Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2020 - 2025
1.532
P-Index
This Author published in this journals
All Journal JURNAL TEKNIK Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Journal of Earth Energy Science, Engineering, and Technology JTTT
Rohmana, Rian Cahya
Unknown Affiliation
Aerospace Engineering Agriculture, Biological Sciences & Forestry Automotive Engineering Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Civil Engineering, Building, Construction & Architecture Computer Science & IT Control & Systems Engineering Decision Sciences, Operations Research & Management Earth & Planetary Sciences Economics, Econometrics & Finance Electrical & Electronics Engineering Energy Engineering Industrial & Manufacturing Engineering Materials Science & Nanotechnology Mechanical Engineering Transportation

Published : 8 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 8 Documents
Search

 1 
Penerapan Machine Learning dalam Penentuan Porositas Batuan: Studi Kasus Menggunakan Regresi Linier Berganda dan Regresi KNN pada Data Log Sumur Rohmana, Rian Cahya; Triwanti, Delva; Setiyaningrum, Priskila Rully
Jurnal Teknik Vol 13, No 2 (2024): Juli - Desember 2024
Publisher : Universitas Muhammadiyah Tangerang

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31000/jt.v13i2.10830

Abstract

Penelitian ini bertujuan untuk memprediksi nilai porositas berdasarkan data log sumur. Log sumur berasal dari tiga sumur mencakup triple combo log dan porositas efektif yang telah divalidasi data core. Penerapan machine learning menggunakan dua model regresi, yakni regresi linier berganda dan k-nearest neighbors (KNN). Sebelum penerapan model, proses pengaturan hyperparameterdilakukan guna mengoptimalkan kedua model yang digunakan. Sebagai bagian dari evaluasi, blind test diimplementasikan pada salah satu sumur penelitian dengan tiga uji yang berbeda. Setiap uji memiliki kombinasi data yang berbeda, yakni log gamma ray, density, neutron, deep resistivity, dan photoelectric effect. Evaluasi model dilakukan dengan metrik R2 (coefficient of determination), RMSE (root mean squared error), dan MAE (mean absolute error). Hasil menunjukkan bahwa model regresi linear berganda mendapatkan R2 sebesar 90.6% pada uji 1, 90.59% pada uji 2, dan 90.59% pada uji 3. Sementara model regresi KNN mendapatkan nilai R2 sebesar 94.85% pada uji 1, 92.54% pada uji 2, dan 92.26% pada uji 3. RMSE pada model regresi linear berganda pada semua uji adalah 0.0225, sedangkan pada model regresi KNN uji 1 mendapatkan 0.0167, uji 2 mendapatkan 0.0201, dan uji 3 mendapatkan 0.0204. MAE pada model regresi linear berganda adalah 0.0088 pada uji 1 dan 0.0089 pada uji 2 dan 3. Sementara itu, MAE pada model regresi KNN adalah 0.0047 pada uji 1, 0.0053 pada uji 2, dan 0.0056 pada uji 3. Berdasarkan hasil evaluasi, model regresi KNN memiliki performa yang lebih optimal dibandingkan dengan regresi linear berganda dalam prediksi nilai porositas pada dataset yang digunakan, terutama dalam uji 1. Penelitian ini menunjukkan prediksi nilai porositas batuan dapat dengan baik dilakukan menggunakan metode ML dan dapat disesuaikan dengan beragam skenario. Hal ini dapat membantu dalam analisis petrofisika, terutama jika terdapat keterbatasan data core atau dapat membantu mempercepat proses analisis petrofisika dalam jumlah data yang besar.
Perbandingan Metode Klasifikasi Machine Learning: Studi Kasus Prediksi Jenis Litologi Berdasarkan Data Well Log Pada Formasi Sleipner, North Sea Sastra, Mahdani Mahardika; Rohmana, Rian Cahya
Jurnal Teknik Vol 13, No 2 (2024): Juli - Desember 2024
Publisher : Universitas Muhammadiyah Tangerang

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31000/jt.v13i2.10882

Abstract

Perkembangan era dunia industri 4.0 mendorong para ahli untuk melakukan digitalisasi terhadap berbagai bidang khususnya di industri minyak dan gas bumi. Penelitian ini membahas tentang penggunaan metode machine learning untuk prediksi litologi dalam eksplorasi migas yang terletak di Formasi Sleipner, North Sea. Formasi Sleipner disusun oleh litologi batupasir dengan sisipan batulanau, batuserpih dan batubara. Tujuan utama dari penelitian ini adalah untuk membandingkan tiga algoritma machine learning yang berbeda dalam konteks prediksi litologi berdasarkan data log sumur. Studi ini menggunakan lima data well log yang mencakup data log gamma ray, log resistivitas, log neutron, log densitas, dan log PEF. Data litologi rinci berdasarkan batuan inti (core) digunakan untuk validasi hasil prediksi dari machine learning. Penelitian ini menggunakan tiga algoritma machine learning yakni decision tree (DT), k-nearest neighbor (KNN), dan extra tree classifier (ETC). Ketiga algoritma tersebut juga sudah dilakukan tuning hyperparameter, agar menghasilkan model terbaik saat menganalisis data penelitian ini. Hasil evaluasi prediksi pada sumur blind test didapatkan metode DT memiliki akurasi sebesar 83%, metode KNN 85% dan algoritma ETC 82%. Hasil penelitian menunjukkan bahwa ketiga algoritma machine learning ini memiliki potensi untuk prediksi litologi yang cukup akurat. Pada penelitian ini, algoritma KNN menjadi yang terakurat dalam memprediksi litologi. Penelitian ini diharapkan memberikan pengetahuan baru dalam penggunaan metode machine learning untuk memprediksi litologi, terutama berguna dalam efisiensi waktu dan pada sumur yang tidak memiliki data batuan inti (core).
Analisis Fishing Job Sumur “RM” Pada Lapangan Panas Bumi Maulana, M.Raja; Varayesi, Fidya; Effendi, Dahrul; Rohmana, Rian Cahya
English Vol 1 No 2 (2023): Volume 1 - Nomor 2 - Oktober 2023
Publisher : Fakultas Teknik dan Teknologi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.47970/jttt.v1i2.486

Abstract

Fishing Job merupakan pekerjaan yang dilakukan untuk mengambil kembali alat-alat yang terjatuh kedalam sumur. Alat yang terjatuh ini harus secepatnya diangkat kepermukaan karena semakin lama akan sulit untuk diangkat kepermukaan dan juga akan menghambat proses pemboran maupun produksi. Suatu sumur akan segera dilakukan Well Completion dan akan segera diproduksikan. Namun, dikarenakan didalam sumur tersebut masih ada peralatan yang tertinggal pada kedalaman 1852,51 mMD maka akan dilakukan pekerjaan Fishing Job terlebih dahulu. Peralatan yang digunakan untuk pekerjaan Fishing ini yaitu Cable Spear 4-7/8” Peralatan yang tertinggal didalam sumur tersebut diantaranya Slickline sepanjang -/+ 780 M dan Pressure Temperature Spinner Tools (PTS Tools) sepanjang 280 Cm dan berat 35,4 Kg. Pekerjaan Fishing Job ini dilakukan sebanyak tiga kali pekerjaan yang diantaranya mampu mengangkan Fish (Slickline) sepanjang ± 64,7 M dan berat 2.2 Kg. Sehingga fish yang masih tertinggal didalam sumur yaitu Slickline sepanjang 503,3 M dan PTS Tools. Peralatan tersebut tentunya tidak akan dibiarkan begitu saja berada didalam sumur, maka dilakukan pekerjaan pendorongan Fish kebawah Feed Zone (dibawah zona perforasi). Pada pekerjaan fishing ini dilakukan juga perhitungan keekonomisan untuk mendapatkan perhitungan yang efektif pada pekerjaan fishing job 1, 2 dan 3. Hasil yang didapatkan dari perhitungan program fishing time yaitu sebanyak 11.3 hari dan perhitungan real time fishing job mendapatkan hasil 6.9 hari. Sehingga pekerjaan fishing job pada sumur RM menghemat waktu selama 4.4 hari. Maka pekerjaan fishing job pada sumur RM tidak mengalami kerugian waktu dan biaya.
Optimizing of Electrical Submersible Pump with Stage Variation Using Nodal Analysis at “Rha” Well, Cepu Field for Enhancing Oil Production Aditya, Rhera; Rohmana, Rian Cahya; Budiono
Journal of Earth Energy Science, Engineering, and Technology Vol. 7 No. 2 (2024): JEESET VOL. 7 NO. 2 2024
Publisher : Penerbitan Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/jeeset.v7i2.20896

Abstract

Well “Rha”, located in Cepu Field, is an old well that no longer produces oil naturally (natural flow), so an artificial lift is needed to produce oil. The artificial lift method used in this well is an electrical submersible pump. The well has a maximum flow rate of 1016.04 BFPD with a water cut of 98.2%, indicating a significantly high proportion of water in the flow. The installed pump in this well is REDA DN450/42 Hz, with an operating range of 246–383 BFPD. The evaluation showed that the head pressure exceeded the maximum operating range, causing an upthrust. This research aims to optimize the installed pump by replacing it and performing nodal analysis to obtain the stage that matches the optimum flow rate. This study applied the Wiggins IPR method to calculate the well's maximum flow rate. The study identified and troubleshot performance issues with the existing pump and applied nodal analysis to optimize production. The optimal production rate in this well is 609.62 BFPD, which operates outside the DN450 pump's recommended operating range. Therefore, optimization was carried out using a new pump in the field DN750/42 Hz with 171 stages. Subsequent nodal analysis showed that 124 stages, with a horsepower of 10.01 HP and a pump efficiency of 56.42%, aligned with the optimal production rate. With a water cut of 98.2%, the initial oil rate was 5.2 barrels of oil per day (BOPD), which increased to 10.94 BOPD after optimization. This research demonstrates that optimization by adjusting the stages of ESP can achieve optimal production rates.
Analisis Facies dan Petrofisika pada Zona Prospek Hidrokarbon Pada Lapangan “U”, Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatera Setiyaningrum, Priskila Rully; Rohmana, Rian Cahya; Nursidik, Unggul Setiadi
Jurnal Teknik Vol 13, No 2 (2024): Juli - Desember 2024
Publisher : Universitas Muhammadiyah Tangerang

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31000/jt.v13i2.10819

Abstract

Penelitian dilakukan di Cekungan Sumatera Selatan, berfokus pada Formasi Talang Akar sebagai salah satu formasi penghasil minyak dan gas. Tujuan dari penelitian ini adalah mengidentifikasi fasies dan mengevaluasi kualitas reservoar pada tiga zona prospek hidrokarbon di Formasi Talang Akar. Metode analisis mencakup sedimentologi rinci untuk penentuan fasies serta analisis petrofisika berdasarkan data well log. Data tambahan melalui deskripsi cutting, biostratigrafi, dan core diintegrasikan untuk validasi. Hasil menunjukkan Formasi Talang Akar mengalami pengendapan di lingkungan delta dengan topografi rendah pada Oligosen Akhir. Pada tiga zona prospek hidrokarbon, OR3 memiliki fasies prodelta dengan dominasi butir halus seperti batulempung dan batulanau. Nilai petrofisika pada OR3 mencakup porositas 0.38 – 2.2%, permeabilitas 0.04 – 3.12 mD, dan saturasi air 2.5 – 9.6%, mengindikasikan kualitas zona ini sebagai reservoar kurang baik. Zona prospek hidrokarbon OR6, dengan fasies distributary mouth bar, memiliki karakteristik berbentuk channel dan butiran dominan pasir. Nilai petrofisika pada OR6 mencakup porositas 0.07 – 3.5%, permeabilitas 0.008 – 752 mD, dan saturasi air 2.1 – 9.3%, mengindikasikan kualitas zona ini sebagai reservoar yang cukup baik. Sementara itu, zona prospek hidrokarbon OR8 menunjukkan fasies prodelta shale, memiliki porositas antara 0,13 – 3,1%, permeabilitas batuan antara 0,2 – 4430 mD, dan saturasi air antara 1,84 – 8,6%, menunjukkan kualitas reservoar yang baik. Berdasarkan penelitian ini menunjukkan, fasies pengendapan dapat berpengaruh terhadap kualitas reservoar hidrokarbon. Hal ini dikarenakan, fasies terbentuk dengan proses sedimentasi unik sesuai dengan tempat lingkungan pengendapannya.
DESAIN ULANG POMPA SUCKER ROD MENGGUNAKAN NODAL ANALYSIS PADA SUMUR “MEI” LAPANGAN “SUMATERA SELATAN” UNTUK OPTIMASI PRODUKSI Rohmana, Rian Cahya; Safitri, Mairani Ananda
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 1 (2025): Maret 2025
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v14i1.22464

Abstract

Lapangan Sumatera Selatan mempunyai sumur “MEI” yang diproduksi menggunakan artificial lift berjenis sucker rod pump (SRP) dengan produksi aktual sebesar 100 BFPD. Tujuan utama dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan desain ulang pompa yang lebih optimal. Metode yang digunakan meliputi, evaluasi SRP terpasang untuk mendapatkan nilai efisiensi volumetris pompa, menentukan laju produksi maksimum sumur dengan metode IPR Fetkovich, dan desain ulang pompa menggunakan nodal analisis terhadap panjang langkah (SL) dan kecepatan pompa (N). Dari hasil evaluasi didapatkan nilai efisiensi volumetris sebesar 53%, hal ini menunjukkan bahwa pompa tidak berkerja dengan optimal. Dilihat dari kemampuan sumur yang masih bisa ditingkatkan, akan dilakukan desain ulang untuk mengoptimalkan produksi sumur dengan mengubah SL dan N. Setelah melakukan desain ulang, dengan panjang langkah sebesar 54 inci, dan kecepatan pompa 6,8 spm, laju produksi meningkat dari 100 bfpd menjadi 164 bfpd, efisinesi volumetris pompa juga meningkat menjadi 92%. Penelitian ini memberi gambaran tentang efektivitas desain ulang SRP dengan menyesuaikan SL dan N dalam meningkatkan kinerja pompa serta produksi sumur.  
Evaluating Hydrocarbon Prospects and Petrophysical Properties in Sepinggan Formation, East Kalimantan's Lower Kutai Basin Purnomo, Rezandy Purnomo Setyo; Rohmana, Rian Cahya; Atmoko, Widi
Journal of Earth Energy Science, Engineering, and Technology Vol. 6 No. 3 (2023): JEESET VOL. 6 NO. 3 2023
Publisher : Penerbitan Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/jeeset.v6i3.18253

Abstract

This study aims to determine hydrocarbon zones and analyze petrophysics in the Sepinggan Formation, located in the lower Kutai Basin, which is one of the oil and gas producing formations in Indonesia. The data used includes 5 well log data and mudlog data. The results of the study show that the Sepinggan Formation has 14 potential zones dominated by carbonate sandstone lithology with a slight mixture of coal. Some key findings in the petrophysical analysis include the largest average shale volume of about 41% in zone 1 of well SPG-V8, the largest average porosity of about 24% in zones 1 and 2 of well SPG-V1, the largest average permeability of about 2591.08 mD in zone 1 of well SPG-V2, and the largest average water saturation of about 56% in zone 2 of well SPG-V7. Based on these results, further evaluation of hydrocarbon potential in the identified potential zones and optimization of exploration and exploitation techniques are needed to improve the efficiency of oil and gas production in the Sepinggan Formation.
Assessing Fracture Intensity and Petrophysical Properties in the Jatibarang Formation's Volcanic Reservoirs, North West Java Basin Baihaqie, Qosha; Rohmana, Rian Cahya; Atmoko, Widi
Journal of Earth Energy Science, Engineering, and Technology Vol. 7 No. 1 (2024): JEESET VOL. 7 NO. 1 2024
Publisher : Penerbitan Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/jeeset.v7i1.18359

Abstract

Volcanic rock reservoirs, characterized by fractures in their formations, have gained attention in Indonesia due to their oil content, particularly in the Jatibarang Formation in West Java. This study focuses on four wells in the West Java Basin containing the Jatibarang Formation, aiming to determine fracture intensity using conventional log data and to perform petrophysical analysis. The research employs well log, mud log, and core data, utilizing qualitative analysis to identify potential reservoir zones and quantitative analysis to calculate fracture intensity and petrophysical properties. The results show that fractures in the Jatibarang Formation can be identified through fracture intensity analysis using conventional log data (MSFL, RHOB, Caliper, PEF, and DT). Fracture intensity calculations were only carried out on the QB-3 well because the other wells did not have complete log data. The results of the fracture intensity analysis showed that the fractures that occurred in the QB-3 well had 1-23%. Petrophysical analysis of the four wells reveals that the cutoff values for clay volume (50%), porosity (10%), and water saturation (70%) indicate potential candidates for further reservoir research. The QB-3 well has seven potential zones with a fracture index value of more than 10%. Permeability in wells QB-3 and QB-4 is more than 60 mD, making these four wells potential candidates for further research on volcanic rock reservoirs.
Co-Authors Aditya, Rhera Baihaqie, Qosha Budiono Effendi, Dahrul Fardiansyah, Iqbal Harishidayat, Dicky Hidayat, Dicky Haris Maulana, M.Raja Nursidik, Unggul Setiadi Purnomo, Rezandy Purnomo Setyo Safitri, Mairani Ananda Sastra, Mahdani Mahardika Setiyaningrum, Priskila Rully Taufani, Leon Triwanti, Delva Varayesi, Fidya Widi Atmoko