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 9 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 4 No. 4 (2015)" : 9 Documents clear
OPTIMASI SUMUR-SUMUR GAS LIFT DI LAPANGAN-X DENGAN VARIASI LAJU INJEKSI GAS Widartono Utoyo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.284

Abstract

Lapangan X merupakan lapangan yang terletak di sebelah utara Pulau Jawa.Lapangan ini pertama kali ditemukan pada tahun 1968 melalui pemboran eksplorasi pada daerah tersebut.Produksi minyak Lapangan-X pertama kali terjadi pada tahun 1972 melalui salah satu platform yang dikembangkan pada Lapangan-X.Lapangan-X dikembangkan dengan menggunakan 13 platform dimana setiap platform terbagi menjadi beberapa sumur.Lapangan ini memiliki luas area sebesar 9kmx4km. Produksi minyak maksimum Lapangan –X sebesar 38000 BOPD pada tahun 1973 dan lapangan ini memiliki OOIP sebesar 567.1 MMSTB dan OGIP sebesar 317 BCF. Produksi kumulatif minyak saat ini adalah 133.8 MMBO dan produksi kumulatif gas sebesar 176.4 BCF.Untuk menganalisa optimasi injeksi gas lift pada Lapangan-X maka dilakukan variasi laju injeksi gas yang diinjeksikan.Simulasi penginjeksian gas dilakukan dengan penggunakan software PIPESIM.Dengan menggunakan perangkat lunak ini, dapat dilakukan matching dari data Uji Sumur dengan laju alir fluida di sumur-sumur tersebut. Setelah laju alir fluida pada Sumur Y,V, dan J matching, maka dapat dilakukan optimasi terhadap sumur gas lift dengan variasi injesksi gas.Tahapan optimasi dilakukan dengan menggunakan asumsi harga minyak yang dihasilkan sebesar U$S90/bbl dan biaya gas yang diinjeksikan dihargai sebesar U$S 2/MSCF.Dengan asumsi tersebut dapat dianalisa keuntungan optimum yang diperoleh dari nett revenue yang merupakan selisih antara harga jula minyak dengan biaya gas yang diinjeksikan. Jumlah injeksi gas yang optimum adalah jumlah injeksi gas yang menghasilkan nett revenue yang maksimum
ANALISIS DATA LOG UNTUK PERHITUNGAN VOLUME GAS AWAL DI TEMPAT DENGAN METODA VOLUMETRIK Onnie Ridaliani; samsol trisakti
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.286

Abstract

Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) pada Lapangan KIM menjadi langkah awal pengembangan sumur gas. Untuk mendapatkan nilai setiap parameter perlu dilakukan interpretasi secara kualitatif maupun kuantitatif. Interpretasi data secara kualitatif meliputiquick look pada kurva log. Sedangkan interpretasi data secara kuantitatif adalah melakukan perhitungan berdasarkan data geologi, petrofisik, dan reservoir dengan menggunakan rumus-rumus tertentu. Dalam pengerjaannya, softwarePetrel dan Interactive Petrophysics digunakan untuk membantu analisis setiap parameter.Lapangan KIM memiliki dua lapisan yang berpotensi mengandung gas yaitu b2-340 dan K-670.Jenis lithologi pada lapangan ini didominasi oleh sandstone. Volume gas awal di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP) pada lapisan b2-340 dan K-670 adalah sebesar 4.63 bscf dan 13.01 bscf. Sehingga volume gas awal di tempatatau Initial Gas In Place (IGIP) pada kedua lapisan di lapangan KIM adalah sebesar 17.63 bscf.
STUDI PENENTUAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM DENGAN INJEKSI GAS CO2 MENGGUNAKAN METODA SLIMTUBE TEST DAN KORELASI Rini Setiati
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.287

Abstract

Penggunaan gas CO2 untuk meningkatkan perolehan minyak bumi memerlukan tekanan agar terjadi kelarutan yang sempurna antara minyak dengan gas CO2 tersebut sehingga memerlukan tekanan tercampur. Oleh karena itu dilakukan penelitian terlebih dahulu sebelum dilaksanakan di lapangan, penentuan tekanan tercampur pada penelitian ini dilaksanakan dengan dua metode yaitu percobaan dan perhitungan korelasi. Penelitian penentuan tekanan terhadap tercampur minimum (TTM) pada injeksi CO2 dilakukan terhadap satu sampel dari sumur “X” dilapangan “Y” untuk reservoir “Z”. Reservoir “Z” memiliki API Gravity sebesar 390 API dan suhu reservoir sebesar 1700F. perhitungan tekanan tercampu minimum menggunakan 5 korelasi. Korelasi Holm Josendal (1980), Yellig Metcalfe (1980), National Petroleum Council, Cronquist Et Al (1978) dan Sebastian Et Al (1978). Sedangkan sebagai pembandingnya akan dilakukan dengan metode slimtube apparatus. Hasil perhitungan korelasi penentuan Tekanana Tercampur Minimum (TTM) pada sumur “X” untuk masing – masing metode adalah Holm dan Josendal (1980) sebesar 2350 psig, Yellig Metcalfe sebesar 2114 psig, National Petroleum Council 1550 psig, Cronquist Et Al sebesar 1749 psig dan Sebastian Et Al sebesar 513 psig. Percobaan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) dengan slimtube pada reservoir “Z” menggunakan tekanan sebesar 2500 psig, 2750 psig, 3000 psig, 3250 psig, 3500psig dan 4000 psig. Dari percobaan tersebut didapatkan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 3150 psig dan korelasi yang paling mendekati hasil laboratorium adalah korelasi Holm dan Josendal dan Yellig dan Metcalfe dengan Tekanan Tercampur Minimum (TTM) sebesar 2350 psig dan 2114 psig.
STUDI LABORATORIUM PENGARUH PENAMBAHAN CEMENT DISPERSANT (CFR-2) TERHADAP THICKENING TIME DAN COMPRESSIVE STRENGTH PADA SEMEN PEMBORAN KELAS E DAN KELAS G Abdul Hamid; samsol trisakti
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.289

Abstract

Operasi penyemenan merupakan salah satu bagian dari pekerjaan operasipemboran. Operasi penyemenan cukup penting dilakukan agar tidak terjadimasalah-masalah pada operasi pemboran. Maka dari itu, untuk menghindarimasalah pada pemboran, perlu dilakukan pengujian atau percobaan dilaboratorium sebelum melakukan operasi penyemenan di lapangan. Hal iniberfungsi untuk mendapatkan formulasi komposisi yang optimum, sehingga dapatberfungsi dengan baik ketika pelaksanaan di lapangan.Pada percobaan ini akan diamati bagaimana pengaruh penambahan additifcement dispersant terhadap sifat fisik semen pemboran, yaitu waktu pengerasan(Thickening Time) dan kuat tekan (Compressive Strength) pada semen kelas E dankelas G, sehingga akan diperoleh gambaran seberapa besar komposisi cementdispersant yang optimal yang harus ditambahkan pada semen pemboran. Additifcement dispersant yang digunakan adalah CFR-2, yang berasal dari HalliburtonOilfield Service Company.Dari beberapa kali percobaan thickening time, terlihat bahwa nilai titikminimum dan maksimum semen kelas kelas G lebih besar daripada semen kelasE, yaitu pada titik minimum mencapai 65 mm/menit dengan penambahankonsentrasi CFR-2 sebesar 2%, sementara pada titik maksimum mencapai 150mm/menit dengan penambahan konsentrasi CFR-2 sebesar 4,5%. Hal inidikarenakan, additif CFR-2 memang lebih cocok untuk sumur-sumur yangdangkal, yang hanya memerlukan thickening time yang tidak lama.Sementara untuk percobaan compressive strength, didapat bahwa nilaicompressive strength Semen Kelas E lebih besar daripada Semen Kelas G. Hal inidikarenakan, Semen Kelas E memang didesain untuk kondisi sumur yang dalam,mempunyai tekanan dan temperatur yang tinggi, dan berada di kedalaman 10000hingga 14000 ft. Berbeda dengan Semen Kelas G yang hanya semen dasar saja,yang digunakan hanya untuk kedalaman 0 (permukaan) hingga 8000 ft saja. Nilaicompressive strength Semen Kelas E mencapai 4225 psi, pada suhu 80ºC,sementara untuk Semen Kelas G hanya 3850 psi, pada suhu 27ºC, walaupunkeduanya sama-sama dilakukan penambahan additif CFR-2 sebanyak 2%.
OPTIMASI DELIVERABILITAS SUMUR-SUMUR GEOTHERMAL DI DALAM CLUSTER C DENGAN MEMPERTIMBANGKAN SKENARIO PENURUNAN PRODUKSI Kris Pudiastuti; Rini Setiati
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.290

Abstract

Uji sumur adalah uji aliran fluida di dalam sumur untuk mendapatkan data dan informasi properti sumur. Uji sumur dilakukan sebelum eksploitasi reservoir, juga setelah suatu periode produksi, untuk melihat apakah atau seberapa besar perubahan properti reservoir akibat eksploitasi (produksi atau injeksi).Terdapat beberapa pendekatan & metoda uji sumur, untuk menganalisa uji sumur untuk estimasi kapasitas suatu lapangan panasbumi, salah satunya adalah Metoda Separator, merupakan metoda yang paling akurat untuk mengukur aliran 2-fasa dari sumur panasbumi (Bangma, 1961). Laju air diukur menggunakan sharp-edged weir setelah flashing pada tekanan atmosfir, dan laju aliran uap diukur menggunakan orifice platepada tekanan separator (Grant & Bixely 2011).Uji produksi dengan Metoda Separator telah dilakukan pada sumur-sumur di Lapangan panasbumi “X” yang menyuplai uap ke PLTP unit 1 & 2 , 2x55 MW yang dioperasikan oleh PLN.Studi ini berjudul: “Optimasi Deliverabilitas Sumur-Sumur Geothermal di Cluster C Dengan Mempertimbangkan Skenario Penurunan Produksi”, bertujuan untukanalisisdata uji produksi yang kemudian digunakan untuk menentukan kurva deliverabilitas optimum sebagai dasar analisis penentuan jumlah sumur make up optimum. Skenario decline ratemengacu pada Lapangan panasbumi Kamojang sebesar 6,4% (Suryadarma et al.2005). Pada skenario decline 1-10% selama selang waktu 30 tahun, adalah: 1, 3, 5, 7, dan 9.
OPTIMALISASI PEMBORAN MENGGUNAKAN TEKNOLOGI PEMBORAN BERARAH Rizki Akbar
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.291

Abstract

Pemboran berarah di Indonesia diperlukan untuk menjawab tantangan dari build-up bagian 8.5in dilakukan dengan menggunakan teknik kerekayasaan. Tantangan tersebut termasuk kebutuhan High Dogleg dengan Dogleg severity(DLS) 9o/100ft sampai 11o/100ft, panjang interval lapisan shale yang reaktif, kualitas lubang bor, kendali lintasan, pembersihan lubang dan pemasangan casing liner. Semua tantangan tersebut dapat memengaruhi pembengkakan Authorization For Expenditure (AFE) sumur dan pada kasus yang lebih ekstrim maka akan dapat mengakibatkan hilangnya satu sumur. Jenis perencanaan sumur telah didesain untuk pemboran vertical di bagian 12.25in, kemudian build pada bagian 8.5in dari vertikal ke inklinasi 90o dengan buildup rate 11o/100ft untuk memasuki zona reservoir.Kerjasama antara operator dan perusahaan penyelenggara pemboran berarah memberikan kemudahan bagi para insinyur pemboran untuk mengahadapi tantangan conventional steerable motor assemblies. Bagian 12.25in dibor vertikal dengan menggunakan motor dan bagian 8.5in dibor dengan menggunakan Rotary Steerable System (RSS). Teknologi ini ditujukan untuk membandingkan rasio penetrasi menggunakan motor dan RSS. Solusi ini memudahkan operator untuk membor bagian 8.5in dengan aman dan efisien tanpa hambatan, selama proses mengebor dan pemasangan casing, juga dapat menghemat waktu sampai dengan 3 hari dari perencanaan. Teknologi baru ini mebuktikan bahwa ada kemungkinan untuk membor dengan Dogleg Severity (DLS) sampai 17o/100ft dengan putaran penuh. Rasio penetrasi pada bagian ini juga tidak membutuhkan sliding.
ANALISA PENGARUH HETEROGENITAS SIFAT FISIK BATUAN DAN POLA SUMUR INJEKSI TERHADAP EFISIENSI PENDESAKAN MINYAK BASE ON DATA SIMULASI samsol trisakti; M. Taufiq Fathaddin; Ratnayu Sitaresmi
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.292

Abstract

Lapangan RMM adalah lapangan minyak dan gas dengan reservoir pada Formasi Santul dan Tabul pada sistem deltaik yang dikarakterisasi oleh perangkap struktural, stratigrafi, dan kombinasi keduanya.Maksud dari penelitian ini adalah sebagaisalah satu bagian perencanaan pengembangan lapangan tahap lanjut untukdapatmeningkatkan perolehan minyak yang ada saat ini, yaitu dengan melakukan simulasireservoir dengan peniginjeksian pada Lapangan RMM. Adapun tujuan dari penelitian ini adalah menganalisa keselarasan sifat fisik reservoir dan pola penginjeksian terhadap efisiensi pendesakan dan pengangkatan sisa cadangan hidrokarbon secara optimal.Penelitian ini dilakukan pada lapisan M31 diproduksikan dari 12 sumur yang terbagi dalam 2 blok 1 dan 4 memiliki sejarah produksi mulai bulan Januari 1956, blok 4 sampai sekarang belum diproduksikan. Dari 12 sumur yang berproduksi di lapisan M31 telah menguras minyak sebesar sebesar 6073.7 Mstb dengan Recovery Factor sekitar 30.61 % di blok 1 dengan OOIP 19.84 MMSTB.Case yang digunakan dalam penelitian ini adalah dengan pola injeksi Peripheral, Normal Five Spot dan Inverted Five Spot dan dengan beberapa sensitivity rate injeksi . Prediksi dilakukan dari tahun 2014 sampai tahun 2025. Dari case yang dilakukan, yang paling optimal menghasilkan minyak adalah dengan Case 1 yaitu dengan pola peripheral. Dengan laju injeksi air sebesar 2000 bwpd dengan menghasilkan minyak sebanyak 7042.5 MSTB
OPTIMALISASI PEMBORAN LEPAS PANTAI MENGGUNAKAN DRILLING TEMPLATE SEBAGAI TEMPAT DUDUKNYA SUBSEA WELLHEADS DAN X-MASS TREE DENGAN MEMANFAATKAN LONG LEG JACK UP RIG P Simorangkir
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
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.v4i4.293

Abstract

LONG LEG JACKUP RIG DAN PEMANFAATANPemboran dilepas pantai pada umumnya dilakukan dengan perangkat pemboran lepas pantai yang dikenal dengan istilah Mobile Offshore Drilling Unit (MODU). Ada beberapa macam MODU yang lazim dikenal yaitu Jack Up Drilling Rig, Drillship, Semi Submersible Rig dan Tender Assist Platform Rig.Untuk pemboran dilepas pantai dengan kedalaman laut 100 meter seperti di lapangan lepas pantai “Natuna”, dapat dipergunakan jenis Semi submersible Rig, DrillShip ataupun Long Leg Jack Up Drilling Rig. Dilihat dari aspek biaya dari ketiga jenis rig ini, maka yang paling murah dan cocok untuk daerah lepas pantai dilaut Natuna ini adalah jenis Long Leg Jack Up Drilling Rig, yang memiliki kaki yang panjangnya dapat mencapai kedalaman laut tersebut. Jenis mobile rig ini adalah yang termurah dari dua jenis mobile rig lainnya.Dengan menggunakan Long Leg Jack Up Drilling Rig ini akan dapat dilakukan pemboran beberapa sumur pengembangan dilapangan minyak didaerah lepas pantai Natuna itu dengan menggunakan Drilling Template sebagai tempat duduknya Subsea Well Head dan Christmas Tree. Dengan demikian maka tidak perlu digunakan Subsea Blow Out Preventer (BOP), yang membutuhkan waktu yang lama dan rumit pemasangannya. Sebagai gantinya dapat digunakan BOP yang lazim dipergunkan pada operasi pemboran didarat (Onshore),.yang posisinya berada diatas permukaan laut .Untuk menghemat biaya mobilisasi rig dari pemboran satu sumur ke sumur lainnya, maka pemboran sumur pengembangan dilepas pantai ini dapat dilakukan dengan cara menggeser (skid) rig pada landasan yang tersedia di Jack Up tersebut, sehingga beberapa sumur dapat dibor dari lokasi dimanaLong Leg Jack Up Drilling Rig tersebut berdiri, sesuai dengan slot yang terdapat pada Drilling Template yang digunakan. Dapat terdiri dari 3slot, 4slot, atau bahkan lebih, tergantung dari luas penyebaran dari resevoir hidrokarbon yang akan diproduksikan. Biasanya salah satu dari beberapa sumur yang akan dibor melalui slot di Drilling Template ini adalah sumur vertkal dan selebihnya adalah sumur berarah atau directional well.
Skenario Pengembangan Untuk Meningkatkan Recovery Factor Pada Lapangan TR Lapisan X Dengan Menggunakan Simulasi Reservoir Muhamad Taufan Azhari
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 4 No. 4 (2015)
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (744.517 KB) | DOI: 10.25105/petro.v4i4.1901

Abstract

Reservoir simulation is an area of reservoir engineering in which computer models are used to predict the flow of fluids through porous media. Reservoir simulation process starts with several steps; data preparation, model and grid construction, initialization, history matching and prediction. Initialization process is done for matching OOIP or total initial hydrocarbon which fill reservoir with hydrocarbon control volume with volumetric method.To aim the best encouraging optimum data, these development scenarios of TR Field Layer X will be predicted for 30 years (from 2014 until January 2044). Development scenarios in this study consist of 4 scenarios : Scenario 1 (Base Case), Scenario 2 (Base Case + Reopening non-active wells), Scenario 3 (scenario 2 + infill production wells), Scenario 4 (Scenario 2 + 5 spot pattern of infill injection wells).

Page 1 of 1 | Total Record : 9

 1 

Filter by Year

2015 2015


Reset
Filter By Issues
All Issue 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