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
 5   6   7   8   9 
KAJIAN RENTANG BATAS KEWAJARAN UTILISASI PRODUKSI KILANG MINYAK INDONESIA Andry Prima; Bayu Satiyawira; Cahaya Rosyidan; Samsol Samsol
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (715.837 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3814

Abstract

Pada kurun waktu awal hingga akhir 2016,  terhentinya produksi kilang yang memprodusikan bahan bakar minyak secara tak terduga atau dikenal sebagai  “unplanned shutdown” berpotensi menyebabkan  penurunan produksi bahan bakar minyak (BBM) secara kseluruhan. Paper ini berupaya menyajikan “Lesson Learnt” yang dapat diambil oleh kilang-kilang di Indonesia dengan bercermin kepada “benchmark” guna memberikan gambaran dimana posisi utilisasi dari kilang-kilang Indonesia tersebut.
EVALUASI HOLE CLEANING SUMUR PANAS BUMI TERHADAP PRODUKSI UAP PADA SUMUR Z DI LAPANGAN S Bayu Satiyawira
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (238.035 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3815

Abstract

ABSTRAKSumur Z adalah sumur panasbumi dengan fluida produksi berjenis dominan uap (steam dominated) yang telah mulai berproduksi dari Tahun 1988 dengan kapasitas produksi uap sebesar 19 kg/s, seiring berjalannya waktu di awal Tahun 2015 Sumur Z mengalami penurunan produksi menjadi 7 kg/s sehingga kondisi ini menyebabkan Sumur harus ditutup. Dalam usaha untuk memperbaiki Sumur Z diperlukan analisis untuk menemukan terlebih dahulu penyebab terjadinya penurunan produksi dimana hasil analisis ini akan menentukan apakah sumur Z masih bisa diperbaiki atau tidak, karena apabila penyebab penurunan produksi bukan disebabkan oleh lubang sumur maka sumur ini tidak dapat diperbaiki karena pada saat penulisan ini dibuat belum ditemukan metode untuk perbaikan reservoir dominasi uap. Penelitian ini akan menunjukan efektifitas dari hole cleaning bagian dalam sumurterhadap produktifitas Sumur Z. Data-data yang akan dipergunakan diperoleh dari Perusahaan X, berupa data produksi harian dan data pressure-temperature-spinner sebelum serta setelah hole cleaning sumur. Metode yang akan dipergunakan untuk analisis kondisi lubang sumur Zdalah persamaan derivatif uap (Jorge A. Acuna, 2008) yang akan memperlihatkan penyebab dari terjadinya penurunan produksi dan untuk melihat efektivitas dari hole cleaning sumur terhadap penurunan produksi Sumur Z akan dilakukan dengan metode analisis pressure-temperatur-spinner sebelum dan sesudah dilakukan proses hole cleaning sumur yang akan menghasilkan perubahan produksi hasil dari hole cleaning Sumur Z. Hasil dari evaluasi ini akan menunjukan kemampuan analisis dari persamaan derivatif uap dalam penentuan kondisi sumur, dan efektivitas dari hole cleaning sumur pada sumur dengan produksi dominan uap. Hasil hole cleaning sumur pada sumur dengan jenis dominasi uap juga akan berpengaruh pada fluida yang terproduksikan oleh Sumur Z.
DIAGENESIS DAN PROPERTI BATUAN KARBONAT MIOSEN TENGAH CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA Firman Herdiansyah; Arif Dharmawan
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (2094.637 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3816

Abstract

Daerah penelitian secara administratif terletak pada daerah Citeurep provinsi Jawa Barat dan secara geografis daerah penelitian terletak pada koordinat 106o 28’ 26,4” – 107o 00” 00’BT dan 06o 28’ 26,4” – 06o 30’ 54” LS. Deskripsi megaskopis dan sayatan tipis menunjukan fasies yang terdiri dari Skeletal Packstone, Red Algae Packstone, Foram Packstone, dan Boundstone dengan lingkungan diagenesa mulai dari Mixing Zone, Fresh Water Phreatic, dan Meteoric Vadose. Porositas dan Permeabilitas didefinisikan dengan melakukan analisis routine dari core plug singkapan dan ditunjang oleh sayatan tipis untuk melihat jenis dari porositas yang ada. Grup dengan lingkungan diagenesa Meteoric Vadose memiliki porositas 10%-22% dan permeabilitas 0.03 mD – 1.3 mD, group dengan lingkungan diagenesa Fresh Water Phreatic memiliki porositas 3% - 24% dan permeabilitas 0.02 mD – 1.5 mD, sedangkan grup dengan lingkungan diagenesa Mixing Zone memiliki porositas 20% dan permeabilitas 0.03 mD.
PENGARUH HARGA GAS DAN KOMPONEN VARIABEL TERHADAP KEUNTUNGAN KONTRAKTOR PADA GROSS SPLIT Havidh Pramadika; Bayu Satiyawira
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (333.235 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3817

Abstract

Dengan adanya permasalahan-permasalahan yang ada dalam sistem kontrak PSC Cost Recovery, pemerintah merancang skema baru yaitu PSC Gross Split. Skema ini dirancang dalam rangka peningkatan efisiensi dan efektivitas pola bagi hasil produksi minyak dan gas bumi. Dimana dengan menerapkannya skema ini diharapkan kontraktor dapat melakukan investasinya di Indonesia secara lebih efisien, dan skema ini memberikan keleluasan serta tantangan yang besar untuk kontraktor. Sehingga apabila kontraktor dapat melakukan investasinya di Indonesia secara lebih efisien maka keuntungan yang didapatkan juga akan lebih besar. Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan didapatkan nilai NPV sebesar 28.282 MMUSD dan nilai IRR sebesar 16.684%. Sehingga pada kasus lapangan ini, dengan menggunakan sistem kontrak PSC Gross Split dikatakan layak. Selain itu, apabila dilihat dari segi analisis sensitivitasnya bahwa parameter yang paling mempengaruhi adalah harga gas dan komponen variabel. Suatu proyek dapat dikatakan menguntungkan atau layak apabila nilai NPV > 0 (positif), IRR > MARR, dan POT < umur proyek. Nilai MARR yang telah ditentukan yaitu sebesar 15%. Sehingga untuk parameter variable split memiliki nilai minimum agar tidak di bawah dari nilai MARR yaitu sebesar 17.22%. Sedangkan untuk harga gas, memiliki nilai minimum dengan persen perubahan sebesar 85%.
EVALUASI PERFORMA PRODUKSI SUMUR PADA STRUKTUR NAD DENGAN MENGGUNAKAN METODE CHAN’S DIAGNOSTIC PLOT DAN DECLINE CURVE ANALYSIS Nadira Putri Irianto; Muh Taufiq Fathaddin; Ridha Husla
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1274.346 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3818

Abstract

Evaluasi reservoir merupakan kegiatan rutin yang tidak dapat diabaikan agar dapat menentukan strategi pengurasan yang paling menguntungkan. Skripsi yang berjudul “Evaluasi Performa Produksi Sumur pada Struktur NAD dengan Menggunakan Metode Chan’s Diagnostic Plot dan Decline Curve Analysis” ini dibahas mengenai evaluasi performa produksi berdasarkan performa produksi sumur ND-05 agar mekanisme perilaku air yang terjadi pada tiap-tiap sumur dan ramalan penurunan produksi minyak keseluruhan pada struktur NAD. Metode Chan’s Diagnostic Plot adalah sebuah metode baru untuk menentukan mekanisme produksi air dan gas yang berlebihan dalam sumur produksi minyak bumi yang telah dikembangkan dan diverifikasi. Chan mengamati log-log plot WOR dan WOR’ vs waktu untuk mengetahui problema perilaku air di dalam sumur produksi. Metode Decline Curve Analysis dianalisa dari data produksi minyak dan air pada sumur di struktur NAD lapangan X untuk mengetahui kinerja laju produksi sumur pada periode waktu yang akan datang.
ANALISA OPTIMASI GAS LIFT PADA SUMUR RS-1 DI LAPANGAN RS Rachmi Septiani; Muh Taufiq Fathaddin; Djoko Sulistyanto
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (605.385 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3819

Abstract

Sumur RS-1 adalah sumur yang tidak mampu lagi untuk memproduksikan fluidanya secara sembur alam, sehingga membutuhkan instalasi artificial lift. Untuk produksi harian, sumur tersebut dibantu oleh artificial lift jenis continuous gas lift. Dengan bantuan gas lift, Sumur RS-1 dapat berproduksi selama beberapa tahun. Produksi tertinggi untuk Sumur RS-1 adalah sebesar 273 BFPD. Sumur RS-1 memiliki 3 gas lift valve dengan titik kedalaman injeksi berada pada kedalaman 2.743 ft. Dalam studi ini dilakukan analisia optimasi penggunaan artificial lift yang sudah terpasang yaitu continuous gas lift. Sumur RS-1 memiliki watercut diatas 50%, oleh karena itu, pembuatan grafik IPR Sumur RS-1 menggunakan composite IPR. Maka didapat nilai productivity index Sumur RS-1 sebesar 0,71. Optimasi Sumur RS-1 ini dilakukan dengan meningkatan laju alir gas injeksinya dari 0,002 mmscfd menjadi 0,2 mmscfd karena menghasilkan net income yang paling tinggi yaitu 1.979 USD/d dengan pertambahan oil rate yang awalnya sebesar 33,9 STB/d menjadi sebesar 65,2 STB/d.
RESERVOIR CHARACTERIZATION USING PRESSURE DERIVATIVE METHOD IN NA-20 WELL SENJA FIELD Nadhira Andini; Muh Taufiq Fathaddin; Cahaya Rosyidan
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 7 No. 3 (2018): Desember
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (715.392 KB) | DOI: 10.25105/petro.v7i3.3820

Abstract

The pressure behaviour of a well can be easily measured and is useful in analysing and predicting reservoir performance or diagnosing the condition of a well. Since a well test and subsequent pressure transient analysis is the most powerful tool available to the reservoir engineer for determining reservoir characteristics, the subject of well test analysis has attracted considerable attention. A well test is the only method available to the reservoir engineer for examining the dynamic response in the reservoir and considerable information can be gained from a well test. A well test is the examination of the transient behaviour of a porous reservoir as the result of a temporary change in production conditions performed over a relatively short period of time in comparison to the producing life of field. The build up can be both the part of the test when the well is shut in and a value represented by the difference in the pressure measured at any time during the build up and the final flowing pressure. The most common megods of transient (time dependant) pressure analysis required that data points be selected such that they fell on a well-defined straight line on either semi-logarithmic or cartesian graph paper. The well test analyst must the insure that the proper straight line has been chosen if more than one line can be drawn through the plotted data. This aspect of interpretation of well test data requires the input of reservoir engineer. Equally important is the design of a well test to ensure that the duration and format of the test is such that it produces good quality data for analysis. The results obtained from transient pressure analysis are used to discover the formation damage by detemining skin. This experiment will be analyzed oil well which is NA-20 well in Senja field. The results from the analysis of the data obtained on NA-20 well is 4.84 mD permeability, skin +1.42, pressure changes due to skin (ΔPskin) 264.384 psi, and flow efficiency 0.842 with 851.61 ft radius of investigation. The result from the analysis of the well showed that NA-20 well in Senja field have formation damage.
EVALUASI RESERVOIR BATURAJA PADA LAPANGAN FALCON DENGAN MENGGUNAKAN SIMULASI RESERVOIR UNTUK MEMAKSIMALKAN PRODUKSI Gerdha Agreska Lubis; Maman Djumantara
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 6 No. 3 (2017): OKTOBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (552.292 KB) | DOI: 10.25105/petro.v6i3.4275

Abstract

Falcon Field begins with the discovery of the GG-1 wells are explored in August 1974. The program DST performed on one zone at Falcon Field in the Baturaja Formation producing 429 BOPD and 0.14 MMCFD. Then in 1978, Falcon Field was developed by constructing three wells on the platform GGA and in 1988 made eight more wells on the platform GGB. Falcon Field is thepeak production in 1978 amounted to 5670 BOPD. Currently Falcon Field still in production of 1000 BOPD and 451 MCFPD of four wells. Cumulative production in January 2014 at 10.57 and 9.08 MMCF MMBO, and Recovery Factor is currently at 19.2%. Based on the structure map and well log correlation, Baturaja in Falcon Fields has anticline structure with orientation North-South fault. The thickness of zone has 1000 ft (~300 m) with oil column around 100 ft.To conduct field production performance predictions in the future, needs to be done the reservoir simulation modeling where the results are expected to represent the true reservoir model. Grid made in this model has a cell size of 50 mx 50 m with a thickness of 3 ft, 53 layers, and a total of about 650000 cell active cell. In the early, the validation of model is carried out for the initialization by using the Black Oil Simulator model. Initialization is intended to build initial equilibrium of the total hydrocarbon reservoir with the volume control of hydrocarbon static model calculations.The alignment stages of model or History Matching is done to see if the reservoir model that has been created to represent the actual condition of the reservoir. From the simulation reservoir the number of OOIP is 55.07 MMSTB, while OOIP with the static model is 55.2 MMSTB with a difference of 0.2 %.For the development of the Falcon Fields in the Reservoir Baturaja, the study was performed under planned five scenarios, namely the first scenario (base case), the second scenario (base case with the addition of rework moving field), the third scenario (Base case with wellwork and infill), the fourth scenario (Modeling Drawdown), and the fifth scenario (Modeling Downhole Water Sink). Scenario production started in January 2014 until January 2037 for 23 years with the aim to provide maximum drainage. Falcon Field production forecasting results for the first scenario, the second scenario, the third scenario, the fourth scenario, and scenarios fifth consecutive MMSTB of 12.87, 14.66 MMSTB, 15.3 MMSTB, MMSTB 14.01, 14.17 MMSTB with consecutive RF 23:37%, 26.62% , 27.78%, 25.44%, and 25.73%.
EVALUASI MASALAH RANGKAIAN BHA LEPAS PADA PEMBORAN BERARAH DI SUMUR X LAPANGAN Y Kamaranggi Nugrasiswandono
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 6 No. 3 (2017): OKTOBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (1098.373 KB) | DOI: 10.25105/petro.v6i3.4276

Abstract

Kegiatan operasi pemboran berarah merupakan salah satu cara untuk memaksimalkan pengurasan minyak. Kondisi geologi yang berbeda pada setiap formasi merupakan tantangan pada pemboran ini. Dengan adanya metode pemboran berarah ini diharapkan performa produksi lebih baik dibandingkan metode pada pemboran vertikal. Namun pada kenyataannya tidak selalu demikian, banyak masalah yang kerap sering terjadi pada pemboran berarah salah satunya adalah rangkaian bottom hole assembly lepas di dalam sumur. Bottom Hole Assembly (BHA) adalah serangkaian kombinasi peralatan bawah permukaan yang dipasang pada rangkaian drill string sehingga diperoleh suatu performance yang baik dalam membentuk kemiringan dari lintasan lubang bor. Rangkaian BHA lepas pada operasi pemboran berarah menyebabkan proses pengoboran sumur terhenti. Masalah tersebut dapat disebabkan oleh berbagai macam faktor. Hal ini dapat diketahui dengan cara mengevaluasi apa penyebab dari rangkaian BHA lepas tersebut sesuai dengan metode perhitungan BHA. Selain mengevaluasi apakah penyebab dari rangkaian BHA tersebut lepas, drilling engineer harus dapat mengatasi masalah tersebut dengan cara mengangkat rangkain BHA yang tertinggal di dalam sumur sehingga kegiatan operasi pemboran dapat dilanjutkan lagi.
ANALISA PENYEBAB HILANG SIRKULASI LUMPUR PADA PEMBORAN SUMUR X LAPANGAN Y Pradiko Pradiko.Z.H; abdul hamid; puri wijayanti
PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 6 No. 3 (2017): OKTOBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | Full PDF (566.044 KB) | DOI: 10.25105/petro.v6i3.4277

Abstract

Lost circulation is one of the major problems in the drilling operation which can lead to not obtaining cutting, stuck pipe, and blow out. Therefore, lost circulation must be addressed because it has a high risk can increase the cpst and time during the drilling process. In general, there are several techniques that can be used to overcome the loss of circulation, one which is the use LCM (lost circulating material).In this thesis will investigate the loss circulation of drilling mud in the X well. The spud process in X well was started in March 2nd 2013, and reached total depth at 8950 ftMD. Drilling process has breakhtrough Lidah, Kawengan, Wonocolo, Ngrayong, and Tuban Karbonat formation and lost circulation was happen in Tuban Karbonat formation. Mud that used in this job was oil base mud and changed to KCL polymer when drilling into production zone.The cause of lost circulation taht occurs in X well because of the formation which has pores large of particle size, so that the mud flow into the formation and pressure in the hole is greater than the formation pressure. The controlling method which is used to handle the problem is using LCM which is Calsium Carbonate (CaCO3) and do Blind Drilling.

Page 7 of 29 | Total Record : 290

 5   6   7   8   9 

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