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. 9 No. 1 (2020): MARET" : 7 Documents clear
A PROXY MODEL TO PREDICT WATERFLOODING PERFORMANCE IN CHANNELING DELTAIC SAND RESERVOIR Amega Yasutra; Dedy Irawan; Frans Ondihon Sitompul
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1194.198 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.5992

Abstract

In recent days, waterflooding activities carried out as a part of secondary recovery. Before performing waterflooding, engineers have to perform reservoir simulation first to predict reservoir performance in order to waterflood. Generally, reservoir simulation is conducted by using numerical simulation method. Numerical simulation gives precise results although it depens on the availiability, quality, and quantity of reservoir characteristic and injection operation data. In addition, numerical simulation also time-consuming and quite complex to use. Proxy model is kind of machine learning. It’s able to predict performance of waterflooding quickly and easier to use. The result isn’t differ too much with numerical simulation method. Proxy model is an equation model that construct form quite many experiment data. This research is trying to predict performance of normal 5 spot waterflooding in reservoir with channeling deltaic sand sedimentation by using proxy model. The proxy model will be tested on a real field case. The results indicate that proxy model is able, faster, reliable and easy to use to predict waterflooding performance in such type of reservoir.
INTEGRATED OF GEOMECHANICS WELLBORE STABILITY & SWEET SPOT ZONE ANALYSIS TO UNCONVENTIONAL WELL DRILLING OPTIMIZATION Allen Haryanto Lukmana
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (947.189 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6115

Abstract

Abstract Central Sumatra Basin is one of the largest hydrocarbon producer basins in Indonesia. The largest hydrocarbons accumulation in this basin does not rule out the possibility of hydrocarbons also trapped in shale source rock. The potential for hydrocarbon shale is in the Brown Shale Pematang Group layer. The obstacle to development is the depth of the Brown Shale layer so deep that further case studies are needed. This study aims to analyze the geomechanical wellbore stability modelling for drilling and determination sweet spot zone supported by x-ray diffraction (XRD), brittleness index (BI), total organic carbon (TOC) analysis. The geomechanical wellbore stability modelling based on pore pressure, shear failure gradient/collapse pressure, fracture gradient, normal compaction trend, minimum horizontal stress, maximum horizontal stress and overburden gradient analysis. Brittleness index considers each parameter from XRD data which dominantly contains clay, quartz, and calcium. Based on XRD analysis of shale samples from Limapuluh Koto Area, it showed that the samples included the brittle shale group because of the dominant quartz, while the samples from Kiliran Jao were shale brittle because of dominant carbonate (carbonate-rich). From laboratory test results of 8 rock samples from Brown Shale Formation outcrop in Limapuluh Koto Area, it was obtained total organic carbon (TOC) value is 4-17% (average 8%). The shale thickness estimated > 30 m, the brittleness index shale estimated 0.71, and the gradient of over-pressure on Brown Sahle Pematang Group estimated 0.57 psi/ft & 0.53 psi/ft from log data analysis. So the output of this results the study is expected to get stable borehole, minimum of non-productive time (NPT), the problem when drilling such as caving and sloughing. Based on (Mt, 2013), the prospect criteria results can be concluded that the Brown Shale Formation has good unconventional hydrocarbon shale potential. It can be carried out with further research.
Optimization of MBR Field Integrated Production Model Rizky Rezha Fauzi; Djoko Sulistyanto; Ghanima Yasmaniar
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (856.262 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6514

Abstract

MBR Field is an onshore field located at East Kalimantan. In this field, there are five clusters with 2 main stations and 1 supporting station. With the current pipe flow conditions, this field has several constraints which are ESP maximum motor loads, ESP maximum frequencies, and current maximum water injection plant capacity. First, modeling is done with deviations of less than 10 percent to reach matching conditions in several parameters such as upstream pressure, downstream pressure, liquid rate, water rate, oil rate, and gas rate. Afterward, the first optimization is done by increasing the ESP frequency, increasing choke bean size, and shutting-in relatively low oil production wells with high water cut. But due to the water production is almost exceeding the water injection plant capacity, then the second optimization is done. The second optimization is done by increasing choke bean size and shutting-in relatively low oil production wells with high water cut. Each optimization is then followed by an analysis of pressure and flowrates alterations and the existence of backpressure in unoptimized wells.
ANALISI SQUEEZ CEMENTING PADA LINER 7" UNTUK PENUTUPAN ZONA PERFORASI PADA SUMUR X DI LAPANGAN O Agung Maulana Irfan; Abdul Hamid; Rizki Akbar
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (235.008 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6522

Abstract

Squeeze Cementing adalah penyemenan ulang yang dilakukan sebagai salah satu langkah perawatan sumur, dengan cara menempatkan cement slurry dengan volume yang relatif sedikit pada zona yang diinginkan, salah satunya untuk menutup zona perforasi. Metode squeeze cementing yang digunakan pada Tugas Akhir ini yaitu Bradenhead Technique. Analisis ini dilakukan terhadap pekerjaan Squeeze Cementing pada sumur X di lapangan O, dengan cara mengumpulkan data-data sumur, melakukan pengolahan data yang meliputi perhitungan design penyemenan, perencanaan prosedur penyemenan, pengujian hasil penyemenan dengan melakukan uji compressive strength. Pekerjaan Squeeze Cementing untuk penutupan zona perforasi pada sumur X di lapangan O pada dua interval kedalaman 2230 – 2233 mMD dan 2237 – 2239 mMD. Untuk menutup zona perforasi, karena tidak produktif untuk diproduksikan. Analisis yang dilakukan yaitu perhitungan volume slurry cement yaitu didapatkan sebanyak 8,35 bbl dan zat additive yang dibutuhkan dalam pekerjaan Squeeze Cementing, hasil pekerjaan Squeeze Cementing pada lapangan dan perbedaan antara hasil perencanaan TOC (Top of Cement) berapada pada kedalaman 2197 mMD sedangkan hasil pekerjaan Squeeze Cementing secara actual terdapat pada kedalaman 2229 mMD.
STUDI LABORATORIUM DAMPAK PENAMBAHAN ZAT ADITIF LIGNOSULFONATE DAN SILICA FLOUR TERHADAP NILAI COMPRESSIVE STRENGTH DAN THICKENING TIME PADA SEMEN PEMBORAN KELAS G Mikhael Rumbang; Bayu Satiyawira; Apriandi Rizkina Rangga Wastu
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (538.721 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6532

Abstract

Penggunaan zat aditif pada semen merupakan hal yang biasa dilakukan dalam operasi penyemenan suatu sumur, baik sumur minyak, gas, maupun panas bumi. Agar hasil penyemenan sesuai dengan yang diinginkan, sifat-sifat bubur semen harus sesuai dengan kondisi formasi. Kualitas bubur semen yang akan digunakan dalam proses penyemenan dapat dilihat dari berbagai parameter kualitas semen, meliputi nilai kuat tekan atau compressive strength dan waktu pengejalan atau thickening time yang sesuai target penyemenan.Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui seberapa besar peningkatan kuat tekan atau compressive strength dan waktu pengejalan atau thickening time yang terjadi pada sampel semen yang telah ditambahkan zat aditif retarder yaitu lignosulfonate dan zat aditif special additive yaitu silica flour. selanjutnya dilakukan studi untuk mengetahui compressive strength dan thickening time dari penambahan zat aditif retarder dan special additive.Percobaan laboratorium meliputi pembuatan bubur semen dari semen kelas G yang dicampurkan dengan zat aditif seperti lignosulfonate dan silica flour yang sesuai dengan penimbangan baik dari semen ataupun zat aditif retarder dan special additive, lalu setelah itu dilanjutkan dengan perendaman bubur semen selama 24 jam pada temperatur 80°F, 140°F dan 200°F untuk pengujian kuat tekan semen (compressive strength) dan pengujian waktu pengejalan (thickening time). Kemudian tahapan terakhir pada percobaan laboratorium ini adalah diakhiri dengan membandingkan dari penggunaan zat aditif retarder dan special additive mana yang paling efektif.
PENENTUAN INITIAL GAS IN PLACE MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE PADA RESERVOIR I Indah Oktaviani Hardi; Mulia Ginting; Ghanima Yasmaniar
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (828.75 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6537

Abstract

Reservoir I merupakan reservoir gas yang terletak di daerah Prabumulih, Sumatera Selatan. Tekanan awal sebesar 2.286 psia dan temperatur 240°F. Reservoir I berproduksi sejak Januari 2012 sampai dengan saat ini, dengan total produksi gas (Juni 2019) sebesar 32.178 MMSCF. Dalam pengembangan suatu lapangan gas bumi ada beberapa faktor penting yang harus ditentukan secara akurat, salah satunya dalam menentukan isi awal gas di tempat atau Initial Gas In Place (IGIP), nilai tersebut akan berperan penting dalam keputusan dasar pengembangan dan operasional suatu reservoir.Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) dilakukan dengan menggunakan metode material balance P/Z dan simulasi MBAL. Metode material balance dipilih karena memperhitungkan kesetimbangan massa dan tenaga dorong reservoir, dan data yang diperlukan lebih lengkap dibandingkan metode yang lain. Pada perhitungan dengan menggunakan metode material balance P/Z, Initial Gas In Place yang didapat sebesar 60.915,49 MMSCF, dan nilai perhitungan menggunakan software MBAL sebesar 60.604,5 MMSCF. Jenis tenaga dorong reservoir ini adalah depletion drive, yang ditentukan dari plot P/Z vs Gp yang menghasilkan garis lurus. Berdasarkan nilai tekanan abandon sebesar 300 psia didapatkan nilai estimated ultimate recovery sebesar 53.700 MMSCF, dengan nilai recovery factor 88,15% dan sisa gas yang dapat diproduksikan (remaining reserves) sebesar 21.522 MMSCF.
DESIGN CASING PEMBORAN SUMUR GAS “OYG-2” LAPANGAN CAL Gerald Pascal Ginting; Mulia Ginting; Aqlyna Fattahanisa
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 1 (2020): MARET
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (824.675 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i1.6561

Abstract

Pemasangan casing merupakan salah satu kegiatan pemboran yang berfungsi untuk mencegah permasalahan-permasalahan yang ada dalam kegiatan pemboran, seperti loss circulation, kick, dan runtuhnya dinding sumur, sehingga perlu adanya design casing yang efektif dan efisien. Tugas Akhir ini berfokus mengenai perencanaan casing pada sumur offshore “OYG-2”. Perencanaan casing meliputi penentuan casing setting depth dan grade casing, data yang digunakan berasal dari sumur offset well OYG.Penentuan titik kedalaman casing / casing setting depth menggunakan metode bottom-up. Pada metode ini diperlukan beberapa data, seperti lithology formasi, tekanan formasi, berat jenis lumpur pemboran yang digunakan, dan tekanan rekah formasi yang akan di tembus pada saat melakukan pemboran dengan offset well OYG sebagai sumur referensi.Dari hasil perhitungan yang dilakukan, untuk sumur OYG-2 akan dipasang conductor, surface, intermediate, dan production casing. Titik kedalaman conductor casing adalah 215 ft- 450 ft, titik kedalaman surface casing adalah 215 ft-1100 ft, titik kedalaman intermediate casing adalah pada 215 ft–2650 ft, dan titik kedalaman production casing adalah 215 ft-3281 ft. Setelah menentukan casing setting depth dilanjutkan dengan pemilihan grade casing yang sesuai untuk menahan tekanan yang ada pada formasi dengan menggunakan metode maximum load terhadap grade casing yang digunakan pada sumur OYG-2. Perhitungan yang digunakan dalam metode maximum load adalah dengan menghitung beban burst, collapse, dan tension. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 20” berturut-turut sebsar 936,15 psi, 980,11 psi, dan 182595,8 lbs. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 13 3/8” berturut-turut sebesar 2262,67 psi, 2078,75 psi, 219954,06 lbs. Beban burst, collapse, dan tension untuk casing 9 5/8” berturut-turut sebesar 1667,65 psi, 2186,13 psi, dan 163799,54 lbs. Dengan menggunakan safety factor burst 1,1, collapse 1,1, dan tension 1,5, diperoleh grade casing yang paling efektif dan efisien untuk surface casing 20” adalah K-55;133 ppf, intermediate casing 13 3/8” adalah L-80;68 ppf, production casing 9 5/8 adalah L-80;40 ppf.

Page 1 of 1 | Total Record : 7

 1 

Filter by Year

2020 2020


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