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

3 4 5 6 7

Penerapan Model Isotermal untuk Adsorpsi Statik Xanthan pada Batuan Pasir untuk Berbagai Salinitas Muhammad Taufiq Fathaddin
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

Salah satu fenomena yang biasa terjadi selama injeksi polimer adalah adsorpsi. Fenomena ini memainkan peran penting, karena mereka mempengaruhi sifat batuan dan fluida. Adanya lapisan polimer teradsorpsi akan diameter pori. Hal ini akan menghambat aliran fluida. Dalam kajian ini dilakukan pengamatan pengaruh konsentrasi dan salinitas terhadap adsorpsi xanthan pada butiran pasir dalam sistem statik (batch). Konsentrasi xanthan divariasikan dari 200 ppm hingga 2,000 ppm sedangkan salinitas divariasikan dari 10,000 ppm hingga 20,000 ppm. Butiran pasir yang digunakan berukuran pasir 100 mesh (0.149 mm). Percobaan dilakukan pada suhu ruang. Pengukuran absorben dilakukan dengan menggunakan spektrophotometer pada panjang gelombang cahaya tampak sebesar 600 nm. Tiga model adsorpsi isothermal digunakan dalam kajian ini yaitu Langmuir, Freundlich, dan Simha-Frish-Eirich untuk membuat korelasi antara konsentrasi partikel teradsorpsi dan konsentrasi larutan xanthan dalam kesetimbangan. Berdasarkan hal pengamatan disimpulkan bahwa tingkat adsorpsi berkurang dengan bertambahnya salinitas. Dalam kajian ini secara umum penerapan model Freundlich memberikan hasil terbaik dalam menggambarkan proses adsorpsi xanthan.

Perencanaan Ulang Sucker Rod Pump pada Sumur “X” Lapangan “Y” Edi Purwaka
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

Tujuan dari penelitian ini untuk menentukan metode yang cocok digunakan untuk suatu sumur produksi, dan salah satu metode yang dipakai adalah pengangkatan buatan dengan pompa, yaitu Sucker Rod Pump (SRP). Metode pemakaian Pompa Angguk atau Sucker Rod Pump (SRP) digunakan apabila suatu sumur minyak sudah tidak dapat lagi mengangkat fluida dari dasar sumur ke atas permukaan secara sembur alam, atau dengan menggunakan metoda yang lain misalnya gas lift tidak memenuhi persyaratan. Sucker rod pump merupakan salah satu metoda pengangkatan buatan, dimana untuk mengangkat minyak kepermukaan digunakan pompa untuk mengangkat minyak kepermukaan digunakan pompa dengan rangkai roda (rod). Pompa ini digunakan untuk sumur-sumur dengan viskositas rendah-medium, tidak ada problem kepasiran, GOR tinggi, sumur-sumur lurus dan fluid level tinggi. Prinsip kerja sucker rod merupakan perpaduan gerak antara peralatan di permukaan dan dibawah permukaan. Dan hasil akhir yang diharapkan dengan menggunakan metode artficial lift ini adalah untuk memaksimalkan produksi sehingga dapat memenuhi target produksi yang telah ditentukan.The purpose of this research is to determine the suitable method used for a production well, and one of the methods used is artificial lifting with a pump, namely Sucker Rod Pump (SRP). The method of using a Sucker Rod Pump (SRP) is used if an oil well is no longer able to lift fluid from the bottom of the well to the surface by natural spray, or by using other methods such as a gas lift that does not meet the requirements. Sucker rod pump is one of the artificial lifting methods, where to lift the oil to the surface a pump is used to lift the oil to the surface using a pump with a rod chain. This pump is used for wells with low-medium viscosity, no sand problems, high GOR, straight wells and high fluid levels. The working principle of a sucker rod is a combination of motion between equipment on the surface and below the surface. And the expected end result using the artficial lift method is to maximize production so that it can meet predetermined production targets.

Analisa Kesekatan Sesar dan Kompartemen Lapisan Berdasarkan Analisis Petrofisika dan Attribut Seismik pada Formasi Talang Akar, Sub Cekungan Jambi Eko Wibowo
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

Daerah penelitian terletak pada Sub Cekungan Jambi. Fokus utama dalam penelitian ini adalah melakukan pendekatan mengenai stuktur yang berkembang di daerah penelitian yang dapat bersifat sebagai tempat akumulasi atau jalur migrasi dengan menggunakan metode SGR (Shale Gauge Ratio), rekonstrusi tektonik berdasarkan data seismik diharapkan dapat menjawab kompartemenisasi lapisan reservoar pada Formasi Talang Akar dan migrasi fluida hidrokarbon pada reservoar. Berdasarkan analisis terhadap sumur Alpha-1 dan Betha-1 terdapat lapisan prospek hidrokarbon yang merupakan lapisan Formasi Talang Akar. Pada Alpha-1 zona prospek berada pada kedalaman 1436,6–1456,6 m (TVDSS) diberi nama TAF 1 memiliki porositas efektif rata-rata 0,1281; saturasi air rata-rata 0,34 dengan nilai Rt rata-rata 1794 ohm m dan Rw 0,4 ohmm. Pada sumur Betha-1 zona prospek berada pada kedalaman 1448 m – 1456,5 m (TVDSS) dengan porositas efektif rata-rata pada zona ini 0,129; saturasi air rata-rata 0,586 dengan nilai Rt rata-rata 32,2 ohm m dan nilai Rw 0,9 ohmm. Sifat kesekatan sesar pada sesar yang dianalisa adalah leak dengan ratio SGR 15 %, serta lapisan yang tersesarkan merupakan lapisan reservoar dari Formasi Talang Akar yang sama. Pergerakan fluida hidrokarbon (migrasi) terjadi secara intraformasi (terjadi pada formasi yang sama).The research area is located in the Jambi Sub-Basin. The focus of this study was the structure in this sub basin, fault which can be a trap or migration route, which can defined using SGR (Shale Gauge Ratio) method. This study also resulted in reconstruction of the tectonics history to know the compartements between reservoir (Talang Akar Formation) and to know the migration of hydrocarbon. Based on the analysis of the well Alpha-1 and Betha-1, there is a layer of hydrocarbon prospects in Talang Akar Formation. At ALPHA 1, prospect zone at depth of 1436.6 to 1456.6 m (TVDSS) named TAF 1 has an average effective porosity 0.1281, the average water saturation of 0.34 with an average permeability in this zone is 20, Rt 62 mD with an average value of 1794 ohm m and Rw 0.4 ohmm. The Betha-1 wells prospects zone at depth of 1448–1456,5 m (TVDSS) with an average effective porosity in this zone is 0,129 average water saturation of 0,586, permeability 19,6 mD with an average value of Rt 32,2 ohm m and Rw value of 0.9 ohm m. The conclusion of fault seal in analysis that separated two layers is leaking with SGR ratio of 15%, as well as layers that faulted the reservoir layer of the same Talang Akar Formation. The movements of hydrocarbon as intraformation (in one formation migration).

Efek Jenis Rod dan Efisiensi Volumetrik pada Kinerja Pompa Angguk Ilman Muhammad Azmi; Guguk Jatisukamto; Hary Sutjahjono
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 4, No 2 (2020): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

The productivity of the beam pump is influenced by the sucker rod type, material quality, and volumetric efficiency. Therefore, the beam pump should be designed to reach an optimum condition. The type of rod affects ability of the beam pump to lift liquid up from an oil reservoir to the surface as well as the horse power requirement to operate the pump. On the other hand, the productivity of the pump is also influenced by the characteristics of the reservoir rock and fluid such asreservoir productivity, gas liquid ratio, salinity and Hydrogen Sulfide (H2S) which are contained in the reservoir fluid. The purpose of this study is to observe Effect of Rod Type and Volumetric Efficiency on the Performance of a beam pump at X-1 well and production estimation in the future. In this research, several rod types were tested to find their liquid lifting efficiency. Based on result analysis, the highest production as well as liquid lifting efficiency is attained by applying ROD 96/05.The liquid production rate and lifting efficiency of the rod type are 1132 bpd and 15.6. The application of better quality sucker rod material (API grade D) and less corrosive fluid conditions (salt water) will be able to produce fluid with a higher flow rate. Furthermore, the effect of the crank-pitman ratio on the production rate is not large. Lower volumetric efficiency pumps require higher pump speed and horsepower to produce fluid with the same flow rate as high volumetric efficiency pumps. However, pumps with low volumetric efficiency have lower peak loads (PPRL).

Penentuan Current Recovery Factor dan Cadangan Sisa Sumur “Alpha” pada Lapisan “A” dan Lapisan “B” Indah Widiyaningsih
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

AbstrakSumur “ALPHA” merupakan sumur gas dari reservoir gas kering yang telah diproduksikan sejak Februari 1994. Sumur ini diproduksi secara commingle dari dua lapisan yaitu Lapisan “A” dan Lapisan “B” dari tiga sumur yaitu “ALPHA”, BETA”, dan “GAMMA”. Pada akhir dari Juni 2013, produksi telah menurun hingga laju sebesar 1,14 MMSCFD dari sumur “ALPHA” dan nol produksi dari sumur “BETA” dan “GAMMA”. Cadangan sisa ditentukan dengan menggunakan metode material balance dikarenakan sumur telah berproduksi untuk beberapa waktu. Untuk menentukan cadangan sisa, langkah pertama yang harus dilakukan adalah menghitung faktor Z dan faktor volume formasi gas (Bg). Setelah itu, hitung OGIP menggunakan metode material balance P/Z. Dengan software IPM, dengan masukkan semua data ke dalam sub-program MBAL. Jalankan software untuk matching nilai OGIP. Setelahnya, recovery factor, ultimate recovery, dan current recovery factor dapat ditentukan.Besarnya OGIP yang diperoleh dari metode material balance P/Z manual adalah 1407.29 BSCF, sedangkan OGIP dari metode material balance MBAL adalah 1341 BSCF. Recovery factor untuk Lapangan “X” adalah 80,2%. Current recovery factor lapangan “X” adalah 25,55%. Ultimate recovery factor untuk Lapangan “X” adalah 1128,64 BSCF. Maka cadangan sisa sampai 1 Juli 2013 adalah 769,094 BSCF. Berdasarkan hal ini, maka dapat disimpulkan bahwa sumur ini memiliki cadangan gas sisa yang masih dapat dioptimalkan untuk produksi. Kata kunci: IPM Software, Remaining Reserve, Mature Field AbstrackThe "ALPHA" well is a gas well from a dry gas reservoir that has been produced since February 1994. This well is produced commingently from two layers, namely "A" and "B" layers of three wells namely "ALPHA", BETA ", and" GAMMA ". At the end of June 2013, production had declined to a rate of 1.14 MMSCFD from the "ALPHA" well and zero production from the "BETA" and "GAMMA" wells. The remaining reserves are determined using the material balance method because the well has been producing for some time. To determine the remaining reserves, the first step that must be taken is to calculate the Z factor and the gas formation volume factor (Bg). After that, calculate the OGIP using the P / Z material balance method. With HDI software, enter all data into the MBAL sub-program. Run the software to match OGIP values. After that, recovery factor, ultimate recovery, and current recovery factor can be determined. The amount of OGIP obtained from the manual P / Z material balance method is 1407.29 BSCF, while the OGIP from the MBAL material balance method is 1341 BSCF. Recovery factor for "X" field is 80.2%. Current recovery factor of the "X" field is 25.55%. The ultimate recovery factor for "X" Field is 1128.64 BSCF. Then the remaining reserves until July 1, 2013 are 769,094 BSCF. Based on this, it can be concluded that this well has residual gas reserves that can still be optimized for production.Keywords: IPM Software, Remaining Reserve, Mature Field

Analisis Pengaruh Wetabilitas pada Kinerja Injeksi Air dan CO2 Menggunakan Metode Material Balance Pada Lapangan SNP Esaim Mustafa Abrahim Omar; Muhammad Taufiq Fathaddin
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

Saat ini, CO2 flooding adalah salah satu teknik pemindahan yang paling menarik di lapangan-lapangan minyak. Injeksi CO2 akan memungkinkan minyak berinteraksi dengan CO2 dan memberikan peningkatan positif, sehingga minyak akan lebih mudah mengalir. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mendapatkan skenario penginjeksian terbaik yang memberikan perolehan minyak tertinggi antara injeksi air, injeksi CO2, serta injeksi air dan CO2 secara kontinyu pada kondisi batuan reservoir dengan kebasahan minyak dan reservoir dengan kebasahan air. Penelitian dilakukan pada Lapangan SNP menggunakan simulasi model material balance dengan lama penginjeksian sekitar 30 tahun. Lapangan SNP memiliki tiga regional (antiklin). Pengamatan dilakukan pada Region 2 dan Region 3. Untuk setiap region dibuat sepuluh skenario dengan variasi laju injeksi air dari 0 hingga 2000 STB/D dan variasi injeksi CO2 dari 0 hingga 0.5 MMSCF/D. Hasil simulasi menunjukkan perolehan minyak pada Region 2 berkisar antara 40.90% hingga 52.65%. Sedangkan perolehan minyak pada Region 3 berkisar antara 48.88% hingga 60.08%. Dari hasil perbandingan keduapuluh skenario pada kedua region, diperoleh bahwa injeksiCO2 memberikan kinerja terbaik pada reservoir oil wet. Sedangkan pada reservoir water wet kinerja injeksi air lebih baik daripada injeksi CO2. Skenario terbaik pada reservoir water wet adalah dengan penginjeksian air dan CO2 secara kontinyu.

Analisis Rheologi Lumpur Lignosulfonat dengan Penambahan LCM Berbahan Serbuk Gergaji, Batok, dan Sekam Berbagai Temperatur Ryan Raharja; Sugiatmo Kasmungin; Abdul Hamid
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 2, No 2 (2018): Jurnal Offshore : Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Kehilangan sirkulasi lumpur merupakan kejadian yang sering terjadi dalam proses pemboran. Hilang lumpur yang terjadi bisa saja sebagian dari lumpur pemboran dan bahkan kehilangan lumpur pemboran secara total. Pada percobaan ini kehilangan lumpur pemboran akan diteliti dalam skala laboratorium. Dengan penambahan LCM diharapkan berguna untuk menanggulangi hilangnya lumpur tersebut. Dengan mencoba mengalirkan lumpur pada media berpori yang telah ditentukan, kehilangan lumpur akan dilihat dari seberapa besar lumpur yang hilang dalam skala laboratorium yang dibuat. Kemudian lumpur yang dibuat ditambahkan LCM berupa serbuk gergaji, batok kelapa dan sekam padi dan diteliti seberapa besar pengaruh LCM dalam mengurangi kehilangan lumpur tersebut. Campuran macam LCM lumpur tersebut juga diuji pengaruhnya terhadap beberapa tingkatan temperatur antara lain temperatur 80oF, 190oF dan 300oF, tentunya hal ini dilakukan untuk mendapatkan nilai sealing yang baik pada masing-masing LCM jika berada pada keadaan temperatur yang tinggi yang dikondisikan dengan kondisi sumur sebenarnya. Percobaan ini juga dilakukan untuk mengetahui filtrate loss yang terjadi pada berbagai macam campuran lumpur dengan LCM tersebut. Ketebalan mud cake yang terbentuk dalam pengukuran kehilangan filtrat juga diamati seberapa besar mud cake yang dihasilkan. Dan setelah itu reologi dari masing-masing lumpur tersebut juga diukur untuk menyimpulkan hasilnya. Loss of mud circulation is an event that often occurs in the drilling process. The loss of mud that occurred could have been partly from drilling mud and even total drilling mud loss. In this experiment, drilling mud losses will be investigated on a laboratory scale. With the addition of LCM, it is hoped that this will be useful to overcome the loss of mud. By trying to flow sludge in a predetermined porous media, sludge loss will be seen from how much sludge is lost on a laboratory scale created. Then the LCM sludge was added in the form of sawdust, coconut shells and rice husks and examined how much influence the LCM had in reducing the sludge loss. The mixture of LCM sludge is also tested for its effect on several temperature levels including 80oF, 190oF and 300oF, of course this is done to get a good sealing value in each LCM if it is in a high temperature condition which is conditioned to actual well conditions. This experiment was also conducted to determine the filtrate loss that occurs in various slurry mixtures with the LCM. The thickness of the mud cake formed in the measurement of filtrate loss was also observed how much the mud cake was produced. And after that the rheology of each mud is also measured to conclude the results.

Desain Komplesi Sumur Sour Gas; Sebuah Study Kasus Ganesha R Darmawan; Aries Prasetyo
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

AbstrakDesain komplesi harus mempertimbangkan beberapa parameter dari sumur, meliputi tekanan, temperatur, jenis fluida yang diproduksikan dan laju alir produksi sumur tersebut, dimana desain harus tahan terhadap beban yang dapat terjadi selama usia sumur. Jenis fluida yang dihasilkan berperan penting dalam pemilihan material, terutama untuk gas asam yang mengandung konsentrasi H2S dan CO2 yang tinggi. Analisa pemilihan material tubing, jenis packer dan aksesoris pelengkap dianggap perlu untuk memastikan bahwa material dan desain dapat menahan semua beban yang mungkin terjadi selama usia sumur.Setelah desain secara konseptual ditentukan, maka desain detail secara keteknikan dapat dilakukan. Pemilihan material dan desian komplesi sumur didasarkan pada kondisi sumuran dengan menggunakan beberapa metode, seperti stress analysis, triaxial stress analysis dan tubing movement analysis. Material yang terpilih kemudian diuji dengan kondisi masa produksi sumur dan selama tahap instalasi untuk melihat integritas sistem. Tubing 25CRW-80, Retrievable Packer dengan long locator seal bore complete with Perfluoro Elastomers, Tubing Retrievable SCSSV (Surface Controlled Sub-Surface Safety Valve) dan 25CR aksesoris komplesi dapat menahan semua kemungkinan beban selama siklus dan usia sumur.Kata kunci: gas asam, desain, komplesi, material. AbstractWell completion design is an important aspect in oil or gas well before the production phase. Completion design should consider some crucial parameters of the well including pressure, temperature, type of produced fluid and the flow rate of the well, where the design should last and overcome all of disturbance that migh occurs during well life cycle. The type of produced fluid plays an important roles in material selection, especially for sour gas that contains high concentration of H2S and CO2. Analyzing the tubing material selection, type of packer and completion accessories is considered necessary to ensure that the materials and design could withstand all the loads during well life. After conceptual completion design is define, then detailed engineering design is proceed. Material selection and completion design is based on the condition of the well by using several methods, such as stress analysis, triaxial stress analysis and tubing movement analysis. The selected materials then tested by the well production condition and during the installation phase to see the integration of the system. Tubing 25CRW-80, Retrievable Packer with long locator seal bore complete with Perfluoro Elastomers, Tubing Retrievable SCSSV (Surface Controlled Sub-Surface Safety Valve) and 25CR completion accessories could withstand all load possibilities for the well life cycle.Keywords: Sour Gas, Completion, Design, Material.

Studi Komparasi Penentuan Viskositas Lumpur Pemboran Menggunakan Marsh Funnel dan Viscosimeter Berbasis Video Berbantuan Software Tracker Lia Yunita
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

Lumpur pemboran merupakan salah satu penunjang yang penting dalam suatu operasi pemboran minyak, gas dan panas bumi. Fungsi Lumpur pemboran ditentukan oleh komposisi kimia dan sifat fisik lumpur. Kesalahan dalam mengontrol sifat-sifat fisik lumpur akan menyebabkan kegagalan yang dapat menimbulkan hambatan pemboran (hole problem) dan akhirnya mengakibatkan kerugian yang sangat besar. Viskositas merupakan bagian yang pokok dalam sifat-sifat rheologi fluida pemboran. Pengukuran sifat-sifat rheologi fluida pemboran penting mengingat efektivitas pengangkatan cutting merupakan fungsi langsung dari viskositas. Di laborotorium teknik perminyakan penentuan viskositas lumpur pemboran biasa dilakukan dengan menggunakan Marsh Funnel.Penelitian bertujuan membandingkan hasil penentuan viskositas menggunakan marsh funnel dan viscosimeter berbasis video berbantuan software tracker. Sampel dalam penelitian adalah lumpur pemboran berbahan dasar aquadest dan bentonite dengan tambahan additive. Percobaan dilakukan sebanyak lima kali dengan komposisi lumpur pemboran yang berbeda. Sampel I berbahan dasar bentonite ditambah aditive spersene 0,5 gram. Sampel II berbahan dasar bentonite ditambah aditive spersene 1 gram, Sampel III berbahan dasar bentonite ditambah aditive CMC 0,5 gram. Sampel IV berbahan dasar berbahan dasar bentonite ditambah aditive CMC 1 gram dan sampel V berbahan dasar bentonite tanpa aditiveHasil analisa menggunakan Marsh Funnel dalam penentuan viskositas lumpur pemboran dimana dari hasil analisa laboratorium apabila lumpur dasar ditambahkan spersene maka viskositas kinematik akan berkurang dari 29,3 detik menjadi 28,3 detik dan apabila lumpur dasar ditambahkan CMC maka viskositas kinematik akan bertambah dari 36,5 detik menjadi 38,3 detikPenggunaan viscosimeter berbasis video berbantuan software tracker dalam penentuan viskositas lumper pemboran dengan penambahan spersene 0,5 gram diperoleh nilai viskositas 0,065 ±0.02 poise, penambahan spersene 1 gram diperoleh nilai viskositas 0,052 ±0.02 poise, penambahan CMC 0,5 gram diperoleh nilai viskositas 0,087 ±0.01 poise, penambahan CMC 1 gram diperoleh nilai viskositas 0,092 ±0.03 poise. Drilling mud is one of the important supports in an oil, gas and geothermal drilling operation. The function of drilling mud is determined by the chemical composition and physical properties of the mud. Errors in controlling the physical properties of mud will cause failure which can lead to drilling problems (hole problems) and ultimately result in huge losses. Viscosity is an essential part of the rheological properties of drilling fluids. Measurement of the rheological properties of drilling fluids is important considering the effectiveness of cutting removal is a direct function of viscosity. In the petroleum engineering laboratory the determination of viscosity of drilling mud is usually done using Marsh Funnel. The research aims to compare the results of the determination of viscosity using marsh funnel and video-based viscosimeter assisted by software tracker. The sample in this study was drilling mud made from aquadest and bentonite with additives added. The experiment was carried out five times with different drilling mud compositions. Sample I made from bentonite plus 0.5 gram additive spersene. Sample II made from bentonite plus spersene aditive 1 gram, Sample III made from bentonite plus aditive CMC 0.5 gram. Sample IV made from bentonite based added CMC aditive 1 gram and sample V made from bentonite without additive The results of analysis using Marsh Funnel in determining the viscosity of drilling mud where from the results of laboratory analysis if base mud was added with spersene the kinematic viscosity would decrease from 29.3 seconds to 28.3 seconds and if the base mud is added CMC then kinematic viscosity will increase from 36.5 seconds to 38.3 seconds. The use of video-based viscosimeter assisted by tracker software in determining the viscosity of drilling jumpers by adding 0.5 grams of spersene obtained a viscosity value of 0.065 ± 0.02 poise , the addition of 1 gram of spersene obtained a viscosity value of 0.052 ± 0.02 poise, the addition of 0.5 gram CMC obtained a viscosity value of 0.087 ± 0.01 poise, the addition of 1 gram CMC obtained a viscosity value of 0.092 ± 0.03 poise.

Penentuan Sumur Pengembangan Lapangan Minyak dengan Analisa Petrofisik dan Jari-Jari Pengurasan Studi Kasus : Lapangan Hanania, Lapisan Lima, Formasi Air Benakat Cekungan Sumatra Selatan Aisyah Indah Irmaya
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 Hanania terletak di Sub-Cekungan Jambi yang secara regional termasuk wilayah Cekungan Sumatra Selatan. Lapisan reservoir yang diharapkan produktif adalah batupasir dari formasi Air Benakat. Cadangan L-5 berdasarkan data lapangan Hanania (1 Januari 2015) sebesar 6,416 MSTB, dengan RF sebesar 24%. Komulatif produksi 306 MSTB dan Remaining reserve sebesar 1,303 MSTB. Metodologi yang digunakan pada penelitian ini adalah dengan melakukan pengolahan data real Lapangan Hanania sehingga diperoleh interpretasi structural, interpretasi fasies, model log fasies, pemetaan geometri dan petrofisik serta jari-jari pegurasan. Hasil cut - off hidrokarbon lapisan L-5 adalah porositas 0.15 fraksi dan saturasi air 0.5 fraksi. Bagian Selatan lapisan lima lapangan Hanania mempunyai kisaran nilai net sand 30 - 34 m, porositas 0.22 – 0.25 fraksi, permeabilitas 50 – 100 mD dan saturasi air 0.55 – 0.7 fraksi. Jari-jari pengurasan, sumur-sumur produksi bagian Selatan mempunyai kisaran jari-jari pengurasan 25 – 50 m dengan kisaran komulatif produksi 34 – 135 Mbbl. Lokasi sumur baru yang dapat direkomendasikan yaitu pada bagian Selatan–Barat Daya.The Hanania Field is located in the Jambi Sub-Basin which is regionally included in the South Sumatra Basin region. The reservoir layer which is expected to be productive is sandstone from the Air Benakat formation. L-5 reserves based on Hanania field data (January 1, 2015) of 6.416 MSTB, with RF of 24%. The cumulative production of 306 MSTB and Remaining reserve of 1,303 MSTB. The methodology used in this research is to do real Hanania Field data processing in order to obtain structural interpretation, facies interpretation, facies log model, geometry and petrophysical mapping, and radius of stretching. The results of hydrocarbon cut-off layer of L-5 are porosity of 0.15 fraction and water fraction of 0.5 fraction. The southern part of the Hanania field five layers has a range of net sand values of 30 - 34 m, porosity of 0.22 - 0.25 fraction, permeability of 50-100 mD and water saturation of 0.55 - 0.7 fraction. Drain radius, South production wells have a drainage radius of 25 - 50 m with cumulative production range of 34 - 135 Mbbl. The location of new wells that can be recommended is in the South-Southwest part.

Page 5 of 9 | Total Record : 90

3 4 5 6 7

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