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 290 Documents
 4   5   6   7   8 
BUILD RATE PREDICTION USING ARTIFICIAL NEURAL NETWORK FOR POSITIVE DISPLACEMENT MOTOR APPLICATION IN FIELD X Raka Sudira Wardana
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 1 (2018): April
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (354.055 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i1.3225

Abstract

One of the critical issue in drilling activity is well steering. Well trajectory as the result of well steering can affect well placement in reservoir, completion issue and anti-collision issue, etc. Steering wellbore to the wrong trajectory can cause damage and increase drilling cost. Directional driller performs well steering by giving steering command and controlling drilling parameters. This command is adjusted based on steering behavior of drilling BHA. Steering behavior is the ability of the drilling BHA in deviating wellbore based on given steering command and drilling parameter. By understanding the steering behavior of drilling BHA, directional driller can predict build rate and turn rate produced so accurate well trajectory can be accomplished. Several factors that affect steering behavior are steering command, formation characteristic, drilling assembly mechanism and drilling parameters. Obstacle in understanding steering behavior is the absence of correlation that connects each factor. Artificial Neural Network (ANN) is a tool that can find the relation between input parameters and output parameter without generating correlation, and use new input data to predict the value of the output. This research shows that Artificial Neural Network can be used as a tool to analyze steering behavior and predict build rate based on steering behavior. Using formation characteristic, steering mode, weight on bit, rotary speeds, jet impact force, motor bent angle and stabilizer size from 10 wells in field X as input parameters, ANN generates a model which later validated in predicting build rate from new dataset. The good agreement between prediction data and the actual data is showed in the results.
SQUEEZE CEMENTING DENGAN MENGGUNAKAN METODE BRADENHEAD SQUEEZE Teuku Revi Zuldiyan; M.G. Sri Wahyuni
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 1 (2018): April
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (46.205 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i1.3226

Abstract

Squeeze Cementing merupakan kegiatan penyemenan kedua. Latar belakang dilakukannya squeeze cementing adalah untuk memperbaiki penyemenan primer atau untuk menutup zona produktif yang sudah tidak ekonomis lagi. Tujuan dilakukannya penelitian terhadap pekerjaan squeeze cementing adalah untuk mengetahui dan menganalisa pekerjaan kerja ulang pindah lapisan dan kebutuhan dari pekerjaan squeeze cementing yang dilakukan. Analisa squeeze cementing dilakukan pada sumur T dan sumur R dengan kedalaman true vertical depth sumur T sedalam 4238 feet dan sumur R sedalam 829 feet. Pada sumur T dan sumur R akan dianalisa jenis metode squeeze yang akan dilakukan, teknik pemompaan, injectivity test, kebutuhan spacer, semen dan displacement serta akan dianalisa tekanan dari semen dan tekanan pemompaan. Dari hasil analisa pada sumur T dan sumur R diketahui metode squeeze cementing yang digunakan pada kedua sumur tersebut adalah dengan menggunakan metode bradenhead squeeze cementing dan dengan menggunakan teknik pemompaan tekanan rendah.
KONSENTRASI SILIKA DALAM UAP ENTALPI TINGGI PADA INLET TURBIN PLTP 150 MW.ELECTRIC Kris Pudyastuti; Kartika Fajarwati Hartono; Fadliah Fadliah; M. Syarif Fadhlurrahman
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 1 (2018): April
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (270.425 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i1.3227

Abstract

Secara luas diyakini bahwa kelarutan silika (SiO2)  di dalam uap panas bumi bertekanan rendah (5-10 bar) bisa diabaikan. Namun demikian ketika aliran massa uap yang melebihi 1.249 (10)7 ton per tahun diperhitungkan, maka akan ditemukan bahwa jumlah silika terlarut di dalam uap yang ditransmisikan ke jaringan produksi  memiliki potensi untuk memberikan endapan yang signifikan pada nosel turbin dan blade.Tulisan ini menjelaskan bagaimana menghitung jumlah silika terlarut dalam uap yang dipisahkan dari fluida panas bumi suhu tinggi (entalpi tinggi), pada inlet turbine sebuah PLTP. Data TDS silika terlarut di dalam fluida panas bumi suhu tinggi yang digunakan dalam studi ini merupakan informasi yang diambil dari beberapa publikasi.  Proporsi silika di dalam uap pada inlet turbine dihitung dengan menggunakan hubungan sederhana, yaitu rasio konsentrasi  silika dalam uap dan air versus rasio densitas dalam uap dan air.Hasil perhitungan menunjukkan bahwa sebuah PLTP 150 MWelectric  , yang memanfaatkan aliran massa fluida dari reservoir liquid dominated 250 oC, dengan  separator tekanan 10 bar, telah membawa sekitar 278 kg per tahun larutan silika dalam fase uap.
EVALUASI KAPASITAS RIG ONSHORE UNTUK PEMBORAN BERARAH TIPE “S” PADA SUMUR X LAPANGAN Y Muhammad Rivaldi
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 1 (2018): April
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (74.092 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i1.3228

Abstract

Operasi pemboran sumur X merupakan salah satu sumur pengembangan yang dilakukan dilapangan Y dengan target kedalaman 8977 ft TVD dan 9072 ft MD. Sumur X memiliki Trajektori sumur berarah tipe S dengan inklinasi maksimal tangent section sebesar 19,34o . Pada pemboran sumur ini digunakan rig NOV D-1000/54 yang merupakan sling shot cantilever mast dengan kapasitas menara sebesar 750.000 lbs , tenaga drawwork sebesar 1000 HP, kapasitas top drive sebesar 1000 HP, 2 pompa lumpur dengan total kapasitas 2000 HP , dan BOP dengan rating tekanan pada 10.000 psi. Rig NOV D-1000/54 dengan spesifikasi tersebut diperkirakan mampu melakukan operasi pemboran pada sumur X dan pemboran sumur pengembangan selanjutnya secara efisien dan aman. Dalam Tugas Akhir ini, Evaluasi kapasitas rig ini akan dilakukan dengan melakukan perhitungan kapasitas rig yang dibutuhkan dalam operasi pemboran sumur X pada empat aspek system yang bekerja pada rig yaitu drawwork dan menara pada hoisting system,tenaga top drive pada rotating system, tenaga pompa pada circulating system ,dan rating tekanan pada BOP system. Evaluasi pada sumur X dilakukan untuk membantu dalam pemilihan kapasitas rig yang lebih efesien,aman dan ekonomis untuk pemboran selanjutnya. Setelah dilakukan evaluasi kapasitas rig, Rig NOV D-1000/54 kapasitas beban pada menara (hoisting system),tenaga pompa lumpur (circulating system),dan kapasitas rating tekanan BOP (BOP system) dinilai sudah efisien dengan kapasitas yang digunakan secara berurutan sebesar 60,6 % , 94,5% dan 70,2% terhadap kapasitas yang tersedia. namun, ditemukan jarak yang cukup besar terhadap tenaga yang dibutuhkan saat pemboran sumur X dengan kapasitas yang tersedia pada tenaga drawwork (hoisting system) dan tenaga top drive (rotating system) yang digunakan sebesar 56,7 % dan 29,8% masih jauh lebih rendah dari kapasitas yang tersedia pada rig NOV D-1000/54 sehingga dilakukan pemilihan ulang terhadap kapasitas drawwork dan top drive yang berhasil membuat presentase tenaga yang digunakan meningkat menjadi 75,6% dan 62,73%
PENGGUNAAN FIBROSEAL DAN CaCO3 UNTUK MENGATASI MASALAH LOST CIRCULATION PADA SISTEM LUMPUR KCL POLYMER Abdul Hamid
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (513.648 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3675

Abstract

Pada Pemboran biasanya gterjadi masalah antara lain hilangnya lumpur ke dalam formasi, hal ini dapat menyebabkan kerugian terutama dari biaya pemboran khususnya biaya fluida pemboran. Penggunaan lost circulation msterial (LCM) yang tidak sesuai dengsn formasi yang ditembus oleh pahat dapat menyebabkan berubahnya sifat lumpur yang berakibat tidak optimalnya operasi pemboran. Penggunaan material fibroseal F dapat digunakan pada formasi batu pasir sehingga dapat menutup pori dari formasi tersebut dan tidak banyak merubah sifat fisik dari lumpur KCl Polymer. Sedangkan penggunaan CaCO3 sangat efektif digunakan pada formasi yang mengandung kapur. Dalam paper ini akan dicoba dalam uji laboratorium berapa banyak kandungan atau pound per barel (ppb) bahan LCM tersebut yang efektig digunakan dalam sisitem lumpur KCl Polymer dalam mengatasi masalah kehilangan lumpur atau lost circulation.
PENGARUH PENAMBAHAN “BARITE”, “HEMATITE”, DAN “MECOMAX” TERHADAP THICKENING TIME, COMPRESSIVE STRENGTH, DAN RHEOLOGI BUBURR SEMEN PADA VARIASI TEMPERATUR (BHCT) DI LABORATORIUM PEMBORAN DAN PRODUKSI Afdhal Huda; abdul hamid; Djoko Sulistyanto
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (336.728 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3676

Abstract

Problem yang sering terjadi pada perencanaan kegiatan penyemenan adalah penentuan campuran bubur semen yang tepat dan sesuai dengan kondisi sumur yang menjadi target penyemenan. Bubur semen terlebih dahulu dirancang sedemikian rupa dan juga diuji tingkat kelayakannya sebelum digunakan untuk penyemenan, sehingga sesuai dengan karakteristik sumur target penyemenan.Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui pengaruh penambahan konsentrasi tiga zat additive yang berperan sebagai weighting agent, yaitu Barite, Hematit, dan Mecomax, yang dilakukan pada variasi temperatur BHCT (30°C dan 50°C) terhadap thickening time, compressive strength, dan rheology bubur semen. Tes laboratorium dilakukan dengan bahan dasar semen bubuk kelas G API 10A, air mineral dan tiga zat additive tersebut.Dari penelitian ini diperoleh hasil bahwa penambahan zat additive wighting agent menurunkan nilai thickening time penurunan ini disebabkan oleh faktor perubahan temperature,karena temperatur 50°C memiliki nilai lebih kecil dari temperature 30°C, dan juga memiliki pengaruh terhadap nilai compressive strength yang cukup signifikan. Perubahan nilai compressive strength lebih disebabkan oleh faktor perubahan temperatur, pada temperatur 50°C, nilai compressive strength akan lebih tinggi daripada temperature 30°C. Terakhir, penambahan weighting agent juga berpengaruh terhadap penurunan nilai yield point, akan tetapi tidak mempengaruhi nilai plastic viscosity secara signifikan.
PERBANDINGAN KINERJA PRODUKSI SUMUR VERTIKAL DAN HORIZONTAL PADA RESERVOIR CBM DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR Mulia Ginting; Maman Djumantara
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (414.515 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3677

Abstract

Coalbed methane (CBM) merupakan salah satu sumberdaya alam yang belum termanfaatkan dengan baik. Penggunaan sumur vertikal atau sumur horizontal merupakan pilihan yang dapat digunakan dalam memproduksikan gas dari reservoir CBM. Pada penelitian ini dilakukan studi penggunaan sumur vertikal dan sumur horizontal untuk memproduksikan gas dari reservoir CBM. Selain itu dilakukan juga pengaruh panjang bagian horizontal pada sumur horizontal dalam produksi gas dari reservoir CBM.Studi dilakukan dengan menggunakan model simulasi reservoir. Dengan menggunakan model reservoir yang sama, dilakukan simulasi untuk membandingkan kinerja produksi sumur horizontal dan sumur vertikal.Hasil running simulasi menunjukkan laju produksi fluida dari sumur horizontal lebih besar dari pada sumur vertikal. Laju produksi gas dan laju produksi air dari sumur horizontal juga lebih besar dari pada sumur vertikal. Panjang bagian horizontal juga menunjukkan hal yang sama; semakin besar panjang bagian horizontal, produksi gas dan air juga semakin besar. Hal ini karena semakin panjang bagian lubang horizontal, maka semakin jauh daya serap sumur dan semakin luas daerah yang dapat diserap oleh sumur tersebut.
PREDIKSI KEDALAMAN TERBENTUKNYA WAX PADA SUMUR X LAPANGAN Y Mahyar Kurnianto; Aries Prasetyo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (748.653 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3678

Abstract

Ketika temperatur crude oil berkurang, komponen-komponen berat seperti paraffin/wax (C18 – C60) akan terpresipitasi dan mengendap pada dinding pipa. Pengendapan wax dapat menyebabkan diameter internal pipa berkurang dan pipa tersumbat. Laju produksi yang rendah dapat mempengaruhi terjadinya deposit wax karena waktu tinggal (residence time) minyak yang lama di pipa. Residence time minyak yang lama, menyebabkan adanya heat loss dari fluida, sehingga menurunkan temperatur minyak saat mengalir. Penelitian ini dilakukan dengan tujuan untuk memprediksi kedalaman terbentuknya wax pada sumur X. Untuk mengetahui kedalaman terbentuknya wax pada sumur X, yaitu dengan memplot hasil prediksi distribusi tekanan dan temperatur per kedalaman kedalam kurva wax deposition envelope. Fase wax pada sumur X akan muncul pada temperatur 131 °F dan tekanan 343 psi di kedalaman 300 ft dari kepala sumur dan pada saat tekanan statis reservoir mencapai 1752 psi.
SET OF WELL LOCATION DETERMINATION, DRILLING, COMPLETION, AND PRODUCTION METHODS IN RE-DEVELOPMENT OF A MATURE FIELD Hari Karyadi Oetomo
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1342.421 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3679

Abstract

XYZ oil field has been on production for 30 years, and has produced 189 MMBO of oil out of 491 MMBO of Original Oil in Place.  The reservoir consists of reefal limestone carbonate rock.  Initially, oil production was mainly coming from reservoir fracture; while rock matrix acted as secondary porosity.  The field is the largest field in the area, with 40% of recovery factor.  This number is high, but comparing to other fields with the same reservoir flow characteristics in the adjacent area, this number is the lowest.  By increasing recovery factor of 0.5%, it will add 2 MBO of oil reserves, which is still feasible to be further re-developed.  Several last well being drilled were using spesifics methods which are different from previous wells' methods; and the results were successful.  The methods are conventional method which included well location determination by using engineering maps, drilling technique, completion technique and production methods.  The preliminary result of the field re-development yield to 40% water cut wells in the area with wells of 98% water cut.
MENINGKATKAN LAJU ALIR MINYAK DENGAN MENGOPTIMASI INJEKSI GAS PADA SUMUR M LAPANGAN N Redha Iktibar; M G Sri Wahyuni; Djoko Sulistyanto
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 2 (2018): Agustus
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (409.135 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i2.3680

Abstract

Gas lift adalah suatu metode pengangkatan buatan yang dilakukan dengan cara menginjeksikan gas dengan tekanan tinggi ke dalam sumur melalui annulus casing dan masuk ke dalam tubing. Dimana gas yang diinjeksikan tersebut akan tercampur dengan fluida yang berada di dalam tubing sehingga membuat berat kolom fluida menjadi ringan dan mudah untuk diproduksikan ke permukaan. Banyaknya gas yang diinjeksikan kedalam sumur, titik kedalaman injeksi gas lift, serta ketersediaan jumlah gas lift yang ada sangat mempengaruhi rate dari fluida yang terproduksikan ke permukaan. Akan tetapi kita tetap harus melihat apakah gas lift yang diinjeksikan tersebut sudah cukup optimum dibandingkan dengan rate produksi saat ini. Terlalu banyaknya gas lift yang diinjeksikan sedangkan peningkatan produksi yang tidak terlalu signifikan menyebabkan banyaknya gas lift yang terbuang sia-sia. Setelah dilakukan perhitungan pada sumur yang dianalisis, dibutuhkannya dilakukan optimasi injeksi gas.

Page 6 of 29 | Total Record : 290

 4   5   6   7   8 

Filter by Year

2015 2025


Reset
Filter By Issues
All Issue 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