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 315 Documents
 28   29   30   31   32 
OPTIMALISASI BERTINGKAT BERBASIS INTEGRITAS ELASTOMER PROGRESSIVE CAVITY PUMP (PCP) Mohd Wirawan Putra Pamungkas; Hendra Budiman
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026
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.v15i2.26246

Abstract

This research aims to optimize oil recovery through technical evaluation and redesign of the Progressing Cavity Pump (PCP) artificial lift system in wells AW-01 and AW-02 at PT. Pertamina EP Asset 1 Jambi Field. The method used is formation productivity analysis using the Vogel Inflow Performance Relationship (IPR) curve, volumetric efficiency evaluation, Total Dynamic Head (TDH) calculation, and stator elastomer integrity threshold testing based on fluid abrasiveness and rotation speed (RPM). The results of this research activity are the identification of different optimization needs for both wells; AW-01 is optimized by increasing the Variable Speed Drive (VSD) frequency to 47 Hz (277 RPM) to reach 62% Qmax, while AW-02 requires a redesign using a 20 H 500 pump type to achieve the 80% Qmax target (791.348 bfpd) at a safe speed of 150 RPM. The Conclusion, Significance, and implications of the Research show that the tiered optimization strategy successfully increased production by 3.87 bopd for AW-01 and 9.45 bopd for AW-02. This study demonstrates that maintaining elastomer integrity by limiting RPM is crucial for preventing mechanical failure. The implication is that this approach provides a new operational standard in extending pump run life while maximizing reservoir potential economically and sustainably.
PENENTUAN INITIAL GAS IN PLACE DAN MEKANISME PENDORONG MENGGUNAKAN METODE MATERIAL BALANCE PADA RESERVOIR H Lindia Heviyanti; Andry Halim; Babas Samudera Hafwandi; Muhammad Dima Adiguna; Patriks Vero Tongkeles
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026
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.v15i2.26283

Abstract

A hydrocarbon reservoir is a medium where oil and gas accumulate, and its performance changes as production continues over time. As production proceeds, reservoir pressure declines, which may lead to a decrease in production rates. Therefore, reservoir performance evaluation is necessary to estimate hydrocarbon reserves and to understand the dominant drive mechanism that controls reservoir production behavior. This study aims to estimate the Initial Gas in Place (IGIP) of Reservoir H using the material balance method with the IPM MBAL simulator and to compare the results with the volumetric method. The data used in this study include PVT data, reservoir pressure data, production data, and other reservoir parameters. The volumetric calculation resulted in an IGIP value of 1.046 BSCF, while the material balance simulation using IPM MBAL produced an IGIP value of 1.098 BSCF. The difference between the two methods is 4.97%, indicating a good agreement between the simulation model and the actual reservoir conditions. The analysis of the energy plot from the history matching process indicates that the dominant drive mechanism in Reservoir H is water influx, suggesting the presence of aquifer energy support during the production period. The aquifer effect was modeled using the Fetkovich Steady State aquifer model with a radial aquifer system in the material balance analysis. The results of this study are expected to provide a better understanding of reservoir performance and support optimal reservoir management and development strategies.
INTEGRASI PARAMETER PEMBORAN DAN METODE D-EXPONENT UNTUK PENENTUAN ZONA TEKANAN LUAP PADA SUMUR “EA” LAPANGAN “LBK” Andrea Hasbullah; Bagus Adhitya; Hari Wiki Utama; Febiyora Chandra Kirana; Risnaliyah Nuriil Tadersi
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026
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.v15i2.26331

Abstract

Prediksi tekanan luap merupakan aspek krusial dalam operasional pemboran untuk menjamin keselamatan kru dan efisiensi biaya. Penentuan tekanan luap yang tidak akurat dapat memicu risiko teknis serius seperti kick, pipa terjepit (pipe sticking), hingga blowout. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan zona tekanan luap abnormal pada Sumur EA Lapangan LBK dengan mengintegrasikan parameter mekanis pemboran melalui metode d-exponent. Metodologi yang digunakan melibatkan pengolahan data real-time pemboran yang meliputi Rate of Penetration (ROP), Weight on Bit (WOB), Rotation per Minute (RPM), dan ukuran diameter pahat (bit size). Data tersebut dikonversi menjadi nilai d-exponent terkoreksi (dc-exponent) untuk meminimalisir pengaruh perubahan berat lumpur (mud weight) dan perbedaan litologi. Normal Compaction Trend ditetapkan untuk mengidentifikasi penyimpangan yang mengindikasikan adanya zona tekanan berlebih (overpressure). Hasil analisis menunjukkan bahwa pada Sumur EA, zona tekanan luap abnormal mulai terdeteksi pada kedalaman 4500 – 6000 ft. Hasil perhitungan metode d-exponent divalidasi dengan data leak-off test (LOT) dan data tekanan hidrostatik lumpur aktual. Integrasi parameter ini terbukti efektif dalam memberikan peringatan dini terhadap perubahan tekanan formasi secara dinamis. Hasil penelitian ini direkomendasikan sebagai dasar penentuan mud weight window dan desain casing setting depth untuk pengeboran sumur pengembangan selanjutnya di Lapangan LBK guna meminimalisir risiko kegagalan operasi.
EVALUASI PENCEGAHAN MASALAH GAS LOCK PADA ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DI SUMUR X LAPANGAN Y Rahmat Syah Alfathir Tatisina; Steven Chandra; Sandro C. Pattipawaej; Lia Mega; Sri H.Y. Mayaut
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026
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.v15i2.26438

Abstract

Permasalahan gas lock pada Electrical Submersible Pump (ESP) merupakan tantangan utama pada sumur dengan Gas Oil Ratio (GOR) tinggi karena dapat menghambat aliran fluida dan menghentikan produksi. Penelitian ini bertujuan menganalisis penyebab gas lock, mengevaluasi peran Variable Speed Drive (VSD) dalam pencegahannya, serta menentukan frekuensi operasi optimal ESP pada Sumur X, Lapangan Y. Metode yang digunakan adalah simulasi kuantitatif menggunakan software PIPESIM melalui analisis sensitivitas pada variasi frekuensi 60 Hz, 56 Hz, 50 Hz, 48 Hz, dan 42 Hz, serta memanfaatkan parameter Liquid Holdup Fraction (LHF) sebagai indikator kestabilan aliran. Hasil simulasi menunjukkan bahwa frekuensi 50 Hz memberikan kinerja paling optimal dengan LHF 83%–92% dan laju produksi 971,1 STB/hari. Frekuensi yang lebih tinggi (60 Hz dan 56 Hz) meningkatkan risiko gas lock, sedangkan frekuensi yang lebih rendah (48 Hz dan 42 Hz) menyebabkan penurunan produksi secara signifikan. Kesimpulannya, penggunaan VSD terbukti efektif dalam mencegah gas lock melalui pengaturan frekuensi operasi yang tepat untuk menjaga kestabilan aliran dan meningkatkan efisiensi produksi.
STUDI LABORATORIUM PENGGUNAAN SMOOTH FLUID 05 TERHADAP RHEOLOGY  LUMPUR PEMBORAN PADA VARIASI HIGH TEMPERATURE Gousree Ahmad Zanky Putra; Arinda Ristawati; Apriandi Rizkina Rangga Wastu; Rachmi Kartini; Havidh Pramadika
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026
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.v15i2.26980

Abstract

Lumpur pengeboran merupakan campuran kompleks berupa padatan, cairan, gas, dan bahan kimia. Lumpur pengeboran disirkulasikan sepanjang sumur untuk mengangkat cutting dari lubang sumur menuju permukaan (Abdideh dkk., 2013) Rheologi yang baik sangat penting dalam pengeboran sumur karena secara langsung mempengaruhi efisiensi, keamanan, dan stabilitas operasi pengeboran. Karakteristik rheologi lumpur yang baik untuk menjaga operasi pengeboran tetap stabil meliputi: menjaga cutting tetap di dalam lumpur saat pemboran berhenti, menjaga viskositas agar proses pemompaan efisien, high yield strength, dan shear thinning yang baik (Chinedu, 2019). Tantangan yang umum pada operasi pemboran yaitu formasi dengan sifat high pressure high temperature (HPHT). Hal ini dikarenakan rheologi akan menurun seiring dengan kenaikan temperatur (Amani, 2012). Penurunan rheologi ini akan mempengaruhi efisiensi dari lumpur pemboran. Pengeboran dalam kondisi HPHT dapat menggunakan lumpur water base mud dan oil base mud, namun pada kenyataanya oil base mud lebih banyak digunakan untuk mengatasi masalah dalam kondisi HPHT (Amani dkk., 2012). Penggunaan Smooth Fluid 05 pada sistem lumpur oil base mud ini diharapkan dapat mengatasi permasalahan pada sumur kondisi HPHT. Penelitian ini menggunakan metode kualitatif dengan melakukan analisa terhadap data yang diperoleh dari hasil percobaan perbandingan oil base mud SF-05 pada variasi oil water ratio serta temperatur yang berbeda untuk mengetahui rheologi lumpur pemboran. Penelitian ini menunjukkan bahwa sampel dengan OWR 80:20 mengalami penurunan yang lebih stabil karena kandungan minyak pada OWR tersebut 80% sehingga membuat sampel lumpur lebih viscous.

Page 32 of 32 | Total Record : 315

 28   29   30   31   32 

Filter by Year

2015 2026


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 15 No. 2 (2026): Juni 2026 Vol. 15 No. 1 (2026): Maret 2026 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