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. 56 No. 1 (2022): LPMGB" : 5 Documents clear
Interpretasi Sumur Log untuk Menentukan Zona Prospek Hidrokarbon pada Cekungan Akimeugah, Papua Dian Novita; Dzul Fadli Badaruddin; Sorja Koesuma; Handono Ramelan
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

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

Abstract

Dalam eksplorasi cadangan minyak dan gas bumi memiliki proses yang sangat panjang, yaitu dari penentuan daerah yang potensial mengandung hidrokarbon, survei seismik, eksplorasi, dan produksi. Salah satu tahapan dalam proses tersebut adalah proses well logging, yaitu untuk memperkirakan zona reservoir pada suatu lapangan atau sumur minyak. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifi kasi zona reservoir menggunakan data well logging dengan parameter berupa volume clay, porositas, dan saturasi air pada area Akimeugah di sumur KAU-1 dan KAU-2. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan pemahaman mengenai pemanfaatan dan penggunaan sumur log. Metode yang digunakan adalah dengan menentukan koefi sien korelasi antara porositas efektif (PHIE) dengan porositas laboratorium dan mengukur kandungan lempung, porositas, dan saturasi air dalam formasi. Koefi sien korelasi porositas terhadap porositas laboratorium pada sumur KAU-1 adalah 0,739 dan sumur KAU-2 adalah 0,747. Hasil yang diperoleh dari penelitian ini dimungkinkan terdapat batuan tudung pada Formasi Piniya (sumur KAU-1 dan KAU-2) dengan zona reservoir antara Formasi Woniwogi hingga Toro pada sumur KAU-1 dan zona reservoar pada Formasi Woniwogi dan Toro pada sumur KAU-2. Kandungan saturasi hidrokarbon pada Formasi Woniwogi berkisar antara 0 - 86,51 % dan Formasi Toro 0 - 71,17 % di sumur KAU-1. Sedangkan di sumur KAU-2, pada Formasi Woniwogi saturasi hidrokarbon sekitar 0 - 86,71% dan Formasi Toro 0 - 87,08 %.
CCUS-Aksi Mitigasi Gas Rumah Kaca dan Peningkatan Pengurasan Minyak CO2-EOR Sugihardjo
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

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

Abstract

Emisi CO2 pada saat ini sangat tinggi yaitu pada tingkat lebih dari 400ppm di atmosfer, karena pembakaran bakar fosil yang terus menerus meningkat seiring dengan aktivitas industri yang terus bertambah. CO2 dalam jumlah besar yang dapat diterapkan dalam kegiatan CCS dan CCUS berasal dari industri atau pabrik. CCUS sangat potensial diterapkan di Indonesia, mengingat banyak lapangan tua dan sumber CO2 yang belum dimanfaatkan. Telah dilakukan studi CCUS atau CO2-EOR dengan kasus lapangan di Sumatera Selatan. Dengan analisis mulai screening lapangan, studi laboratorium, simulasi reservoar, integrasi sumuran, penangkapan dan transportasi CO2, serta monitoring. Kajian simulasi reservoar menunjukkan bahwa injeksi CO2 dapat menaikkan perolehan minyak serta juga dapat terjadi penyimpanan CO2 yang merupakan mitigasi gas rumah kaca.
Perbandingan Metode Pengukuran Kadar Air dalam Gas Bumi dengan ASTM D1142 dan ASTM D5454 Eko Handoyo; Endi Suhendi
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

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

Abstract

Dua metode yang umum digunakan untuk mengukur kadar air dalam gas bumi di Indonesia adalah ASTM D1142 (Pengukuran Titik Embun) dan ASTM D5454 (Instrumen Kapasitif). Umumnya, hasil pengukuran, baik antara instrumen kapasitif yang berbeda atau dengan pengukuran titik embuh air menghasilkan nilai yang berbeda signifi kan dan menimbulkan kerugian berbagai pihak. Telah dilakukan pengujian untuk membandingkan hasil pengukuran instrumen kapasitif A, B1, dan B2 serta pengukur titik embun dengan mengukur gas standar pada rentang konsentrasi 5.5 - 125.5 lb/MMScf. Pengukuran menggunakan pengukur titik embun menunjukkan bias antara 2 lb/MMScf pada konsentrasi 5.5 lb/MMScf (akurasi 135%) hingga 3.3 lb/MMScf pada konsentrasi 125 lb/MMScf (akurasi 102.6%). Bias sebesar 10% atau lebih pada pengujian ini terjadi pada kadar air dibawah 22 lb/MMScf. Bias pada pengukuran metode ini disebabkan karena perhitungan konversi kadar air belum pembentukan hidrat pada suhu rendah dan tidak memperhitungkan pengaruh komposisi gas. Pengukuran instrumen kapasitif A menunjukkan hubungan linear dengan nilai koefi sien korelasi 0.997 dengan nilai slope 0.5299 dan akurasi 24-51%. Akurasi instrumen Kapasitif B1 berada pada rentang 25-51% dengan koefi sien korelasi kuadratik adalah 0.997. Koefi sien korelasi kuadratik kurva instrumen kapasitif B2 adalah 0.9995. Akurasi instrumen kapasitif B2 berada rentang 64-114%. Bias pada pengukuran instrumen kapasitif disebabkan karena kurva sinyal pembacaan yang tidak linear sepanjang rentang pembacaan dan drift yang terjadi pada sensor. Bias ini dapat diatasi dengan kalibrasi dan verifi kasi instrumen secara berkala.
Penentuan Tekanan Tercampur Minimum Injeksi CO2 Melalui Model Simulasi Slim Tube EOR Edward ML Tobing
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

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

Abstract

Injeksi CO2 ke dalam reservoir minyak dikenal sebagai salah satu metode Enhanced Oil Recovery (EOR) yang telah terbukti dan cukup efektif menurunkan jumlah minyak yang tertinggal di dalam reservoir. CO2 dan minyak akan tercampur bila tekanan injeksi CO2 mencapai tekanan tercampur minimum (TTM). Untuk mengetahui TTM tersebut dapat diperoleh dari uji laboratorium dengan menginjeksikan CO2 pada alat slim tube. Pada penelitian ini dilakukan uji laboratorium slim tube dengan menginjeksikan 100% Mol CO2 dan MMP yang diperoleh 2400 psig. Kendala untuk dapat mencapai TTM tersebut adalah tekanan reservoir rendah karena minyak yang diproduksikan sudah lama dan pada umumnya tekanan rekah formasi lebih rendah dari TTM. Untuk menyiasati hal tersebut, fluida injeksi CO2 dicampur dengan gas bumi untuk dapat menurunkan TTM. Kemudian dikembangkan model simulasi numerik injeksi CO2 pada slim tube dengan menggunakan data uji slim tube di laboratorium. TTM yang diperoleh dari model simulasi numerik slim tube adalah 2385 psig. Dengan model simulasi numerik slim tube tersebut kemudian dilakukan injeksi pada berbagai komposisi campuran CO2 dan gas bumi untuk mengetahui seberapa besar penurunan MMP. Untuk campuran fluida injeksi 60% Mol CO2 dan 40% mol gas bumi MMP diperoleh 2100 psig, sehingga dapat menurunkan MMP sebesar 285 psig dibandingkan dengan menginjeksikan 100% Mol CO2.
Identifi kasi Struktur Bawah Permukaan Lapangan Banyuasin dengan Menggunakan Pemodelan 2.5D Data Gravitasi dan Implikasinya Terhadap Petroleum System Akbar Ramadhani; Edi Sanjaya; Humbang Purba
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

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

Abstract

Lapangan migas Banyuasin bagian utara ditemukan adanya indikasi hidrokarbon di beberapa sumur eksplorasi. Namun, masih belum diketahui bentuk lapisan bawah permukaan, konfi gurasi, dan lokasi tempat batuan sumbernya karena terbatasnya data seismik bawah permukaan. Penelitian ini dilakukan untuk menentukan gambaran bawah permukaan, konfi gurasi, dan lokasi cekungan serta petroleum system nya berdasarkan pemodelan 2.5 D data gravity yang diintegrasikan dengan data seismik. Pemodelan dilakukan dengan metode forward modeling gravity dengan memanfaatkan nilai densitas yang berasal dari data sumur. Berdasarkan hasil interpretasi seismik, log sumur, dan forward modelling gravity, struktur bawah pemukaan daerah penelitian tersusun atas lapisan batuan dasar dengan densitas rata-rata 2.9 gr/cc, lapisan batu serpih Lemat berumur Oligocene dengan densitas rata-rata 2.5 gr/cc, lapisan batupasir Talang Akar berumur sekitaran upper oligocene ke lower Miocene dengan densitas rata-rata 2.4 gr/ cc, lapisan karbonat Baturaja berumur lower Miocene dengan densitas rata-rata 2.6 gr/ cc, lapisan batu serpih telisa berumur middle Miocene dengan densitas rata-rata 2.3 gr/cc, serta lapisan sedimen berumur upper Miocen keatas dengan densitas rata-rata 2-2.3 gr/ cc. Lokasi cekungan berada di sebelah selatan dari lokasi sumur eksplorasi. Hasil analisis petroleum system menunjukkan bahwa hidrokarbon yang berasal dari source rock formasi Lemat bermigrasi kearah reservoir batupasir formasi Talang Akar dan formasi Telisa.

Page 1 of 1 | Total Record : 5

 1 

Filter by Year

2022 2022


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