Garuda - Garba Rujukan Digital

Article Per Year (5 Year)

All

Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan

petro
Website

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 301 Documents

12 13 14 15 16

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

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

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.

ANALISIS PENGARUH GAS OIL RATIO TERHADAP HEAD DEGRADTION PADA SUMUR ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP Muhammad Almer Yandra; Djoko Sulistyanto; Djunaedi Agus Wibowo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 10 No. 4 (2021): DESEMBER
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.v10i4.7738

Produksi sumur minyak mengunakan artificial lift electric submersible pump memiliki beberapa keterbatasan, salah satunya adalah gas yang terproduksi bersama dengan minyak, gas yang terproduksi bersama dengan minyak dapat menurunkan nilai head dari pompa electric submersible pump. Sumur pada penelitian kali ini memproduksi minyak ringan dengan nilai GOR yang tinggi, peningkatan nilai GOR membuat desain electric submersible pump yang terpasang tidak mampu mempertahankan jumlah produksi yang ditentukan, untuk itu dilakukan penelitian mengenai pengaruh head degradation terhadap laju produksi pada sumur ESP dengan GOR tinggi. Penelitian ini menggunkan variabel nilai GOR 3000 scf/stb. Sumur ini mampu untuk berproduksi maksimum 8202,2 STB/day, sehingga laju produksi yang ditentukan sebesar 6600 STB/day. Saat ini telah terpasang pompa ESP tipe Reda S8900N. Hasil desain pada GOR 3000 pompa S8900N tidak mampu untuk berproduksi sesuai yang ditentukan maka dilakukan pergantian pompa Reda H15500N 155 stage dan membutuhkan intake gas separator 80%. Berdasarkan hasil analisis terjadi penurunan head pompa atau head degradation akibat nilai GOR.

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

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.

INTERPRETASI DATA SEISMIK DENGAN MENGGUNAKAN SOFTWARE KINGDOM 6.7.1 mohammad hasib; Adi Susilo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Seismic method can provide detailed information on the subsurface structure to determine the prospect / potential of hydrocarbons. There are few previous studies have used KINGDOM software in processing and interpreting seismic data to determine hydrocarbon potential. Therefore, in this study we provide an overview of how the KINGDOM software works which can be used as an option in processing and interpreting seismic data. This research area is the area of East Java basin. The data used are secondary data. The seismic data used is the final PSTM - STACK - SUKOWATI 3D. Extension is used in the form of SGY File. Selected area in interpretation is inline within range 6100 to 6500 (dimensionless) and crossline within range 12700 to 13000 (dimensionless), with the increment about 10. KINGDOM 6.7.1 software is used for seismic data processing. Interpretation of seismic data is done to obtain information from seismic data, to provide a conclusion that can be accounted by the analysis of all available information or data in order to determine the subsurface structure of the prospect to do the drilling. As for the 3D, the form of the anticline is seen with details like the shape of the anticline in general. The apparent anticline probably indicates the presence of hydrocarbons (oil and gas).

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

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

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.

Evaluation of Aerated Drilling in K-01 Geothermal Well using Guo Ghalambor’s Gas-Liquid Rate Window Raka Sudira Wardana; Khansa Rasyidah
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Common problem in geothermal drilling is loss circulation problem. One of the common methods to cure loss circulation problem is using Lost Circulation Materials (LCM), but in the production zone, using LCM can damage the production zone. Therefore, underbalanced drilling is method that can be used to prevent loss circulation problems in production zone in geothermal well. One of the most common underbalanced drilling methods is aerated drilling or foam drilling. Aerated drilling was used to overcome the loss of circulation problem in production zone in K-01 Geothermal Well. Even though, the aerated drilling was already used, but the loss circulation problem was still occurred. The purpose of this research is to evaluate aerated drilling operation in K-01 Well using Guo Ghalambor’s Gas-Liquid Rate Window and make recommended gas-liquid rate for the next drilling operation. Gas-Liquid Rate Window is constructed using characteristic of the formation, drilling parameters, daily drilling report and also fluid injection characteristics that was used for aerated drilling operation in K-01 geothermal well. Using the constructed Gas-Liquid Rate Window, an evaluation is carried out for the drilling operation in K-01 geothermal well. The gas-liquid rate parameters used in aerated drilling operations is evaluated while checking the loss circulation event from the mud logging data. After the evaluation of the aerated drilling is carried out in then a suggestion is made for the next drilling operation. Based on the evaluation, the combination of gas-liquid rates that was used on the 9.875"hole section in K-01 Well was in the outside of the constructed GLRW therefore loss circulation problem occurred. The recommended gas-liquid rate combination from this research can be used to determine the gas-liquid rate combination to prevent loss circulation problems, wellbore damage and cutting transport problems.

POTENSI BIOPOLIMER DARI EKSTRAKSI NANOSELULOSA DAUN KAPAS SEBAGAI AGEN PENINGKATAN VISKOSITAS PADA INJEKSI POLIMER Idham Khalid; Fitra Ayu Lestari; Muhammad Khairul Afdhol; Fiki Hidayat
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

One of the methods used to optimize oil production is biopolymer injection. In this study, nanocellulose from cotton leaves was made into a biopolymer by combining the cotton leaf synthesis method with ascorbic acid, then sonified and hydrolyzed using ethanol. SEM and FTIR tests were carried out to see the size and chemical structure. The rheology of KLNC biopolymer was compared with the bipolymer from Xanthan Gum. The salinity and compatibility tests were carried out at various concentrations, as well as knowing the resistance of the biopolymer at reservoir temperature. The results of this study, the morphological shape of KLNC shows that the extraction process does not damage the surface structure. With the same concentration, KLNC biopolymer had a higher viscosity compared to Xanthan Gum biopolymer. KLNC biopolymer is more resistant to salinity and thermal than Xanthan Gum. So that KLNC Biopolymer has the potential to be further developed and researched.

STUDI LABORATORIUM PENGGUNAAN LUMPUR SMOOTH FLUID 05 DAN SARALINE PADA TEMPERATUR TINGGI Apriandi Rizkina Rangga Wastu; Ridha Husla; Lilik Zabidi; Abdul Hamid
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 9 No. 4 (2020): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Dalam operasi pemboran, lumpur pemboran mempunyai peranan yang sangat penting karena memiliki fungsi-fungsi yang tak tergantikan. Kegiatan pemboran berhubungan dengan masalah-masalah yang disebabkan oleh kondisi yang kompleks di formasi karena adanya perubahan temperatur, tekanan, dan kontaminasi dari fluida formasi. Penggunaa lumpur pemboran diperlukan untuk dapat menghadapi permasalahan-permasalahan tersebut. Pada penelitian mempunyai latarbelakang untuk mengetahuai seberapa berhasilkan penggunaan system lumpur Oil Base Mud berupa Saraline dan Smooth Fluid 05. Diketahui pada pemboran offshore pengaruh tekanan dan temperatur sangat mempengaruhi kualitas dari lumpur yang digunakan. Pada saat sirkulasi lumpur akan mendapat pengaruh temperatur tinggi dari formasi tersebut. Pada pembuatan lumpur pemboran ini dilakukan untuk memperoleh suatu hasil formulasi yang tahan terhadap perubahan temperatur, tekanan, dan kontaminasi oleh karena itu pemilihan aditif sangat penting, terutama jika terjadi perubahan temperatur pada lapangan tersebut serta kompatibel satu sama lain. Pengujian pada lumpur ini yaitu untuk mengetahui apakah terjadi perubahan pada sifat fisik lumpur tersebut seperti densitas, rheology lumpur, filtration loss, dan electrical stability jika lumpur tersebut diberikan perubahan temperatur tinggi. Berdasarkan hasil penelitian ini bahwa semakin tinggi temperatur maka nilai densitas dan rheology lumpur (plastik viskositas, yield point dan gel strength), tersebut akan semakin menurun dikarenakan faktor dari suhu tersebut yang membuat lumpur semakin encer. Pada nilai Filtration loss pada kedua sample tersebut menunjukan kenaikan sebesar 4,6 – 5,5 cc/30 menit namun masih dalam batas wajar karna masih sesuai dengan standarisasi yang digunakan. Pada nilai electrical stabilitas pada kedua sample lumpur tersebut menunjukkan semakin tinggi temperatur maka nilai electrical stabilitas pada sample lumpur tersebut akan semakin menurun, namun hasil pada sample lumpur ini mempunyai hasil diatas 500 volt maka komposisi lumpur minyak saraline dan smooth fluid 05 dengan nilai oil water ratio 85:15 mempunyai kandungan oilwet yang sangat baik Kata kunci: Lumpur Pemboran, Oil Base Mud, Temperatur, rheology, Filtration loss, Electrical Stability, Saraline, Smooth Fluid 05

Page 14 of 31 | Total Record : 301

12 13 14 15 16

Filter by Year

2015 2025

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

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

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

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

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

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