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

4 5 6 7 8

STUDI POTENSI BATUAN INDUK HIDROKARBON SATUAN BATULEMPUNG FORMASI RAMBATAN DAERAH WANGON SUB-CEKUNGAN BANYUMAS Salatun Said; Teguh Jatmiko; Sugeng Widada
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

Identifikasi interval batuan yang mungkin memiliki potensi sebagai batuan induk adalah langkah pertama yang penting dalam eksplorasi hidrokarbon, oleh karena itu perlu dilakukan penelitian tentang batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan tingkat pemanasan dan waktu tertentu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi fasies batuan dan potensi batuan induk hidrokarbon dari Satuan Batulempung Formasi Rambatan di Wilayah Wangon, Sub-Basin Banyumas. Berdasarkan data singkapan menunjukkan bahwa Formasi Rambatan di daerah penelitian sebagian besar terdiri dari serpih dengan interkalasi tipis batupasir. Formasi ini diendapkan di lingkungan laut dalam oleh arus turbid. Analisis geokimia untuk menentukan potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada empat sampel (BMS-28, KLP-27, KLP-31 dan BMS-120) serpih Rambatan. Analisis kualitas potensial dan sumber batuan menunjukkan konten TOC bervariasi dari 1,21% - 23,45% menunjukkan kualitas "sangat baik". Analisis Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih dari sampel BMS-28 dan BMS-120 buruk sebagai batuan sumber hidrokarbon (S2 <2,5 kg / ton), sedangkan serpih dari sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki potensi yang baik sebagai batuan induk hidrokarbon (S2> 5 kg / ton). Semua sampel yang diambil dari Serpih Rambatan menunjukkan Ro <0,6 menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai. Nilai rendah HI BMS-28 dan BMS-120 (HI <100 mg HC / g TOC), mencerminkan bahwa batuan ini dapat diklasifikasikan sebagai batuan non-sumber, sedangkan sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki nilai HI 152 mg HC / g TOC dan 294 mg HC / g TOC akan cenderung menghasilkan gas dan minyak jika mencapai tingkat kematangan. Nilai HI antara 100-300 mgHC / g umumnya berasal dari tipe III dan II kerogen yang sebagian besar mengandung organisme darat dan laut.Kata kunci: batuan induk, potensial, kualitas, dan kematanganABSTRACT Identification of rock intervals that may have as a source rock potential is the important first step in hydrocarbon exploration, therefore it is necessary to conduct research on the sedimentary rock containing organic matter which with a certain level of heat and time can produce hydrocarbons in the form of oil or gas. The objective of this study is to identify lithofacies and hydrocarbon source rock potential of Claystone Unit of the Rambatan Formation in the Wangon Area, Banyumas Sub-Basin. Based on outcrop data showed that Rambatan Formation in the study area predominantly composed of shale with thin intercalation of sandstones. This formation was deposited in the deep marine environment by turbidity current. Geochemical analysis in order to determine the potential and quality of source rock was performed on four samples (BMS-28, KLP-27, KLP-31 and BMS-120) of Rambatan shale. The analysis of potential and source rock quality showed TOC content varied from 1.21% - 23.45% indicating “very good” quality. Rock-Eval analisys show that the shale from sample BMS-28 and BMS-120 are poor as hydrocarbon source rock (S2<2.5 kg / ton), while shale from samples KLP-27 and KLP-31 have good potential as hydrocarbon source rock (S2>5 kg / ton). All samples taken from Rambatan shale showed Ro <0.6 indicate hydrocarbon maturation level has not been reached. The low values HI of BMS-28 and BMS-120 (HI<100 mg HC / g TOC), reflects that this rock can be classified as non-source rock, while samples KLP-27 and KLP-31 have HI values of 152 mg HC/g TOC and 294 mg HC/g TOC will tend to produce gas and oil if it reaches maturation level. The values of HI between 100-300 mgHC/g are generally derived from type III and II kerogen which predominantly contain terrestrial and marine organism.Keywords: source rock, potential, quality, and maturity

Pengaruh Variasi Dosis Adsorben terhadap Penyisihan COD Buangan Akhir Palm Oil Mill Effluent (Pome) menggunakan Magnetic Biochar Kesni Savitri; David Andrio; Zuchra Helwani; Topan Herianto
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

Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh variasi dosis adsorben terhadap penyisihan COD buangan akhir POME menggunakan magnetic biochar. Magnetic biochar merupakan modifikasi biochar dengan penempelan ion logam. Magnetic biocharberbahan baku limbah pelepah sawit dibuat dengan cara impregnasi pelepah sawit dengan FeCl3.6H2O. Proses selanjutnya adalah proses pirolisis menggunakan reaktor fixed bed horizontal dengan temperatur 550oC dan dialiri dengan gas N2 selama 20 menit. Uji adsorpsi dilakukan dengan sistem batch dengan variasi dosis adsorben 1,25; 3,15; 5; 6,8; 8,55 g/L. Hasil supernatan diambil dan dianalsis dengan paramater uji COD total. Berdasarkan hasil penelitian, didapatkan bahwa semakin besar dosis magnetic biochar yang diberikan maka semakin besar % penyisihan COD buangan akhir POME. Penyisihan sebesar 72.72%. diperoleh dari penggunaan 8,55 g/L magnetic biochar dan terendah diperoleh sebesar 50,3 % dengan penggunaan 1,25 g/L. Sementara hasil penyisihan COD buangan akhir POME menggunakan biochar tanpa modifikasi hanya sebesar 31.77%. Sehingga penggunaan biochar yang dimodifikasi dinilai lebih baik dalam penghilangan COD buangan akhir POME.

Evaluasi Stimulasi Hydraulic Fracturing Menggunakan Software Mfrac Novita Ratna Dila
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

Perekahan hidraulik (hydraulic fracturing) merupakan suatu usaha untuk meningkatkan produktivitas suatu sumur dengan jalan membuat saluran konduktif bagi fluida produksi untuk mengalir dari reservoir menuju sumur. Keberhasilan dari pelaksanaan perekahan hidraulik ini dapat diketahui dari beberapa parameter. Adapun parameter keberhasilan tersebut diantaranya peningkatan permeabilitas formasi, peningkatan indeks produktivitas (PI) dan peningkatan laju produksi.Tujuan dari Perekahan hidraulik akan membahas evaluasi keberhasilan setelah perekahan hidraulik dilakukan, dimana yang menjadi acuan adalah kenaikan permeabilitas dan peningkatan laju produksi.Metodologi penelitian ini, menggunakan software MFrac Simulation dari Meyer & Associates, Inc. yang dimiliki oleh service company. Dengan memasukkan data reservoir, data lithologi batuan, data komplesi sumur, data proppant,data fluida perekah serta data-data lain yang terkait. Adapun tahap-tahap dari operasi stimulasi hydraulic fracturing ini meliputi step rate test, minifrac, evaluasi minifrac, dan main fracturing. Peningkatan produktivitas sumur terlihat sangat jelas dari hasil perbandingan productivity index (PI) sebelum dan sesudah hydraulic fracturing. Hasil perhitungan memperlihatkan bahwa dari hasil software Mfrac menunjukkan nilai PI naik 2,8126 kali lebih besar daripada PI sebelum hydraulic fracturing.Hydraulic fracturing is an attempt to increase the productivity of a well by making a conductive channel for the production fluid to flow from the reservoir to the well. The success of the implementation of hydraulic fracturing can be seen from several parameters. The success parameters include increasing formation permeability, increasing productivity index (PI) and increasing production rates. The purpose of hydraulic fracturing will be to discuss the success of the evaluation after hydraulic fracturing is done, where the reference is to increase permeability and increase the rate of production. The methodology of this research, using MFrac Simulation software from Meyer & Associates, Inc. owned by a service company. By entering reservoir data, lithological data of rocks, well completion data, proppant data, recycled fluid data and other related data. The stages of hydraulic fracturing stimulation operations include step rate test, minifrac, minifrac evaluation, and playing fracturing. Increased productivity of the well is very clear from the results of the comparison of productivity index (PI) before and after hydraulic fracturing. The calculation results show that from the Mfrac software results show the PI value increases 2.8126 times greater than the PI before hydraulic fracturing.

Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Warukin di Tampang Tumbang Anjir, Kabupaten Gunung Mas Propinsi Kalimantan Tengah Listriyanto, M.T.; Sari Wulandari Hafsari; Lia Yunita
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

Identifikasi interval batuan yang mungkin berpotensi sebagai batuan induk merupakan langkah awal eksplorasi yang penting, oleh sebab itu perlu dilakukan penelitian tentang potensi batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan kadar tertentu, yang oleh panas dan waktu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas secara tepat. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi fasies dan potensi batuan induk hidrokarbon Formasi Warukin di Tampang Tumbang Anjir, Cekungan Barito.Analisis geokimia guna mengetahui potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada serpih penyusun Formasi Warukin. Hasil analisis potensi dan kualitas Batuan Induk menunjukkan kandungan TOC 17,97% termasuk “sangat baik”. Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih berpotensi “baik” sebagai batuan induk hidrokarbon (S2 = 67,87 mg/g). Angka Tmax 405 menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai. Nilai HI yang relatif tinggi mencerminkan bahwa batuan ini jika mencapai kematangan akan cenderung menghasilkan minyak dan gas. Nilai HI antara 378 mgHC/g umumnya berasal dari kerogen tipe II yang secara dominan mengandung unsur organisme laut dan darat.

Optimasi Hidrolika Sumur “SH” Lapangan “U” Kalimantan Timur dengan Metode Bit Hydroulic Horse Power Sri Haryono
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

Lapangan “U” ditempatkan di Cekungan Tarakan, yang merupakan salah satu daerah cekungan hidrokarbon Kalimantan Timur. Formasi yang ditembus oleh mata bor terdiri dari batupasir, batulanau, batulempung dan batubara. Oleh karena itu, kita perlu mengatur ulang sistem lumpur pengeboran terutama pada sistem hidrolik lumpur pengeboran. Penelitian ini bertujuan untuk mengoptimalkan sistem hidrolik dalam proses pengeboran untuk sumur “SH” Lapangan “U” menggunakan metode Bit Hydraulic Horse Power (BHHP). Hasil dari metode ini adalah untuk menentukan laju alir fluida BHHP yang optimal, daya tembus, ukuran nozzle, dan membandingkan parameter ini dengan data pengeboran aktual sebelum optimasi (data aktual) sehingga penetrasi proses pembentukan juga optimal. Berdasarkan data aktual dari semua pengeboran sumur ke 13 titik kedalaman harus dioptimalkan terutama dalam sistem pengeboran hidrolik dengan mengubah ukuran area aperture pada nozzle bor dan daya sesuai dengan perhitungan.The "U" field is located in the Tarakan Basin, which is one of the East Kalimantan hydrocarbon basin areas. The formation penetrated by the drill bit consists of sandstone, siltstone, claystone and coal. Therefore, we need to rearrange the drilling mud system, especially in the hydraulic drilling mud system. This study aims to optimize the hydraulic system in the drilling process for "SH" well "U" wells using the Bit Hydraulic Horse Power (BHHP) method. The result of this method is to determine the optimal BHHP fluid flow rate, permeability, nozzle size, and compare these parameters with actual drilling data before optimization (actual data) so that the penetration of the formation process is also optimal. Based on actual data from all wells drilling to 13 points the depth must be optimized especially in the hydraulic drilling system by changing the size of the aperture area on the drill nozzle and the power according to the calculation.

Analisa Perbandingan Perencanaan Optimasi Continuous Gas Lift dengan Simulator Pipesim dan Manual Sumur “A1” dan “A2” di Lapangan Aristanti Oktavia Dewi; Wirawan Widya Mandala
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

Sumur “A1” dan sumur “A2” adalah sumur yang beroperasi di lapangan “D” dengan metode produksi continuous gas lift. Pada Sumur “A1” telah terpasang instalasi gas lift dengan 7 katup. Sedangkan pada Sumur “A2” telah terpasang 6 katup. Sumber gas untuk injeksi berasal dari satu sumur gas pada lapangan yang sama, dimana sebagian besar produksi gas dijual ke konsumen, dan sebagian untuk injeksi. Sehingga jumlah gas dibatasi 0.7 MMCF/d untuk injeksi. Kurangnya kemampuan kompresor menyebabkan tekanan untuk injeksi gas dibatasi maksimal 750 psia.Pada Sumur “A1” dengan laju alir gas injeksi sebesar 0,4 MMSCF/d dan tekanan injeksi gas sebesar 550.7 psia pada kondisi sekarang hanya mampu mengaktifkan katup gas lift ke-3 sebagai katup operasi, dari 7 katup yang telah terpasang pada sumur. Laju alir total yang dihasilkan 245 STB/d (WC 84%). Sedangkan pada Sumur “A2” dengan laju alir gas injeksi sebesar 0,38 MMSCF/d dan tekanan injeksi gas sebesar 550 psia pada kondisi sekarang hanya mampu mengaktifkan katup gas lift ke-3 sebagai katup operasi, dari 6 katup yang telah terpasang pada sumur. Laju alir total yang dihasilkan adalah 61 STB/d (WC 74%). Laju alir gas injeksi dan besarnya tekanan injeksi permukaan pada desain existing continuous gas lift Sumur “A1” dan “A2” belum optimum. Oleh karena itu, perlu dilakukan redesign maupun optimasi. Tujuannya agar memperoleh laju alir gas injeksi dan tekanan injeksi permukaan optimum yang memberikan hasil laju alir total terbesar, disesuaikan dengan batasan kondisi lapangan. Redesign dilakukan menggunakan simulator pipesim dan manual. Kemudian, optimasi produksi dilakukan menggunakan pipesim berdasarkan Metode Jones & Brown untuk meningkatkan profil produksi kedua sumur. Pada Sumur “A1”, perbandingan redesign dengan pipesim “new spacing” dan manual, hasilnya cenderung sama. Sehingga digunakan “new spacing” yang dinilai lebih teliti dengan titik injeksi pada KSB V (1122.2 m), GLRtotal 2650 SCF/STB, WC 84%, laju produksi total 324 BFPD (52 BOPD). Optimasi menggunakan Current Spacing diperoleh katup operasi pada KSB IV (1062.23 m) dengan laju produksi total 335.3 BFPD (54 BOPD). Peningkatan fluida yang dihasilkan pada Sumur “A1”, yaitu dari 245 BFPD menjadi 324 BFPD dengan kenaikan perolehan minyak dari 39.2 BOPD menjadi 54 BOPD.Pada sumur A2, dilakukan redesign dengan pipesim “new spacing” dengan titik injeksi pada KSB VI (1356.5 m), GLRtotal 5700 SCF/STB, WC 74%, laju produksi total 126 BFPD (33 BOPD). Sedangkan optimasi menggunakan Current Spacing diperoleh katup operasi pada KSB V (1365.3 m) dengan laju produksi total 128 BFPD (33 BOPD). Peningkatan fluida yang dihasilkan pada Sumur “A2”, yaitu dari 61 BFPD menjadi 128 BFPD dengan kenaikan perolehan minyak dari 15 BOPD menjadi 33 BOPD. Pada sumur “A1” dan “A2” lebih efektif mengoptimasi produksi berdasarkan current spacing. Karena tidak memerlukan rig untuk mengubah kedalaman katup existing sehingga dapat menghemat biaya, energi, dan waktu. Cukup hanya dengan menambah tekanan injeksi di permukaan dan laju injeksi gasnya, dapat diperoleh produksi yang lebih baik."A1" wells and "A2" wells are wells operating in the "D" field with the continuous gas lift production method. In the "A1" Well, a gas lift installation with 7 valves has been installed. Whereas the "A2" well has 6 valves installed. The source of gas for injection comes from one gas well in the same field, where most of the gas production is sold to consumers, and partly for injection. So the amount of gas is limited to 0.7 MMCF/d for injection. The lack of compressor's ability causes the pressure for gas injection to be limited to a maximum of 750 psia. In the "A1" well with injection gas flow rate of 0.4 MMSCF/d and gas injection pressure of 550.7 psia in the present condition it is only able to activate the 3rd gas lift valve as operating valves, from 7 valves that have been installed in the well. The total flow rate produced is 245 STB / d (WC 84%). Whereas the "A2" Well with injection gas flow rate of 0.38 MMSCF / d and gas injection pressure of 550 psia in the present condition is only able to activate the 3rd gas lift valve as an operating valve, out of the 6 valves that have been installed in the well. The total flow rate produced is 61 STB / d (WC 74%). Injection gas flow rate and the amount of surface injection pressure in the existing continuous gas lift design "A1" and "A2" have not been optimum. Therefore, redesign and optimization need to be done. The goal is to obtain the optimum injection gas flow rate and surface injection pressure that provides the largest total flow rate, adjusted to the constraints of field conditions. Redesign is done using the pipesim simulator and manually. Then, production optimization is done using pipesim based on the Jones & Brown Method to increase the production profile of both wells. In the "A1" Well, the comparison of redesign with "new spacing" and manual pipesim, the results tend to be the same. So used "new spacing" which was assessed more thoroughly with the injection point at KSB V (1122.2 m), GLRtotal 2650 SCF / STB, WC 84%, total production rate of 324 BFPD (52 BOPD). Optimization using Current Spacing obtained operating valve at KSB IV (1062.23 m) with a total production rate of 335.3 BFPD (54 BOPD). Increased fluid produced in the "A1" Well, from 245 BFPD to 324 BFPD with an increase in oil acquisition from 39.2 BOPD to 54 BOPD. In A2 wells, redesigned with "new spacing" pipesim with injection point at KSB VI (1356.5 m) , GLRtotal 5700 SCF / STB, WC 74%, total production rate of 126 BFPD (33 BOPD). While the optimization using Current Spacing obtained operating valves at KSB V (1365.3 m) with a total production rate of 128 BFPD (33 BOPD). The increase in fluid produced in the "A2" well, from 61 BFPD to 128 BFPD with an increase in oil acquisition from 15 BOPD to 33 BOPD. In "A1" and "A2" wells more effectively optimize production based on current spacing. Because it does not require a rig to change the depth of the existing valve so that it can save costs, energy, and time. It is enough just to increase the injection pressure at the surface and the gas injection rate, better production can be obtained.

Strategi Implementasi Dye Sensitized Solar Cell (DSSC) di Indonesia Andhika Daniswara; Genta Raydiska; Yori Timotius
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

Pemerintah Indonesia telah mencanangkan Kebijakan Energi Nasional (KEN) yang menargetkan Indonesia menambah energi campuran yang berasal dari Energi Baru dan Terbarukan (EBT) pada tahun 2025 sebesar 23% dan pada tahun 2050 sebesar 31%. Dengan sumber energi surya yang melimpah di sekitar garis khatulistiwa, Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) menjadi salah satu peluang alternatif EBT yang menjanjikan. Sayangnya, biaya investasi pemasangan panel surya konvensional berbahan baku silikon dengan tingkat kemurnian tinggi belum kompetitif. Dye-sensitized solar cell (DSSC) diprediksi akan menggantikan panel surya konvensional karena lebih ekonomis, mudah dibuat, serta lebih ramah lingkungan sehingga dapat meningkatkan target pemenuhan kebutuhan EBT berbasis tenaga surya. Berbeda dengan sistem konvensional di mana semikonduktor (Si) berperan sebagai penyerap cahaya sekaligus penghantar arus, kedua fungsi tersebut dijalankan oleh dua komponen berbeda pada DSSC, yakni sensitizer dan semikonduktor (TiO2). Cahaya diabsorbsi oleh lapisan sensitizer yang terikat pada semikonduktor TiO2. Arus dari elektron tereksitasi kemudian diinjeksi dari sensitizer ke pita konduksi padatan. Penulis menggunakan studi literatur untuk mengulas beberapa strategi meningkatkan Photo Conversion Efficiency (PCE) berupa pemilihan material penyusun komponen DSSC dengan memanfaatkan material yang menghasilkan PCE yang tinggi, seperti N719 (11,18%), LD4 (10,06%), dan D149 (9%) sebagai penyusun fotoanoda, counter electrode, serta pewarna sensitizer secara berturut-turut. Setelah desain ditentukan, penulis menentukan langkah implementasi DSSC secara masif di Indonesia. Kata Kunci: DSSC, PCE, Fotoanoda, Sensitizer, Counter electrode

Data Produksi Untuk Analisis Penurunan Produksi Uap Kristiati E A; Eko Widi P; Gilang A S
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

Saat ini, Lapangan Panasbumi PPL menghasilkan listrik 56.2 MWe, dari Unit 1 sejak 2014 dan nilai ini akan diupayakan untuk mencapai 60 MWe. Usaha yang dilakukan, dengan melakukan optimasi peralatan produksi, sehingga akan meminimalisir terbentuknya kondensat di sepanjang pipa produksi, akibat penurunan tekanan dan temperature. Total produksi uap semula terproduksi dari setiap sumur adalah 370,175 ton/jam, akan tertapi saat ini berkurang menjadi 365,175 ton/jam. Hal ini dapat disebabkan oleh beberapa faktor, antara lain kebocoran pipa scaling, serta terbentuknya kondensat berlebih yang menyebabkan produksi pembangkit listrik hanya menghasilkan 56,2 MWe. Dalam menghitung kehilangan tekanan dan temperature pada pipa digunakan simulator. Sedangkan pengambilan data adalah pembacaan langsung alat di lapangan dan data civil construction untuk rute dan spesifikasi pipa. Data dimasukan kedalam simulator untuk melakukan kalibrasi pada satu segmen pipa. Dilanjutkan uji validasi hingga persentase kesalahan <10, dilanjutkan dengan membuat model jaringan pipa lapangan. Terakhir adalah penentuan nilai Pwh optimum, penurunan exergy serta penurunan enthalpy setiap segmen pipa main line, sehingga dapat ditentukan kehilangan exergy dan enthalpy terbesar, dan diketahui faktor-faktor penyebab menurunnya supply uap menuju turbin. Kata Kunci: Panasbumi, Produksi Optimum, Exergi, Entalpi

Evaluasi Keberhasilan Penanggulangan Problem Scale Dalam Upaya Optimasi Produksi Pada Sumur “X” Lapangan “Y” Desi kusrini; Mochmad Rizky Setiawan
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 6, No 2 (2022): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.30588/jo.v6i2.1358

AbstrakPada Lapangan “Y” awalnya tingkat produksi pada sumur “X” tidak ada masalah atau dengan kata lain tingkat produksinya cenderung stabil. Sebelumnya yang awalnya tercatat tingkat produksi sumur “X” sebesar 97 bfpd dengan Water Cut 81% telah mengalami penurunan yang cukup signifikan pada Juni 2018 yaitu sebesar 42 bfpd dengan Water Cut 81.4%. Hal ini disebabkan oleh adanya Scale yang menyebabkan penurunan tingkat produksi tersebut. Sebelum dilakukan pengasaman sumur di uji dengan build up test menggunakan metode horner untuk mengetahui produktivitas sumur tersebut. Dari hasil uji tes sumur didapatkan data tekanan statik mula mula (P*), Tekanan 1 jam (P1 jam), Permeabilitas (K), Skin (S), produktivitas indeks (PI), dan Effisiensi Aliran (FE). Untuk menanggulangi terjadinya Scale maka dilakukanlah evaluasi untuk memilih metode yang efektif. Dalam pemilihan metode yang digunakan tergantung pada kondisi sumur. Setelah dilakukan evaluasi maka metode yang digunakan pada sumur ”X” adalah chemical methods yaitu dengan melakukan pengasaman (acidizing). Dari hasil Acidizing yang dilakukan laju produksi minyak sumur “X” mengalami kenaikan, dimana laju produksi yang sebelumnya yaitu sebesar 42 bfpd menjadi 166 bfpd. Analisis laju produksi menggunakan metode analisis Standing dan Vogel, untuk mendapatkan kurva IPR sebelum dan sesudah Acidizing dilakukan. Dengan terjadinya peningkatan laju produksi dan berkurangnya nilai skin (S) setelah kegiatan Acidizing, maka dapat dikatakan bahwa Scale yang terbentuk telah berhasil untuk diatasi. Kata kunci: acidizing , scale, Skin AbstrackField “Y” production level at well "X" had no problems, or in other words the production level tended to be stable. Previously, the production level of the well "X" was 97 bfpd with Water Cut 81%, which has decreased significantly in June 2018, namely 42 bfpd with Water Cut 81.4%. This is due to the Scale which causes a decrease in the level of production. Before the well acidification was carried out, it was tested with a build-up test using the horner method to determine the productivity of the well. From the well test results obtained data of initial static pressure (P *), 1 hour pressure (P1 hour), Permeability (K), Skin (S), productivity index (PI), and flow efficiency (FE). To overcome the occurrence of Scale, an evaluation is carried out to choose an effective method. In selecting the method used depends on the conditions of the well. After evaluating, the method used in the "X" well is chemical methods, namely by doing acidizing. From the results of Acidizing, the production rate of "X" well oil has increased, where the previous production rate of 42 bfpd became 166 bfpd. Production rate analysis used Standing and Vogel analysis methods, to obtain IPR curves before and after acidizing. With an increase in the production rate and a decrease in the skin (S) value after the Acidizing activity, it can be said that the Scale formed has been successfully treated. Keywords: acidizing, scale, Skin.

Examining the Performance of Palm-Oil-Based Surfactant in Increasing Oil Recovery Through Spontaneous Imbibition Test: A Case Study in Light Crude Oil Eryko Despriady
Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy Vol 6, No 2 (2022): Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy
Publisher : Proklamasi 45 University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.30588/jo.v6i2.1072

Along with the increasing demand for oil and decreasing production every year, we are faced with the challenge of being able to maximize the potential of our oil resources. The decline in production in Indonesia is largely due to the fact that Indonesia's oil fields which are still operating today are mature fields whose production is already very low. Enhanced Oil Recovery (EOR) is one method that has been proven capable of producing residual oil in a field. One type is Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) which injects chemicals to increase oil mobility. Surfactants are chemicals that have been widely applied for chemical injection. Its ability to reduce interfacial tension (IFT) and alter rock wettability is the main mechanism of surfactants. In this test, the surfactant used is a palm-based surfactant and will be applied to light oil. Tests such as compatibility test, IFT test, contact angle test, and spontaneous imbibition test were carried out to get a conclusion about the performance of a surfactant. In the compatibility test, the samples in this study all formed a hazy solution at all test concentrations. IFT measurements carried out showed that surfactants were able to achieve an IFT value of 10-3 (ultralow) at a concentration of 0.5%. In addition, based on the contact angle test, samples of surfactant X 0.5% and 0.3% were able to form a smaller contact angle than brine. To measure the performance of surfactant in increasing oil recovery, a spontaneous imbibition test was carried out and the results were that both samples of surfactant X 0.3% and X 0.5% were able to produce recovery factors of 53.5% and 54.2%, which were greater than the recovery factor of brine, which was 43.7%.

Page 6 of 9 | Total Record : 90

4 5 6 7 8

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