cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Wulandari Dianningtyas
Contact Email
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Phone
+6221-7394422
Journal Mail Official
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Editorial Address
Jl. Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230
Location
Kota adm. jakarta selatan,
Dki jakarta
INDONESIA
LEMBARAN PUBLIKASI MINYAK DAN GAS BUMI
Published by LEMIGAS
ISSN : 20893396     EISSN : 25980300     DOI : 10.29017/LPMGB.58.1.1610
Core Subject : Science, Social, Engineering,
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Earth & Planetary Sciences Energy Environmental Science
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi (LPMGB) merupakan jurnal resmi yang dipublikasikan oleh Balai Besar Pengujian Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS untuk menyebar luaskan informasi terkait kegiatan penelitian, pengembangan rekayasa teknologi dan pengujian laboratorium di bidang migas. Naskah dari berbagai lembaga penelitian, perguruan tinggi dan industri migas dari dalam dan luar negeri
Arjuna Subject : Energi (semua kategori) - Teknologi Bahan Bakar
Articles 5 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB" : 5 Documents clear
KARAKTERISTIK GUNUNG LUMPUR ZONA REMBANG DAN IMPLIKASINYA TERHADAP LAPANGAN MIGAS DI JAWA TIMUR M. Burhannudinnur
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Penelitian gunung lumpur (mud volcano) sudah banyak dilakukan oleh para peneliti terdahulu, namun belum ada yang komperhensif membahas menggunakan integrasi data permukaan dan bawah permukaan. Zona Rembangterdapat beberapa gunung lumpur dengan manifestasi permukaan yang beragam dan berada di sekitar lapangan migas yang masih produktif hingga sekarang. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan data lapangan dan data bawah permukaan. Data lapangan yang diambil berupa morfologi gunung lumpur dan pengambilan perconto lumpur pada Gunung Lumpur Kuwu, Crewek, Cangkringan, Medang, Kesongo dan Anak Kesongo. Dari data permukaan tersebut dilakukan analisis karateristik gunung lumpur dan sumber gunung lumpur. Kemudian diintegrasikan dengan analsis data bawah permukaan berupa data log sumur dan seismik. Hasil dari analsis data bawah permukaan tersebut digunakan untuk mendeliniasi zona overpressure yang merupakan penyebab dari munculnya gunung lumpur. Integrasi dari analisis data permukaan dan bawah permukaan tersebut menghasilkan suatu mekanisme sistem gunung lumpur. Potensi sumber gunung lumpur (sub sistem generatif) mulai diendapkanpada waktu Formasi Tawun dengan sebaran mengikuti jejak arah Meratus. Besaran laju sedimentasi yang cukup tinggi dibandingkan formasi lain pada sedimen yang berbutir halus menyebabkan terbentuknya zona overpressureyang merupakan elemen subsistem migrasi
IDENTIFIKASI BEDROCK MENGGUNAKAN PEMODELAN 2D SEISMIK TOMOGRAFI DENGAN SOFTWARE GMSH DAN PHYTON DI DAERAH GUNUNG PEYEK CISEENG, BOGOR, JAWA BARAT Agus Abdullah; Putri Tamado B; Eka Setyaningrum; Mega Dwi A; Afif Fakhri S
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Daerah Bogor merupakan daerah yang memiliki geomorfologi yang tersusun atas batuan yang bersifat ductile. Suatu bangunan seharusnya didirikan pada suatu lapisan bedrock yang bersifat rigid agar bangunan tersebut dapat berdiri dengan kokoh dan dapat meminimalisir adanya kerusakan bangunan, untuk mengukur dan memodelkan geologi dari bedrock dapat menggunakan metode 2D seismik tomografi dengan irregular mesh pada software GMSH lalu dilakukan inversi tomografi dengan Python. Pemodelan forward dan inversi dilakukan secara berulang hingga diperoleh data traveltime hasil perhitungan berdasarkan model terbaru yang paling sesuai dengan data traveltime observasi. Hasil yang diperoleh adalah pemetaan lapisan bawah permukaan bumi hingga ke bedrock secara detail, dan perhitungan matematis yang cepat. Maka dari itu, dengan menggunakan metode 2D tomografi dengan irregular mesh dapat mengetahui karakteristik lapisan dekat permukaan bumi dengan respon inversi tomografi berupa data kecepatan dan menentukan letak pondasi bangunan.
STRATEGI PENGEMBANGAN SHALE GAS DI FORMASI LAHAT M. Mufarrid Ash Shabuur; Eko Widi P
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Kebutuhan minyak dan gas bumi dari sumber energi fosil di Indonesia semakin meningkat sedangkan cadangan migas yang dihasilkan dari reservoir konvensional semakin berkurang. Untuk mengantisipasi kekurangan kebutuhan akan gas, diperlukan tinjauan sumber daya non konvensional, salah satunya adalah shale gas. Shale gas merupakan salah satu energi alternatif yang memiliki potensi besar di Indonesia. Berdasarkan kajian pemerintah, potensi shale gas di Indonesia sekitar 574 TCF yang tersebar di tujuh cekungan. Makalah ini akan membahas estimasi cadangan pada Formasi Lahat Sumatera Selatan dengan Lingkungan Pengendapan Lacustrine, berdasarkan penelitian data reservoir di daerah konvensional yang telah ada di cekungan Sumatera Selatan. Formasi ini akan dikembangkan sebagai batuan induk dan reservoir sekaligus. Data GnG digunakan untuk mengetahui potensi dan sweetspot pada formasi tersebut. Estimasi Gas In Place ditentukan dengan metode Lewis dan Jarvie untuk adsorbsi kandungan gas, yang mempunyai total luas sweetspot 4378.9 hektar, pada kedalaman 2125mMd - 2175mMd, dengan ketebalan reservoir 50 m atau 164 ft, dan diperoleh Gas in Place sebesar 146,8 Bcf. Berdasrakan parameter petrofisika dan desain sumur (hydraulic fracturing dan pemboran sumur horizontal), profil produksi sumuran dapat diprediksi dengan bantuan software simulasi IHS Fekete Evolution, yang juga dapat digunakan saat skenario penambahan sumur produksi. Penulis merancang skin value pada -3, dengan membuat panjang efektif sumur horizontal 3000- 10000 ft dan variasi stages rekahan dengan jarak antar stages adalah 500 ft, dan fracture half length 200-300 ft. Kemudian dari nilai cadangan tersebut dilakukan peramalan selama 24 tahun dengan membuat rate plateu lapangan diatas 10 MMScfd, dengan minimum plateu selama 14 tahun, dan diperoleh recovery factor terbesar dari beberapa skenario adalah 71.058%.
PENENTUAN SWELLING FACTOR DAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM UNTUK PENERAPAN INJEKSI GAS KARBONDIOKSIDA DI LAPANGAN MINYAK Dedy Kristanto; Hariyadi; Wibowo; Windyanesha Paradhita
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Pengembangan (swelling) minyak dan tekanan tercampur minimum (TTM) merupakan dua faktor yang penting dari mekanisme pendesakan gas karbondioksida (CO2 ) yang terjadi di reservoir untuk penerapan injeksi CO2 di lapangan dalam upaya meningkatkan perolehan minyak tahap lanjut. Dalam paper ini penentuan swelling factor dilakukan menggunakan PVT cell, dimana fluida rekombinasi diinjeksikan dan dikondisikan pada temperatur reservoir. Sedangkan penentuan TTM antara sampel minyak dengan gas CO2 dilakukan menggunakan tiga cara, yaitu persamaan empiris, secara korelasi dan percobaan laboratorium menggunakan Slimtube. Berdasarkan hasil analisa swelling test selama proses injeksi gas CO2 sampai 46,82% mol, tekanan gelembung meningkat secara bertahap dari 410 psig sampai 2200 psig dan faktor swelling meningkat dari 1.0 sampai 1.442. Penentuan TTM menggunakan persamaan empiris (2807 Psig) dan korelasi Holm & Yosendal (2750 Psig) adalah yang paling mendekati dengan hasil penentuan dari analisa laboratorium (2800 Psig). Didasarkan pada besarnya tekanan rekah formasi di Lapisan F sebesar 2200 Psig dan TTM sebesar 2800 Psig, maka dalam penerapannya di lapangan injeksi gas CO2 hanya dapat dilakukan secara pendesakan tak tercampur.
DECLINE CURVE ANALYSIS: METODE LOSS RATIO DAN TRIAL ERROR AND X2 CHI-SQUARE TEST, PADA FORMASI KAIS, LAPANGAN R, PAPUA BARAT Arief Rahman; Warto Utomo; Supanca Ade Putri
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Lapangan R merupakan lapangan minyak tua yang teletak di Cekungan Bintuni, Papua Barat, yang ditemukan oleh Nederlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatschappij (NNGPM) pada tahun 1941 dengan kumulatif produksisebesar 2,1 MMBBL. Lapangan ini memiliki 30 sumur, dengan 12 sumur produksi pada periode tahun 1952 1961, dengan reservoir berupa batugamping platform yang tight pada Formasi Kais. Untuk pengembangan lapangan R,dibutuhkan peramalan produksi untuk menghitung keekonomian lapangan. DCA (Decline Curve Analysis) dengan metode Loss Ratio dan Trial Error and X2 Chi-square test dapat menentukan peramalan laju produksi minyak (Qo) dan kumulatif produksi (Np), Estimate Ultimate Recovery (EUR), Recovery Factor (RF), Estimate Remaining Reserves (ERR), dan durasi/waktu pengambilan minyak sisa (tl), berdasarkan economic limit per-sumur dilapangan R sebesar 7,4 BOPSD. DCA lapangan R dibagi dalam 2 kompartemen, yaitu kompartemen-1 (3 sumur produksi), dan kompartemen-2 (9 sumur produksi), dengan suatu sealing fault sebagai pemisahnya. Diketahui nilai volume minyak pada reservoir (OOIP) Kompartemen-1 adalah 2,09 MMSTB, OOIP Kompartemen-2 adalah 51,68 MMSTB. Setelah dilakukan analisis tren pada kurva produksi harian pada tiap kompartemen, didapatkan nilai b dan Di, yang digunakan untuk perhitungan peramalan Qo dan Np. Hasilnya, pada Kompartemen-1, dengan 1 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 6,09 bulan atau 0,51 tahun, EUR = 330.357 STB, RF = 15,81%, dan ERR = 27.676 STB. Sedangkan pada kompartemen-2, dengan 6 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 54,71 bulan atau 4,56 tahun, EUR = 3.347.557 STB, RF = 6,48%, dan ERR = 1.883.712 STB

Page 1 of 1 | Total Record : 5

 1 

Filter by Year

2019 2019


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 58 No. 1 (2024): LPMGB Vol. 57 No. 3 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 2 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 1 (2023): LPMGB Vol. 56 No. 3 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 2 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB Vol. 55 No. 3 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 1 (2021): LPMGB Vol. 54 No. 3 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 2 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 1 (2020): LPMGB Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 1 (2019): LPMGB Vol. 52 No. 3 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 2 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB Vol. 51 No. 3 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 2 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 1 (2017): LPMGB Vol. 50 No. 3 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 2 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 1 (2016): LPMGB Vol. 49 No. 3 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 2 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 1 (2015): LPMGB Vol. 48 No. 3 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 2 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 1 (2014): LPMGB Vol. 47 No. 3 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 2 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 1 (2013): LPMGB Vol. 45 No. 3 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 2 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 1 (2011): LPMGB Vol. 44 No. 3 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 2 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 1 (2010): LPMGB Vol. 43 No. 3 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 2 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 1 (2009): LPMGB Vol. 42 No. 3 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 2 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 1 (2008): LPMGB Vol. 41 No. 3 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 2 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 1 (2007): LPMGB Vol. 40 No. 3 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 2 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 1 (2006): LPMGB Vol. 39 No. 3 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 2 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 1 (2005): LPMGB Vol. 38 No. 3 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 2 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 1 (2004): LPMGB Vol. 37 No. 1 (2003): LPMGB Vol. 36 No. 3 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 2 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 1 (2002): LPMGB Vol. 24 No. 2 (1990): LPMGB Vol. 24 No. 1 (1990): LPMGB Vol. 23 No. 3 (1989): LPMGB Vol. 23 No. 1 (1989): LPMGB Vol. 21 No. 3 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 2 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 1 (1987): LPMGB Vol. 20 No. 3 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 2 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 1 (1986): LPMGB Vol. 19 No. 3 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 2 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 1 (1985): LPMGB Vol. 18 No. 3 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 2 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 1 (1984): LPMGB Vol. 17 No. 2 (1983): LPMGB Vol. 15 No. 1 (1981): LPMGB Vol. 14 No. 3 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 2 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 1 (1980): LPMGB More Issue