Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan
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.
Articles
10 Documents
Search results for
, issue
"Vol. 2 No. 2 (2015)"
:
10 Documents
clear
<![CDATA[EVALUASI PENGARUH VARIASI KOMPOSISI CO2 DALAM PEROLEHAN NILAI TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM ]]>
<![CDATA[Rini Setiati]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
Full PDF (785.606 KB)
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.223
<![CDATA[Dalam dunia perminyakan telah dikembangkan berbagai teknik dan metodeuntuk meningkatkan perolehan minyak dari reservoir. Pada tahap awalproduksi, biasanya hanya mengandalkan tenaga alamiah dari reservoir yangumumnya tidak mampu mengangkat semua minyak yang terdapat direservoir.Bahkan sampai tenaga pendorong alamiahnya sudah melemah, masih terdapatsisa cadangan yang bernilai ekonomis yang tertinggal. Untuk meningkatkanperolehan minyak yang masih tertinggal dapat dilakukan dengan caramenginjeksikan gas kedalam reservoir pada tekanan reserovir, suhu reservoir,komposisi minyak dan sifat gas yang diinjeksikan. Permasalahan yang adadalam studi ini adalah untuk menginjeksikan 100% kemurnian CO2membutuhkan biaya yang mahal, dan juga nilai TTM yang tinggi jugaberpengaruh pada biaya dan kapasitas ketahanan reservoir tersebut.Kemurnian CO2 sangat lah beragam, TTM juga dipengaruhi impurities yangterdapat didalam gas CO2 jadi pada penelitian ini mengevaluasi pengaruhkomposisi CO2 terhadap tekanan tercampur minimum dengan menggunakandua metode yang berbeda yaitu perhitungan TTM menggunakan simulasislimtube menggunakan software CMG dan menggunakan korelasi adalah25% H2S 75% CO2 , 25% C1 75% CO2 , 25% N2 , 75% H2S. Hasil yangdidapatkan terbukti H2S dapat menurunkan tekanan TTM sedangkan C1 danmenambah nilai TTM.Kata kunci : Injeksi CO2, kemurnian CO2 , tekanan terbaur minimum,]]>
<![CDATA[EVALUASI PENANGGULANGAN KICK MENGGUNAKAN METODE DRILLER, WAIT & WEIGHT, DAN CONCURRENT PADA SUMUR X LAPANGAN Y ]]>
<![CDATA[Abdul Hamid]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.282
<![CDATA[Dalam operasi pemboran sering dijumpai adanya problem atau masalah yang menghambat jalannya operasi pemboran sumur tersebut.Salah satu hambatan yang terjadi pada operasi pemboran sumur X di lapangan Y adalah adanya influx berupa gas yang menyebabkan terjadinya kick. Usaha menanggulangi kejadian kick tersebut memerlukan biaya, waktu, dan tenaga serta akan menghambat penyelesaian sumur, yang dapat meningkatkan biaya pemboran dari yang telah direncanakan.Pada proses pengeboran sumur X yang terletak di lapangan Y mengalami beberapa masalah yang diantaranya adalah terjadinya kick pada kedalaman 5138 ft. Hal tersebut terindikasi dari adanya gas influx yang tercatat oleh mud logger di permukaan, dengan total gas influx yang tercatat sebesar 770 unit. Selain tercatatnya gas influx, di mud pit juga tercatat adanya pertambahan lumpur sebanyak 23 bbl. Kejadian tersebut terjadi pada saat menembus lapisan Formasi Upper Ujoh Bilang. Setelah diketahui secara pasti kondisi ini, maka secepatnya harus ditanggulangi agar tidak terjadi blow out. Pada penulisan tugas akhir ini, metode penanggulangan kick yang akan dibandingkan pada sumur X adalah metode driller, metode wait & weight, dan metode concurrent.Setelah dilakukannya analisa dan perhitungan dari data dilapangan ditemukan hasil dengan menggunakan metode driller membutuhkan waktu yang paling lama sedangkan dengan menggunakan metode wait & weight dan metode concurrent membutuhkan waktu yang lebih cepat. Akan tetapi dari hasil analisa kelebihan dan kekurangan ditetapkan bahwa metode concurrent lebih efektif dan efisien dibanding kedua metode yang lainnya.]]>
<![CDATA[PERENCANAAN CASING DESIGN UNTUK SUMUR MSH X1, LAPANGAN MAD ]]>
<![CDATA[Bambang Kustono]]>;
<![CDATA[Puri Wijayanti]]>;
<![CDATA[Pauhesti Rusdi]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.294
<![CDATA[Perencanaan casing dalam suatu perencanaan sumur sangat penting karena jika salah dalam melakukan perencanaan casing dapat menyebabkan kendala operasional yang berakibat realisasi biaya sumur menjadi jauh lebih mahal, misalnya terjadi lost in hole, hilang lubang, sidetrack, atau bahkan blow out. Masalah yang akan dibahas dalam tugas akhir ini adalah mengenai perencanaan casing pada sumur MSH – X1 dengan adanya penurunan tekanan di beberapa lapisan pada sumur tersebut. Rencana pemboran sumur MSH – X1 dilakukan dengan menentukan casing setting depth dengan menggunakan metode offset wells dan perhitungan Hubbert and Willis. Setelah mendapatkan casing setting depth, dilakukan perhitungan grade casing dengan metode lapangan dan metode maximum load. Pertimbangan casing setting depth yang digunakan, serta grade casing yang sesuai adalah H – 40 dengan berat 94 ppf untuk casing 20” pada kedalaman 150 m, H – 40 dengan 48 ppf untuk casing 13 3/8” pada kedalaman 470 m, H – 40 dengan 32 ppf untuk casing 9 5/8” pada kedalaman 935 m dan H – 40 dengan 20 ppf untuk liner 7” pada kedalaman 1300 m.PERENCANAAN CASING DESIGN UNTUK SUMUR MSH X1, LAPANGAN MAD]]>
<![CDATA[PEMILIHAN POLA SUMUR INJEKSI AIR PADA LAPANGAN M BERDASARKAN PENGARUH HETEROGENITAS SIFAT FISIK BATUAN TERHADAP EFISIENSI PENDESAKAN MINYAK ]]>
<![CDATA[MG Sri Wahyuni]]>;
<![CDATA[samsol trisakti]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.295
<![CDATA[Salah satu tantangan dalam pengembangan lapangan dengan injeksi air adalah menentukan pola sumur injeksi yang tepat dan sesuai dengan karakteristik reservoir.Lapangan M yang terletak pada Cekungan Tarakan merupakan lapangan yang telah berproduksi sejak tahun 1952, dengan jumlah OOIP pada zona J20 sebesar 12.75 MMSTB, lapangan ini disimulasikan dan dianalisa keheterogenannya guna menentukan pola sumur injeksi air yang paling tepat untuk diimplementasikan.Studi simulasi reservoir pada Lapangan M zona J20 yang mempunyai 24 sumur produksi ini, dilakukan dengan tiga case pola sumur injeksi air, yaitu :Peripheral, Five Spot, dan Combination Spot, serta menggunakan sensitivity rate injeksi 500 bbl/d, 1000 bbl/d, 1500 bbl/d, dan 2000 bbl/d. Prediksi performa produksi injeksi air dimulai pada tahun 2015 dan diamati kumulatif produksi minyak hingga tahun 2035.Analisa heterogenitas sifat fisik batuan yang meliputi porositas, permeabilitas, dan saturasi minyak dilakukan pada layer 17-27 mewakili 62 layer. Dari hasil analisa ini didapatkan bahwa reservoir Lapangan M zona J20 cenderung homogen.Selain itu dari hasil perhitungan, didapatkan nilai mobility ratio kurang dari 1 dan efisiensi pendesakan rata-rata adalah sebesar 29.92 %.Dari hasil simulasi yang telah dilakukan, didapatkan bahwa skenario secondary recovery yang paling tepat adalah dengan pola Peripheral pada rate injeksi 1000 bbl/d. Dimana dengan skenario ini, pada akhir tahun 2035 diperoleh kumulatif produksi minyak sebesar 3161.9 MSTB dan RF sebesar 24.8%. Apabila dibandingkan dengan skenario tanpa injeksi air maka terdapat kenaikan produksi dan RF sebesar 1654.6 MSTB dan 12.98%.]]>
<![CDATA[Evaluasi Kegiatan Pengasaman Matriks Pada Sumur A Di Lapangan Panas Bumi SG ]]>
<![CDATA[Bambang Kustono]]>;
<![CDATA[Widya Yanti]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.296
<![CDATA[Pada lapangan panas bumi, terutama yang berjenis dominasi air, salah satu permasalahan yang cukup sering dihadapi adalah berkurangnya produktivitas sumur akibat terjadinya scaling atau jenis kerusakan formasi lainnya. Untuk mengatasi permasalahan kerusakan formasi, umumnya dilakukan metode-metode stimulasi reservoir pada lapangan. Salah satu metode stimulasi reservoir yang cukup sering digunakan pada lapangan panas bumi untuk memperbaiki produktivitas sumur adalah pengasaman matriks.Pengasaman matriks dilakukan pada sumur “A” dikarenakan nilai II (Injectivity Index) sumur yang jauh lebih rendah daripada II sumur-sumur di sekitarnya. Kondisi ini menunjukkan keberadaan konten penyebab kerusakan formasi pada lubang sumur. Berdasarkan hasil analisa profil tekanan dan temperatur, diputuskan untuk melakukan pengasaman matriks pada dua buah feedzone di sumur “A”.Evaluasi kinerja pengasaman matriks dilakukan menggunakan analisa deliverability curve untuk menghitung nilai perolehan uap serta MDP sumur. Program asam yang paling layak untuk dilakukan berdasarkan analisa deliverability curve adalah program asam 120 gal/ft (9% HF). Program asam ini dapat meghasilkan perolehan uap sebesar 92 kph dan nilai MDP sebesar 147.2 psi. Berdasarkan evaluasi keekonomian, program asam ini juga menghasilkan nilai ekonomis yang paling baik sehingga dipilih sebagai program asam yang paling tepat untuk digunakan.]]>
<![CDATA[PERHITUNGAN PENURUNAN TEKANAN FLUIDA MULTIFASA PADA TUBING PRODUKSI DAN OPTIMASI PRODUKSI DENGAN PEMASANGAN POMPA ESP ]]>
<![CDATA[Mukmin Tamsil]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.297
<![CDATA[Masalah penurunan tekanan pada tubing produksi dengan elevasi tertentu menjadi topik yang perlu diketahui dalam teknik perminyakan. Pada penelitian ini akan membahas korelasi multifasa yang sesuai untuk menentukan besarnya penurunan tekanan pada tubing produksi, sehingga dapat digunakan untuk optimasi produksi di masa yang akan datang.Optimasi produksi dilakukan dengan tujuan memperoleh laju alir yang lebih besar dibandingkan laju alir saat ini.Optimasi tersebut dilakukan dengan pemasangan pompa ESP pada sumur yang dilakukan pengujian.Untuk menentukan korelasi multifasa yang sesuai dalam penentuan besarnya penurunan tekanan yang terjadi dilakukan dengan membandingkan keadaan aktual dengan hasil perhitungan korelasi fluida multifasa secara simulasi.Hasil korelasi tersebut hanya sebagai pembanding dengan keadaan aktual.Dalam penelitian ini korelasi yang digunakan yaitu korelasi Beggs and Brill, Murkejee and Brill, Hagedorn and Brown, serta Korelasi Duns and Ros.Melalui hasil yang diperoleh dari perhitungan korelasi fluida multifasa, maka selanjutnya digunakan untuk perhitungan pemasangan pompa ESP pada sumur yang dilakukan pengujian. Perhitungan aliran fluida multifasa sangat dipengaruhi oleh sifat-sifat fisik fluida yang berhubungan dengan tekanan dan temperatur, sehingga diperlukan perhitungan dengan]]>
<![CDATA[PERENCANAAN CASING PADA SUMUR NANO-27 LAPANGAN CLEO SERAM ]]>
<![CDATA[Widrajat Aboekasan]]>;
<![CDATA[Ziad Thouriq]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.298
<![CDATA[Perencanaan casing dalam suatu kegiatan pemboran merupakan salah satu aspek yang penting.Hal ini disebabkan casing yang dipasang harus selalu berada pada tempat kedudukannya, baik selama kegiatan pemboran berlangsung maupun pada saat masa produksi.Tujuan dari perencanaan casing adalah untuk mendapatkan ukuran casing yang tepat, dimana secara teknis cukup kuat untuk menahan gaya-gaya yang terdapat di dalam lubang bor.Perencanaan casing pada sumur Nano-27 lapangan Cleo menggunakan metode korelasi dan evaluasi dari sumur di sekitarnya (offset well) dengan ketentuan, formasi yang ditembus sama. Dengan penembusan formasi yang sama, maka diprediksikan akan terjadi masalah yang sama. Pada perencanaan casing sumur ini juga memperhitungkan tekanancollapse, burst, dan tension dengan menggunakan metode maximum load.Tekanan tersebut akan mempengaruhi kekuatan casing pada saat pemasangan dan selama proses produksi berlangsung.Rangkaian casing yang didapat untuk sumur Nano-27 lapangan Cleo terdiri dari, conductor casing pada kedalaman 400 ft, surface casing pada kedalaman 1800 ft, intermediate casing pada kedalaman 5400 ft, production casing pada kedalaman 6280 ft, dan production liner diset pada kedalaman 7000 ft dengan top of liner 6080 ft.]]>
<![CDATA[Prediksi Perubahan Parameter Temperatur, Pressure, Komposisi, dan Molar Flow pada Simple Proses Model. ]]>
<![CDATA[Onnie Ridaliani]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.299
<![CDATA[Proses model di surface merupakan salah satu kegiatan penting pada proses pengolahan hidrokarbon. Oleh karena itu diperlukan analisa serta pemodelan yang cukup akurat agar kegiatan tersebut dapat berjalan dengan lancar. Pada penelitian ini dilakukan pemodelan simple proses (Dynamic model), adapun hal yang diamati adalah parameter temperature, tekanan, komposisi hidrokarbon dan juga molar flow pada dari inlet sampai ke outlet dari waktu ke waktu. Perubahan komposisi hidrokarbon menjadi parameter yang akan di bahas secara seksama pada penelitian ini (Perubahan yang terjadi berkisar dari 1- 39%) setelah dilakukan simulasi.Diharapakan dari penelitian ini bisa menjadi gambaran kepada setiap engineer untuk memprediksi serta memperkirakan hal-hal yang akan terjada selama proses ini berlangsung.]]>
<![CDATA[STUDI LABORATORIUM PENGARUH PENAMBAHAN RETARDER ( HR-7 ) TERHADAP WAKTU PENGERASAN & KUAT TEKAN PADA SEMEN PEMBORAN KELAS G ]]>
<![CDATA[Lilik Zabidi]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.300
<![CDATA[Salah satu masalah yang dihadapi pada saat melakukan penyemenan adalah pada kondisi sumur yang dalam dan temperatur tinggi semen cepat mengeras pada saat pemompaan dari permukaan menuju annulus. Semakin bertambahnya temperatur, bubur semen akan lebih cepat kering dan mengeras. Oleh karena itu, untuk mengatasi hal tersebut maka desain semen pemboran memerlukan additif yaitu retarder.Pada penelitian yang dilakukan ini, retarder yang digunakan adalah Sodium Lignosulfonate.Pada percobaan ini akan diamati bagaimana pengaruh penambahan retarder terhadap sifat fisik semen pemboran, yaitu kuat tekan (Compressive Strength) dan waktu pengerasan (Thickening Time) pada semen kelas G, sehingga akan diperoleh gambaran seberapa besar komposisi retarder yang optimal yang harus ditambahkan pada semen pemboran.Dari beberapa kali percobaan, terlihat bahwa semakin meningkatnya konsentrasi aditif retarder HR-7 pada komposisi bubur semen, maka nilai waktu pengerasan akan semakin rendah atau bubur semen akan lebih cepat mengeras akan tetapi pada penambahan konsentrasi aditif 1,5 % pada temperature 38 oC dan 1,75 % pada temperature 80 oC terjadi peningkatan atau bubur semen mulai memperlambat proses pengerasannya. Nilai kuat tekan akan meningkat, tetapi sampai dengan penambahan konsentrasi aditif 1,25 % pada temperature 38 oC dan 1,5 % pada temperature 80 oC saja, karena mulai dari konsentrasi aditif 1,5 % pada temperature 38 oC dan 1,75 % pada temperature 80 oC nilai kuat tekan akan semakin menurun. Temperatrue mempengaruhi sifat fisik semen pemboran dapat dilihat bahwa pada temperatur 38 Cmenunjukkan nilai compressive strength yang cenderung lebih kecil, kemudian thickening time yang lebih lama jika dibandingkan dengan hasil percobaan pada temperatur 80 °COleh karena itu, diperlukan komposisi semen pemboran yang sesuai dengan kondisi dari sumur pemboran]]>
<![CDATA[PENGARUH INJEKSI PHOTASSIUM CHLORIDE (KCL) TERHADAP PERMEABILITAS BATUAN LAPANGAN X ]]>
<![CDATA[Mulia Ginting]]>;
<![CDATA[Onnie Ridaliani]]>;
<![CDATA[MG Sri Wahyuni]]>
<![CDATA[ PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 2 No. 2 (2015) ]]>
Publisher : <![CDATA[Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti ]]>
Show Abstract
|
Download Original
|
Original Source
|
Check in Google Scholar
|
DOI: 10.25105/petro.v2i2.301
<![CDATA[Pada penelitian ini digunakan tiga sampel batuan sandstone dari lapangan X,.masing-masing sampel ditimbang berat kering dan berat basah kemudian diinjeksikan syntetic oil untuk mendapatkan permeabilitas awal, setelah itu dicuci dan dikeringkan kemudian sampel diinjeksi completion fluid dalam hal ini potassium chloride (KCl) dengan SG 1,16 untuk mendapatkan nilai permeabilitas akhir.Besar kecilnya faktor keberhasilan penggunaan KCL sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor antara lain kualitas KCL yang digunakan, tekanan, dan konsentrasi KCL. Apabila KCL yang akan diinjeksikan ke reservoir mempunyai kualitas yang bagus, maka akan dapat diperoleh peningkatan permeabilitas yang optimal. Tekanan juga sangat berpengaruh pada KCL karena besar kecilnya tekanan pada penginjeksian KCL dapat mengakibatkan formasi di reservoir runtuh, sedangkan konsentrasi pada KCL harus dilakukan uji laboratorium terlebih dahulu untuk mengetahui perbandingan fluida yang akan diinjeksikan. Sehingga dari penelitian ini dapat memberikan data perubahan permeabilitas, besarnya tekanan injeksi, serta konsentrasi KCL yang digunakan. Oleh karena itu penelitian ini merupakan studi awal skala laboratorium yang dapat memberikan informasi data awal sebelum dilaksanakan kemudian di lapangan X.PENGARUH INJEKSI PHOTASSIUM CHLORIDE (KCL) TERHADAP PERMEABILITAS BATUAN LAPANGAN X]]>
