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 584 Documents
 21   22   23   24   25 
Rancangan Teknis Modul-Modul Adsorben Penyimpanan Bahan Bakar Gas Yusep K Caryana K Caryana
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 44 No 1 (2010)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.44.1.597

Abstract

Untuk menghindari kesulitan bagi pemakai gas, modul adsorben BBG sektor rumah tanggahanya efektif digunakan sebagai komplemen LPG 3 kg. Karena modul adsorben BBG sektortransportasi lebih berat dibanding tabung CNG, pemasangan modul adsorben BBG sektortransportasi akan menambah beban mesin sehingga akan cenderung meningkatkan konsumsispesifik bahan bakar kendaraan bermotor. Namun demikian, tekanan kerja modul adsorben BBGsektor transportasi yang rendah, akan menurunkan biaya kompresi gas sehingga dapat menurunkanbiaya operasional Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas (SPBG). Pada kapasitas penyimpanangas yang sama, modul adsorben BBG industri relatif lebih berat dibanding tabung ISO 11439-2000, tetapi karena tekanan kerja adsorben BBG industri lebih rendah dari tekanan kerja tabungISO 11439-2000, maka harga modul adsorben BBG industri cenderung lebih murah dibandingharga tabung ISO 11439-2000.
Pengembangan Simulator Reservoir untuk Evaluasi Perolehan Minyak dengan Teknologi EOR Usman Pasarai
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 44 No 2 (2010)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.44.2.599

Abstract

Enhanced Oil Recovery (EOR) adalah suatu teknik peningkatan produksi minyak denganmenginjeksikan fluida ke dalam reservoir untuk mendesak minyak yang masih tersisa ke sumursumurproduksi. Prediksi respon reservoir terhadap aplikasi suatu teknologi EOR sangat diperlukansebelum proyek dimulai untuk estimasi keekonomian proyek. Simulasi reservoir adalah carayang paling efektif dan efisien untuk keperluan prediksi tersebut. Perangkat lunak yang digunakandisebut simulator reservoir.Model matematik pendesakan minyak dengan teknologi EOR umumnya diselesaikan denganmetode fully implicit finite difference pada setiap grid blok. Kelemahan utama metode iniadalah waktu komputasi yang lama. Metode sequential streamline dapat menjadi alternatifterhadap fully implicit finite difference khususnya bila heterogenitas reservoir dan mobilitasfluida merupakan faktor dominan dalam mekanisme pendesakan. Tulisan ini menggambarkanpengembangan streamline simulator untuk thermal EOR. Validasi simulator yang dikembangkandilakukan dengan membandingkan hasil simulasi pendesakan minyak dengan air panas dengantermal simulator komersial. Hasilnya menunjukkan bahwa simulator yang dikembangkan lebihefisien dibandingkan termal simulator komersial.
Pengaruh Pencampuran Kerosin dalam Minyak Solar 48 terhadap Perubahan Sifat- Sifat Fisika/Kimia Utama Minyak Solar48 Emi Yuliarita
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 44 No 2 (2010)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.44.2.601

Abstract

Pencampuran kerosin ke dalam minyak Solar 48 akan mempengaruhi sifat-sifat fisika/kimiaminyak Solar 48 secara menyeluruh. Untuk melihat sejauh mana perubahan sifat-sifat fisika/kimia minyak Solar 48 akibat masuknya kerosin ini maka dilakukan penelitian pengaruhpencampuran kerosin dalam minyak Solar 48 terhadap perubahan karakteristik fisika/kimia minyakSolar 48. Metodologi yang digunakan adalah metode pencampuran langsung (direct blending)dengan volume pencampuran 10%, 20%, 30% dan 40%. Hasil penelitian menunjukkan bahwapencampuran 10% volume kerosin dalam minyak Solar 48 dapat menyebabkan penurunan beberapasifat-sifat fisika/kimia utama minyak solar seperti angka setana, viskositas kinematik, titik nyala,kandungan sulfur dan lubrisitas. Penurunan sifat-sifat fisika/kimia akibat penambahan 10% volumekerosin dalam minyak Solar 48 masih dapat memenuhi Spesifikasi Minyak Solar 48 yangditetapkan Pemerintah.
Pengembangan dan Aplikasi Simulator Reservoir Untuk Simulasi Perkolasi Gas pada Reservoir Bertenaga Dorong Gas Terlarut Usman Pasarai
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 44 No 3 (2010)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.44.3.602

Abstract

Pada tahap awal deplesi reservoir akan terjadi penurunan tekanan di bagian bawah kolomminyak secara progresf hingga lebih rendah dari tekanan titik didih. Jika produksi terus berlanjutakan menghasilkan evolusi gas terlarut sepanjang kolom minyak. Gas ini kemudian menerobosmenuju bagian atas reservoir karena perbedaan densitas minyak dan gas. Fenomena ini dikenalsebagai perkolasi gas. Dengan viskositas gas yang rendah, laju alir perkolasi gas ini ke kolom atasakan menjadi sangat besar. Perkolasi gas pada finite difference simulasi reservoir bertenagadorong gas terlarut dengan sejumlah grid arah vertikal dapat menyebabkan hasil perhitungannumerik saturasi gas negatif diakhir time step. Hal ini disebabkan karena gas yang keluar darigrid tersebut lebih besar dari akumulasi gas yang ada dalam grid.Dalam penelitian ini telah dikembangkan simulator reservoir untuk simulasi perkolasi gaspada reservoir bertenaga dorong gas terlarut. Validasi simulator yang dikembangkan dilakukandengan membandingkan hasil simulasi reservoir homogen dua fasa minyak dan gas pada sistemtiga dimensi. Stabilitas numerik simulator yang dikembangkan telah diuji dengan melakukanbeberapa simulasi untuk investigasi pengaruh laju aliran produksi minyak terhadap perbandinganproduksi gas dan minyak.
Evaluasi Batuan Induk pada Sumur Loku-1 dan Alpha-1A, dan Penentuan Rekomendasi Area untuk Eksplorasi Rinci pada Cekungan Taliabu Dzul Fadli Badaruddin; Achmad Fahruddin
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 55 No 2 (2021)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.55.2.605

Abstract

Cekungan Taliabu merupakan salah satu cekungan di Indonesia yang mempunyai potensi minyak dan gas bumi. Hal ini dibuktikan dengan adanya rembesan gas di bagian utara Pulau Mangole dan gas pada pemboran sumur Loku-1. Rembesan gas di permukaan bumi dan pemboran sumur, merupakan indikasi yang menunjukkan batuan induk pada cekungan ini telah matang dan menghasilkan gas. Oleh karena itu, tujuan penelitian ini untuk melakukan evaluasi batuan induk yang telah mengalami kematangan termal pada fase katagenesis dan metagenesis pada pemboran sumur Loku-1 dan Alpha-1A, serta menentukan rekomendasi area untuk eksplorasi rinci pada Cekungan Taliabu. Metode evaluasi potensi batuan induk dilakukan pada tiga parameter, yaitu; kekayaan, tipe kerogen, dan kematangan. Penentuan rekomendasi area untuk eksplorasi rinci dilakukan dengan menggabungkan hasil evaluasi batuan induk efektif pada sumur Loku-1 dan Alpha-1A, rembesan gas yang muncul di permukaan dan gas di sumur Loku-1, serta peta geologi permukaan. Hasil penelitan menunjukkan, batuan induk efektif ditemukan pada Formasi Buya berumur Jura Tengah pada sumur Loku-1 dengan tebal 131 m pada kedalaman 2727 - 2858 m, dengan kematangan awal Ro pada kedalaman 2727 m adalah 0,58%. Tipe kerogen terdiri dari tipe II, II/III, dan III yang dapat menghasilkan minyak dan gas bumi. Pada pemboran sumur Alpha-1A tidak ditemukan adanya potensi batuan induk. Konsep play Cekungan Taliabu menunjukkan arah migrasi hidrokarbon berasal dari bagian utara Cekungan Taliabu, ke arah tengah dan selatan Cekungan Taliabu yang lebih tinggi. Kesimpulan penelitian ini, rekomendasi area untuk eksplorasi rinci selanjutnya, terletak pada darat dan laut bagian timur dan timur laut Pulau Taliabu dan utara Pulau Mangole.
Algoritma Komputasi Machine Learning untuk Aplikasi Prediksi Nilai Total Organic Carbon (TOC) Sanggeni Gali Wardhana; Henry Julois Pakpahan; Krisdanyolan Simarmata; Waskito Pranowo; Humbang Purba
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 55 No 2 (2021)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.55.2.606

Abstract

Total Organic Carbon (TOC) merupakan salah satu parameter penting yang digunakan untuk mengevaluasi kemampuan source rock secara kuantitas. Pada umumnya, data TOC diperoleh melalui core yang kemudian dilakukan proses pirolisis rock-eval pada setiap perconto. Namun, proses tersebut memerlukan waku yang cukup lama dan biaya yang cukup besar sehingga data yang didapatkan jumlahnya terbatas. Hal ini akan berimplikasi terhadap validitas penyebaran nilai TOC pada tahapan eksplorasi batuan induk unkonvensional. Data yang terbatas dapat diprediksi dengan pendekatan pola karakterisitik data itu sendiri. Penelitian ini dilakukan bertujuan untuk melakukan prediksi nilai TOC dengan menggunakan algoritma machine learning yaitu Artificial Neural Network, K-Nearest Neighbors, Support Vector Regression, Decision Tree, dan Random Forest dengan memanfaatkan data sumur “A” untuk membangun model dari setiap algoritma machine learning dan data sumur “B” untuk mengevaluasi model yang telah dibangun berdasarkan data sumur “A”. Pengolahan data untuk memprediksi nilai TOC dimulai dari mempersiapkan data pada sumur “A” berdasarkan korelasi yang tinggi pada prediktor dan data output yang akan diprediksi. Selanjutnya dilakukan pembagian atau splitting datasets dengan presentase 60% data digunakan untuk melakukan training dan 40% data sebagai test datasets. Setelah itu, train datasets dapat digunakan untuk membangun model algoritma machine learning. Kemudian dilakukan hyperparameter tuning dan cross validation sehingga dapat dihasilkan model algoritma machine learning dengan hyperparameter tertentu dengan hasil prediksi yang konsisten. Model terbaik diperoleh berdasarkan hasil cross validation dengan menggunakan prediktor dari test datasets hasil splitting sumur “A” dan test datasets dari sumur baru “B”. Hasil penelitian menunjukan bahwa hasil prediksi TOC terbaik pada data sumur “A” diperoleh dengan menggunaan algoritma Random Forest dan pada sumur “B” menggunakan algoritma K-Nearest Neighbors.
Evolusi Busur Magmatik Pulau Jawa Bagian Timur sejak Eosen sampai Kuarter, Berdasarkan Analisis Provenance Batupasir Formasi Sambipitu Arif Rahutama
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 55 No 2 (2021)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.55.2.607

Abstract

Formasi Sambipitu merupakan batuan volkaniklastik berumur Miosen Awal-Akhir yang terbentuk di Cekungan Wonosari pada lingkungan paparan sampai slope yang dibatasi kerucut volkanik di sebelah Barat Laut dan tinggian Wonosari Platform di sebelah Tenggara. Pengamatan sequen stratigraphy dari outcrop menunjukkan proses trangresi di periode awal menuju regresi pada fase highstand dan selanjutnya periode trangresi kedua pada bagian akhir. Batupasir di daerah penelitian dapat dibagi menjadi 2, yaitu batupasir kasar dan batupasir halus, yang digunakan dalam analisis provenance untuk mempelajari dinamika sedimentasi dan tektonik daerah penelitian. Mekanisme sedimentasi didominasi oleh proses saltasi dan suspensi, dikarenakan kondisi lingkungan pengengdapan pada paparan dengan morfologi yang curam akan menyebabkan pergerakan aliran massa yang menghasilkan arus turbit sehingga endapan yang terbentuk didominasi oleh arus traksi. Berdasarkan diagram QFL Dickinson (1985), batuan sumber Formasi Sambipitu berasal dari 2 (dua) mekanisme, yaitu dari magmatic arc dan recycled orogen. Setting tektonik magmatic arc dikarenakan provenance berasal dari aktifitas volkanik bersifat asam-intermediet pada umur Oligo-Miosen di sebelah Barat Laut. Tiga sampel batuan pada recycled orogen berada pada fase pengenggelaman maksimum (maksimum flooding) dan kandungan mineral olivine yang hanya dijumpai 2 sampel diantara ketiganya menunjukkan adanya sumber batuan yang berasal dari volkanik yang bersifat basa/ultrabasa, atau bisa diinterpretasikan bahwa terdapat tinggian lain (paleo high) di sebelah Utara (daerah Bayat-Klaten/sejenisnya) yang berkontribusi mensuplai material sedimen ke Cekungan Wonosari. Evolusi magmatic arc sejak Eosen, dapat dibagi menjadi 3 tahapan, yaitu: 1) Eosen Island Arc; 2) Oligo-Miosen Volcanic Arc; dan 3) Quarternary Volcanic Arc.
Kerangka Sekuen Stratigrafi Sedimen Oligo-Miosen di Daerah Sarolangun, Cekungan Sumatra Selatan Peri Raudatul Akmal Lubis; Taufik Ramli
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 55 No 2 (2021)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.55.2.608

Abstract

Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang telah terbukti sebagai penghasil minyak dan gas bumi di Indonesia. Eksplorasi migas telah dilakukan lebih dari satu abad di cekungan ini, tapi masih diharapkan ditemukan adanya penemuan sumberdaya migas baru khususnya di “marginal area” di cekungan ini. Hal ini dapat dilakukan dengan melakukan peninjauan ulang kerangka stratigrafi dengan pendekatan analisis sekuen stratigrafi pada interval berumur Oligosen-Miosen (Formasi Talang Akar dan Formasi Gumai), yang merupakan interval yang menjadi komponen sistem petroleum aktif di Cekungan Sumatera Selatan. Data tujuh sumur yang terdiri atas data log sumur, data biostratigrafi, data deskrpsi cutting dan sidewall core, menjadi data utama yang digunakan dan didukung oleh data seismik 2D. Hasil dari analisis sekuen stratigrafi pada Formasi Talang Akar dan Formasi Gumai ini, diketahui interval ini disusun oleh empat sekuen yang terendapkan pada lingkungan paparan. Empat sekuen ini merupakan sekuen orde tiga. Masing-masing sekuen ini disusun oleh tiga system tract yaitu Lowstand System Tract (LST), Transgressive System Tract (TST) dan Highstand System Tract (HST). Batas sekuen yang diperoleh pada penelitian ini diharapkan dapat digunakan sebagai marker untuk korelasi regional pada interval batuan sedimen berumur Oligosen hingga Miosen.
Tekanan Luap di Bagian Darat dan Cekungan Jawa Timur Utara dan Implikasinya terhadap Kondisi Tegasan pada Masa Kini Agus M Ramadhan
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 55 No 2 (2021)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.55.2.609

Abstract

Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah satu cekungan sedimen di Indonesia dengan kondisi tekanan fluida di bawah permukaan yang overpressure. Beberapa sumur yang dibor di cekungan ini mengalami berbagai masalah pengeboran seperti kick, caving, dan stuck pipe. Untuk menghindari masalah-masalah tersebut, maka karakteristik overpressure harus diketahui dengan baik. Selain itu, tekanan fluida juga mempengaruhi kondisi tegasan di bawah permukaan dan kondisi tegasan tersebut dapat mempengaruhi kestabilan sumur bor. Studi ini dilakukan untuk menganalisis karakteristik overpressure di Cekungan Jawa Timur Utara dan pengaruh overpressure terhadap kondisi tegasan pada masa kini di cekungan tersebut. Data yang digunakan dalam studi ini berasal dari delapan sumur, yang terdiri atas data tekanan langsung dan tidak langsung, leak-off test (LOT), dan wireline log. Dalam studi ini, tekanan fluida dianalisis berdasarkan data tekanan langsung dan tidak langsung serta respons wireline log. Adapun pengaruh overpressure terhadap kondisi tegasan pada masa kini dianalisis menggunakan kriteria kegagalan pada Mohr-Coulomb. Profil tekanan/tegasan terhadap kedalaman menunjukkan bahwa tekanan fluida pada zona overpressure relatif paralel dengan tegasan vertikal yang mengindikasikan bahwa mekanisme pembentukan overpressure adalah pembebanan (loading). Respons log densitas dan sonik yang relatif konstan terhadap kedalaman juga mengindikasikan hal tersebut. Meskipun demikian, plot silang antara log sonik dan log densitas mengindikasikan bahwa mekanisme unloading berupa transformasi mineral smektit menjadi ilit juga berperan dalam pembentukan overpressure di cekungan ini. Sementara itu, kriteria kegagalan pada Mohr-Coulomb menunjukkan bahwa overpressure menyebabkan tegasan pada masa kini berada dalam kondisi kritis.
Spektrum Geofisika Reservoir Suprajitno Munadi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 40 No 1 (2006)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.40.1.610

Abstract

Geofisika reservoir mempunyai spektrum yangcukup luas. Hal ini muncul sebagai akibat daripenelitian, pengembangan dan penerapan berbagaidisiplin ilmu yang dimuarakan untuk kepentingan pemelajaran reservoir. Berbagai macam permasalanpraktis yang muncul pada waktu melakukanpemelajaran reservoir memunculkan banyakpengethuan baru dan metodologi baru yang kemudiandimuarakan dalam spektrum geofisika reservoir.Bidang kajian Rock Physics tidak dimunculkan dalamspektrum geofisika reservoir karena topik ini ibaratgunung es yang muncul ke permukaan di geofisikareservoir akan tetapi sebagian besar dari body-nyamalahan ada di ilmu dasar.Semua cabang ilmu tersebut berinteraksi danmenghasilkan produk-produk kombinasi yangkemudian menjadi alat atau metode pemelajaran reservoiryang canggih yang kita kenal sekarang ini.

Page 23 of 59 | Total Record : 584

 21   22   23   24   25 

Filter by Year

1980 2026


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