cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Aly Rasyid
Contact Email
aly.rasyid@dsn.ubharajaya.ac.id
Phone
+628111085034
Journal Mail Official
aly.rasyid@dsn.ubharajaya.ac.id
Editorial Address
Universitas Bhayangkara Jakarta Raya Kampus II: Jalan Raya Perjuangan No. 81, Bekasi Utara, Kota Bekasi 17121, Indonesia
Location
Kota adm. jakarta selatan,
Dki jakarta
INDONESIA
Bhara Petro Energi
Published by Universitas Bhayangkara Jakarta Raya
ISSN : 28285530     EISSN : 28283457     DOI : https://doi.org/10.31599/bpe.v1i2
Core Subject : Science, Engineering,
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Energy Engineering
Journal of Bhara Petro Energi (BPE) is a scientific journal managed and published by the Department of Petroleum Engineering, Faculty of Engineering, Bhayangkara University, Greater Jakarta. The focus of this journal is all about the upstream and downstream oil and gas industry as well as the geothermal industry. This journal focuses on production technology, drilling technology, petrophysics, reservoir studies and EOR (enhanced oil recovery) studies. Downstream Technology focuses on oil processing, managing surface equipment, and economic forecasting. BPE will be issued 3 (three) times a year, in March, July and December. First published in March 2022 with ISSN 2828-3457 (Online Media), and ISSN 2828-5530 (print media).
Arjuna Subject : Energi (semua kategori) - Energi (Lain-Lain)
Articles 76 Documents
 4   5   6   7   8 
Penentuan Jenis Fluida Reservoar Di Lapangan M,  Blok N, Sumatera Selatan Nugroho Marsiyanto
Jurnal Bhara Petro Energi Vol.3 No.2 (November 2024)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/m4bm7p60

Abstract

Reservoir  fluid  type  in  oil  or  gas  field  must  be  determined  very  early  in  the  life  of  reservoir because  it  is  as  critical factor  in  many  of  decisions  made  about  producing  strategy of  the fluid from the reservoir. It also influence in the depletion reservoirs strategy. Reservoir fluid type can be confirmed only by observing a representative fluid sample in the laboratory testing. However, rules  of  thumb  based  on  production  data  such  as  initial  producing  GOR,  stock  tank  liquid gravity, and stock tank liquid color usually will indicate reservoir fluid type of those reservoirs. M field was discovered in December 1989 with the drilling of M-1 well.  Subsequently, in July 1991, the M-2 well was drilled.  In November 1997, an appraisal well, M-3, was drilled. Based on total production testing at M field indicated that the potential deliverability is 30 MMSCFD and M field have  being  produced  since  March  2002  up  to  date  from  those  three  wells.    Objective  of  this paper is to determine fluid type in this M field. Based on the laboratory testing data from those 3 wells, the heptane plus concentration of M1 well is 0.47 % mole, the heptane plus concentration of M2 well is 0.67 % mole, and the heptane plus concentration of M3-well is 0.64 % mole. The Initial  Gas  Oil  Ratio  of  M  field  refer  to  well  testing  is  ranging  from  from  75,000  scf/STB  to 554,545  scf/STB  which  is  high  GOR  producing.    Based  on  those  2  methods  to  determine reservoir fluid types, the laboratory testing and rules of thumb on intial production data, the fluid type of M field is categorized as A Dry Gas. This fluid determination is giving the advantages of strategic field drainage optimally and economically to the field. 
Perbandingan Pemilihan Antara Tipe Wellhead Conventional Dengan Wellhead Unihead Nugroho Marsiyanto; Aly Rasyid; Sigit Widianto
Jurnal Bhara Petro Energi Vol.1 No.1 (Mei 2022)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/3zkbvd51

Abstract

The wellhead is a surface well control device made of steel which forms a seal / baffle system to withstand bursts or leaks of liquid from the well to the surface composed of casing head (casing hanger) and tubing head (tubing hanger). Wellhead used in an oil or gas well must have a long runlife  because  an oil or  gas  well can  last up  to  decades,  and  if  it  is  necessary  to  replace  the wellhead  will  take  large  costs.  This  paper  determines  the  process  in  selecting  the  use  and effectiveness of wellhead and comparing conventional wellhead versus unihead wellhead at W well  that  is  efficient  and  safe  during  drilling  well  and  optimal  utilization  during  production process. Wellhead type selection process cover determining temperature class, material class, pressure  rating,  installation  costs,  and  in  terms  of  safety.  Based  on  the  selection  process,  W wellhead well has the temperature class used is class U, the material class used is the type FF- 0.5  or  HH-0.5,  for  a  pressure  rating  of  3000 psi,  and  in  terms  of  cost  it  is  more  economical to use unihead wellhead type.  
EVALUASI KINERJA LAPANGAN SNP DENGAN INJEKSI AIR MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE Tilman Da Silva Barreto, Denilson; Teodoro Marcos Mota
Jurnal Bhara Petro Energi Volume 4 No 2 (November 2025)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/ydc8ph46

Abstract

Lapangan SNP terletak di lepas pantai barat Pulau Borneo, Malaysia. Lapangan SNP diperkirakan memiliki panjang sekitar 11 km dan lebar 2 km. Lapangan SNP berada di zona cekungan yang produktif. Zona A dan Zona B melakukan produksi secara commingle (campuran) dari sumur 3 serta injeksi secara commingle dari sumur injeksi 4. Dalam industri perminyakan, salah satu metode yang digunakan untuk meningkatkan produksi reservoir adalah injeksi air guna mempertahankan tekanan. Di mana lapangan SNP melakukan produksi secara natural terlebih dahulu, kemudian dilanjutkan dengan injeksi air untuk mempertahankan tekanan, dan kinerja injeksi air tersebut terbukti dapat meningkatkan produksi minyak di lapangan SNP. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengevaluasi kinerja sumur di lapangan SNP serta menentukan skenario terbaik untuk mengevaluasi efek injeksi air terhadap tekanan reservoir dan akumulasi minyak yang diproduksi. Penelitian ini dilakukan di laboratorium perangkat lunak perminyakan dan perpustakaan di Dili Institute of Technology (DIT), Dili, selama kurang lebih satu bulan, dimulai pada tanggal 11 Januari 2022 hingga 7 Maret 2022. Jenis dan sumber data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data kuantitatif dan data sekunder, dengan teknik pengumpulan data berupa dokumentasi dan studi literatur. Lapangan SNP memiliki potensi minyak dan formasi utamanya adalah batupasir (sandstone). Produksi minyak di lapangan ini dimulai pada Februari 2014, dengan laju produksi awal sebesar 45.628 BBL dan akumulasi produksi awal sebesar 44.240 STB. Cadangan berdasarkan metode volumetrik memiliki nilai OOIP sebesar 234.674 STB dan berdasarkan metode material balance sebesar 156.817 STB. Mekanisme pendorong produksi berasal dari Water Drive Index (WDI) sebesar 0,85 dan Gas Drive Index (GDI) sebesar 0,68 dengan faktor perolehan (Recovery Factor) sebesar 30%. Dengan metode EOR (Enhanced Oil Recovery) berupa injeksi air dengan volume injeksi sebesar 956,12 m³, berhasil meningkatkan laju produksi sebesar 42,14% dan produksi kumulatif sebesar 36,57%. Selain itu, volume injeksi sebesar 956,12 m³ juga berhasil meningkatkan tekanan reservoir sebesar 11,66%.
Evaluasi Pengerjaan Bottom Up Circulation Trayek 8 ½ Pada Pemboran Berarah Sumur X Lapangan Y Vandra Firmansyah Sukma; Nugroho Marsiyanto; Aly Rasyid
Jurnal Bhara Petro Energi Volume 4 No 2 (November 2025)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/83605e88

Abstract

Proses bottom up circulation adalah tahapan di mana lumpur pemboran dipompa ke dalam lubang bor dari permukaan hingga ke dasar lubang, kemudian dialirkan kembali ke atas. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi pelaksanaan sirkulasi bottom up pada Trayek 8 ½ inci Sumur X di Lapangan Y yang merupakan sumur pemboran berarah. Fokus utama evaluasi adalah membandingkan waktu sirkulasi hasil perhitungan teoritis dengan data aktual lapangan, serta menganalisis penyebab perbedaan yang terjadi. Data yang digunakan meliputi spesifikasi sumur, Drill string, pompa lumpur, dan data actual lapangan. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa waktu sirkulasi teoritis sebesar 28,6362 menit dengan jumlah 2.625,0910 Stroke, sedangkan waktu aktual tercatat 33 menit dengan 3100 Stroke. Selisih waktu dan Volume sirkulasi tersebut mengindikasikan adanya pelebaran lubang bor (overgauge Hole), Penyebab utama pelebaran ini antara lain efisiensi pompa yang tidak optimal, karakteristik formasi yang tidak stabil, serta potensi terjadinya washout di sekitar BHA
Optimasi Sumur “MB” Pada Perencanaan Gas Lift Di Lapangan Jatibarang Ahmad Mubais MM; Wahyu Sutresno; Citra Wahyuningrum
Jurnal Bhara Petro Energi Volume 4 No 2 (November 2025)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/t2dt6012

Abstract

Sumur "MB" di Lapangan Jatibarang mengalami penurunan produksi dan kegagalan sistem ESP, sehingga memerlukan metode pengangkatan buatan. Penelitian ini bertujuan merancang sistem continuous flow gas lift sebagai solusinya. Melalui analisis IPR (metode Vogel) dan desain grafis, ditemukan bahwa sumur memiliki Productivity Index (PI) 0.31 bpd/psi dengan potensi produksi maksimal 674 bpd. Desain menghasilkan titik injeksi gas (POI) pada kedalaman 3100 ft dengan kebutuhan gas 0.313 MMscfd. Namun, karena PI sumur yang rendah, penelitian ini menyimpulkan bahwa sistem intermittent gas lift dengan instalasi tertutup dan katup yang dapat dicabut (retrievable) lebih direkomendasikan untuk mencapai efisiensi yang lebih tinggi dan biaya perawatan yang lebih rendah.
Perancangan Profile Sumur Directional Drilling Berdasarkan Analisa Beban Drillstring Pada Sumur X Lapangan Y Dzikri Walisyah Djamal; Eko Prastio; Berkah Hani
Jurnal Bhara Petro Energi Volume 4 No 2 (November 2025)
Publisher : Fakultas Teknik Universitas Bhayangkara Jakarta Raya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.31599/5fpc1n10

Abstract

Penelitian ini Perancangan Profil Sumur Directional Drilling Berdasarkan Analisa Tekanan Drillstring Pada Sumur X Lapangan Y Pemboran berarah (directional drilling) merupakan teknik pemboran yang digunakan untuk mencapai sasaran reservoir yang tidak berada tepat di bawah tempat permukaan sumur. Penelitian ini dilakukan di Sumur “X” Lapangan “Y” yang memiliki karakteristik sasaran reservoir yang tidak vertikal terhadap kepala sumur. Oleh sebab itu, diperlukan perancangan profil lintasan sumur yang efektif dan aman dari sisi teknis maupun operasional. Penelitian ini bertujuan untuk merancang profil sumur directional drilling melalui mempertimbangkan tekanan mekanis di drillstring, seperti tegangan tarik (tension), putaran (torsion), gesekan (drag), dan potensi tekukan (buckling).kemudian dianalisis untuk mendapatkan lintasan sumur melalui panjang kedalaman terukur (measured depth) yang optimal serta tekanan drillstring yang masih dalam batas aman. Berdasarkan evaluasi terhadap aspek keamanan. tekanan drillstring dan efisiensi panjang lintasan,yang mampu memenuhi parameter teknis dan keselamatan dalam proses pemboran. Penelitian ini diharapkan bisa menjadi acuan teknis dalam perencanaan pemboran berarah, khususnya dalam menentukan lintasan dan konfigurasi drillstring yang aman dan efisien, sehingga mendukung keberhasilan operasi pemboran secara keseluruhan.

Page 8 of 8 | Total Record : 76

 4   5   6   7   8 

Filter by Year

2022 2025


Reset
Filter By Issues
All Issue Volume 4 No 2 (November 2025) Vol.4 No.1 (Mei 2025) Vol.3 No.2 (November 2024) Vol.3 No.1 (Mei 2024) Vol.2 No.2 (November 2023) Vol.2 No.1 (Mei 2023) Vol 2 No 1: May 2023 Vol 1 No 1: Volume 1 Nomor 1 (Maret 2022) Vol 1 No 3: December 2022 Vol 1 No 2: July 2022 Vol.1 No.2 (November 2022) Vol.1 No.1 (Mei 2022) More Issue