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. 3 (2020): SEPTEMBER" : 7 Documents clear
ANALISIS SKENARIO PENGEMBANGAN LAPANGAN P LAPISAN S DENGAN SIMULASI RESERVOIR Jonathan Aprilio Salusu; Maman Djumantara; Sigit Rahmawan
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (377.041 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7511

Abstract

Kegiatan eksplorasi dalam industri migas untuk menemukan cadangan hidrokarbon masih terus dilakukan hingga saat ini. Lapisan S Lapangan P merupakan salah satu reservoir minyak yang baru ditemukan. Pada lapisan ini telah dilakukan dua pemboran sumur eksplorasi, yaitu sumur JA-02 dan JA-03. Hasil pemboran kedua sumur tersebut membuktikan potensi hidrokarbon pada Lapisan S sehingga pengembangan dapat dilakukan. Penelitian ini dimaksudkan untuk melakukan optimasi produksi terhadap Lapisan S guna meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan simulasi reservoir. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulator CMG 2015 Black Oil (Imex). Tahapan penelitian dimulai dengan persiapan dan pengolahan data yang meliputi data geologi, karakteristik batuan, karakteristik fluida, serta data produksi, kemudian dilakukan inisialisasi, dan dilanjutkan dengan history matching yang diakhiri dengan tahapan pembuatan skenario produksi. Terdapat dua skenario yang dibuat dalam penelitian ini dan kedua skenario tersebut dijalankan hingga 31 Desember 2035. Penentuan skenario ini didasarkan pada distribusi sifat fisik batuan dan fluida reservoir serta cadangan sisa reservoir. Pada skenario I (basecase) dimana kedua sumur yang sudah ada tetap berproduksi tanpa melakukan perubahan parameter apapun dan didapat nilai incremental RF sebesar 8.66% terhadap current RF, yaitu sebesar 536.35 MBBL. Adapun skenario II (skenario I + 3 sumur infill) memberikan nilai incremental RF sebesar 24.15% terhadap current RF, yaitu sebesar 1495.57 MBBL. Dari penelitian skenario pengembangan yang telah dilakukan, didapati skenario II sebagai skenario pengembangan terbaik.
Penentuan Volume Shale, Porositas, Resistivitas Air Formasi dan Saturasi Air Pada Lapisan P Lapangan C Christiane Patricia Manina Moruk; Rini Setiati; Arinda Ristawati
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (815.407 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7651

Abstract

Lapangan C yang terletak di wilayah Subang, Jawa Barat terdiri dari beberapa lapisan, salah satunya yaitu lapisan P yang memproduksikan gas. Untuk mengetahui besar cadangan gas pada lapisan P perlu diketahui nilai Gas Initial In Place (GIIP), salah satu data yang diperlukan dalam menghitung GIIP adalah nilai saturasi air. Selain menghitung nilai saturasi air, penelitian ini juga bertujuan untuk menentukan beberapa nilai petrofisik seperti nilai volume shale, porositas, dan resistivitas air formasi. Penelitian akan dilakukan pada dua sumur yaitu CS-02 dan CS-03. Penelitian ini dilakukan dengan menganalis log secara kualitatif dan kuantitatif dengan menggunakan software Geolog. Analisis log secara kualitatif bertujuan untuk menentukan lithology formasi serta menentukan zona hidrokarbon, sedangkan analisis log secara kuantitatif bertujuan untuk menentukan nilai-nilai petrofisik yang dibutuhkan. Nilai volume shale rata-rata yang didapatkan pada sumur CS-02 sebesar 16,48 % dan untuk sumur CS-03 sebesar 20,65 %. Untuk nilai porositas efektif rata-rata pada sumur CS-02 sebesar 20,93 % dan untuk sumur CS-03 sebesar 20,94 %. Nilai resistivitas air formasi akan dihitung menggunakan metode pickett plot dan didapatkan hasil nilai resistivitas air formasi rata-rata pada sumur CS-02 sebesar 0,121 OhmM dan untuk sumur CS-03 sebesar 0,066 OhmM. Untuk perhitungan saturasi air akan menggunakan metode Simandoux. Metode Simandoux biasa digunakan untuk formasi yang mempunyai kandungan shale sebesar 5-30%. Harga saturasi air dengan menggunakan metode Simandoux pada sumur CS-02 dan CS-03 secara berturut-turut yaitu sebesar 0,765 dan 0,125.
ANALISIS PELAKSANAAN PROSES SQUEEZE CEMENTING PADA SUMUR X-009 LAPANGAN X Muhammad Rafif Falah; Sugiatmo Kasmungin; Reno Pratiwi
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (537.812 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7715

Abstract

ABSTRAK Sumur X-009 terletak di kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan, 240 km dari Balikpapan maupun Banjarmasin,  Lapangan X merupakan lapangan penghasil minyak, yang dilakukan proses injeksi air untuk meningkatkan produksi minyak dengan terakhir kumulatif produksi sebesar 698332.66. Sumur X-009 telah mencapai watercut 99% dengan rate sebesar 1.83 Bopd. Sumur X-009 dinyatakan sudah tidak produktif dan dilakukan punutupan terhadap zona air. Proses penutupan menggunakan Squeeze Cementing dengan menggunakan metode balance plug. Sebelum dilakukan penutupan lubang perforasi, ditentukan titik atau daerah penyemenan yang akan dipompa, dimana target penutupan tersebut pada zona perforasi sumur X-009 berada pada interval kedalaman 690,6m – 768 m. Dari volume slurry yang dibutuhkan pada titik tersebut, didapatkan hasil sebesar 10 bbl. Sumur X-009 diketahui mempunyai kedalaman total 1163,8 m dengan temperatur 150° F dan menjadikan semen kelas G sebagai material yang sesuai untuk penyemenan. Lima jenis zat aditif yang digunakan pada operasi ini adalah D047 sebagai Antifoam agent sebanyak 0,6 gal, S001 sebagai Accelerator  sebesar 18,9 gal, D145A sebagai Dispersant sebesar 22 gal, D193 sebagai Fluid loss sebesar 62,9 gal, dan yang terakhir adalah D153 sebagai Anti Settling sebesar 28,3 gal. Sebelum proses pemompaan pipa diberi tekanan sebesar 2000 psi selama 15 menit dan tidak terjadi perubahan tekanan dan dapat disimpulkan tidak ada kebocoran. Injectivity test diberi tekanan sebesar 760 psi dengan rate 0,2 yang menandakan tidak loss. Hesitation dilakukan setelah proses penarikan drill pipe dengan memberi tekanan 660 psi selama 10 menit dan tidak terjadi perubahan tekanan. Proses pengerjaan pemompaan berlangsung selama 206 menit. Thickning time didapatkan hasil selama 268 menit menggunakan alat Vicat Penetrometer. Proses pengujian Compressive Strength menggunakan alat bernama Hydraulic Pressure.dan didapatkan hasil sebesar 2588 psi. Total biaya yang dikeluarkan pada keseluruhan operasi penyemenan berupa rangkaian, bahan, dan zat aditif didapatkan sebesar 16.004,2 USD.
STUDI SIMULASI RESERVOIR UNTUK MENENTUKAN POLA INJEKSI SUMUR YANG SESUAI PADA LAPANGAN X jason kristiadi darmawan; Sugiatmo Kasmungin; Widia Yanti
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (689.766 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7734

Abstract

Dalam rangka mempercepat peningkatan produksi, diusulkan untuk dilakukan perencanaan pengembangan dengan dilakukan beberapa sekenario dan injeksi air yang diterapkan untuk lapisan X1 dan lapisan X2 lapangan X. Penelitian ini dilakukan menggunakan simulasi reservoir dengan menggunakan black oil simulator CMG 2015. Data yang diperlukan untuk input ke simulator adalah data PVT, data SCAL, dan data sejarah produksi. Setelah dilakukan input data, kemudian dilakukan inisialisasi, history matching, dan kemudian dilakukan perencanaan pengembangan lapangan dengan 3 skenario yang berbeda. Simulasi dilakukan dengan rentang waktu antara 2019 sampai dengan 2035. Pada simulasi basecase dilakukan terhadap delapan sumur produksi dan satu sumur injeksi existing yang disimulasikan hingga tahun 2035 tanpa mengubah parameter yang berkaitan. Pada simulasi skenario 1 dilakukan workover terhadap 13 sumur yang sudah tidak beroprasi. Pada simulasi skenario 2 dilakukan penerapan pola injeksi air adjusted inverted five spot yaitu gabungan antara inverted four spot dan inverted five spot dengan menambahkan sembilan sumur injeksi. Pada skenario 2 ini dilakukan juga uji sensitivitas laju injeksi. Pada simulasi skenario 3 dilakukan penerapan pola injeksi air adjusted normal five spot dengan menggabungkan normal five spot dan normal four spot dengan menambahkan 45 sumur injeksi Pada skenario 3 ini dilakukan juga uji sensitivitas laju injeksi. Hasil yang di dapat dari penelitian ini didapatkan skenario terbaik adalah skenario 3. Pada skenario ke 3, injection rate terbaik adalah 200 bwpd sehingga dapat menghasilkan kenaikan recovery factor sebesar 5.46% dengan Np sebesar 8.4 MMSTB.
Wellhead Growth Evaluation and Analysis with Stiffness Method; an Onshore Gas Well Case Study Ganesha R Darmawan
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (954.101 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7740

Abstract

One of the challenges in designing a production or an injector well is the potential of wellhead growth primarily because of casings thermal stress that are connected to the wellhead. Well integrity issue could occur if this movement was not addressed correctly. Casing thermal stress was created by temperature change in production or injection gas or fluids. That temperature change induces uncontrolled heat transfer from tubing to the casing strings in form of casing thermal stress.One of gas field in Indonesia was producing gas with formation water. One well was showing significant wellhead growth during production. The hazard noticed was the stiffness of the surface flowline equipment, as the wellhead moving upward, but the flowline is not free to move. The flange connection between the Christmases tree manifold to the flowline was the weak point, causing the well has to be shut in for further investigations.Well constructions data collection continued with analysis was performed with  stiffness method in multistring well thermal growth model  as explained and developed by Q. Jim Liang[1] to calculate casing thermal stress and wellhead growth. Thermal growth is sensitive to the length of free moving casing sections, as the heat transfer laterally to the casing strings. This paper will evaluate and analyze the cause of wellhead growth on gas production well with stiffness method in multistring casing, and estimating the cement column height on the casings that might cause the measured movement.  A sensitivity of top of cements intermediate and production casing and how it affects the wellhead growth and thermal force. And also comparison forces between   annulus pressure and temperature will also discussed in this paper.
PENENTUAN ISI AWAL MINYAK DI TEMPAT MENGGUNAKAN SOFTWARE IPM-MBAL PADA LAPISAN R25 LAPANGAN RFR ridha Husla; Alief Mahadika Putra; Asri Nugrahanti
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (773.718 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.7897

Abstract

Reservoir merupakan tempat minyak dan gas terakumulasi di dalam bumi pada suatu perangkap struktural maupun stratigrafi. Dengan terperangkapnya hidrokarbon dalam reservoir, maka perlu diketahui berapa jumlah isi awal minyak di tempat yang ada pada lapangan tersebut. Tujuan karya tulis ini adalah untuk menentukan jenis tenaga dorong reservoir, nilai volume isi awal minyak di tempat, dan nilai recovery factor dari lapisan R25, struktur RDH, lapangan RFR. Total Sumur yang sudah dibor di lapangan RFR sebanyak 58 sumur (10 sumur produksi, 45 sumur suspended, dan 3 sumur abandon). Mekanisme pada lapangan RFR adalah natural flow dan lifting (ESP dan HPU). Pada penelitian ini lapisan yang digunakan adalah lapisan R25. Pada penelitian ini menggunakan dua metode penentuan jenis tenaga dorong reservoir yaitu metode kualitatif, dan Ganesh Thakur. Berdasarkan metode kualitatif didapatkan jenis tenaga dorongnya adalah solution with weak water drive, dan pada metode Ganesh Thakur didapatkan jenis tenaga dorongnya adalah solution drive. Dari hasil perhitungan nilai volume awal minyak di tempat menggunakan metode volumetrik didapatkan nilai sebesar 27,43 MMSTB, dan hasil perhitungan dengan menggunakan software Mbal sebesar 27,65 MMSTB. Selisih hasil perhitungan antara metode volumetrik dengan software IPM-Mbal sebesar 0,82%. Untuk hasil perhitungan nilai recovery factor menggunakan metode JJ Arps didapatkan nilai sebesar 26,76%.
OPTIMASI HIDROLIKA DENGAN METODE BHHP PADA TRAYEK 8 ½ INCH SUMUR X LAPANGAN Y Apriandi Rizkina Rangga Wastu; Onnie Ridaliani; Beta Resqy Avianti
PETRO: Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 3 (2020): SEPTEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (111.74 KB) | DOI: 10.25105/petro.v9i3.8031

Abstract

Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting dalam operasi pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya pemboran sangat tergantung dari lumpur pemboran yang dipakai. Lumpur merupakan semua jenis fluida yang digunakan untuk menyelesaikan permasalahan seperti tertinggalnya cutting di dasar lubang dengan mengangkat cutting kepermukaan sehingga proses pemboran dapat berjalan dengan lancar. Pada sumur X Lapangan Y akan dilakukan optimasi hidrolika untuk mengetahui hal-hal yang menjadi pertimbangan dalam memilih parameter  pemboran yang digunakan, serta faktor yang berpengaruh pada kinerja hidrolika pemboran dalam proses pengangkatan serbuk bor pada saat kegiatan pemboran.             Penelitian ini menggunakan metode BHHP (bit hiydraulic horse power) dimana hidrolika pemboran akan dievaluasi, apabila nilai yang diperoleh kurang dari 50% perlu dilakukan optimasi hidrolika. Pada metode CCI (cutting carrying index) akan digunakan dalam melihat seberapa baik lumpur dalam mengangkat cutting hingga ke permukaan, batas minimum  metode ini adalah 1.            Penelitian dilakukan dengan mengevaluasi trayek 8 ½ inch kedalaman 1924,26 hingga 2141,8 ft pada sumur X lapangan Y. Evaluasi hidrolika pemboran pada kedalaman yang diteliti memilki nilai persentase tekanan di bit kurang dari 50% sehingga perlu dilakukan optimasi hidrolika dengan data pompa yang dimilki. Pada trayek ini nilai yang sebelumnya berkisar antara 4% naik hingga 60% dan nilai Cutting Carrying Index berkisar di angka 4, laju alir optimum juga didapatkan yang berkisar pada nilai 373 GPM.             Berdasarkan hasil penelitian ini terdapar beberapa faktor seperti laju alir lumpur, densitas lumpur, rheology lumpur akan sangat memengaruhi hidrolika pemboran. Tekanan yang diberikan oleh pompa yang disalurkan hingga ke bit harus tepat untuk meminimalisir kehilangan tekanan yang mungkin terjadi, serta tekanan yang digunakan akan berpengaruh pada laju alir optimum lumpur didalam lubang sumur sebagai salah satu media yang digunakan dalam pengangkatan serbuk bor.Kata kunci: Lumpur, cuttings, hidrolika, BHHP, nozzle, daya.

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