Garuda - Garba Rujukan Digital

Article Per Year (5 Year)

All

Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities, and Renewable Energy

Jurnal_OFFSHORE
Website

Published by Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta

ISSN : - EISSN : 25498681 DOI : 10.30588

Core Subject : Science, Engineering,

Earth & Planetary Sciences Energy Engineering Mechanical Engineering

Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy is a blind peer-reviewed National Journal in Indonesia and English languages published two issues per year (in June and December). Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities, and Renewable Energy focus on providing a publishing platform for scientists and academicians to promote, share, publish and discuss to all aspects of the latest outstanding development in the field of Petroleum Engineering. It encompasses the engineering of oil, production facilities and renewable energy, but it is not limited to scopes. Those are allowed to discuss on the following scope: Oil : geology geophysic in petroleum, reservoir, driliing and production in petroleum. Production Facilities : pipe transportation, separator, flowline, manifold. Renewable energy : geologist, geophysic in geothermal, pirolisis. Software Simulation in Petroleum and Geothermal : CMG, PIPESIM, MFrac, Petrasim, Aspen.

Arjuna Subject : Energi (semua kategori) - Teknik Energi dan Teknologi Daya

Articles 90 Documents

1 2 3 4 5

Analisa PBU-MIT Guna Penentuan Deliverability dengan Metode Konvensional dan LIT Menggunakan Software Saphir dan Perhitungan Manual pada Sumur Gas X Lapangan “Y” Rizky B. Hauteas; Edi Purwaka
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 1, No 2 (2017): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Penentuan nilai deliverabilitas dari sumur X Lapangan Y menjadi saah satu tahapan yang perlu dilakukan guna mengetahui kondisi sumur dan kemampuannya. Untuk mendapatkan nilai yang lebih mendekati dengan keadaan di lapangan, dilakukan perbandingan pada proses analisa yang ada, yaitu dengan membandingkan dua metode dalam analisa (dalam hal ini dibandingkan metode Konvensional dan LIT) maupun meode dalam proses perhitungannya (dalam hal ini menggunakan software maupun perhitungan secara manual). Hasil analisa dengan menggunakan software Saphir sebagai berikut : k = 1810 mD, kompresibilitas = 0.0687bbl/psi. Dengan well model : limited entry, reservoir model : dual porosity dan boundary model : infinite. Sedangkan hasil analisa secara analitikal sebagai berikut; Pi = 573.5852 psia, m = 1137.017 psia2/cycle, k = 906,33 mD, s = - 3.77, PI = 3.932 mmscfd/psia2, FE = 89,34% dan ri = 45.04 ft. Hasil penentuan dan analisa deliverabilitas dengan metode konvensional mendapatkan harga AOF sebesar 29.4811 mmscf/d untuk perhitungan software dan 40.747 mmscfd secara analitikal. Hasil penentuan dan analisa deliverabilitas dengan metode LIT mendapatkan harga AOF sebesar 23.9865 mmscf/d untuk perhitungan software dan 29.419 mmscfd secara analitikal. Dengan beberapa perimbangan dipilih nilai deliverability yang akurat pada sumur ini adalah sesuai metode LIT dengan harga AOF sebesar 23.9865 mmscf/d.Determining the value of deliverability from well X Field Y becomes one of the steps that need to be done to find out well condition and its ability. To get a value that is closer to the situation on the ground, done comparison to the existing analysis process, namely by comparing the two methods in the analysis (in this case compared to the Conventional and LIT methods) and the method in the calculation process (in this case using software or manual calculations). The results of the analysis using Saphir software are as follows: k = 1810 mD, compressibility = 0.0687 bbl/psi. With a well model: limited entry, reservoir model: dual porosity and boundary model: infinite. While the analytical results of the analysis are as follows; Pi = 573,5852 psia, m = 1137,017 psia2/cycle, k = 906.33 mD, s = - 3.77, PI = 3,932 mmscfd/psia2, FE = 89.34% and ri = 45.04 ft. The results of the determination and analysis of deliverability with conventional methods get an AOF price of 29.4811 mmscf/d for software calculations and 40,747 mmscfd analytically. The results of the determination and analysis of the deliverability by the LIT method obtained an AOF price of 23.9865 mmscf/d for software calculations and 29,419 mmscfd analytically. With some balance chosen, the accurate deliverability value in this well is according to the LIT method with an AOF price of 23.9865 mmscf/d.

Analisa Potensi Shallow Hydrocarbon pada Formasi Wonocolo Berdasarkan Pendekatan Anisotropi Resistivitas dan Parameter Dar Zarrouk Eko Wibowo
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 3, No 2 (2019): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities, and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Daerah Dangdangilo berada pada sekitar area lapangan minyak Kawengan, Kabupaten Bojonegoro, Jawa Timur dengan banyak patahan dan antiklin yang memanjang dan asimetris terbentang dari arah Barat – Laut menuju Timur Tenggara. Tinjaun geologi menggambarkan terdapat potensi minyak dangkal (shallow hydrocarbon) pada Formasi Wonocolo dengan kedalaman sekitar 200 – 300 mdpl serta didukung dengan banyaknya sumur tradisional yang memproduksikan minyak pada kedalaman tersebut. Namun distribusi secara lateral potensi minyak perlu diperkirakan salah satunya dengan metode geolistrik dengan memanfaatkan anisotropi resistivitas dan parameter Dar Zarrouk. Indikasi keberadaan fluida hidrokarbon pada ini berada pada kedalaman 170 – 180 meter, 360 – 365 meter dan kedalaman 375 – 380 meter. Indikasi keberadaan hidrokarbon ini termati dengan gejala perubahan nilai resitivitas Katakunci : Shallow hydrocarbon, anisotropi resisitivitas, Dar Zarrouk, Formai Wonocolo

Studi Perhitungan Potensi Cadangan Panas Bumi pada Lapangan Jailolo di Wilayah Halmahera Fefria Tanbar
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 6, No 1 (2022): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

AbstrakLapangan Panas Bumi Jailolo terletak di wilayah Halmahera, Maluku Utara. Lapangan panas bumi ini direncanakan untuk dikembangkan sebagai pemenuhan kebutuhan energy listrik di wilayah Indonesia Timur. Sebelum dilakukan pengembangan lapangan panas bumi maka perlu dilakukan perhitungan potensi cadangan panas bumi. Dalam perhitungan potensi cadangan panas bumi menggunakan metode volumetric dan metode monte carlo yang merujuk pada SNI No. 13-6169-1999, karena lapangan panas bumi Jailolo belum ada sumur eksplorasi dan belum adanya data produksi sumur. Parameter yang digunakan dalam perhitungan diperoleh dari data hasil kegiatan survei pendahuluan dan geotermometer berupa data ketebalan, luas serta temperatur reservoir. Sedangkan parameter lainnya yang belum diperoleh dari kegiatan survei pendahuluan didasarkan pada SNI No. 13-6482-2000. Hasil perhitungan potensi cadangan terduga panas bumi menggunakan metode volumetrik dengan luas area prospek sekitar 6 km², ketebalan reservoir sekiar 1500 m dari permukaan, dan temperatur reservoir 200 – 220 °C diperoleh sebesar 98.38 MWe, sedangkan hasil perhitungan metode monte carlo diperoleh potensi cadangan terduga sebesar P10 = 14.88 MW, P50 = 29.44 MW dan P90 = 50.26 MW. AbstrakThe Jailolo Geothermal Field is located in the Halmahera region, North Maluku. This geothermal field is planned to be developed as a fulfillment of electrical energy needs in Eastern Indonesia. Before developing a geothermal field, it is necessary to calculate the potential of geothermal reserves. In calculating the potential of geothermal reserves using the volumetric method and the monte carlo method which refers to SNI No. 13-6169-1999, because there is no exploration well in the Jailolo geothermal field and no well production data. The parameters used in the calculations are obtained from data from preliminary survey activities and geothermometers in the form of thickness, area and reservoir temperature data. Meanwhile, other parameters that have not been obtained from the preliminary survey activities are based on SNI No. 13-6482-2000. The results of the calculation of potential geothermal reserves using the volumetric method with a prospect area of about 6 km², a reservoir thickness of about 1500 m from the surface, and a reservoir temperature of 200 – 220 °C obtained 98.38 MWe, while the results of the calculation of the Monte Carlo method obtained potential reserves of estimated amounted to P10 = 14.88 MW, P50 = 29.44 MW and P90 = 50.26 MW

Jenis Mineral Lempung Endapan Kuarter Pantai Semarang Jawa Tengah dan Potensinya sebagai Lumpur Pemboran Sugeng Widada; Hanna Afifah; Salatun Said; Hendaryono Hendaryono
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 3, No 1 (2019): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik litologi endapan Kuater Pantai Semarang yang meliputi komposisi mineralogi, distribusi serta potensinya sebagai bahan lumpur bor. Komposisi mineralogi ditentukan dengan menggunakan scanning electron microscope (SEM). Untuk mengetahui potensi sebagai lumpur bor ditentukan berdasarkan uji rheology dan filtration loss. Dari hasil analisis menunjukkan sedimen Kuater Pantai Semarang didominasi oleh endapan lempung dengan sedikit lanau pasiran yang terbentuk oleh proses pengendapan secara suspensi. Secara mineralogis, jenis mineral lempung yang dijumpai di daerah telitian sangat bervariasi. Dari analisis SEM menunjukkan jenis mineral lempung yang dijumpai antara lain kaolinit, illit dan campuran montmorilonit- illit. Berdasarkan hasil uji rheology menunjukkan pembacaan deal reading 600 RPM nilai yang dominan = 4, harga viskositas plastis = 1, nilai yield point = 2 dan nilai gel strength 10 menit = 1. Berdasarkan uji filtration loss menunjukkan volume air yang keluar rata-rata 188 ml, tebal kerak lumpur rata-rata 0,65 cm dan pH = 8. Berdasarkan uji rheology dan filtration loss dapat disimpulkan bahwa mineral lempung di daerah telitian tidak memenuhi kualifikasi untuk dipergunakan sebagai lumpur pemboran.The objectives of this study are to identify lithological characteristics of the Quaternary Sediments in the Semarang Coast including mineralogical composition, distribution and its potency as drilling mud. Mineralogical composition is determined using scanning electron microscope (SEM). The potency as drilling mud is identified based on rheology and filtration loss tests. Based on this study shows that this sediment is predominantly composed of clay-size material with minor sandy silt-size grain deposited by suspension process. Mineralogically, there are some clay mineral type in the study area based on SEM analysis, they are kaolinite, illite and mixed montomorillonite-illite.Based on rheology test showed that the value of deal reading 600 RPM = 4, plastic viscosity = 1, yield point = 1 and gel strength at 10 minute = 1. Based on filtration loss showed the average volume expelled water = 188 ml, the average thickness of mud cake = 0.65 cm and pH = 8. Based on rheology and filtration loss tests can be concluded that clay sediment in the study area can not be used as mud drilling material.

ANALISA KARAKTERISTIK PENGUJIAN CO-FIRING BIOMASSA SAWDUST PADA PLTU TYPE PULVERIZED COAL BOILER SEBAGAI UPAYA BAURAN RENEWABLE ENERGY Fefria Tanbar
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 5, No 2 (2021): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Pelaksanaan pengujian karakteristik co-firing biomassa sawdust dilakukan pada pembangkit listrik jenis Pulverized Coal yang bertujuan untuk mengetahui pengaruh co-firing terhadap unjuk kerja parameter operasi seperti: temperature outlet mill (MOT), furnace exit gas temperature (FEGT), emisi dan keekonomian. Bahan bakar co-firing biomassa dicampurkan pada stockpile dengan komposisi 5% biomasa sawdust dan 95% batubara. Bahan bakar dimasukkan kedalam 6 bungker mill yang beroperasi. Pengambilan data pengujian dilakukan setelah proses stabilisasi beban minimal selama 1 jam dengan menjaga pembebanan tetap konstan pada maximum capacity rate, kemudian dilakukan pengambilan data uji pembakaran co-firing minimal selama 2 jam dengan interval pengambilan setiap 15 menit. Hasil pengujian menunjukan nilai FEGT ketika co-firing terjadi penurunan temperatur sebesar 4,2°C atau 0,4% lebih rendah dibandingkan saat coal firing. Temperatur outlet mill relative sama pada kedua kondisi saat cofiring maupun coal firing dengan arus motor mill pada tiap mill tidak seragam. Emisi gas NOx dan SO2 saat cofiring lebih rendah 2% sampai 3% dibandingkan saat coal firing. Pengujian ini juga mempengaruhi konsumsi bahan bakar spesifik saat cofiring lebih rendah 1,21% sebesar 0,629 kg/kWh dibandingkan saat coal firing sebesar 0,637 kg/kWh. Hasil perhitungan biaya produksi pada pengujian operasi 100% coal firing didapatkan harga 378,14 Rp/kWh, sedangkan pada operasi co-firing 5% sawdust didapatkan harga 369,73 Rp/kWh. Berdasarkan selisih biaya produksi, co-firing 5% sawdust menghemat biaya energy primer sebesar 8,41 Rp/kWh atau lebih rendah sebesar 2,22%.

Potensi Panas Bumi Gedongsongo Lereng Selatan Gunung Ungaran Jawa Tengah Berdasarkan Analisis Geosains Rena Juwita Sari
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 2, No 1 (2018): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Kajian tentang potensi energi panas bumi dan rekomendasi pemanfaatanya telah dilakukan di Gunung Ungaran Jawa Tengah area lokasi candi Gedongsongo. Penelitian bertujuan untuk memperkirakan potensi energi panas bumi lereng selatan Gunung Ungaran, serta membuat skema pemanfaatan energi listrik panas bumi sebagai rekomendasi untuk digunakan di daerah tersebut. Beberapa hasil penelitian yang telah dilakukan pada bidang geofisika, geologi dan geokimia di Gedongsongo lereng selatan Gunung Ungaran, didapatkan bahwa daerah tersebut merupakan daerah prospek panas bumi. Hasil penelitian geofisika dengan metode magnetik didapatkan pengontrol manifestasi panas bumi berupa sesar pada kedalaman 1050 meter – 1100 meter. Suhu reservoir yang diperoleh sebesar 230 oC, dimana masuk dalam kategori syarat potensi energi panas bumi. Hasil konversi energi panas bumi ke listrik sebesar 15 % dari besarnya daya listrik per satuan luas adalah 2,25 MWe. Perkiraan luas prospek panas bumi Gunung Ungaran adalah 1 km2 maka daya listrik yang dapat dimanfaatkan adalah 2,25 MWe. Jika di konversi, jumlah daya listrik sebesar 2,25 MWe dapat menerangi rumah sebanyak 2500 rumah jika setiap rumahnya mempunyai daya 900 Watt.Studies on the potential of geothermal energy and recommendations for its use have been carried out at Mount Ungaran, Central Java, the location of the Gedongsongo temple. The research aims to estimate the potential for geothermal energy at the southern slope of Mount Ungaran, as well as making a scheme for the utilization of geothermal electricity as a recommendation for use in the area. Some of the results of research conducted in the fields of geophysics, geology and geochemistry at Gedongsongo on the southern slope of Mount Ungaran, found that the area is a geothermal prospect area. The results of geophysical research using the magnetic method show that the controller of geothermal manifestations is faults at depths of 1050 meters - 1100 meters. The reservoir temperature obtained is 230 oC, which is included in the category of geothermal energy potential requirements. The result of the conversion of geothermal energy to electricity by 15% of the amount of electricity per unit area is 2.25 MWe. The estimated area of Mount Ungaran's geothermal prospect is 1 km2, the electric power that can be utilized is 2.25 MWe. If converted, the amount of electric power of 2.25 MWe can illuminate 2500 homes if each house has 900 Watt power.

Pengembangan Lapangan “Y” Menggunakan Simulasi Reservoir Lia Yunita
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 1, No 1 (2017): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Lapangan “Y” ditemukan melalui sumur pengeboran eksplorasi PMS 01 yang dibor pada 18 April 1980 dan diselesaikan pada 31 Juli 1980.Hal ini menyebabkan timbulnya pemikiran bagaimana strategi untuk mengembangkan lapangan guna meningkatkan recovery factor.Dalam menyelesaikan permasalahan ini dilakukan simulasi reservoir. Simulator yang digunakan adalah CMG-GEM yang dibuat oleh Computer Modelling Group Ltd., Calgary, Canada. Simulator tersebut adalah simulator jenis komposisional.Langkah awal dalam tahap simulasi adalah pengumpulan, persiapan, dan pengolahan data. Pengumpulan data meliputi data geologi, batuan, fluida, ekuilibrium dan data produksi. Proses inisialisasi merupakan tahapan setelah pemasukkan data yaitu proses pengkondisian model supaya selaras dengan kondisi awal reservoir yaitu dengan menyelaraskan OGIP hasil perhitungan simulator dengan perhitungan volumetrik. Proses inisialisasi menghasilkan harga OGIP simulasi sebesar 23.03 Bscf dan untuk perhitungan volumetrik adalah 23.07 Bcsf, hal ini menunjukan perbedaan kurang dari 1 %. Perbedaan yang sangat kecil tersebut memperlihatkan bahwa hasil simulasi sudah sangat memadai. Validasi data juga dilakukan dengan proses history matching (penyelarasan). Proses penyelarasan data produksi (laju produksi terhadap waktu dan kumulatif produksi terhadap waktu) dan tekanan menghasilkan kurva yang selaras.Peramalan perilaku produksi reservoir dilakukan dengan membuat beberapa skenario produksi. Ada usulan tiga skenario, yaitu Skenario A, reservoir diproduksikan oleh satu sumur PMS 01 dengan membuka perforasi pada zona 12 dan zona 15 (base case), Skenario B, reservoir diproduksikan oleh PMS 01 dengan membuka perforasi pada zona 12, zona 15 dan zona 16. Skenario C, reservoir diproduksikan oleh dua sumur yaitu sumur PMS 01 (zona 12, zona 15 dan zona16) dan sumur PMS 03 (zona 12, zona 15 dan zona 16). Berdasarkan skenario yang dilakukan diperoleh kumulatif produksi terbesar pada skenario C sebesar 16.2 Bscf atau dengan recovery factor sebesar 70.22 %.The "Y" field was discovered through an exploration drilling well PMS 01 which was drilled on April 18, 1980 and completed on July 31, 1980. This led to the emergence of ideas on how to develop a field to improve recovery factors. In solving this problem reservoir simulations were carried out. The simulator used is the CMG-GEM made by Computer Modeling Group Ltd., Calgary, Canada. The simulator is a compositional type simulator. The first step in the simulation stage is data collection, preparation, and processing. Data collection includes geological, rock, fluid, equilibrium and production data. The initialization process is the stage after data entry, namely the model conditioning process so that it is aligned with the initial reservoir conditions by aligning the OGIP results of the simulator calculation with the volumetric calculation. The initialization process produces a simulation OGIP price of 23.03 Bscf and for volumetric calculations is 23.07 Bcsf, this shows a difference of less than 1%. The small difference shows that the simulation results are very adequate. Data validation is also carried out with the history matching process. The process of aligning production data (production rate with respect to time and cumulative production with respect to time) and pressure produces a harmonious curve. Forecasting of reservoir production behavior is carried out by creating several production scenarios. There are three proposed scenarios, namely Scenario A, the reservoir is produced by one well PMS 01 by opening perforation in zone 12 and zone 15 (base case), Scenario B, the reservoir is produced by PMS 01 by opening the perforation in zone 12, zone 15 and zone 16 Scenario C, the reservoir is produced by two wells namely PMS 01 wells (zone 12, zone 15 and zone16) and PMS 03 wells (zone 12, zone 15 and zone 16). Based on the scenario, the largest cumulative production obtained in scenario C is 16.2 Bscf or with a recovery factor of 70.22%.

Pengolahan Air Terproduksi Pada Lapangan "FD" Firdaus - firdaus
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 4, No 1 (2020): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Proses pemisahan minyak, gas terlarut dan air produksi bersama akan diproses melalui Gas Boot - Wash Tank (Gun Barrel) - Shipping Tank - Clarifeier Tank - WTP Unit - peralatan Balance Tank. Minyak yang telah dipisahkan dari gas terlarut dan air terproduksi akan dialirkan ke tangki pengiriman. Sedangkan air terproduksi yang telah dipisahkan dari minyak dan gas terlarut di Wash Tank dan Gas boot akan dialirkan ke tangki clarifier dan selanjutnya diproses di unit WTP. Peralatan pendukung yang akan digunakan pada WTP Unit adalah Buffer Tank - Electro Coagulant (EC) - DAF Unit (solved air flotation) - Sludge Dewatering Unit - Filter Media - Balance TankPada WTP (Water Treating Plant) ini air akan diolah untuk menghasilkan air yang sesuai dengan baku mutu yang telah ditetapkan berdasarkan Peraturan Menteri Lingkungan Hidup No. 19/2010. Parameter yang harus dipenuhi dalam proses pemisahan ini adalah kandungan oli harus 25 mg /l, kekeruhan yang dihasilkan harus memenuhi kriteria 149 NTU dan tingkat kekerasan di bawah 1 ppm karena jika lebih dari 1 ppm maka air ini akan cenderung membentuk sangat kerak dan korosi. mengganggu di industri perminyakan, TSS yang dihasilkan (Total Suspended Solid) harus memenuhi kriteria 3 mg / l, TDS yang dihasilkan (Total Dissolved Solid) juga harus memenuhi kriteria 5000 mg / dan RPI yang dihasilkan (relative plugging Index) juga harus memenuhi kriteria 10.Parameter air terproduksi yang diolah di unit WTP sudah memenuhi baku mutu, RPI (Relative Plugging Index) yang dihasilkan adalah 2.96 - 6.47. Kekeruhan yang dihasilkan (tingkat kekeruhan air) 1.64 - 6.72 NTU, TSS (Total Suspended Solid) yang dihasilkan 1.3 - 2,66 mg/l, TDS (total padatan terlarut) dihasilkan 4530 - 4910 mg/l, Kandungan minyak (kandungan minyak dalam air) 16,66 - 23,66 mg/l, dan PH 8,39 - 8,83. Kata Kunci : Sistem Gathering, Pengolahan, Air Terproduksi. Abstract The process of separating oil, dissolved gas and co-produced water will be processed through the Gas Boot - Wash Tank (Gun Barrel) - shipping Tank - Clarifeier Tank - WTP Unit - Balance Tank equipment. Oil that has been separated from dissolved gas and produced water will be flowed to the shipping tank. Meanwhile, the produced water that has been separated from the oil and dissolved gas in the Wash Tank and Gas boot will be flowed to the clarifier tank and will be further processed in the WTP unit. The supporting equipment that will be used in the WTP Unit is a Buffer Tank - Electro Coagulant (EC) - DAF Unit (dissolved air flotation) - Sludge Dewatering Unit - Filter Media - Balance TankIn this WTP (water Treating plant) the water will be processed to produce water that is in accordance with the quality standards that have been determined based on the Minister of Environment Regulation No. 19/2010. The parameters that must be met in this separation process are that the oil content must be 25 mg / l , the resulting turbidity must meet the 149 NTU criteria and the hardness level is below 1 ppm because if it is more than 1 ppm then this water will tend to form very scale and corrosion. disturbing in the petroleum industry, the resulting TSS (Total Suspended Solid) must meet the criteria of 3 mg / l, the resulting TDS (Total Dissolved Solid) must also meet the criteria of 5000 mg / and the resulting RPI (relative plugging Index) must also meet the criteria 10.The produced water parameters processed in the WTP unit have met the quality standard, the RPI (Relative Plugging Index) produced is 2.96 - 6.47, the resulting Turbidity (water turbidity level) is 1.64 - 6.72 NTU, TSS (Total Suspended Solid) produced 1.3 - 2.66 mg / l, TDS (total dissolved solid) produced 4530 - 4910 mg / l, Oil content (oil content in water) 16.66 - 23.66 mg / l, and PH 8.39 - 8.83.Keyword : Gathering System, Processing, Produced Water.

Skenario Pengembangan Sumur Injeksi pada Sumber Daya Panas Bumi Sistem Dominasi Air dengan Pemodelan Reservoir 3D Dinamik Allen Haryanto Lukmana
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 3, No 1 (2019): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Reinjeksi fluida memiliki peran penting dalam pengelolaan reservoir panas bumi. Reinjeksi bertujuan untuk meningkatkan pengisian alami ke reservoir untuk menjaga tekanan reservoir, produksi uap, dan mengekstraksi lebih banyak panas dari reservoir. Penginjeksian kembali harus direncanakan dengan baik untuk menghindari masalah seperti terobosan termal. Pemodelan dinamis reservoir panas bumi dapat digunakan untuk mengidentifikasi kondisi awal reservoir, karakteristik produksi, dan kinerja produksi reservoir di masa depan. Dalam studi ini, reinjeksi ke reservoir yang didominasi air sintetis direncanakan untuk mempertahankan 55 MW produksi listrik selama 30 tahun. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menentukan strategi injeksi terbaik untuk mencapai produksi listrik selama 30 tahun. Berbagai skenario produksi-injeksi diuji menggunakan pemodelan reservoir panas bumi 3D dinamis. Studi ini menunjukkan bahwa lokasi dan laju injeksi adalah parameter utama dalam strategi injeksi. Sumur reinjeksi terletak di dalam reservoir, tetapi pada jarak yang cukup untuk menghindari terobosan. Suntikan area dekat produksi menyebabkan terobosan dalam sumur produksi. Injeksi pada tingkat yang lebih tinggi memperlambat penurunan tekanan dan meningkatkan produksi cairan secara signifikan.Reinjection aims to increase the natural recharge to reservoirs in order to maintain the reservoir pressure, steam production, and extract more heat from the reservoir. Reinjection must be well planned to avoid problems such as thermal breakthrough. Dynamic modelling of geothermal reservoirs can be used to identify the future production performance of the reservoir. In this study, reinjection to a synthetic water-dominated reservoir is planned to maintain 55 MW of electricity production for 30 years. The purpose of this study is to determine the best injection strategy. Various production-injection scenarios are tested. The study shows that location and injection rate are the key parameters in injection strategy. The production well are located inside the reservoir, but enough distance to avoid a breakthrough. Near-production area injections are causing breakthrough in production well. Injection at higher rates slows down pressure decline and increase the fluid production significantly.

Membandingkan Hasil Analisa Data Pressure Build Up Test Dengan Menggunakan Metode Horner dan Simulator Komersil untuk Mengetahui Produktivitas Sumur “Z“ firdaus - firdaus
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 5, No 1 (2021): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Abstrak Dalam pengerjaan analisis Pressure Built-Up menggunakan metode Horner untuk sumur minyak dengan menganalisis tekanan transient dapat mengetahui nilai kemiringan hingga karakteristik reservoir. Hasil dari analisis horner kemudian akan dibandingkan dengan hasil analisi simulator komersial. Pada dasarnya analisa Pressure Built-Up dilakukan pertama-tama dengan memproduksikan sumur selama suatu selang waktu tertentu dengan laju aliran yang tetap (konstan), kemudian menutup sumur tersebut. Penutupan sumur ini menyebabkan naiknya tekanan yang dicatat sebagai fungsi waktu (tekanan yang dicatat ini biasanya adalah tekanan dasar sumur). Tahap-tahapan analisa Pressure Built-Up dengan metode Horner adlah persiapan data pendukung seperti data produksi (tp, q, rw, pwf), data PVT (μ, B, Ct), data reservoir (, h) dan data PBU (Pws, t). Kemudian membuat grafik log-log plot dengan plot Δt vs ΔP. Kemudian membuat grafik semilog plot (Horner plot) dengan plot Pws vs . Karakteristikreservoir yang dihasilkan pada analisis Horner berupa tekanan reservoir (P*) sebesar 1564.3 psi, permeabilitas (k) sebesar 66.60 md, skin faktor sebesar 10.84, ΔP skin sebesar 308.82 Psi, Ri sebesar 23598.88 ft dan FE sebesar 0.3809. Sedangkan karakteristik reservoir yang dihasilkan pada analisis simulator komersial berupa tekanan reservoir (P* atau Pi) sebesar 1526.46 psi, permeabilitas (k) sebesar 74.7 md, skin faktor sebesar 10.6, ΔP skin sebesar 275.349 psi. Nilai hasil FE pada simulator komersial tidak dapat diketahui. Dari perbedaan hasil ini dapat diketahui bahwa hasil perhitungan metode horner telah mendekati valid. AbstrackThe execution of pressure Built-Up analysis using the Horner method for oil wells by analyzing transient pressure can find out the slope values to reservoir characteristics. The results of this Horner analysis will then be compared with the result of the simulator commercial analysis.Basicly a Pressure Built Up analysis is done first by pumping wells during a certain time interval with a fixed flow rate, then shut the well. Closure of these wells cause a rise in pressure which is recorded as a functio of time. Analysis Pressure Built Up stage with Horners methode is the preparation of supporting data such as (tp, q, rw, Pwf), data PVT (μ, B, Ct), reservoir data (h) and data PBU (Pws, t). And than make the log-log graphs plot with plot between vs .Reservoir characteristics resulting from the horner analysis in the form of reservoir pressure (P*) of 1564.3 psi, the permeability of 66.60 md, skin factors of 10.84, ΔP skin of 308.82 Psi, Ri of 23598.88 ft, and FE of . While the reservoir characteristict produced in the Simulator commercial analysis were reservoir pressure (P* or PI) of 1526.46 psi, permeability (k) of 74.7 md, skin factor of 10.6, Ri of ft and ΔPskin of 275.349 Psi. The value of FE in the simulator commercial cannot be detected. From the difference in these results, it can be seen that the calculation results of the Horner method are close to valid.

Page 2 of 9 | Total Record : 90

1 2 3 4 5

Filter by Year

2017 2025

Filter By Issues

All Issue Vol. 9 No. 1 (2025): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol. 8 No. 2 (2024): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol. 8 No. 1 (2024): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol. 7 No. 2 (2023): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol. 7 No. 1 (2023): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 6, No 2 (2022): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 6, No 1 (2022): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 5, No 2 (2021): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 5, No 1 (2021): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 4, No 2 (2020): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 4, No 1 (2020): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 3, No 2 (2019): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities, and Renewable Energy Vol 3, No 1 (2019): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 2, No 2 (2018): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 2, No 1 (2018): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 1, No 2 (2017): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 1, No 1 (2017): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy More Issue

Home Page

OAI Link

Editorial Team

Contact

Reviewer

Google Scholar

Contact Name
Lia Yunita

Contact Email
yunitalia@up45.ac.id

Phone
+6285292958275

Journal Mail Official
joffshore.up45@gmail.com

Editorial Address
Soekarno Building, 2nd Floor, Jl. Proklamasi No. 1, Babarsari, Yogyakarta (55281)

Location
Kab. sleman,

Daerah istimewa yogyakarta

INDONESIA

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Home Page

OAI Link

Editorial Team

Contact

Reviewer

Google Scholar

Contact Name Lia Yunita

Contact Email yunitalia@up45.ac.id

Phone +6285292958275

Journal Mail Official joffshore.up45@gmail.com

Editorial Address Soekarno Building, 2nd Floor, Jl. Proklamasi No. 1, Babarsari, Yogyakarta (55281)

Location Kab. sleman, Daerah istimewa yogyakarta INDONESIA

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Contact Name
Lia Yunita

Contact Email
yunitalia@up45.ac.id

Phone
+6285292958275

Journal Mail Official
joffshore.up45@gmail.com

Editorial Address
Soekarno Building, 2nd Floor, Jl. Proklamasi No. 1, Babarsari, Yogyakarta (55281)

Location
Kab. sleman,

Daerah istimewa yogyakarta

INDONESIA