan buatan  ( artificial  lift ).  Produksi  sembur  alam biasanya  terjadi  pada  reservoir  minyak  yang baru  diproduksikan.  Hal  ini  di  karenakan reservoir  tersebut  memiliki  tekanan  yang cukup  kuat  untuk  mengangkat  fluidanya  ke permukaan.  Setelah  diproduksikan  beberapa lama,  tekanan  yang  dimiliki  oleh  reservoir akan  mengalami  penurunan  ( decline )  dan kemampuan  untuk  mengangkat  fluidanya  pun akan  menurun  pula.  Jika  penurunan  tekanan yang dialami oleh reservoir sangat besar, maka reservoir tersebut tidak dapat lagi
memproduksi  minyak  ke  permukaan.  Ketika suatu sumur sudah tidak dapat lagi memproduksi  minyak  secara  alami,  maka  di butuhkan metode pengangkatan buatan ( artificial  lift ),  seperti  injeksi  gas  lift  atau menggunakan pompa.
Usaha untuk mengoptimalkan produksi tersebut  harus  direncanakan  dan  dihitung dengan cermat, dan
dengan mempertimbangkan  komponen  biaya  atau keekonomian.  Biaya  yang  dikeluarkan  untuk suatu metode pengangkatan buatan harus dapat diatasi dengan jumlah produksi yang diperoleh.  Pemilihan  pompa  untuk  suatu sumur  minyak  pada  umumnya  adalah  dengan menentukan harga laju produksi yang diinginkan,  kemudian  dengan  menggunakan pump performance curve akan diperoleh harga head  dan  HP  pompa  untuk  suatu  harga  rpm
tertentu.  Tetapi  jika  P  dari  pompa  diketahui, maka  kelakuan  produksi  dari  pompa  tersebut dapat ditentukan dengan menggunakan analisis sistem nodal ( nodal system analysis ).
Penentukan  laju  produksi  optimum pada suatu sumur maka kita harus mengetahui terlebih  dahulu  potensi  reservoir  dengan menggunakan perhitungan inflow performance relationship (IPR), yang merupakan gambaran potensi maksimum dari suatu sumur. IPR yang digunakan  tergantung  pada fasa  fluida produksinya.
Pada saat produksinya ikut terproduksikan sejumlah gas  yang berasal dari solution  gas. Oleh  karena  itu,  dalam analisisnya digunakan IPR dua fasa menggunakan  Metode  Vogel.  Selain  itu, dipilihnya analisis IPR dua fasa Metode Vogel dalam  penentuan  laju  alir  optimum  karena kondisi reservoir di lapangan dapat diasumsikan,  bahwa  karakteristik  reservoir bersifat  homogen  dengan  tenaga  pendorong gas terlarut dan tekanan reservoirnya di bawah bubble point . Mengingat pentingnya penentuan  laju  alir  optimum,  maka  Penulis melakukan penelitian dengan analisis performa sumur  dengan  IPR  Metode  Vogel  dan melakukan  evaluasi  terhadap tubing terpasang dengan  analisis  nodal  agar  sistem  produksi terpasang bekerja dengan optimal.
1.2 Batasan Masalah Dalam penelitian ini Penulis, memfokuskan bahasan pada potensi maksimum  produksi  sumur  dengan  IPR Metode  Vogel  dan  analisis  nodal  untuk mengetahui Q optimum tubing pada Sumur TCS. 1.3  Tujuan Penelitian
Tujuan  yang  ingin  dicapai  dalam pelaksanaan penelitian ini antara lain:
1. Mengetahui  potensi  produksi  maksimum Sumur    dengan  menggunakan  perhitungan inflow  performance  relationship (IPR) Metode Vogel dan  evaluasi tubing dengan analisis  nodal  pada  laju  alir  optimum sumur.
2. Memprediksi  laju  alir  optimum  pada  masa mendatang  jika  terjadi  penurunan  tekanan ( pressure) .
3. Mengetahui jenis lifting yang bekerja secara optimum pada Sumur.

## 1.4 Manfaat Penelitian
Manfaat  yang  ingin  dicapai  dalam pelaksanaan penelitian antara lain :
1. Dapat  mengetahui  nilai productivity  index dengan  kurva  IPR  dan  laju  alir  optimum pada Sumur.
2. Dapat  mengetahui  produksi  sumur  di  masa akan  datang  jika  terjadi  penurunan  tekanan ( pressure ).
3. Dapat mengetahui jenis lifting yang bekerja secara optimum pada Sumur.

## 2. TEORI DASAR
2.1 Productivity Index (PI) Productivity  index (PI)  merupakan indeks  yang  digunakan  untuk  menyatakan kemampuan  suatu  sumur  untuk  berproduksi pada  kondisi  tertentu  (Kermitt  E.  Brown, 1977). PI juga merupakan perbandingan antara laju  produksi  (Q)  terhadap  selisih  antara tekanan  statik  (P s )  sumur  dengan  tekanan  alir dasar  sumur  (P wf ),  dengan  rumus  sebagai berikut:
PI =
Dimana: PI = productivity index (BFPD/psia) Q = laju produksi fluida (BFPD) P s = tekanan statik sumur (psia)
P wf = tekanan alir dasar sumur (psia)
2.2 Inflow Performance Relationship (IPR) Inflow  performance  relationship (IPR) adalah  suatu  parameter  yang  menunjukan produktivitas  suatu  sumur  yang  ditampilkan dalam  kurva  hubungan  antara  tekanan  alir dasar  sumur  dengan  laju  produksi  (Kermitt  E. Brown, 1977). Berdasarkan kondisi tekananya, kelakuan  fluida  dalam  media  berpori  dapat dibedakan  menjadi  dua,  yaitu:  di  atas  tekanan bubble  point (Pb)  dan  di  bawah bubble  point (Pb).
Pada  saat  tekanan  di  atas bubble  point pressure, kondisi  fluida  yang  mengalir  adalah satu  fasa  minyak.  Ada  kalanya  air  juga  ikut terproduksi, akan tetapi  dalam jumlah tertentu masih  dapat  dianggap  satu  fasa  cairan.  Di
bawah  Pb,  gas  mengembang  dari  larutan minyak  sehingga  yang  mengalir  adalah  fluida dua  fasa  (cairan  dan  gas).  Pada  kondisi  ini harga productivity  index untuk  setiap  harga P wf .
Sumber : Kermit E. Brown, 1977
Gambar 2.1 Kurva IPR Satu Fasa
Sumber : Kermit E. Brown, 1977 Gambar 2.2 Kurva IPR Dua Fasa

## 2.3 Analisa Sistem Nodal
Analisis  sistem  nodal (nodal  system analysis) merupakan  suatu  teknik  sederhana yang  digunakan  untuk  menentukan  hubungan antara inflow performance relationship dengan tubing  intake ,  yang  dapat  digunakan  untuk menentukan  laju  produksi  optimum  yang terjadi  dalam  suatu  sistem  produksi.  Suatu persamaan matematis digunakan untuk menggambarkan  kemampuan  suatu  reservoir untuk  memproduksi  fluida  menuju  lubang sumur dan sistem perpipaan yang mengalirkan fluida ke separator di permukaan.

## Sumber : H. Dale Beggs, 1991
Gambar 2.3 Kurva Analisis Sistem Nodal Jika suatu sumur tidak dapat berproduksi  lagi,  maka  hal  tersebut  dapat disebabkan  oleh  banyak  faktor.  Tetapi  pada umumnya  hal  tersebut  diakibatkan  karena tekanan  alir  dasar  sumur  sudah  mengalami penurunan  sehingga  tidak  mampu  lagi  untuk mengangkat  fluida  ke  permukaan.  Pada  saat itulah diperlukan adanya pengangkatan buatan (artificial  lift) untuk  mengangkat  sisa  fluida yang masih ada di dalam sumur.
Sumber : H. Dale Beggs, 1991 Gambar 2.4 Kurva IPR dan Tubing Intake Pada Sumur Mati
2.4 Pressure Traverse
Pressure  traverse adalah  kurva  yang dibuat  khusus  untuk  suatu  lapangan  dapat digunakan  untuk  memperkirakan  kehilangan tekanan  aliran  dalam  pipa  dengan  hasil  yang baik.  Pada  kurva  tersebut  menunjukkan hubungan  antara  tekanan  dan  kedalaman,  di sumbu  tegak  adalah  sumbu  kedalaman sedangkan  yang  sumbu  mendatar  adalah sumbu  tekanan.  Pada  pojok  kanan  atas, terdapat  data  laju    produksi,  ukuran  tubing, specific gravity minyak, dan lapangan
pressure  traverse tersebut  dikembangkan. Garis  -  garis  lengkung  dalam  gambar  tersebut adalah  kurva-kurva  gradien  tekanan  aliran yang  berlaku  untuk  ukuran  tubing  atau  pipa salur, laju prduksi cairan dan perbandingan gas cairan  (GOR)  tertentu.  Terdapat  dua  jenis kurva pressure traverse, yaitu : 1. Pressure traverse horizontal
Kurva pressure  traverse  horizontal adalah kurva yang digunakan untuk menentukan  nilai  P wh dengan  menggunakan tekanan  pada  separator  sebagai  acuan  dan untuk  melihat  performa  aliran  pada flowline dapat dilihat pada gambar 2.5.
Sumber :  Kermitt E. Brown, 1977
Gambar 2.5 Kurva Pressure Traverse Horizontal
2. Pressure traverse vertical
Kurva pressure traverse vertical adalah kurva yang digunakan untuk menentukan  nilai  P wf dengan  menggunakan nilai  P wh yang  didapatkan  dari pressure traverse horizontal dan untuk melihat performa aliran pada tubing dapat dilihat pada gambar 2.6.
Sumber : Kermitt E. Brown, 1977 Gambar 2.6 Kurva Pressure Traverse Vertical 2.5 2.5 Vertical Lift Performance Vertical lift performance adalah kelakuan  aliran  fluida  formasi  dalam  pipa vertikal  (tubing)  disepanjang  sumur,  terutama mengenai  analisis  kehilangan  tekanan  dalam pipa vertikal tersebut. Analisis fluida Reservoir dari dasar sumur kepermukaan akan mengalami penurunan tekanan aliran, penurunan  ini  tergantung  pada  besarnya volume  fluida  yang  mengalir  dalam  tubing, karakteristik  fluidanya  dan  diameter  dalam tubing.  Penurunan  tekanan  dalam  tubing  ini terutama disebabkan terjadinya gesekan antara fluida  formasi  dengan  dinding  bagian  dalam tubing  dan  antara  fluida  dengan    fluidanya sendiri.
Tujuan  dari vertical  lift  performance ini adalah untuk mengetahui distribusi tekanan dalam  tubing  pada  saat  berbagai  kedalaman. Hal  ini  perlu  untuk  perencanaan  gas  lift, penentuan tekanan alir dasar sumur serta untuk pemilihan tubing agar natural  flow dapat dipertahankan selama mungkin. Berikut merupakan  sebagian  dari  salah  satu  metode
perkiraan  penurunan  tekanan  aliran  sepanjang pipa:
2.5.1 Metode Hagedorn and Brown Usaha  yang  dilakukan  oleh Hagedorn dan Brown adalah  membuat  suatu  korelasi perhitungan  gradien  tekanan  yang  dapat digunakan  pada  range  laju  aliran  yang  sering ditemui dalam praktek, range GLR  yang luas, dapat  digunakan  untuk  setiap  ukuran  tubing serta berbagai sifat  fisik dari pada fluida  yang mengalir.
2.5.2. Korelasi  Faktor  Gesekan  Dalam Hold Up Baik liquid hold up maupun pola aliran tidak  diukur  selama  studi Hagedorn dan Brown , meskipun korelasi untuk liquid hold up disajikan.  Korelasi  tersebut  dikembangkan dengan mengasumsikan bahwa faktor gesekan 1  fasa  dapat  diperoleh  dari  diagram Moody yang  didasarkan  pada Reynolds  Number 2 fasa.
Nilai  HL  yang  diperoleh  belum  tentu liquid holdup yang sebenarnya, tapi itu adalah nilai yang dibutuhkan untuk menyeimbangkan kehilangan  tekanan  dan  faktor  gesekan  yang dipilih.  Beberapa  bilangan  berdimensi  yang digunakan untuk mengkorelasikan HL dan dua faktor koreksi sekunder.
2.5.3. Korelasi  Gradien  Tekanan  Aliran

## Vertikal dalam Pipa
Ketelitian  dari  pada  korelasi-korelasi gradien tekanan yang telah dibahas sebelumnya,  cukup  baik,  sehingga  sesuai untuk  dapat  digunakan  dalam  beberapa  hal berikut ini:
1.  Untuk pemilihan ukuran tubing yang tepat.
2.  Untuk perencanaan artificial lift .
3.  Untuk  penentuan  tekanan  aliran  dasar sumur.
4.  Untuk  penentuan productivity  index dari pada sumur.
5.  Perkiraan laju produksi yang  maksimum.
Dalam penggunaan korelasi
perhitungan gradien tekanan tersebut, diperlukan pengertian tentang pengaruh beberapa  variabel,  misalnya  diameter  pipa, laju produksi, perbandingan gas dengan cairan, water  cut ,  densitas  dan  sebagainya  terhadap
gradien tekanan yang dihasilkan atau terhadap grafik distribusi tekanan sepanjang pipa.

## 3. METODOLOGI PENELITIAN 3.1 Waktu dan Tempat Penelitian
Penulis  mulai  melaksanakan  penelitian pada  tanggal  1  s.d.  30  Juni  2020  yang dilaksanakan dengan metode kajian pustaka di Kampus Politeknik Akamigas Palembang. 3.2 Tahapan Pengolahan Data Setelah data dikumpulkan, maka dilakukan  tahap  selanjutnya  yaitu  pengolahan data.  Dalam  penelitian  ini  Penulis  melakukan analisis nodal  pada sumur  yang menggunakan pompa ESP sebagai berikut:
a. Membuat  Kurva  IPR  dengan  Persamaan Vogel
Langkah-langkah dalam pembuatan kurva IPR sebagai berikut :
1. Siapkan data sebagai berikut :
a) Tekanan reservoir (Pr) (psia)
b) Tekanan dasar sumur (Pwf) (psia)
c) Test laju produksi (Q) (STB/day)
2. Hitung  nilai  Productivity  Index  (PI), (STB/day/psia)
3. PI =
4. Hitung  laju  gross  produksi  maksimum (Q max ) (STB/day)
5. Q max = ( )    ( ) 6. Buat tabel Pwf asumsi versus Q 7. ( )       ( ) Dimana: Q =  laju produksi fluida (BFPD)
Q max =  laju  produksi  fluida  maksimum (BFPD) P wf =  tekanan alir dasar sumur (psia)
P s =  tekanan reservoir (psia)
8. Untuk membuat kurva IPR plot -lah data P wf dan Q yang telah didapat pada langkah ke-4 dengan  Q  pada  sumbu  X  dan  P wf pada sumbu Y.
b. Membuat  Kurva  Tubing Performance Curve
1. Siapkan data penunjang, yaitu :
a) kedalaman sumur (D),
b) panjang pipa salur (L),
c) diameter tubing (dt),
Volume 11 No. 02 Desember 2020
d) diameter pipa salur (dp),
e) kadar air (KA),
f) perbandingan gas cairan (GLR),
g) tekanan separator (P sep ),
h) kurva IPR,
i) tabel formasi produktif (ft),
j) permeabilitas formasi per foot (SPF),
k) panjang lubang perforasi (in),
l) jari-jari lubang perforasi (in), dan
m) teknik  perforasi  ( overbalanced atau underbalanced ).
2. Pada  kertas  grafik  kartesian,  buat  sistem koordinat  dengan  tekanan  pada  sumbu tegak dan laju produksi pada sumbu datar.
3. Berdasarkan  uji  tekanan  dan  produksi terbaru atau berdasarkan peramalan kurva IPR,  plot  kurva  IPR  pada  kertas  grafik  di langkah  2.  tekanan  alir  dasar  sumur  yang diperoleh  dari  persamaan  kurva  IPR merupakan tekanan di permukaan formasi produktif ( sandface ).
4. Ambil  laju  produksi  tertentu  (qt)  yang sesuai  dengan  salah  satu  harga  laju produksi  pada  grafik pressure  traverse baik untuk aliran horizontal maupun untuk aliran vertical.
5. Berdasarkan  pada  qt,  dp,  dan  KA,  pilih grafik pressure  traverse untuk  aliran horizontal.
6. Pilih  garis  gradient  aliran  berdasarkan perbandingan gas cairan (GLR).
Seringkali  perlu  dilakukan  interpolasi apabila garis-garis aliran untuk GLR yang diketahui tidak tercantum.
7. Berdasarkan  garis  gradien  aliran  pada
pressure traverse tersebut, tentukan tekanan kepala sumur, P wh ( upstream ) dari P sep ( downstream ).
8. Dari  harga  qt,  dt,  dan  KA  pilih  grafik pressure traverse untuk aliran vertical.
9. Pilih garis gradien aliran untuk GLR yang diketahui.  Apabila  garis  gradient  aliran untuk harga GLR tersebut tidak tercantum, lakukan interpolasi.
10. Gunakan  harga  P wh pada  langkah  7  untuk menentukan tekanan alir dasar sumur.
11. Ulangi  langkah  4  -10  untuk  harga  laju produksi  yang  lain.  Dengan  demikian
akan  diperoleh  variasi  harga  qt  terhadap P wf.

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN
Sumur  TCS  merupakan  sumur  minyak yang  memiliki  laju  alir  sebesar  1070  BFPD dengan  kedalaman  4.934,91  ft.  Sumur  TCS menggunakan artificial lift pompa ESP. Untuk mengetahui  ukuran tubing yang  optimal  agasr dapat  digunakan  pada  sumur  ini,  diperlukan analisis  nodal.  Analisis  nodal  yang  dilakukan adalah  metode  analisis  nodal  di  dasar  sumur yang  merupakan  penggabungan  antara  kurva IPR  dengan  kurva tubing  intake .  Perpotongan dari  kedua  kurva  tersebut  dapat  digunakan untuk mengetahui laju produksi operasi Sumur TCS.

## 4.1 Data Sumur TCS
Tabel 4.1 Data Sumur TCS
Parameter Nilai Satuan Kedalaman Sumur 4.934,91  ft Laju produksi 1.070 BFPD Tekanan kepala sumur (P wh ) 100 psi GLR formasi 450 SCF/BBL Tekanan statis (P s ) 1.123 psi Tekanan alir dasar sumur (P wf ) 865 psi 4.2 Penentuan Potensi Sumur dan Perhitungan Kurva IPR a. Penetuan kurva inflow
Data yang di gunakan untuk perhitungan kurva IPR adalah P r , P wf dan Q.
Tabel 4.2 Perhitungan Kurva IPR Sumur TCS No. Pwf (psi) Q (bbl/day) 1 1.123 0 2 1.010,7 495,65 3 898,4 945,19 4 786,1 1.348,63 5 673,8 1.705,96 6 561,5 2.017,18 7 449,2 2.282,3 8 336,9 2.501,31 9 224,6 2.674,21 10 112,3 2.801 11 0 2.881,688
Gambar 4.1 Grafik Kurva IPR Sumur TCS
Dari hasil perhitungan kurva  IPR  yang dilakukan  pada  Sumur  TCS  diketahui  bahwa laju  alir  maksimum  pada  sumur  ini  sebesar 2881.688  BFPD  dengan  besaran  produktivitas indeks  (PI)  sebesar  4,15  Bbl/Day/Psi.  Maka sumur  ini  sangat  cocok  menggunakan  pompa artificial lift berupa pompa ESP b. Penetuan kurva outflow Data yang digunakan sebagai penunjang  perhitungan  kurva  TPR  adalah: P sep , GLR, D dan kurva pressure traverse.
Tabel 4.3 Perhitungan Kurva TPR Sumur TCS Tubin
g Qf P wh GL R D P wf 2 3/8” (OD) 500 100 450 4.934,919 780 1.000 100 450 4.934,919 1.040 1.500 100 450 4.934,919 1.260 2.000 100 450 4.934,919 1.540 2 7/8” (OD) 500 100 450 4.934,919 680 800 100 450 4.934,919 760 1.000 100 450 4.934,919 800 1.500 100 450 4.934,919 920 2.000 100 450 4.934,919 1.040 3.000 100 450 4.934,919 1.320 3 1/2” (OD) 1.000 100 450 4.934,919 640 1.500 100 450 4.934,919 720 2.000 100 450 4.934,919 800 3.000 100 450 4.934,919 960 4.000 100 450 4.934,919 1.120
Berdasarkan  data  pada  tabel  4.3,  maka  dapat dibuat  kurva  TPR  dengan  melakukan plot harga    Q f dan  P wf untuk  mengetahui  model kurva yang didapat pada setiap ukuran tubing.
4.3  Memprediksi  Laju  Alir            Optimum Pada  Masa  Mendatang      Dengan Menggunakan  Kurva Future IPR
Tekanan  reservoir  yang  berasal  dari alam akan mengalami penurunan tekanan yang mengakibatkan  penurunan  produksi  yang didapatkan, agar produksi minyak tetap berada di  posisi  optimal.  Dengan  menggunakan analisis  nodal,  dapat  memprediksi  laju  alir maksimal dan laju alir optimum.
Dengan menggunakan data pada kurva IPR  dan  sumur  dapat  diasumsikan  tekanan reservoir  akan  berkurang  10%  pada  masa mendatang  selama  pemompaan  berlangsung dengan tekanan sebesar 1.010,7 psi. Kemudian hitung  besarnya  harga  kurva future IPR sebagai berikut:
1. Menentukan  laju  alir  maksimum future
( ): ( ) *            ( )+ ( ) [          ( )]

## 2386,04 BFPD
Menentukan  Q  fluida  dengan  menggunakan P wf asumsi,  dalam  hal  ini  P wf sebesar  909,63 psi.
Q 2 [        ( )       ( ) ]
Q 2 410,4 BFPD
Q 3 [        ( )       ( ) ]
Q 3 782,62 BFPD
Tabel 4.4 Perhitungan Kurva Future IPR
Sumur TCS No. Pwf (psi) 10% Q (bbl/day) 10% 1 1.010,7 0 2 909,63 410,4 3 808,56 782,62 4 707,49 1.116,67 5 606,42 1.412,53 6 505,35 1.670,23
Volume 11 No. 02 Desember 2020 No. Pwf (psi) 10% Q (bbl/day) 10% 7 404,28 1.889,74 8 303,21 2.071,08 9 202,14 2.214,24 10 101,07 2.319,23 11 0 2.386,04
Gambar 4.3 Grafik Kurva IPR, Future IPR dan TPR
Dari  grafik  di  atas  dapat  memprediksi laju  alir  optimum  dimasa  yang  akan  datang dan  dapat  mengetahui  apakah  perlu  dilakukan pergantian  pompa  atau  bahkan  pergantian artificial  lift pada  sumur  TCS.  Pada  saat penurunan  tekanan  pada reservoir sebesar 1.123 psi  hingga 1.010,7 Psi  produksi minyak yang  dihasilkan  pada  sumur  TCS  masih optimal  untuk  diproduksikan  dengan  laju  alir 1.200 BFPD.
Pada  saat  tekanan  reservoir  turun  10% dari  tekanan  awal, tubing yang  digunakan masih  optimal  untuk  memproduksikan  fluida reservoir . Kemudian diasumsikan kembali jika tekanan reservoir berkurang 20 dan 30% pada masa mendatang selama pemompaan berlangsung dengan tekanan sebesar 898,4 psi dan 786,1 psi.
Tabel 4.5 Perhitungan Kurva Future IPR Sumur TCS
No.
P wf (psi) 20% Q (bbl/day) 20% P wf (psi) 30% Q (bbl/day) 30% 1 898,4 0 786,1 0 2 808,56 333,08 707,49 263,686 3 718,72 635,17 628,88 502,843 4 628,88 906,28 550,27 717,471
No. P wf (psi) 20% Q (bbl/day) 20% P wf (psi) 30% Q (bbl/day) 30% 5 539,04 1.146,4 471,66 907,57 6 449,2 1.355,55 393,05 1.073,14 7 359,36 1.533,7 314,44 1.214,18 8 269,52 1.680,88 235,38 1.330,69 9 179,68 1.797,07 157,22 1.422,68 10 89,84 1.882,27 78,61 1.490,13 11 0 1.936,49 0 1.533,06
Gambar 4.4 Grafik Kurva Future IPR dan TPR

## 4.4  Pembahasan Sistem Nodal Sumur TCS
Analisis sistem nodal dilakukan dengan membuat  diagram  tekanan  dan  laju  alir  yang merupakan grafik yang menghubungkan antara perubahan  tekanan  dan  laju  produksi.  Setelah mendapatkan  model  kurva  IPR  dan  TPR tahapan  selanjutnya  untuk  memilih  ukuran tubing  yang  tepat  dan  sesuai  dengan kemampuan  sumur  TCS  dilakukan  analisis sistem  nodal  dengan  cara  mengkombinasikan antara kurva IPR dan TPR.
Gambar 4.5 Grafik Kurva IPR vs TPR Berdasarkan  grafik  pada  gambar  4.5 didapatkan  nilai  target  produksi  optimal  pada setiap  ukuran tubing .  Ukuran tubing yang
sesuai  adalah  ukuran tubing yang  mampu mencapai atau mendekati  target laju produksi optimal  pada  sumur  migas  dengan  ukuran tubing yang terpilih, yaitu 3 1/2” (OD) dengan laju produksi optimal 1.500 BFPD.
Tabel 4.6 Nilai Laju Produksi Optimal Sumur

## TCS
Ukuran Tubing (OD) (in) Q opt (BFPD) 2 3/8 800 2 7/8 1.200 3 1/2 1.500
Gambar 4.6 Grafik Kurva IPR vs TPR 3 1/2” (OD)
Dari hasil perhitungan dan analisa pada sumur  TCS,  penggunaan  ukuran tubing yang mampu  menghasilkan  laju  produksi  yang optimal,  yaitu  3  1/2”  (OD)  dengan  laju produksi  sebesar  1.500  BFPD  dan  tekanan dasar sumur sebesar 720 psi. Ukuran tubing ini dinilai  sesuai  karena  mempunyai  nilai  laju produksi  yang  paling  mendekati  laju  alir maksimum  sumur  TCS  sebesar  2.881,688 BFPD.

## 5. KESIMPULAN DAN SARAN

## 5.1 Kesimpulan
Kesimpulan  dari  hasil  pembahasan yang Penulis dapatkan antara lain, yaitu:
1.  Berdasarkan  kurva  IPR  Metode  Vogel didapat  kemampuan  untuk  sumur  TCS dengan  Q max sebesar  2.881,688  BFPD dengan  PI  sebesar  4,15  BFPD/psi  dan evaluasi  yang  dilakukan  pada tubing berukuran 2 3/8” OD, 2 7/8” OD dan 3 1/2” OD dengan laju alir optimum sebesar 1.500 BFPD,  maka  hasil  yang  didapat  pada analisis  nodal  menunjukkan  ukuran tubing
yang  optimal  untuk  digunakan  pada  sumur TCS berukuran 3 1/2”OD.
2. Hasil  analisis  sistem  nodal  pada  Sumur TCS  dapat  diprediksi  Q optimum dimasa  yang akan  datang  adalah  pada  tekanan  1.123  psi didapat  Q optimum sebesar  1.500  BFPD  dan pada  tekanan  1.010,7  psi  didapatkan Q optimum sebesar 1.200 BFPD.
3. Berdasarkan  hasil  perhitungan  kurva  IPR yang dilakukan pada Sumur TCS diketahui bahwa  laju  alir  maksimum  pada  sumur  ini sebesar  2.881,688  BFPD  dengan  besaran produktivitas index (PI)  sebesar  4,15
bbl/day/psi,  maka  sumur  ini  sangat  cocok menggunakan pompa ESP.

## DAFTAR PUSTAKA
Begss, H. Dale. 1991. Production
Optimization  Using  Nodal  Analysis. USA: The University of Tulsa Brown, K.E.1977. The Technology of Artificial Lift Methods Volume  1.  USA:  The University of Tulsa.
Brown,  K.E.  1977. The  Technology  of Artificial  Lift  Methods Volume  4.USA:  The University of Tulsa.