EVALUASI DAN OPTIMASI POMPA ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP PADA SUMUR FT-08 LAPANGAN TF - Muhammad Alfatah; Djunaedi Agus Wibowo; Harin Widiyatni (Jurnal Eksakta Kebumian, 2025)
Penurunan tekanan reservoir secara alami menyebabka penurunan produksi fluida dari sumur minyak, sehingga penerapan metode pengangkatan buatan seperti Electric Submersible Pump (ESP) menjadi penting untuk mempertahankan dan meningkatkan laju produksi. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi dan mengoptimasikan kinerja pompa ESP pada sumur FT – 08 dilapangan TF yang mengalami penurunan efisiensi volumetric di bawah standar operasi optimal. Evaluasi dilakukakn dengan menghitung kurva Inflow Performance Relationship (IPR) menggunakan metode Vogel dan parameter produktivitas sumur, serta menganalisis efisiensi volumetric pompa dengan parameter desain dan operasional ESP seperti tekanan intake, total dynamic head (TDH), dan laju alir fluida actual. Hasil evaluasi menunjukan bahwa kurva IPR menghasilkan laju alir teoritis sebesar 619,37 BPD dengan tekanan dasar sumur (Pwf) 233,86 psia, sedangkan efisiensi volumetrik aktual pompa mencapai 84% yang meunjukkan adanya potensi optimasi. Berdasarkan hasil tersebut, penelitian ini merekomendasikan redesain atau penggantian pompa yang lebih sesuai dengan kondisi aktual sumur untuk meningkatkan efisiensi produksi jangka Panjang.   The natural decline in reservoir pressure leads to a significant reduction in fluid production from oil wells, making the application of artificial lift methods such as the Electric Submersible Pump (ESP) essential to sustain and enhance production rates. This study aims to evaluate and optimize the performance of the ESP installed in Well FT-08 of the TF Field, which has experienced a decline in volumetric efficiency below the operational optimum. The evaluation was conducted by constructing the Inflow Performance Relationship (IPR) curve using the Vogel method and analyzing the well's productivity index, along with performance metrics such as pump intake pressure, total dynamic head (TDH), and actual flow rate. The IPR analysis yielded a theoretical production rate of 619.37 BPD at a bottomhole flowing pressure (Pwf) of 233.86 psia, while the measured volumetric efficiency of the installed ESP reached 84%, indicating the potential for further optimization. Based on these results, the study recommends redesigning or replacing the pump with a configuration better suited to the current reservoir and well conditions to enhance long-term production efficiency