Articles
<![CDATA[Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Injeksi CO2 Melalui Model Simulasi Slim Tube EOR ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Injeksi CO2 ke dalam reservoir minyak dikenal sebagai salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang telah terbukti dan cukup efektif menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. CO2 dan minyak akan tercampur bila tekanan injeksi CO2 mencapai tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengetahui TTM tersebut dapat diperoleh dari uji laboratorium dengan menginjeksikan CO2 pada alat slim tube. Pada penelitian ini dilakukan uji laboratorium slim tube dengan menginjeksikan 100% Mol CO2 dan MMP yang diperoleh 2400 psig. Kendala untuk dapat mencapai TTM tersebut adalah tekanan reservoir rendah karena minyak yang diproduksikan sudah lama dan pada umumnya tekanan rekah formasi lebih rendah dari TTM. Untuk menyiasati hal tersebut, fluida injeksi CO2 dicampur dengan gas bumi untuk dapat menurunkan TTM. Kemudian dikembangkan model simulasi numerik injeksi CO2 pada slim tube dengan menggunakan data uji slim tube di laboratorium. TTM yang diperoleh dari model simulasi numerik slim tube adalah 2385 psig. Dengan model simulasi numerik slim tube tersebut kemudian dilakukan injeksi pada berbagai komposisi campuran CO2 dan gas bumi untuk mengetahui seberapa besar penurunan MMP. Untuk campuran fluida injeksi 60% Mol CO2 dan 40% mol gas bumi MMP diperoleh 2100 psig, sehingga dapat menurunkan MMP sebesar 285 psig dibandingkan dengan menginjeksikan 100% Mol CO2.]]>
<![CDATA[UJI SENSITIVITAS KONSENTRASI SURFAKTAN POLIMER DAN VOLUME SLUG TERHADAP PEROLEHAN MINYAK MELALUI MODEL SIMULASI POLA SUMUR INJEKSI PRODUKSI EOR ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan produksi dari lapangan minyak tua adalah melalui injeksi surfaktan polimer, yang berfungsi dapat menurunkan tegangan antar muka dan perbandingan mobilitas air-minyak. Karya tulis ini memfokuskan pada pengembangan model simulasi reservoir injeksi kimia surfaktan polimer, yaitu dengan melakukan scale-up berdasarkan model simulasi hasil uji pendesakan (core flooding) injeksi surfaktan polimer di laboratorium. Model simulasi reservoir yang telah dikembangkan tersebut mempunyai bentuk pola sumur injeksi produksi half inverted 7 spot dengan dimensi 8x17x35. Kondisi inisial reservoir terdiri dari: saturasi minyak tersisa dan saturasi air masing masing sebesar 35.0% dan 65.0%, serta suhu 61oC. Berdasarkan injeksi surfaktan polimer dengan masing masing konsentrasi sebesar 0.30% berat dan 0.260% berat serta ukuran slug injeksi surfaktan-polimer sebanyak 0.164 pore volume pada model diatas, menunjukkan potensi penambahan perolehan minyak 33.52% original in place dari saturasi minyak tersisa. Uji sensitivitas dilakukan dengan menambahkan maupun mengurangi konsentrasi surfaktan dan polimer serta ukuran slug injeksi surfaktan-polimer melalui model simulasi tersebut. Hasil yang didapat menunjukkan potensi penambahan perolehan minyak yang optimal sebesar 46.03% original in place dari saturasi minyak tersisa, dengan ukuran slug injeksi surfaktan-polimer 0.205 pore volume serta masing masing konsentrasi surfaktan-polimer 0.435% berat dan 0.234% berat.]]>
<![CDATA[STUDI KELAYAKAN UNTUK IMPLEMENTASI INJEKSI CO2 SKALA PILOT DI LAPANGAN MINYAK A, SUMATERA SELATAN ]]>
<![CDATA[Dadan DSM Saputra]]>;
<![CDATA[Sugihardjo]]>;
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Injeksi CO2-Enhanced Oil Recovery (EOR) di lapangan minyak mature Indonesia untuk meningkatkan produksi minyak perlu segera diaplikasikan. Selain untuk meningkatkan produksi minyak, injeksi CO2-EOR juga digunakan untuk mengurangi emisi gas CO2 di atmosfer. Pemerintah perlu mengaplikasikan Carbon Capture Utilization and Storage (CCUS) untuk dapat mengurangi emisi gas rumah kaca (GRK) sesuai dengan RUEN dan INDC Indonesia yaitu sebesar 29% pada tahun 2030. Tujuan dilakukannya studi ini untuk mengkaji kelayakan dari proyek implementasi injeksi CO2 skala pilot di Lapangan Minyak A. Studi ini fokus pada studi kelayakan injeksi CO2 skala pilot di Lapangan Minyak A Lapisan Y Blok D di daerah Sumatera Selatan dimulai dari proses screening lapangan minyak untuk injeksi CO2, studi Geologi Geofisika dan Reservoir (GGR) serta analisis keekonomian yang mencakup skenario transportasi CO2 dari sumber CO2 ke lokasi injeksi. Dari hasil simulasi reservoir didapatkan bahwa injeksi CO2 secara dengan laju alir sebesar 150 ton per hari selama 5 tahun (dimulai dari awal 2017) dapat meningkatkan perolehan minyak menjadi 4,7% IOIP (dengan basecase 2% IOIP), sedangkan dengan menggunakan laju alir 75 ton per hari dapat meningkatkan sebesar 3,37% IOIP pada daerah prospek di Lapisan Y Blok D. Dari hasil analisis keekonomian, harga jual CO2 terendah diperoleh dari skenario II (transportasi menggunakan truk) sebesar US$48,13 per ton CO2 dan akan layak untuk diinjeksikan pada saat harga minyak lebih dari US$83 per barel.]]>
<![CDATA[PENENTUAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM INJEKSI CO2 MELALUI MODEL SIMULASI SLIM TUBE EOR ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 52 No. 2 (2018): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Injeksi CO2 ke dalam reservoir minyak dikenal sebagai salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang telah terbukti dan cukup efektif menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. CO2 dan minyak akan tercampur bila tekanan injeksi CO2 mencapai tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengetahui TTM tersebut dapat diperoleh dari uji laboratorium dengan menginjeksikan CO2 pada alat slim tube.]]>
<![CDATA[SIMULASI PERCOBAAN COREFLOODING INJEKSI SURFAKTAN POLIMER PADA BATUAN RESERVOIR ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 50 No. 1 (2016): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Dalam beberapa tahun belakangan ini injeksi surfaktan-polimer banyak diterapkan untuk dapat meningkatkanproduksi lapangan minyak tua, karena mempunyai efek sinergis dari penurunan tegangan antar muka dankontrol mobilitas dengan efek samping yang minimal.]]>
<![CDATA[Pemodelan Reservoir Radial Composite Berdasarkan Hasil Uji Tekanan Transient pada Sumur Gas Kondensat ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 47 No. 1 (2013): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Cairan kondensat akan terbentuk di dalam sumur bila tekanan alir dasar sumur lebih kecil dari tekanandew point, sehingga sejumlah cairan kondensat akan terbentuk di sekitar lubang sumur pada silinder bagiandalam (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 sumureksplorasi gas kondensat K-1 dengan konfi gurasi partial completion, dilakukan dengan menerapkan metodetype curve matching pressure derivative. Berdasarkan analisis hasil uji tekanan transient tersebut diperolehmodel reservoir radial composite dengan batas reservoir infi nite acting. Harga M (mobility ratio) dan D(diffusivity ratio) yang didapat masing masing menunjukkan adanya peningkatan mobilitas dan diffusitaspada silinder bagian luar dari sumur gas kondensat tersebut.]]>
<![CDATA[Pengembangan Model Kompresor pada Jaringan Pipa Gas yang Komplek ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 42 No. 3 (2008): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[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.]]>
<![CDATA[Pengembangan Simulator Pengendalian Sumur pada Pemboran Vertikal, Berarah, maupun Horizontal ]]>
<![CDATA[Hadi Purnomo]]>;
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 41 No. 1 (2007): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Simulator pengendalian sumur (well control) berupa perangkat lunak untuk sumur vertikal, berarah (directional) dan horizontal telah dikembangkan berdasarkan persamaan atau korelasi yang telah dipublikasikan. Perangkat lunak ini dirancang agar mudah dioperasikan dengan tampilan pada layar serta mudah dimengerti oleh pemakai (user-friendly), dan ditulis dengan bahasapemrograman Borland Delphi. Tujuan dari pengembangan simulator tersebut adalah untuk meningkatkan kemampuan personel pelaksana pemboran, membantu perencanaan dan untuk mengevaluasi pelaksanaan pemboran yang sedang maupun yang telah dilaksanakan. Perangkat lunak simulator pengendalian tekanan sumur tersebut telah diverifikasi dengan membandingkan hasil perhitungan perangkat lunak dengan data lapangan dan data dari literatur. Perbandingan hasil tersebut menunjukkan adanya keselarasan antara hasil perhitungan dan data acuan dengan prosentasi penyimpangan berkisar antara 1% sampai 2 %.]]>
<![CDATA[Analisis Produktivitas Sumur Diperforasi Menggunakan Persamaan Kurva IPR Aliran Dua Fase ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 41 No. 2 (2007): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[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.]]>
<![CDATA[Pengembangan Model Jaringan Pipa Salur Gas dengan Menggunakan Algoritma Sederhana ]]>
<![CDATA[Edward ML Tobing]]>
<![CDATA[ Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 41 No. 3 (2007): LPMGB ]]>
Publisher : <![CDATA[BBPMGB LEMIGAS ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
<![CDATA[Jaringan pipa salur adalah alat transportasi gas alam yang mempunyai faktor keamanan yang cukup baik serta ekonomis. Jaringan pipa salur ini akan sesuai dengan kapasitasnya, bila didesain dengan optimal. Untuk mendesain atau mengevaluasi jaringan pipa salur gas yang optimal, dapat dilakukan dengan menggunakan model simulasi jaringan pipa salur gas. Model simulasi jaringan pipa gas dalam tulisan ini telah dikembangkan dengan menganggap aliran dalam pipa adalah steady state. Analisis terhadap aliran steady state dilakukan untuk menentukan distribusi tekanan aliran gas pada setiap node dan laju alir pada setiap(elemen penghubung node) leg, dimana sekurang-kurangnya satu harga tekanan node serta supply atau demand pada node lainnya diketahui. Dalam makalah ini, metode yang digunakan untuk menganalisis aliran steady state pada jaringan pipa gas adalah algoritma sederhana dengan ciri step-forward yang dikembangkan oleh Tian-Adewuni.Dalam metoda ini, harga tekanan node langsung dikoreksi dari setiap iterasinya berdasarkan ketidakseimbangan laju alir massa pada node tersebut, karena perkiraan harga tekanan yang digunakan untuk menentukan laju alir massa gas dalam pipa pada tahap iterasi sebelumnya belum tepat. Dengan menggunakan algoritma ini, maka dapat mengembangkan model simulasi jaringan pipa gas tanpa menggunakan matriks aljabar, dan dapat memecahkan masalah jaringan pipa gas dengan model jaringan Nodal.]]>
