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
+6282121181003
Journal Mail Official
jurna.lemigas@esdm.go.id
Editorial Address
BBPMGB LEMIGAS 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 (LPMGB)
Published by LEMIGAS
ISSN : 20893396     EISSN : 25980300     DOI : DOI: https://doi.org/10.29017/LPMGB.60.1.2018
Core Subject :
LPMGB aims the dissemination of information on research activities, technology engineering development and laboratory testing in the oil and gas field. Manuscripts in English are accepted from all in any institutions, college and industry oil and gas throughout the country and overseas.
Arjuna Subject : -
Articles 5 Documents
 1 
Search results for , issue "vol 52 no 2 (2018)" : 5 Documents clear
KORELASI GEOKIMIA ANTARA BATUAN INDUK DAN REMBESAN MINYAK DAN GAS DI ZONA KENDENG BAGIAN BARAT, JAWA TENGAH Andi Mardianza; Cindy Dianita
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 52 No 2 (2018)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.52.2.341

Abstract

Zona Kendeng merupakan antiklinorium berarah barat-timur yang mengalami proses perlipatan dan pensesaran yang intensif sejak Pliosen Akhir. Rembesan minyak dan gas kemungkinan berkaitan dengan struktur geologinya. Analisis ini bertujuan untuk mengetahui asal batuan induk dari rembesan minyak dan gas. Program analisis geokimia yang akan dilakukan pada perconto batuan yaitu TOC, pirolisis Rock-Eval, GC dan GCMS. Macamanalisis untuk perconto minyak yaitu GC dan GCMS sedangkan untuk perconto gas yaitu komposisi gas, isotop karbon dan isotop deuterium dari gas metana. Evaluasi geokimia menunjukkan bahwa Formasi Kerek dan Pelang berpotensi sebagai batuan induk dengan kerogen tipe III serta Formasi Pelang lebih suboksik daripada Formasi Kerek (oksik). Minyak Galeh lebih berkorelasi dengan Formasi Pelang, namun karena tingkat kematangan singkapan Formasi Pelang belum cukup untuk membentuk hidrokarbon maka diperkirakan minyak Galeh berasal dari Formasi Pelang dengan posisi stratigrafi lebih dalam. Analisis isotop karbon stabil dan isotop deuterium perconto gas Gunung Kendil menunjukkan karakter gas termogenik, terbentuk pada Ro antara 1% dan 1,2% dan berasal dari material organik campuran antara darat dan laut. Gas Gunung Kendil berkorelasi dengan Formasi Pelang dan Gas Gunung Kendil terbentuk dari minyak galeh yang mengalami kematangan lanjut.
PENENTUAN TEKANAN TERCAMPUR MINIMUM INJEKSI CO2 MELALUI MODEL SIMULASI SLIM TUBE EOR Edward ML Tobing
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 52 No 2 (2018)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.52.2.345

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 .
PENGARUH BIKARBONAT TERHADAP PERTUMBUHAN MIKROALGA NANNOCHLOROPSIS SP. SEBAGAI SUMBER BIOMASSA BIOFUEL Onie Kristiawan; Zenitha Lintang Agustin; Dhiti Aliya Hanupurti; Rino Nirwawan; Dian Hendrayanti
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 52 No 2 (2018)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.52.2.349

Abstract

Mikroalga merupakan alga kecil (ukuran 2-20 μm) berupa tanaman talus yang memiliki klorofil sehingga mampu melakukan fotosintesis. Salah satu jenis mikroalga yang berpotensi untuk diambil minyaknya adalah Nannochloropsis sp. Nannochloropsis sp. merupakan sel berwarna kehijauan, tidak motil, dan tidak berflagela. Sebagian besar mikroalga menggunakan cahaya dan karbondioksida (CO2 ) sebagai sumber energi dan sumber karbon. Pada perairan CO2 terlarut biasanya dalam bentuk bikarbonat (HCO3 - ). Tujuan penelitian ini untuk mengetahui pengaruh peningkatan konsentrasi bikarbonat (HCO3 - ) terhadap peningkatan pertumbuhan mikroalga Nannochloropsis sp. Perlakuan yang diberikan kepada Nannochloropsis sp. adalah variasi bikarbonat, yaitu 25 ppm, 50 ppm, 100 ppm, dan 200 ppm dan dikultivasi selama 14 hari. Media pertumbuhan yang digunakan adalah Walne. Paramater yang diamati adalah pH, temperatur, Optical Density (OD), jumlah sel, biomassa dan lipid. Metode ekstraksi yang digunakana adalah maserasi dengan pelarut heksan:etanol (1:1). Hasil penelitian menunjukkan bahwa pertumbuhan mikroalga Nannochloropsis sp. berada pada kondisi optimum ketika menggunakan penambahan bikarbonat 200 ppm. Pada kondisi tersebut diperoleh jumlah sel tertinggi sebesar 22,72 x 106 sel/mL dengan laju pertumbuhan 0,0176 sel/jam dan biomassa sebesar 3,85 g/L. Kondisi pH kultur selama penelitian rata-rata berada pada pH 8 dan temperatur kultur berada pada rentang 25-28o C. Sedangkan untuk kadar lipid tertinggi berada pada konsentrasi bikarbonat 25 ppm dengan kadar lipid 20,236 % berat kering.
TANTANGAN KEEKONOMIAN KONTRAK BAGI HASIL GROSS SPLIT DAN COST RECOVERY. STUDI KASUS LAPANGAN GAS OFFSHORE DI SUMATERA BAGIAN UTARA Wiwiek Jumiati; Danang Sismartono
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 52 No 2 (2018)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.52.2.350

Abstract

Pengusahaan minyak dan gas (migas) di Indonesia menggunakan Production Sharing Contract (PSC) dengan skema Cost Recovery sejak tahun 1966 sampai akhir Desember 2016 diberlakukan berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 79 tahun 2010 yang bertujuan agar sumber daya migas kepemilikannya tetap dikuasai oleh negara. Pada tanggal 16 januari 2017 Kementrian ESDM melalui Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 2017 melakukan perubahan P S C d a r i Cost Recovery menjadi Gross Split untuk mengefisienkan anggaran belanja Kontraktor. Pada skema cost recovery bagi hasil minyak antara Pemerintah dan Kontraktor adalah 85%:15% sedangkan untuk gas adalah 70%:30%. Khusus untuk Pertamina sebagai Perusahaan Migas Nasional, diberikan bagi hasil minyak dan gas dengan perbandingan 60%:40%. Bagi hasil tersebut merupakan bagi hasil bersih setelah dikurangi biaya-biaya yang dikeluarkan oleh Kontraktor. Pada skema Gross Split bagi hasil antara Pemerintah dan Kontraktor adalah 57%:43% (base split) untuk produksi minyak. Untuk produksi gas adalah 52%:48% dengan Pemerintah tidak menanggung biaya-biaya yang diperlukan untuk produksi migas. Penelitian dilaksanakan dengan tujuan untuk mengevaluasi keekonomian, kelebihan dan kekurangan kedua jenis PSC tersebut dengan mengambil contoh kasus pada Lapangan Gas offshore. Hasil penelitian diharapkan dapat memberikan gambaran mengenai tantangan penerapan skema Gross Split dan Cost Recovery bagi pelaku industry hulu migas. Kegiatan penelitian mencakup telaah pustaka, analisis pendahuluan, pengambilan data KKKS, pemodelan tekno-ekonomi skema Gross split dan Cost recovery serta analisis hasil perhitungan yang diperoleh. Hasil penelitian menunjukan bahwa indikator keekonomian hulu pada skema Gross Split menunjukan hasil yang kurang aktraktif jika dibandingkan dengan skema Cost Recovery pada pengembangan Lapangan Frontier namun nilai tersebut sensitive perubahannya terhadap peningkatan produksi dan efisiensi biaya yang dapat dilakukan Kontraktor. Peningkatan daya tarik bagi investor hulu migas khususnya pada pengembangan Lapangan Frontier dengan skema Gross Split masih lebih menarik dengan pemberian insentif jika terjadi risiko dry hole atau pemberian data eksplorasi yang lebih banyak yang dilakukan peneliti.
SPESIFIKASI TEKNIS TABUNG ANG (ADSORBED NATURAL GAS) UNTUK SEKTOR RUMAH TANGGA Lusyana Lusyana
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 52 No 2 (2018)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.52.2.351

Abstract

Perbedaan komponen utama yang terkandung dalam gas bumi dan LPG menyebabkan perbedaan densitas energi. Densitas gas bumi lebih kecil daripada LPG, sehingga diperlukan tabung yang berukuran besar dan tekanan yang sangat tinggi untuk menyimpan gas bumi. Saat ini teknologi ANG (Adsorbed Natural Gas) telah dikembangkan untuk menyimpan gas bumi pada tekanan rendah. Namun, aplikasi teknologi ANG untuk sektor rumah tangga masih belum komersial karena belum adanya spesifikasi teknis tabung ANG yang dapat menjadi acuan kualitas tabung. Oleh karena itu, studi ini bertujuan untuk menentukan desain dan spesifikasi teknis tabung ANG yang dapat diaplikasikan pada sektor rumah tangga. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah pembuatan purwarupa tabung ANG dan selanjutnya dilakukan pengujian berdasarkan standar. Dalam penentuan disain tabung ANG mengacu kepada tabung penyimpan gas yang telah banyak digunakan seperti CNG dan LPG. Dikarenakan penggunaan dan penanganan tabung LPG lebih mudah daripada CNG, maka disain tabung ANG dibuat mengikuti tabung LPG. Penentuan spesifikasi teknis tabung ANG diperoleh dari hasil pengujian tabung, dimana standar uji yang digunakan adalah UN ECE R110. Pemilihan UN ECE R110 sebagai standar pengujian tabung ANG disebabkan persyaratan yang tercantum di dalam standar tersebut lebih lengkap dan ketat. Standar UN ECE R110 pada umumnya digunakan untuk pengujian tabung tekanan tinggi seperti CNG, sehingga persyaratan ujinya harus lebih ketat. Mengingat tekanan tabung ANG lebih besar daripada LPG, maka standar pengujiannya pun harus ketat seperti tabung CNG. Dari hasil pengujian diperoleh bahwa tensile tabung 59,21 kg/mm2 , tabung tahan pada tekanan 90 bar selama 3 menit saat uji hidostatik, dan dari uji pecah terlihat tabung pecah pada tekanan 156 bar pada bagian bukan sambungan. Dengan demikian, dari hasil pengujian dapat ditentukan spesifikasi teknis tabung ANG yang sesuai persyaratan standar UN ECE R110, yaitu uji tarik lebih besar dari 41 kg/mm2 , uji hidrostatik harus tahan pada tekanan 1,5xMAOP, dan tekanan uji pecah 2,25xMAOP dimana tabung tidak pecah pada bagian sambungan.

Page 1 of 1 | Total Record : 5

 1 

Filter by Year

2018 2018


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol 60 No 2 (2026) Vol 60 No 1 (2026) Vol 59 No 3 (2025) Vol 59 No 2 (2025) Vol 59 No 1 (2025) Vol 58 No 3 (2024) Vol 58 No 2 (2024) Vol 58 No 1 (2024) Vol 57 No 3 (2023) Vol 57 No 2 (2023) Vol 57 No 1 (2023) Vol 56 No 3 (2022) Vol 56 No 2 (2022) Vol 56 No 1 (2022) Vol 55 No 3 (2021) Vol 55 No 2 (2021) Vol 55 No 1 (2021) Vol 54 No 3 (2020) Vol 54 No 2 (2020) Vol 54 No 1 (2020) Vol 53 No 3 (2019) Vol 53 No 2 (2019) Vol 53 No 1 (2019) Vol 52 No 3 (2018) Vol 52 No 2 (2018) Vol 52 No 1 (2018) Vol 51 No 3 (2017) Vol 51 No 2 (2017) Vol 51 No 1 (2017) Vol 50 No 3 (2016) Vol 50 No 2 (2016) Vol 50 No 1 (2016) Vol 49 No 3 (2015) Vol 49 No 2 (2015) Vol 49 No 1 (2015) Vol 48 No 3 (2014) Vol 48 No 2 (2014) Vol 48 No 1 (2014) Vol 47 No 3 (2013) Vol 47 No 2 (2013) Vol 47 No 1 (2013) Vol 45 No 3 (2011) Vol 45 No 2 (2011) Vol 45 No 1 (2011) Vol 44 No 3 (2010) Vol 44 No 2 (2010) Vol 44 No 1 (2010) Vol 43 No 3 (2009) Vol 43 No 2 (2009) Vol 43 No 1 (2009) Vol 42 No 3 (2008) Vol 42 No 2 (2008) Vol 42 No 1 (2008) Vol 41 No 3 (2007) Vol 41 No 2 (2007) Vol 41 No 1 (2007) Vol 40 No 3 (2006) Vol 40 No 2 (2006) Vol 40 No 1 (2006) Vol 39 No 3 (2005) Vol 39 No 2 (2005) Vol 39 No 1 (2005) Vol 38 No 3 (2004) Vol 38 No 2 (2004) Vol 38 No 1 (2004) Vol 37 No 1 (2003) Vol 36 No 3 (2002) Vol 36 No 2 (2002) Vol 36 No 1 (2002) Vol 24 No 2 (1990) Vol 24 No 1 (1990) Vol 23 No 3 (1989) Vol 23 No 1 (1989) Vol 21 No 3 (1987) Vol 21 No 2 (1987) Vol 21 No 1 (1987) Vol 20 No 3 (1986) Vol 20 No 2 (1986) Vol 20 No 1 (1986) Vol 19 No 3 (1985) Vol 19 No 2 (1985) Vol 19 No 1 (1985) Vol 18 No 3 (1984) Vol 18 No 2 (1984) Vol 18 No 1 (1984) Vol 17 No 2 (1983) Vol 15 No 1 (1981) Vol 14 No 3 (1980) Vol 14 No 2 (1980) Vol 14 No 1 (1980) More Issue