cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Cahaya Rosyidan
Contact Email
cahayarosyidan@trisakti.ac.id
Phone
+6281916319569
Journal Mail Official
jurnal_petro@trisakti.ac.id
Editorial Address
Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi, Gedung D, Lt.4, Universitas Trisakti Jl. Kyai Tapa No. 1 Grogol, Jakarta 11440
Location
Kota adm. jakarta barat,
Dki jakarta
INDONESIA
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan
Published by Universitas Trisakti
ISSN : 19070438     EISSN : 26147297     DOI : https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14060
Core Subject : Economy, Science, Engineering,
Earth & Planetary Sciences Economics, Econometrics & Finance Energy Engineering
The PETRO Journal is all about the upstream oil and downstream oil and gas industry. Upstream studies focus on production technology, drilling technology, petrophysics, reservoir study, and eor study. Downstream technology focuses on the oil process, managing surface equipment, geothermal, and economic forecast.
Arjuna Subject : Ilmu Bumi dan Planet (semua kategori) - Geokimia danPetrologi
Articles 7 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024" : 7 Documents clear
STUDI LABORATORIUM ANALISIS PENGARUH INJEKSI SURFAKTAN ABS TERHADAP PENINGKATAN PEROLEHAN MINYAK Saputra, Ade Kurniawan; Pauhesti; Yasmaniar, Ghanima; Samsol
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/vbqsbq09

Abstract

Penurunan perolehan minyak di lapangan migas menjadi suatu masalah yang harus dihadapi pada masa sekarang dan yang akan datang seiring dengan meningkatnya kebutuhan energi minyak bumi. Meningkatkan cadangan perolehan minyak diperlukan metode tahap lanjut yaitu Enhanced Oil Recovery (EOR). Surfaktan merupakan salah satu metode enhanced oil recovery (EOR) untuk meningkatkan perolehan minyak. Pada penelitian di laboratorium ini akan menggunakan larutan surfaktan, yaitu Surfaktan ABS (Alkyl Benzene Sulfonate). Terdapat lima konsentrasi untuk masing-masing Surfaktan, yaitu sebesar 0,3; 0,5; 0,75; 0,9; dan 1% dengan memiliki salinitas yang sama sebesar 7.000 ppm. Pada penelitian ini digunakan surfaktan ABS dikarenakan surfaktan mempunyai karakterisktik mampu menurunkan tegangan antar muka (interfacial tension). Penelitian ini dilakukan phase behavior test atau uji kelakuan fasa untuk menentukan kestabilan emulsi dengan waktu pengukuran selama 7 hari pada suhu 80 oC. Untuk membuat larutan surfaktan ABS tersedia fluida ABS 70% dimana bahan baku surfaktan akan dicampurkan dengan brine dengan salinitas 7.000 ppm. Ada beberapa tahapan yang dilakukan, yaitu uji densitas, interfacial tension, dan core flooding. Setelah pembuatan sampel larutan surfaktan ABS selanjutnya dilakukan yang kedua adalah uji densitas dengan menggunakan alat densitometer DMA-4100 untuk mengetahui densitas larutan surfaktan ABS saat temperatur 30 oC dan 80 oC. ketiga adalah uji kelakuan fasa atau phase behavior test dimana larutan surfaktan akan dicampurkan dengan minyak kemudian dimasukkan ke dalam oven dengan temperatur 80 oC selama tujuh hari agar didapatkan hasil emulsi yang mendekati titik tengah agar kesetabilan emulsi lebih optimal. Keempat adalah menentukan nilai IFT dengan sampel surfaktan yang memiliki kesetabilan emulsi yang optimal menggunakan. terakhir uji core flooding untuk menentukan seberapa besar perolehan minyak pada sandstone saat dilakukan injeksi surfaktan. Pada hasil IFT dari larutan Surfaktan ABS mencapai titik critical micelle concentration (CMC) agar mampu menurunkan tegangan antar muka dengan baik antara minyak dan air formasi di dalam reservoir dimana nilai tegangan antar muka sebesar 0,0055654 dyne/cm. Hasil dari Core flooding berdasarkan surfaktan yang mencapai titik CMC. Terdapat Surfaktan ABS dengan konsentrasi 0,9 % Salinitas 7.000 ppm pada titik CMC dengan recovery factor sebesar 14,545 %.
ANALISIS PENGARUH KULIT BIJI BUNGA MATAHARI SEBAGAI VISCOSIFIER PADA LUMPUR BERBAHAN AIR TAWAR PADA SUHU 80oF dan 200oF Waropen, Rika Maharani; Wastu, Apriandi Rizkina Rangga; Yulia, Prayang Sunny
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.20533

Abstract

Pemboran termasuk ke dalam proses penting dalam industri minyak dan gas bumi. Operasi pemboran dapat dilakukan dengan menggunakan fluida pemboran. Fluida pemboran ini dikenal juga dengan lumpur pemboran, lumpur terdiri dari berbagai komponen penyusun salah satu contohnya yaitu polimer. Tujuan: Penelitian ini bertujuan untuk melakukan percobaan pembuatan lumpur berbahan dasar air dengan tambahan aditif kulit biji bunga matahari, kemudian dianalisis pengaruh penambahan terhadap sifat fisik yang berhubungan dengan kekentalan suatu fluida pemboran seperti viskositas, plastik viskositas, yield point, dan gel strength. Metode yang digunakan adalah eksperimen di laboratorium dengan hasil akhir berupa data kuantitatif. Komposisi aditif kulit biji bunga matahari yang digunakan 2, 4, 6, dan 8 gram dengan pengaruh temperatur 80oF dan 200oF. Hasil kegiatan penelitian ini didapatkan nilai viskositas sebesar 26 – 55 sec/quartz pada temperatur 80oF dan 23 – 50 sec/quartz pada temperatur 200oF. Selanjutnya nilai plastik viskositas sebesar 15 – 20 cps pada temperatur 80oF dan 13-17 cps pada temperatur 200oF. Pada sifat fisik yield point nilai 10 – 20 lb/100sqft pada temperatur 80oF, dan 9-19 lb/100sqft pada temperatur 200oF. Pada sifat fisik gel strength didapatkan nilai gel strength 10 detik memiliki nilai 5 – 12 lb/100sqft pada temperatur 80oF dan 3 – 10 lb/100sqft pada temperatur 200oF, berikutnya nilai gel strength 10 menit sebesar 7 – 19 lb/100sqft pada temperatur 80oF dan 5 – 17 lb/100sqft pada temperatur 200oF. Kesimpulan: Kenaikan nilai viskositas, plastik viskositas, yield point dan gel strength diakibatkan oleh adanya kandungan kimia yaitu 42.7% selulosa, Hemiselulosa 24%, dan lignin 23,2% pada kulit biji bunga matahari sebagai partikel penyusun secara signifikan sehingga lumpur menjadi lebih viscous.
STUDI LABORATORIUM INJEKSI MES KONSENTRASI RENDAH PADA BATUAN SANDSTONE DI SUHU 60ᵒC Pratama, Putra; Pauhesti; Pramadika, Havidh; Wijayanti, Puri; Widyayanti
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.20572

Abstract

Penurunan produksi minyak seiring perkembangan waktu akan semakin menurun. Salah satu metode yang dapat dilakukan untuk mengatasi hal tersebut adalah Enhanced Oil Recovery (EOR). Penelitian ini akan berfokus pada metode injeksi surfaktan dengan menggunakan surfaktan anionik, yaitu MES (Methyl Ester Sulfonate) dengan variasi konsentrasi 0,5; 0,7; 0,9; 1,1; dan 1,3% di suhu 60ᵒC. Tujuan: Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui keefektifan surfaktan MES dalam meningkatkan perolehan minyak. Metodologi dan hasil: Dalam penelitian ini terdapat beberapa parameter yang diuji sebelum masuk ke tahap injeksi surfaktan untuk melihat kecocokan surfaktan MES terhadap kondisi reservoir, pengujian tersebut antara lain: uji densitas dan SG (specific gravity),viskositas, kelakuan fasa. Selain itu ada pengujian tegangan antarmuka (IFT) dan uji core batuan. Dari uji kelakuan fasa yang dilakukan diperoleh hasil bahwa adanya emulsi fasa atas yang terbentuk pada konsentrasi 1,1 dan 1,3%. Berdasarkan hasil tersebut sampel dengan konsetrasi 1,3% dipilih untuk pengujian tegangan antarmuka dan diperoleh nilai IFT sebesar 6,51-E01 dyne/cm. Untuk uji core batuan, beberapa data telah diketahui permeabilitas, porositas, volume bulk, Volume pore, diameter dan tinggi. Penelitian dilanjutkan ke tahap saturasi brine 9000 ppm dan saturasi minyak untuk mengetahui nilai Originial Oil In Place (OOIP), kemudian proses injeksi dapat dilakukan untuk memperoleh nilai Recovery Factor (RF). Kesimpulan: dari pengujian coreflood yang dilakukan diperoleh nilai RF untuk waterflooding sebesar 55% dan untuk surfactantflooding menggunakan MES 1,3% sebesar 5%.
STRATEGI PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK: OPTIMASI SUMUR ESP, PEMILIHAN TEKANAN SEPARATOR DAN PENAMBAHAN POMPA SENTRIFUGAL DI JARINGAN PIPA LAPANGAN J SUMATERA SELATAN Pedraza, Putri Rizkika Ramadhanti
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.21428

Abstract

Field J, managed by PT Medco E&P Indonesia, is an old oil field in the Baturaja Carbonate Formation with a water cut of up to 99%. The objective is to maximize the reservoir capacity in Field J through various production optimization scenarios, both at the single-well level and within the pipeline network. First, a single-well model is created using software and matched until the error is less than 5%. Wells are identified based on the capacity of the existing pump relative to the reservoir capacity. If the existing pump capacity is sufficient, the Size Up method is applied. If not, a new pump design with a larger capacity is created. The optimized single-well model is then incorporated into a network simulation. Pipeline network optimization is carried out with two scenarios: reducing separator pressure and adding pumps, as well as analyzing differential pressure sensitivity to determine the optimal value. The total fluid flow rate from the initial 12 wells was 21,360.30 STB/d. After single-well optimization, the flow rate increased to 48,801.36 STB/d, an increase of 128.47%. Pipeline network optimization, by reducing separator pressure from 44 psig to 15 psig, resulted in an increase of 0.98%, from 48,111.49 STB/d to 48,518.98 STB/d. Adding pumps to the surface facilities increased the flow rate by 1.86%, from 48,518.98 STB/d to 49,422 STB/d at an optimal differential pressure of 150 psi. The simulation results indicate that the proposed production optimization scenarios can increase the fluid flow rate in Field J from 21,360.30 STB/d to 49,422 STB/d, with a percentage increase of 131.38%.
PENENTUAN KAPASITAS SIMPAN SHALE GAS PADA SUMUR “R26”, LAPANGAN “RKO Ohorella, Ramdhan; Effendi, Dahrul; Triaji, Nandang
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.21429

Abstract

Global demand for oil and gas is projected to increase by 6% from 2022 to 2028, reaching 105.7 million barrels per day (bopd), driven by strong demand from the petrochemical and aviation sectors. Consequently, exploration is needed to discover new oil and gas reserves, with attention shifting to unconventional resources, considering the depletion and challenges in finding conventional reserves. This study aims to analyze the adsorption behavior of five shale rock samples from the "RKO" field, well "R26," determine the maximum adsorption values using Langmuir isotherm modeling, and evaluate the effect of depth on adsorption capacity. The data used in this research includes proximate analysis and adsorption isotherm data to illustrate the adsorption curves that occur in the samples. Based on the test results, it was found that the five shale samples from well "R26," namely samples RM-001, RM-002, RM-003, RM-004, and RM-005, follow a Type 1 adsorption isotherm pattern, where the amount of adsorbate increases linearly with increasing pressure. Furthermore, the Langmuir isotherm modeling results for the samples indicate a maximum adsorption pressure of 2851 psi, with maximum adsorption volumes of 2.35 m³/t for RM-001, 2.44 m³/t for RM-002, 2.42 m³/t for RM-003, 2.48 m³/t for RM-004, and 2.42 m³/t for RM-005. The test results also show that depth variation does not affect the volume and adsorption capacity.
ANALISIS ESTIMASI  VOLUME COMBINED CRUDE OIL DALAM PROSES TRANSFER FEED DENGAN METODE QUANTITY ACCOUNTING SYSTEM Dian Pertiwi, Permata
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.21464

Abstract

The QAS method combines tank level measurements, oil density, temperature, BS&W content to provide accurate volume estimates. The QAS method ensures that the calculation of the volume of crude oil to be transferred is in accordance with the required standards, thus supporting efficient operations and quality control of the final product. The calculation results of the QAS method are then compared with the results of flowmeter measurements to identify the suitability and potential differences in volume estimates. This study aims to assess the reliability of the QAS method in calculating the volume of crude oil and comparing it with data obtained from the flowmeter during the transfer process. From the analysis results, it was found that the difference in the results between the combined crude oil estimates obtained from the QAS method and the results of direct measurements in the field of PT. KPI RU IV OM 70 Cilacap showed discrepancies of 1.36% for the QAS calculation and 1.38% for the actual measurement in barrels. This shows that the calculation method used in the QAS is able to calculate correction factors accurately, such as temperature and density, so that it approaches the actual volume measured in the field. This study shows that the QAS method is able to provide more comprehensive and reliable volume estimates, especially in the context of density variations and environmental conditions that affect oil volume.
OPTIMASI PRODUKTIVITAS SUMUR X MELALUI ANALISIS PENGGUNAAN SISTEM GAS LIFT DENGAN PENDEKATAN SOFTWARE KOMERSIAL Erlely, Roberth; Chandra, Steven; Silahooy, Stevi
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v13i4.21594

Abstract

Decreased well productivity is a common problem in the petroleum industry caused by decreased flow rates and reservoir pressure. One solution to overcome this problem is the use of artificial lift, namely the gas lift method. Gas lift is a method that injects high-pressure gas into the well to reduce hydrostatic pressure, allowing the fluid to rise to the surface. This study aims to analyze the effectiveness of the gas lift system in increasing the productivity of well X using commercial software. The method used in the research is a quantitative method with the help of commercial software used as a data processing tool. The results showed that the optimum production rate that can be achieved at well X is 378.32 STB/day with an optimum gas injection rate of 0.3 MMscf/day. In addition, several parameters affecting well productivity were analyzed, namely water cut, reservoir pressure, and gas injection rate where it was found that every 10% increase in water cut caused a decrease in production of 40-43 STB/day, while a decrease in reservoir pressure to 500 psig decreased production from 435.5 STB/day to 162.3 STB/day. Increasing the gas injection rate is proven to increase oil production, but there is an optimal limit to avoid increasing operational costs that are not balanced with increased production.

Page 1 of 1 | Total Record : 7

 1 

Filter by Year

2024 2024


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 14 No. 4 (2025): Desember 2025 Vol. 14 No. 3 (2025): September 2025 Vol. 14 No. 2 (2025): Juni 2025 Vol. 14 No. 1 (2025): Maret 2025 Vol. 13 No. 4 (2024): Desember 2024 Vol. 13 No. 3 (2024): September 2024 Vol. 13 No. 2 (2024): Juni 2024 Vol. 13 No. 1 (2024): Maret 2024 Vol. 12 No. 4 (2023): DESEMBER Vol. 12 No. 3 (2023): SEPTEMBER Vol. 12 No. 2 (2023): JUNI Vol. 12 No. 1 (2023): MARET Vol. 11 No. 4 (2022): DESEMBER Vol. 11 No. 3 (2022): SEPTEMBER Vol. 11 No. 2 (2022): JUNI Vol. 11 No. 1 (2022): MARET Vol. 10 No. 4 (2021): DESEMBER Vol. 10 No. 3 (2021): SEPTEMBER Vol. 10 No. 2 (2021): JUNI Vol. 10 No. 1 (2021): MARET Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI Vol. 9 No. 1 (2020): MARET Vol. 8 No. 4 (2019): DESEMBER Vol. 8 No. 3 (2019): SEPTEMBER Vol. 8 No. 2 (2019): JUNI Vol. 8 No. 1 (2019): MARET Vol. 7 No. 4 (2018): DESEMBER (EDISI KHUSUS) Vol. 7 No. 3 (2018): Desember Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus Vol. 7 No. 1 (2018): April Vol. 6 No. 4 (2017): DESEMBER Vol. 6 No. 3 (2017): OKTOBER Vol. 6 No. 2 (2017): Agustus Vol. 6 No. 1 (2017): April Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus Vol. 5 No. 1 (2016): April Vol. 4 No. 4 (2015) Vol. 3 No. 3 (2015) Vol. 2 No. 2 (2015) More Issue