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 8 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus" : 8 Documents clear
ANALISA DAN UAPAYA DALAM MENGATASI PIPA TERJEPIT PADA PEMBORAN SUMUR X LAPANGAN Z Abdul Hamid
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (310.639 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2359

Abstract

Operasi pengeboran yang dilakukan tidak selalu berjalan dengan lancar seperti yang diharapkan. Adakalanya terjadi masalah-masalah yang mengganggu operasi pemboran dan akan membuat kerugian. Salah satu permasalahan yang terjadi pada operasi pemboran yaitu pipa terjepit (Stuck Pipe). Penyebab terjepitnya rangkaian pipa bor pada sumur X ini dianalisa dari beberapa aspek yaitu aspek lumpur pemboran, aspek formasi, aspek perhitungan tekanan hidrostatik, formasi, dan perbedaan tekanan. Setelah dilakukan analisa terhadap beberapa aspek tersebut ternyata penyebab terjepitnya rangkaian pipa bor pada sumur X ini adalah diffrential pressure akibat tingginya density sehingga membuat rangkaian drill string menempel pada dinding formasi. Dari analisa tersebut penyusun menyimpulkan bahwa terjepitnya rangkaian pipa bor pada sumur X ini diakibatkan oleh faktor diffrential sticking. Pada sumur X ini metode-metode yang digunakan untuk mengatasi masalah pipa terjepit adalah dengan jar-down & up, WOP ( work on pipe) secara berulang-ulang, penggunaan hi. Vis & low vis dan yang terakhir menggunakan metode perendaman. Permasalah pipa yang terjepit pada sumur X ini diselesaikan dengan menggunakan metode perendaman fluida (spotting fluid) yaitu dengan menggunakan Black Magic dan usaha tersebut berhasil. Analisa penentuan titik jepit dan usaha pelepasannya dilakukan dengan beberapa tahap, diantaranya pembacaan grafik FPIT (Free Point Indicator Tool) untuk menentukan letak titik jepit, perhitungan letak titik jepit secara manual, perhitungan jumlah volume fluida perendaman yang akan digunakan, dan jumlah stroke pompa yang dibutuhkan untuk memompakan fluida perendaman. Pelaksanaan perendaman fluida dilakukan sebanyak tiga kali dengan total volume fluida perendaman sebanyak 125 bbl dan jumlah stroke pompa sebanyak 1068.376 stroke.
A STUDY ON THE SHARES OF SEVERAL INDEPENDENT VARIABLES IN PREDICTING THE DOMESTIC GAS PRICE Andry Prima
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (309.962 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2360

Abstract

End users of natural gas have long waited for the government regulation on a more rational gas price. In 2017, the answer to the end users is the  new Energy and Mineral Resources Ministerial Decree number 434 K/12/MEM/2017  on the supervision of energy business activities, one of which is the natural gas sector. Prior to the stipulation, the price of natural could reach over $ 12 / MM BTU. Thus, the decree stipulates the price of natural gas should be $ 9,95 / MMBTU. This paper aims at capturing the closer profiles of variables that might have profound impact on the price of domestic natural gas. Analytical Data Tools used in this study are the IBM – SPSS and XLSTAT In the end, the study resulting the price range suggestion, that is in still in line with the government suggested price
OPTIMASI LAJU INJEKSI AIR UNTUK PENINGKATAN PRODUKSI MINYAK PADA LAPISAN “W” LAPANGAN “EZA” Djunaedi Agus Wibowo; Rachmad Sudibjo; maman djumantara; suryo prakoso
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1414.769 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2361

Abstract

Penelitian inibertujuan untuk meningkatkan produksi minyak lapisan “W”, dengan  cara menentukan laju injeksi air yang optimal agar dapatmendorong minyak lebih efisien menuju lubang sumur untuk diproduksi ke permukaan. Penelitian ini didasari dari hasil analisa produksi yang menunjukkanbahwalapisan“W” saat ini sudah menurun dan belum optimalnya laju injeksi air yang ada.Metode penelitian adalah dengan melakukan simulasi reservoir untuk dapat memodelkan kondisi reservoir yang ada berdasarkan data geologi, data produksi, data scal, dan data fluida reservoir. Hasil simulasi reservoir kemudian digunakan untuk memprediksi kinerja reservoir sesuai dengan skenario produksi yang dibuat.Berdasarkan hasil proses simulasi reservoir diperoleh OOIP inisialisasi lapisan “W” sebesar 40.11 MM STB. Selajutnya dilakukan history matching dan dibuat prediksi pengembangan lapangan. Hasil skenario paling optimum yaituBase Case + Workover + Infill + Injeksi Air 3000 BWIPD, denganhasil peningkatan produksi minyak 5.73 MM STB dan RF sebesar 14.3 %.
LIQUID HOLDUP MANAGEMENT BY PREDICTING STEADY STATE TURNDOWN RATE IN WET GAS PIPELINE NETWORK kartika fajarwati hartono; Muhammad Taufiq Fatthadin; Reno Pratiwi
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (317.732 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2362

Abstract

Now days, one of the greatest challenges in gas development is transport the fluid especially multiphase fluid to long distances and multiphase pipeline to sell point. Yet, a challenge to transport multiphase fluid is how to operate the systemsin operating a long distance, large diameter, and multiphase pipeline.The operating system include how to manage high liquid holdup, mainly built during low production rate (turn down rate) periods especially during transient operations such as restart and ramp-up, so that liquid surge arriving onshore will not exceed the liquid handling capacity of the slug catcher. The objective of this research is to predict liquid trapped in pipeline network by analysis turn down rate in order to determine minimal gas production rate for stable operation. This research was carried out by two steps: Simulation Approach and Optimization Techniques. Simulation approach include define fluid composition and built pipeline network configuration while optimization technique include conduct scenario for turn down rate. The fluid composition from wellhead to manifold is wet gas. First scenario and Second scenario of turndown rate yield minimum gas rate for stable operation. The pipeline has to be operated above 600 MMSCFD from peak gas production rate is 1200 MMSCFD (A-Manifold Mainline) and 60 MMSCFD from peak gas production rate is 150 MMSCFD for D-Manifold Mainline.
PERHITUNGAN ISI AWAL MINYAK DI TEMPAT DAN PERHITUNGAN RECOVERY FACTOR SEBELUM DAN SESUDAH INJEKSI AIR PADA RESERVOIR ALFA Lestari Said; Margareht sri Wahyuni
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (567.177 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2363

Abstract

Dilakukan perhitungan isi awal minyak di tempat atau original oil in place (OOIP) dan recovery factor sebelum dan sesudah injeksi air pada reservoir Alfa. Pada perhitungan OOIP digunakan dua metode, yaitu metode volumetrik dan material balance garis lurus. Sebelum melakukan perhitungan OOIP dengan metode material balance garis lurus, jenis mekanisme pendorong harus terlebih dahulu diketahui untuk menentukan grafik yang digunakan dalam metode material balance garis lurus. Metode penentuan jenis mekanisme pendorong, yaitu metode perhitungan drive index dan  Ganesh Thakur,.  Sedangkan untuk menghitung recovery factor sebelum dan sesudah injeksi digunakan analisa decline curve yang dilakukan secara dua tahap, yaitu tahap primary recovery dan secondary recovery (injeksi air). Analisa decline curve ditentukan dengan menggunakan status sumur produki aktif yang relatif konstan Jenis exponent decline (b) yang dipilih adalah exponential decline curve, dengan nilai rate of decline (Di) telah otomatis terhitung saat penarikan garis decline dengan  software OFM. Hasil perhitungan OOIP dengan menggunakan metode volumetric adalah sebesar 75.63 MMSTB dan untuk metode material balance garis lurus adalah sebesar 78.5 MMSTB. Sedangkan jenis mekanisme pendorong dari reservoir Alfa  adalah solution gas drive.Dan hasil analisa decline curve pada tahap primary recovery menunjukan bahwa reservoir Alfa  dapat berproduksi hingga 31 Mei 2012 dengan nilai Estimate Ultimate Recovery sebesar 24514.1 MSTB, dan Recovery Factor sebesar 31.32%. Sedangkan untuk tahap secondary recovery menunjukkan bahwa reservoir Alfa dapat berproduksi hingga 31 Maret 2022 dengan nilai Estimate Ultimate Recovery sebesar 781.314 MSTB, dan Recovery Factor sebesar 1%.
ANALISIS LOST CIRCULATION PEMOMPAAN GRAVEL SLURRY PADA SUMUR X BERDASARKAN WAKTU TUNGGU Novrianti Novrianti; Ali Musnal; Febriyan Ramadhan
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (567.613 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2364

Abstract

Unconsolidated formations tend to have sand problem that can lead to decline of production in Oil and Gas Well. There are some methods can be used to resolve sand problem like liner completion, meshrite liner, perforated liner completion, and gravel pack completion. Rock type of Well X is unconsolidated stone and the method which used in that well to surmount sand problem that occurred is gravel pack method. However, during pumping of gravel slurry there are some problems, partial or complete loss of the gravel slurry into the formation (lost circulation), waiting on sand sattle is one method that has developed to resolve loss circulation. This method is done by stopping pumping slurry after the amount of incoming sand has reached teoritical and more than 50%. The aim of this research to determine volume of gravel slurry that is needed and total of lost gravel sand. Gravel slurry needed to overcome sand problem in Well X consists of 109 sacks of gravel sand, 259.5 bbl of water, and 1834 lb (18 sacks) of KCL. Analysis of pressure test line chart to find out lost circulation problem. There are 147 sacks gravel sand missing as a result of lost circulation problem from 256 sacks of gravel sand that is pumped.
PENGARUH PENAMBAHAN GARAM NaCl PADA LUMPUR PEMBORAN BERBAGAI TEMPERATUR Widia Yanti; Abdul Hamid; Ibnu Badar Bajri
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (193.742 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2509

Abstract

The unidealized of physical and rheological mud can occured when drilling on rock layers with high salt concentrations. It is therefore necessary to add an additive to balance the effect of the salt. The aims of this study is to see the effect of salt addition on various temperature drilling mud.This research will use two types of mud with different oil-water ratio. The drilling mud will be divided into four compositions, ie LA, LB, LC, and LD. LA and LC compositions have an oil-water ratio of 80% oil and 20% fresh water. While LB and LD compositions have oil-water ratio of 75% oil and 25% fresh water. Then the study was conducted at various temperatures, ie 80 °F, 130 °F, 180 °F, 230 °F, 280 °F, and 330 °F. After observing of the physical properties and rheology of drilling mud, it was found that the effect of adding salt NaCl can improve the physical and rheological properties of mud such as density, viscosity, gel strengh, mud cake, and solid content. Conversely, the effect of adding NaCl salt may reduce the nature of electrical stability. While the increasing of the temperature can reduce the physical and rheological properties of mud and on the contrary the loss of water and mud cake will increase.
KEEKONOMIAN LISTRIK PANAS BUMI Pri Agung Rakhmanto
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 5 No. 2 (2016): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (161.718 KB) | DOI: 10.25105/petro.v5i2.2511

Abstract

Panas bumi merupakan sumber energi terbarukan yang sangat potensial untuk dikembangkan di Indonesia. Potensi energi panas bumi Indonesia tercatat 28.579 MW, namun baru termanfaatkan untuk pembangkit listrik sekitar 1.712,5 MW. Salah satu kendala terbesar di dalam pengembangan panas bumi untuk pembangkit listrik adalah tingkat keekonomian tarif listrik panas bumi. Tarif keekonomian yang ditetapkan pemerintah tidak selalu dapat menjamin keekonomian proyek listrik panas bumi yang ada. Paper ini mencoba melihat keekonomian tarif listrik panas bumi yang terbaru ditetapkan pemerintah. Simulasi perhitungan dilakukan untuk menghitung keekonomian proyek listrik panas bumi di suatu wilayah. Indikator keekonomian yang digunakan adalah Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Pay Out Time (POT). Dari simulasi perhitungan yang dilakukan, ditemukan bahwa untuk dapat mencapai tingkat keekonomian yang layak perlu ada penyesuaian tarif listrik panas bumi yang ada.

Page 1 of 1 | Total Record : 8

 1 

Filter by Year

2016 2016


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