Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2021 - 2026
0.817
P-Index
This Author published in this journals
All Journal Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Jurnal Baut Dan Manufaktur
HEVIYANTI, LINDIA
Universitas Jember
Control & Systems Engineering Decision Sciences, Operations Research & Management Earth & Planetary Sciences Economics, Econometrics & Finance Energy Engineering Industrial & Manufacturing Engineering Mechanical Engineering

Published : 3 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 3 Documents
Search

 1 
INVESTIGASI EKSPERIMENTAL PENGARUH KANDUNGAN KIMIA AIR PADA PENURUNAN VISKOSITAS MINYAK MENTAH BERAT DENGAN EMULSIFIKASI Heviyanti, Lindia; Hasbullah, Andrea; Kurniawan, Dinar Hananto
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 4 (2023): DESEMBER
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.v12i4.18178

Abstract

Emulsi air dalam minyak mentah menyebabkan berbagai masalah dalam prosesnya. Akibatnya, sangat penting untuk menyelidiki sifat dan stabilitas emulsi. Penelitian ini pada dasarnya mengkaji pengaruh sifat kimia air terhadap stabilitas emulsi minyak mentah berat pada lapangan Kasikan untuk mengetahui bagaimana pengaruh konsentrasi garam NaCl terhadap stabilitas emulsi tersebut. Dengan membuat campuran yang memiliki variasi rasio 70% air dan 30% minyak berat serta 50% air dan 50% minyak pada kondisi awal dan selanjutnya dilakukan percobaan dengan penambahan garam NaCl pada fasa air dengan variasi 5% dan 10% NaCl. Hasil menggunakan bottle test sederhana, menunjukkan pada penambahan konsentrasi 10% memberikan hasil yang lebih stabil saat pengujian penambahan salinitas NaCl. Jenis emulsi yang terbentuk dapat digunakan dengan mengetahui pemisahannya untuk membantu perusahaan dalam melakukan optimasi sumur minyak tua agar minyak yang tebal, berat, permeabilitas yang buruk dan garis patahan yang tidak beraturan karena terproduksinya emulsi air dalam minyak (W/O) yang meneyebabkan masalah karena dapat mempengaruhi viskositas fluida. Penambahan salinitas NaCl 10% menunjukkan pengurangan viskositas semakin, sehingga fluida akan lebih mudah mengalir.
STUDI PENGARUH LAJU INJEKSI CO2 DAN RASIO WAG TERHADAP KINERJA RESERVOIR PADA INJEKSI CO2-WAG DENGAN POLA SUMUR LIMA TITIK LINDIA HEVIYANTI; SUGIATMO KASMUNGIN
Baut Dan Manufaktur Vol 3 No 01 (2021): Jurnal Baut Dan Manufaktur Vol. 3 No. 1 Tahun 2021 | April 2021
Publisher : Fakultas Sains Dan Teknologi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.34005/bautdanmanufaktur.v3i01.1317

Abstract

Injeksi CO2-WAG merupakan upaya untuk mengatasi dampak penurunan tekanan reservoir dalam perolehan minyak tersier (Enhanced Oil Recovery). Penerapan metoda tertiary recovery dapat meningkatkan faktor perolehan minyak dibandingkan dengan metoda primary recovery atau secondary recovery(1). Tujuan penelitian ini adalah untuk menganalisa kinerja dari injeksi CO2-WAG dengan melihat perubahan yang terjadi dari variasi rasio WAG pada setiap skenario variasi laju injeksi dengan pola sumur lima titik dan terhadap rasio mobilitas. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulator Computer Modelling Group (CMG) dan dilakukan pada model reservoir yang mempresentasikan lapangan dengan reservoir minyak ringan yaitu API sebesar 30 - 45. Hasil yang didapatkan dari simulasi adalah menunjukkan rasio WAG paling optimum dengan perolehan minyak (RF) sebesar 5 - 15% dengan rasio WAG pada studi 1, 2 dan 3 berturut-turut adalah 1:3, 1:2, dan 2:1 . Rasio tersebut merupakan rasio paling optimum karena dapat mengurangi mobilitas gas dan meningkatkan sweep efficiency yang baik. Apabila nilai rasio mobilitas kurang dari satu (M<1), maka tidak akan terjadi penjarian dan daerah yang dicapai oleh fluida pendorong sangat luas dengan efisiensi penyapuan yang cukup tinggi(2).
PENENTUAN CADANGAN AWAL ISI MINYAK DENGAN MENGGUNAKAN SOFTWARE  MATERIAL BALANCE PADA RESERVOIR TGB Muhammad Dimas Adiguna; Babas Samudera Hafwandi; Lindia Heviyanti; Ardipratama Ilham Vembriatmaja
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 1 (2026): Maret 2026
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.v15i1.25526

Abstract

Reservoir TGB is a sandstone reservoir that began production in December 2019 and, as of November 2024, has been developed by two producing wells with a cumulative oil production of approximately 374 MSTB. Along with the increasing production activities and the need for field development planning, an evaluation of hydrocarbon reserves is required to assess the reservoir’s future production potential. This study aims to determine the Original Oil in Place (OOIP), identify the reservoir drive mechanism, and estimate the Estimated Ultimate Recovery (EUR) and remaining reserves of Reservoir TGB using the material balance method. The material balance analysis was conducted using oil, gas, and water production data, reservoir pressure data, and fluid property (PVT) data. History matching was performed using MBAL software to achieve consistency between the reservoir model and actual production behavior. Furthermore, the reservoir drive mechanism was evaluated through energy plot analysis and reservoir performance assessment. Decline curve analysis was subsequently carried out using OFM software to estimate the productive life and ultimate recovery potential of the reservoir. The results indicate that the OOIP of Reservoir TGB is approximately 3,000 MSTB. The evaluation of the drive mechanism shows that the reservoir is dominated by a water drive system. Based on the decline curve analysis, the EUR is estimated at 613.7 MSTB, with remaining reserves of 239.08 MSTB and a recovery factor of approximately 20.46%. These results indicate that a significant portion of hydrocarbons remains unrecovered. Therefore, further field development through the addition of production wells is recommended to improve oil recovery and optimize the utilization of the remaining reserves in Reservoir TGB.
Co-Authors Andrea Hasbullah Ardipratama Ilham Vembriatmaja Babas samudera Hafwandi Dinar Hananto Kurniawan SUGIATMO KASMUNGIN