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 6 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI" : 6 Documents clear
Analisis Keekonomian Blok NSRN Dengan Menggunakan PSC Gross Split Dan Penambahan Diskresi Nisrina Afiati; Syamsul Irham; Havidh Pramadika
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (590.763 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6521

Abstract

Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM RI No. 52/2017, Kontrak bagi hasil (Production Sharing Contract) yang digunakan di Indonesia ialah PSC Gross Split. Kontrak Kerja Sama ini merupakan pengganti Kontrak Kerja Sama yang digunakan sebelumnya, yakni PSC Cost Recovery. Penggantian kontrak kerja sama ini terjadi karena PSC Cost Recovery dinilai kurang efektif. Hal yang menjadi pembeda antara PSC Gross Split dan PSC Cost Recovery adalah dihilangkannya Cost Recovery dan pembagian split antara Pemerintah dan Kontraktor dilakukan diawal, hal ini berarti bahwa pembagian split langsung dibagi dari Gross Revenue. Nilai split yang didapatkan oleh kontraktor akan disesuaikan berdasarkan karakteristik Wilayah Kerja yang dikelola. Penelitian pada blok NSRN bertujuan untuk mengetahui keekonomian yang dihasilkan dengan menggunakan skema PSC Gross Split dan menentukan langkah apa yang harus dilakukan apabila hasil keekonomian dianggap kurang atraktif. Berdasarkan hasil keekonomian yang telah dilakukan, didapatkan nilai NPV 10% sebesar -141 MMUS$, MIRR sebesar 4%, Contractor Take sebesar 2.6BUS$, dan Government Take sebesar 1.4 BUS$. Hasil keekonomian tersebut tidak atraktif, sehingga ditambahkan diskresi sebesar 22.2% untuk Kontraktor agar blok NSRN memiliki hasil yang atraktif, didapatkan NPV 10% sebesar 217MMUS$, MIRR sebesar 18%, Contractor Take sebesar 3.5BUS$, dan Government Take sebesar 676MMUS$.
PEMILIHAN POLA INJEKSI AIR DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK OPTIMASI PRODUKSI LAPANGAN ‘R’ Rantan Rantan; Maman Djumantara; Samsol Samsol
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (539.811 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6554

Abstract

Lapangan ‘RR’ merupakan model lapangan yang mendekati ideal dengan kriteria model yaitu layer cake model dan homogen. Lapangan ‘RR’ ini tidak memiliki sejarah produksi dan dianggap akan dilakukan suatu pengembangan dengan menambahkan sumur injeksi maupun produksi dalam waktu bersamaan serta memiliki nilai OOIP daerah yang diteliti sebesar 27.60 MMSTB. Adapun satu basecase dan empat skenario yang dibuat, dengan pola injeksi yang memiliki ukuran pola yaitu 40 acre dan terdapat 13 konfigurasi pola. Kemudian, skenario yang akan dianalisis kinerjanya diantaranya Five Spot atau Seven Spot dalam keadaan Normal ataupun Inverted. Uji sensitivitas dilakukan dengan rate injeksi antara 4000 bwpd hingga 100000 bwpd. Prediksi performa produksi injeksi air yang diamati kumulatif produksinya dimulai dari tahun 2019 hingga 2040. Dimulai dari skenario I yaitu pola injeksi five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.72 MMSTB (RF 60.56%), skenario II pola five spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.64 MMSTB (RF 60.27 %) skenario III pola seven spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.06 MMSTB (RF 58.18 %), dan skenario IV pola seven spot inverted dengan rate injeksi 100000 bwpd menghasilkan Np sebesar 16.34 MMSTB (RF 59.21 %). Berdasarkan kumulatif produksinya, skenario yang paling optimum adalah skenario I yaitu pola five spot normal dengan rate injeksi 35000 bwpd
EVALUATION OF TARIFFS OF TRANSPORTING NATURAL GAS (TOLL FEES) ON PIPE SECTION X BY ANALYZING THE SENSITIVITY THE SENSITIVITY OF THE COST OF SERVICE PARAMETERS Aulia Alfath; Bayu Satiyawira; Cahaya Rosyidan; Havidh Pramadika; Ratnayu Sitaresmi; Livia Ailen Dharma
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (365.495 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6559

Abstract

Indonesia has large enough gas reserves to meet household and industrial needs. It's just that, the price or the existing gas-related system is not maximal yet. One of the things that can ease the burden on the state is the use of household gas networks, some people are still hesitant to use it even though the price is relatively cheap compared to LPG. In determining the gas price, one of the components that has an effect on determining the gas price is the toll fee through pipes to be channeled. So the authors aim to conduct this research in order to educate and maximize solutions for energy dependency, for example the location I took is located in North Sumatra Province, with a pipeline stretching 156.5 km from X1 to X3. With OD 16 "along 18.5 km and existing OD 12" along 138 km. The maximum capacity of the two pipes is 150 MSCFD and 75 MSCFD, and the average volume that flows is not up to 10%. The construction of the pipe requires a cost of $ 42,391,716 USD, and nearly 55% of the total is pipe material including fittings, coatings, and others. With an average annual revenue of $ 11.561943 this project alone should have been able to return on investment for less than 5 years. With tariff analysis, the amount can be optimized with volume by reducing a few dollars per MSCF, to $ 7.49 making it more economical.
OPTIMIZATION OF SURFACTANT FLOODING ON BJG FIELD USING DYNAMIC PATTERN Ajeng Purna Putri Oktaviani; Leksono Mucharam
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (2051.541 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.6984

Abstract

Mature fields, also known as brownfields, are fields that are in a state of declining production or reaching the end of their production lives.  Development of mature oil fields has been, and will increasingly be, an exciting subject (Babadagli, 2007). New studies already discovered innovative ways of finding, developing, and producing hydrocarbons that are efficient and cost-effective and minimize harm to the environment. BJG Field is one of the mature fields which is produced in 1927, one of the efforts for enhancing the production is using waterflood at the beginning of 2001. To increase production further, then we need to conducted studies as an application of the second recovery from BJG Field. The oil recovery factor BJG field can be increased using a surfactant flooding scenario. This research aimed to conduct a study of dynamic pattern surfactant flooding using simulations as applicable for the mature field. The research is expected to obtain an optimum surfactant injection scenario using IMEX and STARS simulator. Simulation is done with real data from the BJG field, and the result has shown the scenario which has the most significant oil production. The highest recovery factor is the chosen scenario. From the results of studies and simulation shown that dynamic pattern inverted five-spot pattern can be used. The increment of oil recovery factor is 32.29% from the waterflood case.
Evaluasi Pengangkatan Cutting pada Trayek 17 ½ inch dengan Metode CTR CCA dan CCI pada Sumur KS Lapangan BW Karen Sherly Bella Walangitan; Abdul Hamid; Apriandi Rizkina Rangga Wastu
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (775.922 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.7097

Abstract

Lumpur pemboran atau drilling fluid merupakan salah satu parameter yang dapat mempengaruhi kesuksesan dari kegiatan pemboran. Pengangkatan cutting oleh lumpur pemboran yang optimal akan menghasilkan pemboran yang efisien dan terhindar dari permasalahan yang merugikan. Pada tugas akhir ini, dilakukan evaluasi kemampuan pengangkatan cutting oleh lumpur pemboran yang digunakan di sumur KS lapangan BW pada pemboran trayek 17 ½ inch dengan menggunakan lumpur pemboran KCl Polimer serta melihat pengaruh perubahan sifat fisik dan rate pemompaan terhadap pengangkatan cutting.            Metode yang digunakan dalam evaluasi ini yaitu Cutting Transport Ratio (CTR) Cutting Capacity Annulus (CCA) dan Cutting Carrying Index (CCI) dengan kriteria keberhasilannya dengan melihat nilai yang didapatkan Cutting Transport Ratio (CTR)> 90%, Cutting Capacity Annulus (CCA) < 5% dan Cutting Carrying Index (CCI) >1. Faktor yang mempengaruhi keberhasilan dari pengangkatan cutting ini adalah rheology lumpur yang digunakan, kecepatan fluida di annulus, konsentrasi cutting dan rate pemompaan yang diberikan.            Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan pada trayek 17 ½ inch dengan data lapangan yang digunakan maka didapatkan nilai Cutting Transport Ratio secara keseluruhan (CTR) rata – rata di atas 90%, nilai Cutting Capacity Annulus (CCA)  1,8-3,5 %, dan nilai Cutting Carrying Index (CCI) 1,3 – 3,6. Berdasarkan evaluasi yang telah dilakukan, nilai yang didapatkan memenuhi kriteria pengangkatan cutting yang baik, maka pengangkatan cutting pada sumur KS lapangan BW trayek 17 ½ inch optimal dan tidak mengindikasikan terjadi pengendapan cutting. Selain itu, didapatkan bahwa sifat fisik dari lumpur yang digunakan seperti Yield Point mempengaruhi keberhasilan pengangkatan cutting dimana nilai yield point pada lumpur dapat mengangkat cutting, flowrate yang diberikan juga berpengaruh terhadap kemampuan pengangkatan cutting dimana nilai flowrate yang rendah dapat membuat cutting tidak terangkat dan terjadi pengendapan cutting didasar lubang.
DIAMETER OPTIMIZATION IN MULTIPHASE PIPELINE NETWORK Ristiyan Ragil Putradianto; Silvya Dewi Rahmawati
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 2 (2020): JUNI
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1203.386 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i2.7232

Abstract

Optimization is a continuous work in oil and gas operation in every section by maximizing the profit and minimizing cost. One of the sections that can be optimized is production system, starting from the wellbore to separator through pipeline network. Simulation are made and conducted from reservoir to separator to see the pressure distribution along the pipeline with various diameter. The result will be subject to be optimized by putting pipeline cost into account. The simulation result shows that at some point, increasing in diameter has a good effect to the revenue thanks to the increasing production rate, but it also shows that the increasing diameter in all section is not always the best scenario due to high cost. Benefit-to-cost ratio is chosen to be the economical parameter to find the best diameter configuration.

Page 1 of 1 | Total Record : 6

 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