Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy最新文献

{"title":"STUDI POTENSI BATUAN INDUK HIDROKARBON SATUAN BATULEMPUNG FORMASI RAMBATAN DAERAH WANGON SUB-CEKUNGAN BANYUMAS","authors":"Salatun Said, Tj Teguh Jatmiko, S. Widada","doi":"10.30588/JO.V4I1.719","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V4I1.719","url":null,"abstract":"<p>Identifikasi interval batuan yang mungkin memiliki potensi sebagai batuan induk adalah langkah pertama yang penting dalam eksplorasi hidrokarbon, oleh karena itu perlu dilakukan penelitian tentang batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan tingkat pemanasan dan waktu tertentu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi fasies batuan dan potensi batuan induk hidrokarbon dari Satuan Batulempung Formasi Rambatan di Wilayah Wangon, Sub-Basin Banyumas. Berdasarkan data singkapan menunjukkan bahwa Formasi Rambatan di daerah penelitian sebagian besar terdiri dari serpih dengan interkalasi tipis batupasir. Formasi ini diendapkan di lingkungan laut dalam oleh arus turbid. Analisis geokimia untuk menentukan potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada empat sampel (BMS-28, KLP-27, KLP-31 dan BMS-120) serpih Rambatan. Analisis kualitas potensial dan sumber batuan menunjukkan konten TOC bervariasi dari 1,21% - 23,45% menunjukkan kualitas \"sangat baik\". Analisis Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih dari sampel BMS-28 dan BMS-120 buruk sebagai batuan sumber hidrokarbon (S2 <2,5 kg / ton), sedangkan serpih dari sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki potensi yang baik sebagai batuan induk hidrokarbon (S2> 5 kg / ton). Semua sampel yang diambil dari Serpih Rambatan menunjukkan Ro <0,6 menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai. Nilai rendah HI BMS-28 dan BMS-120 (HI <100 mg HC / g TOC), mencerminkan bahwa batuan ini dapat diklasifikasikan sebagai batuan non-sumber, sedangkan sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki nilai HI 152 mg HC / g TOC dan 294 mg HC / g TOC akan cenderung menghasilkan gas dan minyak jika mencapai tingkat kematangan. Nilai HI antara 100-300 mgHC / g umumnya berasal dari tipe III dan II kerogen yang sebagian besar mengandung organisme darat dan laut.</p><p>Kata kunci: batuan induk, potensial, kualitas, dan kematangan</p><p align=\"center\"><strong>ABSTRACT</strong></p><p>                <em>Identification of rock intervals that may have as a source rock potential is the important first step in </em><em>hydrocarbon </em><em>exploration, therefore it is necessary to conduct research on the sedimentary rock containing organic matter which with a certain level of heat and time can produce hydrocarbons in the form of oil or gas. The objective of this study is to identify </em><em>litho</em><em>facies and hydrocarbon source rock potential of </em><em>Claystone Unit of the Rambatan Formation in the Wangon Area, Banyumas Sub-Basin.  Based on outcrop data showed that Rambatan Formation in the study area predominantly composed of shale with thin intercalation of sandstones. This formation was deposited in the deep marine environment by turbidity current. </em><em>Geochemical analysis in order to determine the potential and quality of source rock was performed </em><em>on four </em><em>sample</em><em>s (BMS-28, KLP-27, KLP-31 and BMS-120)</em><em> of </em><em>Rambat","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"153 ","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-06-28","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"120930085","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Dampak Eksploitasi Minyak Dan Gas Bumi Pada Degradasi Biota Perairan Dan Penurunan Kualitas Air Permukaan","authors":"A. Fatimah, Suratman","doi":"10.30588/JO.V4I1.732","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V4I1.732","url":null,"abstract":"Kegiatan penambangan minyak dan gas bumi di Tuban Jawa Timur, menghasilkan limbah padat dan cair (air terproduksi) memberikan dampak pada lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk: (1) menganalisis kondisi kualitas air  permukaan di Sukowati, Mudi dan CPA (Central Processing Area); dan (2) menganalisis Parameter biota perairan jenis dan indeks keanekaragaman biota di perairan yang ada di sekitar lokasi. Metode pengumpulan data air sungai dan air drainase, menggunakan pengukuran langsung di lapangan (in-situ). Pengarnbilan sampling menggunakan cara grab sampling. Data hasil analisa laboratorium selanjutnya dilakukan dibandingkan dengan baku mutu sesuai Peraturan Gubernur Jatim No. 72 Tahun 2013 Tentang Baku Mutu Air Limbah Bagi Industri dan/atau Kegiatan Usaha Lainnya. Parameter biota perairan pengumpulan data dilakukan dengan pengambilan contoh plankton dan bentos dìsungai, contoh plankton kemudian dianalisis di laboratorium. Data hasil analisis contoh air laut di laboratorium kernudian dibandingkan dengan tolok ukur yaitu indeks keanekaragaman (H’) Shannon dan Wiener. Hasil perbandingan diuraikan secara deskriptif. Hasil penelitian menunjukkan bahwa air permukaan menimbulkan dampak yang meyebabkan penurunan kualitas air permukaan di area plan Sukowati, Mudi, Lengowangi, dan CPA. Biota perairan di Sukowati hasil analisis menunjukan indeks diversity antara 0,9039 - 2,9728. Beberapa lokasi menunjukan hasil indeks diversity berada di antara nilai 0 – 2, dimana menunjukan adanya tekanan terhadap lingkungan. Hal ini karena adanya perubahan suhu musiman yang menyebabkan biota perarian kembali pada kondisi awal pada saat kajian Initial Enviromnetal Examination (IEE). Penanggulangan dilakukan untuk meminimalisir terjadinya pencemaran air permukaan di lokasi minyak dan gas bumi Tuban Jawa Timur. Mengatasi penurunan air permukaan dengan konservasi ekosistem air permukaan di area plan Sukowati, Mudi, Lengowangi dan CPA secara teknis dan ekologi. Merupakan upaya dalam memperbaiki daerah aliran sungai dan daerah sekitarnya agar dapat dimanfaatkan serta menjadi produktif.Kata Kunci : sungai, air terproduksi, biota perairan, drainase, planktonOil and gas mining activities in Tuban, East Java, produce solid and liquid waste (produced water) that has an impact on the environtment. This research has in view to: (1) investigate the surface water quality in Sukowati, Mudi and CPA (Central Processing Area); and (2) investigate the parameters of aquatic species biota and the biota diversity index in the waters around the location. Methods for collecting river water and air drainage data are using in-situ direct measurements around the location. The sampling method investigated in the study is grab sampling method. Laboratory analysis data will be compared with quality standard in accordance with East Java Governor's Regulation No. 72 of 2013 concerning Wastewater Quality Standards for Industry and / or Other Business Activities. Data collection for the parameters of ","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"60 3 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-06-25","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"124321278","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Penentuan Current Recovery Factor dan Cadangan Sisa Sumur “Alpha” pada Lapisan “A” dan Lapisan “B”","authors":"Indah Widiyaningsih","doi":"10.30588/JO.V3I1.591","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I1.591","url":null,"abstract":"AbstrakSumur “ALPHA” merupakan sumur gas dari reservoir gas kering yang telah diproduksikan sejak Februari 1994. Sumur ini diproduksi secara commingle dari dua lapisan yaitu Lapisan “A” dan Lapisan “B” dari tiga sumur yaitu “ALPHA”, BETA”, dan “GAMMA”. Pada akhir dari Juni 2013, produksi telah menurun hingga laju sebesar 1,14 MMSCFD dari sumur “ALPHA” dan nol produksi dari sumur “BETA” dan “GAMMA”. Cadangan sisa ditentukan dengan menggunakan metode material balance dikarenakan sumur telah berproduksi untuk beberapa waktu. Untuk menentukan cadangan sisa, langkah pertama yang harus dilakukan adalah menghitung faktor Z dan faktor volume formasi gas (Bg). Setelah itu, hitung OGIP menggunakan metode material balance P/Z. Dengan software IPM, dengan masukkan semua data ke dalam sub-program MBAL. Jalankan software untuk matching nilai OGIP. Setelahnya, recovery factor, ultimate recovery, dan current recovery factor dapat ditentukan.Besarnya OGIP yang diperoleh dari metode material balance P/Z manual adalah 1407.29 BSCF, sedangkan OGIP dari metode material balance  MBAL adalah 1341 BSCF. Recovery factor untuk Lapangan “X” adalah 80,2%. Current recovery factor lapangan “X” adalah 25,55%. Ultimate recovery factor untuk Lapangan “X” adalah 1128,64 BSCF. Maka cadangan sisa sampai 1 Juli 2013 adalah 769,094 BSCF. Berdasarkan hal ini, maka dapat disimpulkan bahwa sumur ini memiliki cadangan gas sisa yang masih dapat dioptimalkan untuk produksi. Kata kunci: IPM Software, Remaining Reserve, Mature Field AbstrackThe \"ALPHA\" well is a gas well from a dry gas reservoir that has been produced since February 1994. This well is produced commingently from two layers, namely \"A\" and \"B\" layers of three wells namely \"ALPHA\", BETA \", and\" GAMMA \". At the end of June 2013, production had declined to a rate of 1.14 MMSCFD from the \"ALPHA\" well and zero production from the \"BETA\" and \"GAMMA\" wells. The remaining reserves are determined using the material balance method because the well has been producing for some time. To determine the remaining reserves, the first step that must be taken is to calculate the Z factor and the gas formation volume factor (Bg). After that, calculate the OGIP using the P / Z material balance method. With HDI software, enter all data into the MBAL sub-program. Run the software to match OGIP values. After that, recovery factor, ultimate recovery, and current recovery factor can be determined. The amount of OGIP obtained from the manual P / Z material balance method is 1407.29 BSCF, while the OGIP from the MBAL material balance method is 1341 BSCF. Recovery factor for \"X\" field is 80.2%. Current recovery factor of the \"X\" field is 25.55%. The ultimate recovery factor for \"X\" Field is 1128.64 BSCF. Then the remaining reserves until July 1, 2013 are 769,094 BSCF. Based on this, it can be concluded that this well has residual gas reserves that can still be optimized for production.Keywords: IPM Software, Remaining Reserve, Mature Field","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"48 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-12-31","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"133755797","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Pengembangan Lapangan Panas Bumi “S” Water Dominated Menggunakan Software Tough2","authors":"L. Yunita, D. Ratnaningsih, Harry Budiharjo","doi":"10.30588/JO.V3I2.625","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I2.625","url":null,"abstract":"<p align=\"center\"><span style=\"font-size: medium;\">Abstrak</span></p><p>Lapangan Panas Bumi “S” merupakan lapangan panas bumi water dominated, lapangan ini sudah diproduksikan dengan satu unit PLTP dengan kapasitas terpasang 60 MWe. Dalam pengembanganya, akan dilakukan pembangunan PLTP Unit II. Tujuan dari penelitian ini adalah memodelkan reservoir <del datetime=\"2020-01-13T07:21\"> </del>dengan bantuan software tough2 dan melakukan simulasi pengembangan lapangan “S” melalui pembangunan PLTP Unit II dengan penambahan lima sumur produksi. Metodologi yang digunakan dengan membuat pemodelan reservoir dengan bantuan software <em>tough2</em>. Pertama yang dilakukan menentukan grid yang akan dibuat, kemudian memasukan material, porositas, perme<span style=\"text-decoration: underline;\"><ins datetime=\"2020-01-13T07:23\"><span style=\"color: #008080;\">a</span></ins></span>bilitas, konduktivitas panas dan <em>specific heat</em>. Kemudian melakukan inisialisasi dengan melakukan running selama enam puluh tahun. <em>H</em><em>i</em><em>story matching</em> data produksi tiap-tiap sumur dilakukan dengan  merubah parameter permebilitas batuan reservoir sampai terjadi matching tekanan dan temperatur antara kondisi aktual dengan model. Setelah dilakukan <em>history matching </em>kemudian dilakukan pengembangan PLTP Unit II dengan menambah lima sumur. Dari hasil simulasi dengan pengembangan PLTP Unit II  didapatkan kapasitas terpasang 55 MWe selama tiga puluh tahun<a href=\"file:///C:/Users/LENOVO/Downloads/lia%20(1).docx#_msocom_1\"><span style=\"font-family: Calibri;\">[L1]</span></a><span style=\"font-family: Calibri;\"> </span>.</p><p>Kata Kunci : Pengembangan,panas bumi, software though 2<ins datetime=\"2020-01-13T07:23\"></ins></p><p> </p><p> </p><p> </p><p> </p><p> </p>","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"2 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-12-31","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"129464138","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Analisa Potensi Shallow Hydrocarbon pada Formasi Wonocolo Berdasarkan Pendekatan Anisotropi Resistivitas dan Parameter Dar Zarrouk","authors":"Eko Wibowo","doi":"10.30588/JO.V3I2.616","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I2.616","url":null,"abstract":"<p><span style=\"font-family: Times New Roman;\">Daerah Dangdangilo berada pada sekitar area lapangan minyak Kawengan, Kabupaten Bojonegoro, Jawa Timur dengan banyak patahan dan antiklin yang memanjang dan asimetris terbentang dari arah Barat – Laut menuju Timur Tenggara. Tinjaun geologi menggambarkan terdapat potensi minyak dangkal (<em>shallow hydrocarbon</em>) pada Formasi Wonocolo dengan kedalaman sekitar 200 – 300 mdpl serta didukung dengan banyaknya sumur tradisional yang memproduksikan minyak pada kedalaman tersebut. Namun distribusi secara lateral potensi minyak perlu diperkirakan salah satunya dengan metode geolistrik dengan memanfaatkan anisotropi resistivitas dan parameter Dar Zarrouk. Indikasi keberadaan fluida hidrokarbon pada ini berada pada kedalaman 170 – 180 meter, 360 – 365 meter dan kedalaman 375 – 380 meter. Indikasi keberadaan hidrokarbon ini termati dengan gejala perubahan nilai resitivitas</span></p><p><span style=\"text-decoration: line-through;\"><span style=\"font-family: Times New Roman;\"> </span></span></p><p><span style=\"font-family: Times New Roman;\"><strong>Katakunci</strong> : <em>Shallow hydrocarbon</em>, anisotropi resisitivitas, Dar Zarrouk, Formai Wonocolo</span></p>","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"52 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-12-28","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"126831386","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Pengaruh Bahan Bakar Terhadap Arus dan Tegangan yang Dihasilkan oleh Polymer Electrolite Membrane Fuel Cell yang Terintegrasi dengan Gasifier Sampah Organik","authors":"Ucik Ika Fenti Styana, Nurul Muyasaroh, M. S. Cahyono","doi":"10.30588/JO.V3I2.590","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I2.590","url":null,"abstract":"<p><span style=\"font-family: Times New Roman;\"><em>Saat </em><em>ini, kebutuhan bahan bakar fosil semakin meningkat dan ketersediannya semakin menipis. Oleh karena itu, dibutuhkan bahan bakar alternatif seperti Proton Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC). Teknologi ini mampu mengkonversi hidrogen yang dihasilkan dari biomasa melalui proses gasifikasi, menjadi sumber energi listrik. Akan tetapi, kinerja PEMFC sangat dipengaruhi oleh beberapa faktor, diantaranya adalah kualitas bahan bakar yang digunakan. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui pengaruh kualitas bahan bakar terhadap kinerja PEMFC yang terintegrasi dengan Fixed Bed Updraft Gasifier.  Bahan baku yang digunakan pada proses gasifikasi adalah biomasa berupa tempurung kelapa yang diproses di dalam gasifier menghasilkan syn gas, untuk kemudian dimasukkan ke dalam PEMFC dengan variabel syn gas yang dimurnikan maupun tanpa pemurnian, serta hidrogen murni sebagai kontrol. Peralatan yang digunakan adalah satu set alat Fixed Bed Updraft Gasifier yang diintegrasikan dengan PEMFC. Tahap awal pengujian adalah proses gasifikasi tempurung kelapa di dalam gasifier menghasilkan syn gas yang akan langsung ditampung di dalam gas holder. Pengujian berikutnya dilakukan dengan cara yang sama, tetapi syn gas tersebut kemudian dimurnikan melalui satu set peralatan cyclone, filter, scrubber, dan condensor. Produk syn gas tersebut kemudian dimasukkan ke dalam PEMFC</em><em> dengan pompa </em><em>serta </em><em>adanya penambahan </em><em>oksigen menggunakan </em><em>blower</em><em>. Sebagai kontrol, dilakukan pengujian menggunakan hidrogen murni sebagai bahan baku PEMFC</em><em> dengan laju alir 2,5 liter/menit dan  tekanan gas 2 kg/cm²</em><em>. Analisa dilakukan dengan </em><em>indikator arus dan tegangan untuk mengethaui</em><em> daya yang dihasilkan dari Fuel Cell.</em><em> Hasil penelitian menunjukkan bahwa s</em><em>yn gas hasil gasifikasi dapat digunakan sebagai bahan </em><em>bakar</em><em> PEMFC, namun arus dan tegangan yang dihasilkan sangat kecil</em><em>. Untuk syn gas hasil pemurnian, arus yang dihasilkan sebesar 0,1 Ampere dan Tegangan 1 Volt dan lampu indikator bisa menyala agak redup. Hasil ini berbeda dengan pengujian menggunakan bahan bakar gas hidrogen murni, dimana mampu menghasilkan arus sebesar 1,4 Ampere dan tegangan 7 volt, serta lampu indikator bisa menyala dengan terang. Sementara untuk syn gas tanpa pemurnian, arus dan tegangan yang dihasilkan sangat kecil sehingga tidak terbaca oleh indikator.</em></span></p><p><em><span style=\"font-family: Times New Roman;\"> </span></em><em style=\"font-family: 'Times New Roman';\">Kata kunci : </em><em style=\"font-family: 'Times New Roman';\">Proton Exchange Membrane Fuel Cell, Fixed-Bed Updraft Gasifier, Syn Gas, Hidrogen, Listrik</em></p><p class=\"Abstract\" align=\"center\"><em>Abstrack</em></p><p><em>A</em><em>lternative fuels such as the Proton Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC). This technology is able to convert hydrogen pro","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"55 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"124628533","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Perencanaan Pipa Dua Fasa pada Fasilitas Produksi Panas Bumi Dieng","authors":"Ady Nugroho","doi":"10.30588/JO.V3I1.492","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I1.492","url":null,"abstract":"Lapangan Panas Bumi Dieng beroperasi sejak tahun 2004 dengan kapasitas turbin 60 MW serta memiliki target produksi sebesar 55 MW selama tigapuluh tahun. Lapangan ini, masih layak untuk dilakukan pengembangan dengan total sebesar 110 MW. Dalam mengoptimalkan kualitas uap (steam quality) dari kepala sumur sampai dengan input turbin maka perlu adanya perencanan mengenai dimensi dari pipa yang mengalirkan uap. Parameter yang diperhatikan dalam perencanaan pipa dua fasa yaitu diameter pipa dan penurunan tekanan. Tujuan penelitian adalah menentukan diameter pipa dua fasa dan penurunan tekanan pada salah satu sumur pengembangan lapangan Panas Bumi Dieng. Metodologi perhitungan dimensi pipa ini menggunakan standar ASME dalam penentuan diameter pipa dan menghitung besarnya penurunan tekanan sebelum input turbin menggunakan software pipesim. Hasil perhitungan salah satu sumur yang memiliki masa aliran sebesar 60 kg/s  didapatkan jenis pipa Xtra Strong (XS) kualitas uap 0.176 dengan diameter pipa 8 inchi serta kecepatan aliran yang optimal sebesar 27.33 m/s  serta penurunan tekanan dari well head menuju separator adalah 7, 476 bar dengan tekanan input turbin sebesar 22,985 bar.Dieng Geothermal Field operates since 2004 with a 60 MW turbine capacity and has a production target of 55 MW for thirty years. This field is still feasible for development with a total of 110 MW. In optimizing the quality of steam (steam quality) from the wellhead to the turbine input, it is necessary to plan on the dimensions of the pipe that flows steam. Parameters that are considered in planning two-phase pipes are pipe diameter and pressure drop. The research objective was to determine the two-phase pipe diameter and pressure drop at one of the wells in the Dieng Geothermal field development. The methodology for calculating the pipe dimensions uses the ASME standard in determining pipe diameter and calculating the amount of pressure drop before the turbine input using pipesim software. The calculation results of one well that has a flow period of 60 kg / s obtained Xtra Strong (XS) pipe type vapor quality 0.176 with 8 inches pipe diameter and optimal flow velocity of 27.33 m / s and pressure drop from well head to separator is 7 , 476 bars with turbine input pressure of 22,985 bars.","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"19 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-06-30","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"134451943","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Skenario Pengembangan Sumur Injeksi pada Sumber Daya Panas Bumi Sistem Dominasi Air dengan Pemodelan Reservoir 3D Dinamik","authors":"Allen Haryanto Lukmana","doi":"10.30588/JO.V3I1.493","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I1.493","url":null,"abstract":"Reinjeksi fluida memiliki peran penting dalam pengelolaan reservoir panas bumi. Reinjeksi bertujuan untuk meningkatkan pengisian alami ke reservoir untuk menjaga tekanan reservoir, produksi uap, dan mengekstraksi lebih banyak panas dari reservoir. Penginjeksian kembali harus direncanakan dengan baik untuk menghindari masalah seperti terobosan termal. Pemodelan dinamis reservoir panas bumi dapat digunakan untuk mengidentifikasi kondisi awal reservoir, karakteristik produksi, dan kinerja produksi reservoir di masa depan. Dalam studi ini, reinjeksi ke reservoir yang didominasi air sintetis direncanakan untuk mempertahankan 55 MW produksi listrik selama 30 tahun. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menentukan strategi injeksi terbaik untuk mencapai produksi listrik selama 30 tahun. Berbagai skenario produksi-injeksi diuji menggunakan pemodelan reservoir panas bumi 3D dinamis. Studi ini menunjukkan bahwa lokasi dan laju injeksi adalah parameter utama dalam strategi injeksi. Sumur reinjeksi terletak di dalam reservoir, tetapi pada jarak yang cukup untuk menghindari terobosan. Suntikan area dekat produksi menyebabkan terobosan dalam sumur produksi. Injeksi pada tingkat yang lebih tinggi memperlambat penurunan tekanan dan meningkatkan produksi cairan secara signifikan.Reinjection aims to increase the natural recharge to reservoirs in order to maintain the reservoir pressure, steam production, and extract more heat from the reservoir. Reinjection must be well planned to avoid problems such as thermal breakthrough. Dynamic modelling of geothermal reservoirs can be used to identify the future production performance of the reservoir. In this study, reinjection to a synthetic water-dominated reservoir is planned to maintain 55 MW of electricity production for 30 years. The purpose of this study is to determine the best injection strategy. Various production-injection scenarios are tested. The study shows that location and injection rate are the key parameters in injection strategy. The production well are located inside the reservoir, but enough distance to avoid a breakthrough. Near-production area injections are causing breakthrough in production well. Injection at higher rates slows down pressure decline and increase the fluid production significantly.","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"61 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-06-30","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"130473821","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Evaluasi Stimulasi Hydraulic Fracturing Menggunakan Software Mfrac","authors":"N. Dila","doi":"10.30588/JO.V3I1.490","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I1.490","url":null,"abstract":"Perekahan hidraulik (hydraulic fracturing) merupakan suatu usaha untuk meningkatkan produktivitas suatu sumur dengan jalan membuat saluran konduktif bagi fluida produksi untuk mengalir dari reservoir menuju sumur. Keberhasilan dari pelaksanaan perekahan hidraulik ini dapat diketahui dari beberapa parameter. Adapun parameter keberhasilan tersebut diantaranya peningkatan permeabilitas formasi, peningkatan indeks produktivitas (PI) dan peningkatan laju produksi.Tujuan dari Perekahan hidraulik akan membahas evaluasi keberhasilan setelah perekahan hidraulik dilakukan, dimana yang menjadi acuan adalah kenaikan permeabilitas dan peningkatan laju produksi.Metodologi penelitian ini, menggunakan software MFrac Simulation dari Meyer & Associates, Inc. yang dimiliki oleh service company. Dengan memasukkan data reservoir, data lithologi batuan, data komplesi sumur, data proppant,data fluida perekah serta data-data lain yang terkait. Adapun tahap-tahap dari operasi stimulasi hydraulic fracturing ini meliputi step rate test, minifrac, evaluasi minifrac, dan main fracturing. Peningkatan produktivitas sumur terlihat sangat jelas dari hasil perbandingan productivity index (PI) sebelum dan sesudah hydraulic fracturing. Hasil perhitungan memperlihatkan bahwa dari hasil software Mfrac menunjukkan nilai PI naik 2,8126 kali lebih besar daripada PI sebelum hydraulic fracturing.Hydraulic fracturing is an attempt to increase the productivity of a well by making a conductive channel for the production fluid to flow from the reservoir to the well. The success of the implementation of hydraulic fracturing can be seen from several parameters. The success parameters include increasing formation permeability, increasing productivity index (PI) and increasing production rates. The purpose of hydraulic fracturing will be to discuss the success of the evaluation after hydraulic fracturing is done, where the reference is to increase permeability and increase the rate of production. The methodology of this research, using MFrac Simulation software from Meyer & Associates, Inc. owned by a service company. By entering reservoir data, lithological data of rocks, well completion data, proppant data, recycled fluid data and other related data. The stages of hydraulic fracturing stimulation operations include step rate test, minifrac, minifrac evaluation, and playing fracturing. Increased productivity of the well is very clear from the results of the comparison of productivity index (PI) before and after hydraulic fracturing. The calculation results show that from the Mfrac software results show the PI value increases 2.8126 times greater than the PI before hydraulic fracturing.","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"47 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-06-26","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"115346113","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}

{"title":"Analisa Geoelectrical Strike Metode AMT untuk Identifikasi Awal Potensi Sistem Panas Bumi di Daerah Gunung Pancar Bogor Jawa Barat","authors":"W. Hidayat, Hafiz Hamdalah, K HanaAulia","doi":"10.30588/JO.V3I1.487","DOIUrl":"https://doi.org/10.30588/JO.V3I1.487","url":null,"abstract":"Satu daerah yang diduga terdapat sistem panasbumi adalah daerah Gunung Pancar, Bogor, Jawa Barat. Beberapa mata air panas yang muncul di sekitar daerah penelitian memperkuat dugaan adanya sistem panasbumi di daerah tersebut. Metode geofisika yang dapat digunakan untuk mengidentifikasi sistem panasbumi adalah Metode Audio Magnetotelurik (AMT). Penelitian ini menggunakan metode AMT untuk mendapatkan gambaran bawah permukaan dengan pemodelan 1D dan pemodelan 2D. Pengolahan data dilakukan dengan menggunakan software MT Editor, Interpex, dan Petrel. Geoelectrical strike digunakan untuk mengetahui arah strike bawah permukaan dimana nilai kontras resistivitasnya dapat diindikasikan sebagai gangguan geologi. Data yang digunakan adalah data angle dan radius pada software MT Editor. Sementara software yang digunakan untuk membuat diagram roset adalah software GeoRose. Hasil pemodelan menunjukkan adanya komponen panasbumi berupa claycap (1 Ω.m – 10 Ω.m) dan reservoir (10 Ω.m – 20 Ω.m) pada kedalaman 300 m hingga 2000 m. Lapisan young sedimentary rock diinterpretasikan sebagai zona aliran air panas dengan nilai tahanan jenis sebesar 10 Ω.m – 100 Ω.m. Sistem panasbumi di daerah penelitian diduga dikontrol oleh struktur geologi berupa sesar mendatar, antiklin, dan sinklin yang berkembang di bagian timurlaut daerah penelitian. The areas that possibly had geothermal system is Mount Pancar, Bogor, West Java. There are several hot springs found around the study area. The geophysical method that can be used to identify the geothermal system and geological structure is the Audio-Magnetotelluric Method (AMT). AMT method is used to obtain subsurface overview with 1D modeling and 2D modeling. Data processing is done by using MT Editor, Interpex, and Petrel software. Geoelectrical strike is used to determine the direction of the subsurface strike by resistivity value. The most dominant angle and radius data from software MT Editor is used to make rosette diagram to show the geoelectrical strike. The results of 1D modeling showed the geothermal component such as claycap (1 Ω.m - 10 Ω.m) and reservoir (10 Ω.m - 20 Ω.m) at a depth of 300 m to 2000 m. The young sedimentary rock layer is interpreted as a discharge zone with a resistance value of 10 Ω.m - 100 Ω.m. The geothermal systems in the study area might be controlled by geological structures in the northeast of the study area.","PeriodicalId":328838,"journal":{"name":"Jurnal Offshore: Oil, Production Facilities and Renewable Energy","volume":"219 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-06-25","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"115649026","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}