Garuda - Garba Rujukan Digital

ANALISIS PARAMETER PETROFISIK ZONA PROSPEK HIDROKARBON PADA SUMUR RVM 2 LAPANGAN “HC” Reido Vidaya; Samsol; Havidh Pramadika
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 1 (2023): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Sumur RVM-2 merupakan sumur yang terletak pada lapangan “HC” yang merupakan lapangan minyak dan gas. Pada Sumur RVM-2 perlu dilakukan analisis petrofisik untuk mengetahui letak zona prospek dan parameter petrofisiknya. Analisis petrofisik dilakukan dengan 2 metode yaitu, analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Pada analisis kualitatif didapatkan lapisan zona prospek terdapat pada kedalaman 2958,48 ft – 2963,40 ft. dan pada analisis kuantitatif telah dilakukan penentuan cut-off dan didapatkan nilai porositas efektif sebesar 0,180, nilai Volume shale sebesar 0,200, nilai saturasi air sebesar 0,237, dan nilai permeabilitas sebesar 330,46.

Identification Analysis of Fluid Type in the Low Resistivity Zone of Well Z-2 Field "Z", South Sumatera Sigit Rahmawan; Firman Herdiansyah; Suryo Prakoso; Muhammad Burhannudinnur; Syamsul Irham; Samsol; Muhammad Himawan Prakoso; Hayafa Fakhriyatul Ummah
Journal of Earth Energy Science, Engineering, and Technology Vol. 6 No. 2 (2023): JEESET VOL. 6 NO. 2 2023
Publisher : Penerbitan Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/jeeset.v6i2.17522

Hydrocarbon reserves are one of the main points that are very important in the sustainability of the productivity of an oil and gas field. This important point is greatly influenced by several parameters that can be obtained by various measurements and analysis. One of the most influential parameters in the analyses of the amount of hydrocarbon reserves in a reservoir is the water saturation value. The water saturation parameter will also be greatly influenced by the electrical parameters of the fluid-containing rock in the reservoir. Sometimes the electrical parameters of this rock, in this case resistivity becomes one of the benchmark parameters, whether the zone or reservoir has potential or is interesting to be developed or produced. However, there are several reservoirs or zones that experience low resistivity effects which will give an initial indication that the zones or reservoirs are not attractive or have no effect on development. In this Z field, there is a zone that experiences low resistivity effects, making this zone unattractive for production. So to be able to make these zones attractive for production, an identification analysis was carried out on Zones A and B in this Z field to determine the type or type of fluid from the two zones. The initial analysis was carried out petrographically from rock sample incisions at certain depths in Zones A and B so that it is known that the cause of the low resistivity effect in the two zones is the presence of pyrite minerals and illite clay which are the main causes of the low resistivity effect. Furthermore, an analysis of the identification of fluid types was carried out using the double apparent resistivity method with the results obtained that in Zones A and B there are 2 types of fluids, namely hydrocarbons and water with a depth limit of 3650 ft in Zone A and 4558 ft in Zone B. By knowing the type of fluid, the hydrocarbons contained in these two zones should be able to increase interest in the production of these zones as a potential zone for production, but it is necessary to perforate at a depth range indicated by the hydrocarbon fluid and carry out initial production tests to prove the results of the analysis in this study.

ANALISIS PARAMETER PETROFISIK ZONA PROSPEK HIDROKARBON PADA SUMUR RVM 2 LAPANGAN “HC” Vidaya, Reido; Samsol; Pramadika, Havidh
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 1 (2023): MARET
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.v12i1.16110

Sumur RVM-2 merupakan sumur yang terletak pada lapangan “HC” yang merupakan lapangan minyak dan gas. Pada Sumur RVM-2 perlu dilakukan analisis petrofisik untuk mengetahui letak zona prospek dan parameter petrofisiknya. Analisis petrofisik dilakukan dengan 2 metode yaitu, analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Pada analisis kualitatif didapatkan lapisan zona prospek terdapat pada kedalaman 2958,48 ft – 2963,40 ft. dan pada analisis kuantitatif telah dilakukan penentuan cut-off dan didapatkan nilai porositas efektif sebesar 0,180, nilai Volume shale sebesar 0,200, nilai saturasi air sebesar 0,237, dan nilai permeabilitas sebesar 330,46.

STUDI LABORATORIUM INJEKSI SURFAKTAN ABS DENGAN KONSENTRASI RENDAH PADA BATUAN BAREA SANDSTONE Suparmanto, Albert Kalasnikova; Pauhesti; Satiawati, Listiana; Samsol; Pramadika, havidh
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 3 (2023): SEPTEMBER
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.v12i3.17300

Seiring perkembangan waktu, produksi minyak akan semakin menipis. Mengingat cadangan minyak yang terbatas sehingga diperlukan metode tahap lanjut, yang disebut tertiary oil recovery, dimana tahap ini termasuk metode Enhanced Oil Recovery. Pada penelitian di laboratorium EOR menggunakan satu larutan surfaktan, yaitu surfaktan ABS (Alkyl Benzene Sulfonate) dengan variasi konsentrasi 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; dan 1 % dengan salinitas 10.000 ppm. Penelitian ini bertujuan untuk melihat seberapa efektif surfaktan ABS dalam injeksi kimia. Penginjeksian surfaktan ABS dilakukan agar meningkatkan hasil produksi minyak pada reservoir. Penelitian ini dilakukan beberapa tahapan agar surfaktan ABS dinyatakan efektif dalam penyapuan minyak, diantaranya ada uji kompatibel, uji densitas, uji kelakuan fasa, uji interfacial tension, dan uji core flooding. Penggunaan surfaktan bertujuan untuk menurunkan tegangan antar muka sehingga dilakukan IFT test. Pada pengukuran densitas bertujuan untuk mengetahui massa jenis larutan surfaktan ABS. Uji kelakuan fasa dilakukan untuk menentukan seberapa stabil larutan ABS, sehingga didapatkan hasil nilai IFT (interfacial tension) dari larutan surfaktan ABS ditentukan dari hasil uji kelakuan fasa yang stabil dikarenakan hal itu merupakan titik critical micelle concentration (CMC) agar mampu menurunkan tegangan antar muka dengan baik antara minyak dan air formasi didalam reservoir. Didapatkan nilai interfacial tension sebesar 0.004565 dyne/cm. Core batuan yang digunakan adalah sandstone yang telah diketahui dimensi core, bulk volume, pore volume, porosity, dan permeability. Pada saturasi minyak diinjeksikan crude oil untuk mengetahui seberapa besar Original Oil In Place. Setelah itu dilakukan proses core flooding untuk menentukan recovery factor. Pada core flooding larutan yang digunakan telah mencapai titik CMC dengan recovery factor surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,8 %, sehingga dilakukan injeksi surfaktan diperoleh recovery factor sebesar 8,8235 % dan saat injeksi air atau waterflooding diperoleh nilai recovery factor sebesar 70,59 %. Pada penelitian ini disimpulkan bahwa surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,8% telah mencapai titik CMC dari kelima konsentrasi surfaktan, sehingga pada saat diinjeksikan surfaktan maka perolehan minyak cukup bagus

Penentuan Salinitas dan Konsentrasi Surfaktan SLS kayu cemara yang Optimum Menggunakan Metode Phase Behavior Sangari, Farrel; Fattahanisa, Aqlyna; Samsol
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 3 (2023): SEPTEMBER
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.v12i3.17494

Tujuan : Dalam penelitian ini membahas mengenai variasi salinitas dan konsentrasi yang memiliki nilai optimal menggunakan metode phase behavior. Metodelogi : Pada penelitian kali ini menggunakan variasi salinitas yang beragam, yaitu 5000ppm,8000ppm,11000ppm,15000ppm dan 20000ppm. Sementara penggunaan konsentrasi sebesar 0,5%,1%,1,5% dan 2%. Langkah awal penelitian dengan membuat larutan salinitas brine dengan mencampur NaCl dengan aquadest, kemudian melakukan pembuatan konsentrasi surfaktan dengan mencampur surfaktan dengan salinitas brine. Untuk pengujian berikutnya adalah uji densitas brine dan surfaktan. Tahap berikutnya adalah pengujian aqueus stability untuk mengetahui apakah sampel surfaktan bisa masuk ketahap berikutnya dengan melihat jernih atau tidaknya. Phase behavior dapat dilakukan setelah pengujian aqueus stability. Hasil dan Pembahsan : Hasil dari aqueus stability mendapatkan hasil jernih pada semua salinitas dan konsentrasi, untuk tahap phase behavior pada salinitas 8000ppm dengan konsentrasi 2% memiliki nilai emulsi yang lebih besar dibandingan dengan sampel surfaktan yang lain. Kesimpulan : Adanya emulsi yang terjadi pada salinitas 8000ppm dengan konsentrasi surfaktan 2% membuktian bahwa semakin besar salinitas tidak menjamin emulsi akan semakin besar.

PENGARUH POLIMER PC DENGAN ADDITIF TWEEN-80 TERHADAP KARAKTERISTIK POLIMER DAN RECOVERY FACTOR PADA MINYAK 39 °API DI BATUAN SANDSTONE Tilano, Adrian; Samsol; Fattahanisa, Aqlyna
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 1 (2024): Maret 2024
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.v13i1.19272

Background: The increasing demand for petroleum and the depletion of oil reserves in oil fields require the development of more efficient oil recovery techniques to enhance oil production. One method that can be employed is Enhanced Oil Recovery (EOR), where chemical injection becomes a viable approach. One chemical injection method that can be used is polymer injection. One suitable polymer for this purpose is cellulose polymer (PC). Cellulose polymer (PC) is the most abundant polymer in nature, a renewable material that is degradable, biocompatible, cost-effective, and non-toxic. Cellulose can be derived from plants and certain types of bacteria.Objective: This research aims to investigate the influence of temperature variations on cellulose polymer (PC) with Tween-80 additive on the Recovery Factor.Methodology: Laboratory experiments were conducted using the core flooding technique with a core holder, applying the slug method with various °API variations on light crude oil with an API gravity value of 39. Sandstone rock samples were used in the experiments, prepared by saturating with brine and oil.Result: The laboratory results showed a recovery percentage of 7.89% at a temperature of 60 °C and 17.86% at a temperature of 80 °C. The highest increase in oil recovery was observed at a temperature of 80 °C, with a recovery factor of 17.86%. In conclusion:, based on the conducted core flooding experiments, the best recovery factor was found in polymer injection using PC with Tween-80 additive at a temperature of 80 °C.

STUDI LABORATORIUM ANALISIS PENGARUH INJEKSI SURFAKTAN ABS TERHADAP PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK Saputra, Ade Kurniawan; Pauhesti; Yasmaniar, Ghanima; Samsol
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/vbqsbq09

Penurunan perolehan minyak di lapangan migas menjadi suatu masalah yang harus dihadapi pada masa sekarang dan yang akan datang seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi minyak bumi. Meningkatkan cadangan perolehan minyak diperlukan metode tahap lanjut yaitu Enhanced Oil Recovery (EOR). Surfaktan merupakan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak. Pada penelitian di laboratorium ini akan menggunakan larutan surfaktan, yaitu Surfaktan ABS (Alkyl Benzene Sulfonate). Terdapat lima konsentrasi untuk masing-masing Surfaktan, yaitu sebesar 0,3; 0,5; 0,75; 0,9; dan 1% dengan memiliki salinitas yang sama sebesar 7.000 ppm. Pada penelitian ini digunakan surfaktan ABS dikarenakan surfaktan mempunyai karakterisktik mampu menurunkan tegangan antar muka (interfacial tension). Penelitian ini dilakukan phase behavior test atau uji kelakuan fasa untuk menentukan kestabilan emulsi dengan waktu pengukuran selama 7 hari pada suhu 80 oC. Untuk membuat larutan surfaktan ABS tersedia fluida ABS 70% dimana bahan baku surfaktan akan dicampurkan dengan brine dengan salinitas 7.000 ppm. Ada beberapa tahapan yang dilakukan, yaitu uji densitas, interfacial tension, dan core flooding. Setelah pembuatan sampel larutan surfaktan ABS selanjutnya dilakukan yang kedua adalah uji densitas dengan menggunakan alat densitometer DMA-4100 untuk mengetahui densitas larutan surfaktan ABS saat temperatur 30 oC dan 80 oC. ketiga adalah uji kelakuan fasa atau phase behavior test dimana larutan surfaktan akan dicampurkan dengan minyak kemudian dimasukkan ke dalam oven dengan temperatur 80 oC selama tujuh hari agar didapatkan hasil emulsi yang mendekati titik tengah agar kesetabilan emulsi lebih optimal. Keempat adalah menentukan nilai IFT dengan sampel surfaktan yang memiliki kesetabilan emulsi yang optimal menggunakan. terakhir uji core flooding untuk menentukan seberapa besar perolehan minyak pada sandstone saat dilakukan injeksi surfaktan. Pada hasil IFT dari larutan Surfaktan ABS mencapai titik critical micelle concentration (CMC) agar mampu menurunkan tegangan antar muka dengan baik antara minyak dan air formasi di dalam reservoir dimana nilai tegangan antar muka sebesar 0,0055654 dyne/cm. Hasil dari Core flooding berdasarkan surfaktan yang mencapai titik CMC. Terdapat Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,9 % Salinitas 7.000 ppm pada titik CMC dengan recovery factor sebesar 14,545 %.

STUDI LABORATORIUM PENGARUH INJEKSI SURFAKTAN MES TERHADAP CRUDE OIL 39 0API DENGAN TEMPERATUR 60 0C Qashidi, Rafdi Arsyanto; Ridaliani, Onnie; Samsol
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 2 (2025): Juni 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.v14i2.19276

Background: Petroleum is a very important natural resource in the world energy industry. However, the process of extracting oil from underground reservoirs often faces various problems, one of which is suboptimal oil recovery. Objective: To increase the efficiency and optimization of oil extraction results, much research has been carried out. Method: In developing methods with additional ingredients, such as surfactants. One group of surfactants that can be used in this process is Methyl Ester Sulfonate (MES) surfactants, where this stage includes the Enhanced Oil Recovery method. In this laboratory research, one surfactant solution was used, namely MES Surfactant with varying concentrations of 5, 6 and 7% with a salinity of 12,000 ppm. This research aims to see how effective MES surfactant is in chemical injection. MES surfactant injection is carried out to increase oil production in the reservoir. In this research, there are various stages for MES surfactant to be declared effective in oil sweeping, including a compatibility test, density test, phase behavior test, interfacial tension test, and core flooding test. The use of surfactant to reduce interfacial tension so that an ift test is carried out. The aim of density measurements is to determine the density of the MES surfactant solution. Test the phase behavior to determine how stable the MES solution is. Results: The IFT (interfacial tension) results of the MES surfactant solution were determined from the results of the stable phase behavior test because this is the critical micelle concentration (CMC) point so that it can properly reduce the interfacial tension between oil and formation water in the reservoir. The interfacial tension value was obtained at 4 dyne/cm. The core used is sandstone which has known core dimensions, bulk volume, pore volume, porosity and permeability. At oil saturation, crude oil is injected to determine how much Original Oil is in Place. after that the core flooding process to determine the recovery factor. Conclusion: In core flooding, the solution used has reached the CMC point with a MES surfactant recovery factor with a concentration of 6% at the CMC point with a recovery factor of 19.44% for surfactant injection and an RF value for water injection or waterflooding of 41.67%.

ANALISIS PEMANFAATAN SURFAKTAN MINYAK JELANTAH KONSENTRASI RENDAH UNTUK PROSES PENINGKATAN PEROLEHAN MIGAS Ibnu, Muhammad; Lestari Said; Puri Wijayanti; Pauhesti Rusdi; Samsol; Yulia, Prayang Sunny
Jurnal Eksakta Kebumian Vol. 3 No. 2 (2022): JURNAL EKSAKTA KEBUMIAN (JEK)
Publisher : Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/jek.v3i2.10078

Abstrak Pada tahap pengembangan untuk meningkatkan perolehan minyak bumi terdiri dari 3 tahapan yaitu:primary recovery, secondary recovery, dan tertiary recovery (Enhanced Oil Recovery). Penelitian menggunakan metode Enhanced Oil Recovery di laboratorium Enhanced Oil Recovery Universitas Trisakti. EOR (Enhanced Oil Recovery). terdiri dari injeksi kimia,injeksi uap panas, injeksi gas, dan injeksi microbial. Metode EOR yang dilakukan pada penelitian adalah injeksi surfaktan. Konsentrasi surfaktan yang digunakan 0,3%, 0,4%, dan 0,75% dengan variasi temperatur 30o C dan 70o C. Prosedur penelitian diawali dengan pembuatan brine dan pembuatan surfaktan. Kemudian perhitungan sifat fisik larutan dan perhitungan sifat fisik batuan sampel. Pada Surfaktan konsentrasi 0,2%, 0,3%, 0,4%, 0,5%, dan 0,75% dilakukan uji IFT (Interfacial Tension) untuk mendapatkan nilai CMC (Critical Micelle Concentration). Nilai CMC berada di 0,4% pada temperatur 30o C dan 70o C. Kemudian dilakukan saturasi minyak, dilanjutkan dengan injeksi brine dan injeksi surfaktan didapat recovery faktor. Dari penelitian, didapat hasil Recovery faktor yang dilakukan pengujian di konsentrasi 0,3%, 0,4%, dan 0,75% di temperatur 30o C didapat RF sebesar 33%, 45,8%, dan 42,2%. Recovery factor pada konsentrasi 0,3%, 0,4%, dan 0,75% di temperatur 70o C sebesar 37,2%, 55%, dan 46,7%. Dihasilkan recovery faktor yang paling bagus di konsentrasi 0,4% di temperatur 30o C dan 70o C Kata kunci: Enhanced Oil Recovery,injeksi kimia,injeksi surfaktan, minyak jelantah. Abstract At the development stage to increase oil recovery, it consists of 3 stages, namely: primary recovery, secondary recovery, and tertiary recovery (Enhanced Oil Recovery). The study used the Enhanced Oil Recovery method in the Enhanced Oil Recovery laboratory at Trisakti University. EOR (Enhanced Oil Recovery). consists of chemical injection, hot steam injection, gas injection, and microbial injection. The EOR method used in this study is surfactant injection. The surfactant concentrations used were 0.3%, 0.4%, and 0.75% with variations in temperature of 30o C and 70o C. The research procedure began with making brine and making surfactants. Then the calculation of the physical properties of the solution and the calculation of the physical properties of the rock samples. At 0.2%, 0.3%, 0.4%, 0.5%, and 0.75% surfactants, the IFT (Interfacial Tension) test was performed to obtain the CMC (Critical Micelle Concentration) value. The CMC values were at 0.4% at 30oC and 70oC. Then oil saturation was performed, followed by brine injection and surfactant injection to obtain recovery factor. From the research, it was found that the recovery factor was tested at concentrations of 0.3%, 0.4%, and 0.75% at a temperature of 30o C. The RF was 33%, 45.8%, and 42.2%. Recovery factors at concentrations of 0.3%, 0.4%, and 0.75% at a temperature of 70o C were 37.2%, 55%, and 46.7%. The best recovery factor was obtained at a concentration of 0.4% at temperatures of 30o C and 70o C. Keywords: Enhanced Oil Recovery, chemical injection, surfactant injection, waste cooking oil

Title

Found 9 Documents
Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title Search

Found 9 Documents Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title

Found 9 Documents
Search