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
 55   56   57   58   59 
Evaluasi Penggantian Artificial Lift Sucker Rod Pump (SRP) Menjadi Electrical Submersible Pump (ESP) Untuk Meningkatkan Produksi Minyak Sumur S Lapangan Kawengan Erdila Indriani; Sitti Nurul Septyani Rasako; Erwin B. Pattikayhatu
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 58 No 3 (2024)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.58.3.1697

Abstract

Sumur S Lapangan Kawengan PT. Pertamina EP Asset 4 Cepu Field merupakan sumur artificial lift berupa Sucker Rod Pump (SRP). Produksi minyak sumur S seiring berjalannya waktu menurun lebih dari 90% dari produksi awal, selain karena meningkatnya kadar air hampir 90% juga karena terhentinya kegiatan produksi dengan adanya pekerjaan well service untuk meningkatan performance pompa SRP terpasang.Produksi gross sumur S turun menjadi 80 BFPD dengan produksi net 5 BOPD, sedangkan jika dilihat pada April 2018 produksi gross dari sumur S mencapai 597 BFPD dengan produksi net 43 BOPD. Untuk meningkatkan laju produksi seperti April 2018 ada g,. Konversi Artificial Lift SRP menjadi ESP dapat meningkatkan produksi minyak pada sumur S dengan mempertimbangkan cadangan minyak tersisa menggunakan metode decline curve analysis serta mengevaluasi kinerja ESP terpasang sehingga akan dilihat besar laju produksi maksimal lebih dari 100% lebih dari 70%dan hasil efisiensi pompa.Berdasarkan hasil perhitungan dan kajian mendalam pada sumur S diperoleh data cadangan pada sumur S sebesar 7536 MSTB dengan proyeksi dapat diproduksikan hingga April 2039. Simulasi menghasilkan data laju produksi maximum dari sumur S yaitu sebesar 887 STB/day sedangkan laju optimumnya sebesar 709 STB/day. Hasil evaluasi pada pompa ESP terpasang didapatkan nilai efisiensi sebesar 58 % dan nilai efisiensi volumetris sebesar 90% atau dapat dikategorikan bekerja dengan baik maka dapat dinyatakan pompa ESP yang terpasang terbukti efektif dan bekerja dengan baik dan produksi minyak pada sumur S meningkat.
SCREENING PASIR ALAM SEBAGAI PROPPANT BERDASARKAN STANDART API RP19C Trilis Setyo Rahayu; Rachmi Kartini; Dwi Chandra Adhitya; Pradini Rahalintar; Diyah Rosiani; Alfarisi Rizqi Ibnu Satria
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 58 No 3 (2024)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.58.3.1698

Abstract

Hydraulic Fracturing digunakan sebagai operasi untuk meningkatkan jumlah hydrocarbon di reservoir dengan permeabilitas yang rendah. Proppant memiliki peran penting pada operasi hydraulic fracturing yaitu digunakan untuk memperkuat bentuk fracture. pengujian ini bertujuan untuk mengetahui kualitas sampel pasir dari 3 lokasi dengan menggunakan standard API RP19C. Analisis laboratorium meliputi turbidity, bulk density, specific graviy, acid solubility, roundness and sphericity, sieve analysis, dan chrush resistance. Pasir proppant dari lokasi 1 dengan mesh 40/70 paling layak digunakan sebagai proppant, dengan crush resistance yang baik yaitu 2-9%, turbidity yang rendah sebesar 172 NTU, dan bulk density yang ideal sebesar 1.497 g/cm3. Oleh karena itu, sampel pasir dari lokasi 1 dengan ukuran mesh 40/70 dianggap paling sesuai sebagai proppant pada operasi hydraulic fracturing, dengan karakteristik tekanan, turbidity, dan densitas yang optimal.
PEMODELAN FASIES PENGENDAPAN FORMASI BAONG BERDASARKAN DATA LOG SUMUR DAN SEISMIK PADA LAPANGAN “AGN” SUB-CEKUNGAN ARU CEKUNGAN SUMATRA UTARA Attania Alifah; Hari Wiki Utama; Bagus Adhitya
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 58 No 3 (2024)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.58.3.1699

Abstract

Formasi Baong Sub Cekungan Aru Cekungan Sumatra Utara. Pada tengah-tengah formasi terdapat lensa lensa batupasir halus serpihan. Formasi ini dinamakan Besitang River Sand dan Sembilan Sand, yang keduanya merupakan reservoir yang produktif dengan berumur Miosen Tengah hingga Atas. Bagian bawah formasi ini merupakan batuan sumber hidrokarbon yang bermigrasi akibat adanya struktur diapir. Penekanan batuan sedimen yang jenuh akan air kemudian menekan hidrokarbon dan terperangkap pada lapangan batupasir yang terdapat di tengah-tengah formasi. Tujuan dari penelitian ini untuk mengetahui kondisi geologi pada cekungan daerah penelitian, distribusi fasies dan pemodelan fasies. Dengan menggunakan metode bawah permukaan, yaitu metode mengumpulkan dan menganalisis data sekunder bawah permukaan. Penentuan fasies dilakukan dengan analisis elektrofasies, data log sumur, dan data seismik. Hasil akhir berupa kondisi geologi, persebaran fasies dan pemodelan fasies.
Pengaruh penambahan Konsentrasi Reverse Demulsifier terhadap Nilai oil content dan Emulsion Block pada Air injeksi lapangan Jambi Dahrul Effendi; Fidya Varayesi
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 56 No 1 (2022)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.56.1.1726

Abstract

Injection water used as a pressure fluid in water flooding have an impact in its quality problems, consist of oil content and emulsion block. because the oil acts as an adhesive on the solids can causes blockages in the pores of the rock. This has the potential to cause low oil recovery factor in the water flooding process. The injection water (IW) and formation water (FW need to be analyzed in the laboratory before being injected into the reservoir with the aim that the injection water can be used as a pressure fluid in the water flooding process. Based on the results of laboratory tests, injection water (IW) shows a high concentration of oil content (50.55 mg/L) so that it can form emulsion blocks,and can cause plugging in rock pores. For this reason, the solution chosen to solve the emulsion block problem in this study is to use chemical treatment. The problem of oil content and emulsion block can be overcome by using a reverse demulsifier, at a concentration of 50 mg/L the reverse demulsifier can improve the injection water quality from poor water quality (oil content 50.55 mg/L) to good water quality (oil content 15.89 mg/L).
Analisis Tekanan Pori dan Mekanisme Pembentukan Overpressure Menggunakan Data Open Hole Log Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan Hari Wiki Utama; Bagas Adith Setyo Wicaksono; Bagus Adhitya
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 1 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.1.1757

Abstract

Field X is one of the oil and gas production fields in the Jambi Sub-Basin. This study analyzes subsurface pore pressure using drilling and logging data. Subsurface zones generally have normal and abnormal zones. Abnormal zones are also called overpressure. Determining overpressure is important in the field of drilling hazards such as determining the weight of drilling mud. Determining overpressure is done to anticipate loss or kick. Accurate and appropriate analysis in determining overpressure makes well drilling operations in the oil and gas industry more efficient, safe and effective. In this study, there are three wells in field X with values of pore pressure of the BGS-1 well ranging from 338.6-3541 psi measured from 238 m SSTVD to a depth of 2489.91 m SSTVD. The value of the pore pressure of the BGS-2 well ranges from 403.8-3459 psi measured from 283.9 m to a depth of 1921 m SSTVD and the value of the pore pressure of the BGS-8 well ranges from 853-3455 psi measured from 600 m to a depth of 1783 m SSTVD. The overpressure mechanism in Field X occurs due to the loading mechanism or disequilibrium compaction. This is in accordance with the geological conditions of the Gumai formation which is in the transgression phase dominated by clay lithology causing an increase in pore pressure due to the inability of fluids to exit the rock during compaction.
Analisis Sintesa Produk Dalam Proses Pengolahan Fatty Acid Methyl Ester (Fame) dari Chlorella Sp. Aditya Dharmawan; Damiano Anugerah Paskah
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 1 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.1.1771

Abstract

Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis sintesa produk dalam proses pengolahan Fatty Acid Methyl Ester (FAME) dari mikroalga Chlorella sp. menggunakan metode esterifikasi dan transesterifikasi. Mikroalga Chlorella sp. digunakan sebagai bahan baku utama karena kandungan lipidnya yang tinggi, yang merupakan sumber potensial untuk produksi biodiesel. Proses sintesa Fatty Acid Methyl Ester (FAME) melibatkan dua tahap utama: tahap pertama, esterifikasi dengan katalis asam H2SO4 untuk mengurangi kandungan asam lemak bebas (FFA) dalam minyak mikroalga, dan tahap kedua, transesterifikasi dengan katalis basa KOH menggunakan metanol sebagai reaktan untuk mengkonversi trigliserida menjadi FAME. N-heksana digunakan sebagai pelarut untuk meningkatkan efisiensi ekstraksi lipid dari mikroalga. Kondisi operasi rasio molar 1:6 antara minyak dan n-heksana menghasilkan konversi Fatty Acid Methyl Ester (FAME) yang optimal, konsentrasi katalis KOH dengan kemurnian 97% digunakan 1,5% dari berat feed sedangkan katalis H2SO4 digunakan 1% dari berat feed, dengan pelarut katalis methanol perbandingan molar 1:40 pada katalis H2SO4 dan 1:20 pada katalis KOH, dan waktu reaksi dioptimalkan untuk meningkatkan hasil konversi Fatty Acid Methyl Ester (FAME). Hasil penelitian menunjukkan bahwa kombinasi katalis asam dan basa secara berurutan dalam proses esterifikasi dan transesterifikasi efektif dalam meningkatkan kualitas dan kuantitas Fatty Acid Methyl Ester (FAME)yang dihasilkan.
Analisis Pengaruh Temperatur, pH dan Laju Alir Terhadap Pembentukan Scale Mawar Marbun; Nijusiho Manik, S.T., M.T; Abdul Gafar Karim
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 2 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.2.1785

Abstract

The LMN-47 well has the highest scale formation potential compared to other wells in the X field with the highest Scale Index value of 1.39. The condition of this well is also different because the scale formation only occurs in the tubing perforate compared to other wells where scale formation occurs in all pump circuits. The scale formation mechanism is closely related to the content of the formation water and is influenced by temperature, pH, and flow rate parameters. Therefore, testing is needed to determine the scale formation with temperature, pH, and flow rate parameters that are in accordance with the actual conditions in the well through a scale simulator tool. From the simulation on the scale simulator tool designed with a flow rate of 15.2279 liters/minute, pH 7.99 and temperature 56.29 oC, 6.14 grams of carbonate scale (CaCO3) were formed. The results of the analysis proved that the higher the temperature, the faster the growth rate of carbonate scale (CaCO3), the more alkaline the pH, the faster the scale will grow, as well as the flow rate which is directly proportional to temperature and pH.
Karakteristik Batuan Induk dan Pemodelan Cekungan di Lapangan North Aman, Cekungan Sumatra Tengah Abdullah Azam; Asep Heri Patria K; Pongga Dikdya W; Ahmad Kurniawan P
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 1 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.1.1791

Abstract

The Central Sumatra Basin is a back-arc basin and has the hottest geothermal gradient in Indonesia. Hydrocarbon production in this basin began in the 19th century and continues to this day with active production fields and exploration activities. This study aims to analyze the characteristics of the source rock, reconstruct the basin's evolution, and estimate the timing of hydrocarbon generation and expulsion at the North Aman Field in the Central Sumatra Basin. Data from two wells were used, including formation thickness, TOC, Tmax, HI, OI, Rock Eval Pyrolysis, and vitrinite reflectance. The analysis results show that Well NA-1 has source rock quality ranging from poor to excellent, with maturity levels reaching mature (Tmax 426–457°C; Ro 0.64–1.01), while NA-2 ranged from poor to very good and reached post-mature maturity levels (Tmax 406–543 °C; Ro 0.42–1.15). Both wells fall into Kerogen Type II–III, with some Type IV samples. Based on 1D basin modeling, kerogen conversion to hydrocarbons in Well NA-1 began during the Oligocene (32.26 million years ago) and underwent expulsion during the Pleistocene (0.48 million years ago), while in Well NA-2, it began during the Oligocene (32.14 million years ago) and underwent expulsion during the Pleistocene (0.89 million years ago). Overall, the source rocks in Wells NA-1 and NA-2 show potential for producing commercial hydrocarbons.
Optimisasi Ekonomi Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS): Pendekatan Iteratif Latin Hypercube Sampling dalam Menentukan Laju Injeksi CO₂ Dr. Eng. Utomo Pratama Iskandar; Junita Trivianty Musu
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 1 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.1.1796

Abstract

Economic optimization of Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) is critical to ensuring project viability amidst energy market volatility and operational uncertainties. This study develops and applies the Iterative Latin Hypercube Sampling (ILHS) method to determine the optimal CO₂ injection rate based on Net Present Value (NPV) as the objective criterion. Simulations are conducted using the PUNQ-S3 reservoir model by integrating a FORTRAN-based optimization program with the commercial CMG-GEM simulator. Three case studies varying in oil price ($70 and $30 per barrel) and discount rate (0% and 10%) are analyzed to assess NPV sensitivity. Results show that ILHS achieves rapid convergence with relatively low computational demands and yields different optimal injection rates depending on economic parameters. This study highlights the importance of incorporating dynamic economic factors in CO₂ injection strategy design and demonstrates ILHS as a robust and efficient method for field-scale CCUS optimization.
Evaluasi Primary Cementing Pada One Phase Well Pada Sumur Gelagah 01 Lapangan Tunjuk Nur Suhascaryo; I Komang Nik Bhasika Kumara; Anton Budi Prasetyo
Lembaran publikasi minyak dan gas bumi Vol 59 No 2 (2025)
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.29017/LPMGB.59.2.1803

Abstract

Tujuan dari operasi penyemenan adalah untuk melekatkan casing pada dinding lubang sumur. Sumur “Gelagah 01” merupakan sumur minyak yang terletak di lapangan Tunjuk. Pada lapangan ini terletak pada cekungan sumatera yang terdiri dari cekungan Palembang selatan. Penyemenan pada sumur “gelagah 01” dilakukan pada sumur one phase well merupakan metode pengeboran satu tahap (one-section) yang menggunakan divertermode dari permukaan hingga kedalaman target reservoir. Evaluasi penyemenan pada sumur “Gelagah 01”dengan metode penyemanan poor boy merupakan penyemenan yang sederhana tanpa menggunakan top plug dan bottom plug dilakukan pada casing intermediate 9 5/8 inch dan single stage dual slurry merupakan penyemenan yang diawali dengan bottom plug dilanjutkan dengan menginjeksikan lead slurry, tail slurry, top plug setelah itu dilanjutkan displacement agar mendorong semen agar sampai ke annulus dilakukan pada casing 7 inch . Evaluasi penyemenan yang diawali dengan perencanaan slurry yang meliputi perhitungan volume slurry dan displacement, perencanaan additive dan komposisi yang digunakan dan perencanaan displacement proses yang meliputi placement duration dan dilakukan analisa CBL (cement bond log) dan USIT (ultra sonic imager tool. Dengan hasil CBL dan USIT dapat mengetahui secara kuantitatif dan kualitatif kualitas melekatnya semen pada lubang sumur. Pada sumur gelagah 01 lapangan tunjuk terdapat problem seperti microannulus, channeling dan freepipe yang disarankan untuk melakukan remedial cementing

Page 57 of 59 | Total Record : 584

 55   56   57   58   59 

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