Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2021 - 2026
0
P-Index
This Author published in this journals
All Journal LEMBARAN PUBLIKASI MINYAK DAN GAS BUMI (LPMGB)
edward tobing
PPPTMGB "LEMIGAS"

Published : 6 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 6 Documents
Search

 1 
Analisis Produktivitas Sumur Diperforasi Menggunakan Persamaan Kurva IPR Aliran Dua Fase edward tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 41 No 2 (2007)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.41.2.65

Abstract

Persamaan kurva Inflow Performance Relationship (IPR) yang tersedia sampai saat ini dikembangkan untuk kondisi sumur open hole. Dalam aplikasi Analissa Sistem Nodal pada sumur yang diperforasi, perhitungan kehilangan tekanan dalam lubang perforasi merupakan hal yang sangat penting. Pada saat ini persamaan yang digunakan secara luas untuk memperkirakan kehilangan tekanan melalui lubang perforasi adalah persamaan Blount, Jones dan Glaze2). Persamaan tersebut diturunkan untuk aliran satu fase (fase gas atau minyak saja), dengan demikian pemakaian persamaan tersebut tidak memadai untuk sumur produksi aliran dua fase. Dalam tulisan ini, diusulkan persamaan kurva Inflow Performance Relationship untuk sumur yang diperforasi, dan diproduksikan dari reservoir bertenaga dorong gas terlarut (aliran dua fase minyak dan gas). Persamaan tersebut dikembangkan menggunakan simulator sumur tunggal aliran dua fase (Eclipse 2001A 4)) yang dikombinasikan dengan persamaan aliran dua fase dalam lubang perforasi yang diturunkan oleh Perez dan Kelkar3). Pada rentang yang luas dari sifat batuan dan fluida reservoir serta geometri perforasi, digunakan untuk mengembangkan persamaan dengan cara statistik.
Pengembangan Model Kompresor pada Jaringan Pipa Gas yang Komplek edward tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 42 No 3 (2008)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.42.3.119

Abstract

Model simulasi jaringan pipa salur gas yang komplek dikembangkan dengan anggapan aliran dalam pipa adalah steady state. Analisis aliran steady state dalam jaringan pipa gas tersebut dilakukan untuk menentukan distribusi tekanan aliran gas pada setiap ”node” dan laju alir pada setiap”leg”, dengan mengetahui sekurang-kurangnya satu harga tekanan node serta supply atau demand pada node lainnya. Untuk mendesain dan menganalisis sistem jaringan pipa yang komplek dengan adanya peralatan kompresor, posisi leg digantikan oleh kompressor dengan menambahkan dua buah node, yaitu pada suction (inlet) dan discharge (outlet). Model simulasi ini kemudian dapat menghitung daya kuda (horse power) kompresor yang diperlukan untuk mengalirkan gas ke konsumen.
Aplikasi Model Jaringan Nodal untuk Mengevaluasi Aliran Gas pada Jaringan Pipa edward tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 43 No 2 (2009)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.43.2.132

Abstract

Analisis aliran steady state pada jaringan pipa gas dilakukan untuk menentukan distribusi tekanan aliran gas pada node dan laju alir gas dalam elemen penghubung node (leg). Metode analisis aliran steady state pada jaringan pipa gas yang diaplikasikan dalam makalah ini merupakan algoritma yang bersifat step forward. Dalam metode ini harga tekanan suatu node langsung dikoreksi pada setiap iterasinya berdasarkan ketidakseimbangan laju alir massa pada node tersebut, karena harga tekanan yang digunakan untuk menentukan laju alir massa gas dalam pipa pada tahap iterasi sebelumnya belum tepat. Algoritma ini memberikan kemungkinan baru untuk mengembangkan model simulasi jaringan pipa gas tanpa menggunakan matriks aljabar, dan pemecahan masalah jaringan pipa gas dengan mengaplikasikan model jaringan nodal. Untuk mendesain dan menganalisis jaringan pipa yang dilengkapi peralatan kompresor dan pressure regulator, perlu ditentukan parameter daya kuda yang dibutuhkan Kompresor dan bukaan pada pressure regulator. Cara yang dilakukan untuk menganalisis jaringan pipa tersebut adalah dengan mengeliminasi kedua peralatan tersebut, dan kemudian menempatkan dua buah node pada titik inlet dan outlet. Akan tetapi sistem harus mempunyai solusi yang unik setelah kedua peralatan tersebut dieliminasi, dengan batasan laju alir gas pada node inlet harus sama dengan laju alir pada node outlet dengan tanda berbeda. Tekanan dan laju alir pada kedua node harus ditentukan terlebih dahulu, dan kemudian parameter daya kuda kompresor serta bukaan pressure regulator dapat ditentukan.
Penentuan Model Reservoir Dual Porosity Pseudo Steady State Berdasarkan Analisis Hasil Uji Sumur edward tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 44 No 1 (2010)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.44.1.152

Abstract

Data karakteristik reservoir minyak seperti permeabilitas batuan, faktor skin, tekanan reservoir, batas suatu reservoir dan keheterogenan pada suatu lapisan, dapat diperoleh dengan melakukan analisis hasil uji sumur dari reservoir tersebut. Salah satu uji sumur yang umum digunakan adalah uji pressure buildup (PBU), yaitu dengan menutup sumur setelah diproduksikan selama beberapa lama dengan laju alir konstan. Apabila respon tekanan terhadap waktu selama penutupan dicatat, maka dapat dilakukan analisis untuk memperoleh pola aliran yang terjadi dan juga karakteristik reservoir tersebut diatas. Dalam tulisan ini akan membahas analisis hasil uji pressure buildup dengan menerapkan metode pressure derivative pada sumur minyak W-1 di Laut Jawa. Berdasarkan hasil analisis tersebut, dapat disimpulkan bahwa model reservoir yang didapat adalah dual porosity pseudo steady state dan dibatasi oleh dua bidang yang kedap. Harga ? (storativity ratio) dan ? (koefisien interporosity flow) yang didapat masing masing menunjukkan storage kapasitas matrik yang cukup besar dan permeabilitas matrik kecil, sehingga kontribusi aliran fluida minyak dari matrik ke rekahan kurang memadai. Selain parameter ? dan ? , karakteristik reservoir lain yang didapat adalah tekanan initial, wellbore storage, permeabilitas, skin faktor, flow efisiensi dan radius investigasi. Dari hasil analisis uji pressure buildup yang diperoleh cukup memadai untuk dapat digunakan sebagai acuan dalam pengelolaan atau pengembangan lapangan tersebut.
Pemodelan Reservoir Radial Composite Berdasarkan Hasil Uji Tekanan Transient pada Sumur Gas Kondensat edward tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 47 No 1 (2013)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.47.1.218

Abstract

Cairan kondensat akan terbentuk di dalam sumur bila tekanan alir dasar sumur lebih kecil dari tekanan dew point, sehingga sejumlah cairan kondensat akan terbentuk di sekitar lubang sumur pada silinder bagian dalam (kondensat banking). Selain itu, jauh dari lubang sumur pada silinder bagian luar (gas banking) mempunyai harga tekanan reservoir di atas tekanan dew point. Analisis hasil uji tekanan transient sumur eksplorasi gas kondensat K-1 dengan konfigurasi partial completion, dilakukan dengan menerapkan metode type curve matching pressure derivative. Berdasarkan analisis hasil uji tekanan transient tersebut diperoleh model reservoir radial composite dengan batas reservoir infinite acting. Harga M (mobility ratio) dan D (diffusivity ratio) yang didapat masing masing menunjukkan adanya peningkatan mobilitas dan diffusitas pada silinder bagian luar dari sumur gas kondensat tersebut.  Condensate will be formed in well when the flowing bottom hole pressure is less then the dew point pressure, therefore condensate will be developed near the well bore at the inner region of cylindrical (condensate “banking”). Besides, far from the well bore at the outer region of cylindrical (gas “banking”), the reservoir pressure will be greater then the dew point pressure. Analysis of pressure transient data for the gas condensate exploration well of K-1 with partial completion configuration was performed by applying the method of type curve matching pressure derivative. This analysis results of pressure transient data indicating the reservoir model as radial composite with infinite acting reservoir boundary. The value of M (mobility ratio) and D (diffusivity ratio) indicated increasing mobility and diffusivity at the outer region of cylindrical of gas condensate well.
Peningkatan Perolehan Reservoir Minyak ’R’ dengan Injeksi Alkali-Surfaktan-Polimer pada Skala Laboratorium edward tobing; Hestuti Eni
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 47 No 2 (2013)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.47.2.240

Abstract

Kumulatif perolehan minyak reservoar ’R’ setelah dilakukan injeksi air sampai dengan akhir tahun 2012 sebanyak 33.51% OOIP. Upaya untuk meningkatkan perolehan minyak pada reservoir tersebut dapat dilakukan dengan menerapkan metode Enhanced Oil Recovery (EOR). Hasil pemilihan metode EOR terhadap karakteristik fluida dan batuan reservoir ’R’ menunjukkan bahwa metoda yang cocok adalah injeksi Alkali Surfaktan Polimer (ASP). Tulisan ini menyajikan hasil studi laboratorium peningkatan perolehan minyak pada reservoir ’R’ dengan injeksi ASP. Dan tujuan studi tersebut adalah untuk mengetahui penambahan perolehan minyak dengan menginjeksikan ASP pada batuan reservoir ’R’. Berdasarkan hasil uji compatibility, interfacial tension, reologi, thermal stability, filtrasi dan adsorpsi pada fluida injeksi ASP, maka diperoleh konsentrasi optimum dari masing-masing fluida injeksi tersebut. Mengacu pada konsentrasi optimum fluida injeksi ASP tersebut, kemudian dilakukan uji core flooding berdasarkan rancangan fluida injeksi yang sudah ditentukan. Hasil utama dari uji core flooding tersebut menunjukkan adanya peningkatan perolehan minyak sebanyak 9.94% OOIP. Bila hasil uji laboratorium tersebut diaplikasikan pada skala lapangan dengan menginjeksikan fluida ASP melalui sumur injeksi di reservoar ’R’, serta memenuhi persyaratan secara teknik, maka diperkirakan penambahan produksi minyak sebanyak 3.88 juta bbl.
Co-Authors Hestuti Eni