PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan最新文献

{"title":"STUDI SIMULASI RESERVOIR UNTUK MENENTUKAN POLA INJEKSI SUMUR YANG SESUAI PADA LAPANGAN X","authors":"jason kristiadi darmawan, Sugiatmo Kasmungin, Widia Yanti","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.7734","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.7734","url":null,"abstract":"Dalam rangka mempercepat peningkatan produksi, diusulkan untuk dilakukan perencanaan pengembangan dengan dilakukan beberapa sekenario dan injeksi air yang diterapkan untuk lapisan X1 dan lapisan X2 lapangan X. Penelitian ini dilakukan menggunakan simulasi reservoir dengan menggunakan black oil simulator CMG 2015. Data yang diperlukan untuk input ke simulator adalah data PVT, data SCAL, dan data sejarah produksi. Setelah dilakukan input data, kemudian dilakukan inisialisasi, history matching, dan kemudian dilakukan perencanaan pengembangan lapangan dengan 3 skenario yang berbeda. Simulasi dilakukan dengan rentang waktu antara 2019 sampai dengan 2035. Pada simulasi basecase dilakukan terhadap delapan sumur produksi dan satu sumur injeksi existing yang disimulasikan hingga tahun 2035 tanpa mengubah parameter yang berkaitan. Pada simulasi skenario 1 dilakukan workover terhadap 13 sumur yang sudah tidak beroprasi. Pada simulasi skenario 2 dilakukan penerapan pola injeksi air adjusted inverted five spot yaitu gabungan antara inverted four spot dan inverted five spot dengan menambahkan sembilan sumur injeksi. Pada skenario 2 ini dilakukan juga uji sensitivitas laju injeksi. Pada simulasi skenario 3 dilakukan penerapan pola injeksi air adjusted normal five spot dengan menggabungkan normal five spot dan normal four spot dengan menambahkan 45 sumur injeksi Pada skenario 3 ini dilakukan juga uji sensitivitas laju injeksi. Hasil yang di dapat dari penelitian ini didapatkan skenario terbaik adalah skenario 3. Pada skenario ke 3, injection rate terbaik adalah 200 bwpd sehingga dapat menghasilkan kenaikan recovery factor sebesar 5.46% dengan Np sebesar 8.4 MMSTB.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"74 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"124417931","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":"ANALISIS SKENARIO PENGEMBANGAN LAPANGAN P LAPISAN S DENGAN SIMULASI RESERVOIR","authors":"J. Salusu, Maman Djumantara, Sigit Rahmawan","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.7511","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.7511","url":null,"abstract":"Kegiatan eksplorasi dalam industri migas untuk menemukan cadangan hidrokarbon masih terus dilakukan hingga saat ini. Lapisan S Lapangan P merupakan salah satu reservoir minyak yang baru ditemukan. Pada lapisan ini telah dilakukan dua pemboran sumur eksplorasi, yaitu sumur JA-02 dan JA-03. Hasil pemboran kedua sumur tersebut membuktikan potensi hidrokarbon pada Lapisan S sehingga pengembangan dapat dilakukan. Penelitian ini dimaksudkan untuk melakukan optimasi produksi terhadap Lapisan S guna meningkatkan perolehan minyak dengan menggunakan simulasi reservoir. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan simulator CMG 2015 Black Oil (Imex). Tahapan penelitian dimulai dengan persiapan dan pengolahan data yang meliputi data geologi, karakteristik batuan, karakteristik fluida, serta data produksi, kemudian dilakukan inisialisasi, dan dilanjutkan dengan history matching yang diakhiri dengan tahapan pembuatan skenario produksi. Terdapat dua skenario yang dibuat dalam penelitian ini dan kedua skenario tersebut dijalankan hingga 31 Desember 2035. Penentuan skenario ini didasarkan pada distribusi sifat fisik batuan dan fluida reservoir serta cadangan sisa reservoir. Pada skenario I (basecase) dimana kedua sumur yang sudah ada tetap berproduksi tanpa melakukan perubahan parameter apapun dan didapat nilai incremental RF sebesar 8.66% terhadap current RF, yaitu sebesar 536.35 MBBL. Adapun skenario II (skenario I + 3 sumur infill) memberikan nilai incremental RF sebesar 24.15% terhadap current RF, yaitu sebesar 1495.57 MBBL. Dari penelitian skenario pengembangan yang telah dilakukan, didapati skenario II sebagai skenario pengembangan terbaik.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"9 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"133572281","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 ISI AWAL MINYAK DI TEMPAT MENGGUNAKAN SOFTWARE IPM-MBAL PADA LAPISAN R25 LAPANGAN RFR","authors":"Ridha Husla, Alief Mahadika Putra, Asri Nugrahanti","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.7897","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.7897","url":null,"abstract":"Reservoir merupakan tempat minyak dan gas terakumulasi di dalam bumi pada suatu perangkap struktural maupun stratigrafi. Dengan terperangkapnya hidrokarbon dalam reservoir, maka perlu diketahui berapa jumlah isi awal minyak di tempat yang ada pada lapangan tersebut. Tujuan karya tulis ini adalah untuk menentukan jenis tenaga dorong reservoir, nilai volume isi awal minyak di tempat, dan nilai recovery factor dari lapisan R25, struktur RDH, lapangan RFR. Total Sumur yang sudah dibor di lapangan RFR sebanyak 58 sumur (10 sumur produksi, 45 sumur suspended, dan 3 sumur abandon). Mekanisme pada lapangan RFR adalah natural flow dan lifting (ESP dan HPU). Pada penelitian ini lapisan yang digunakan adalah lapisan R25. Pada penelitian ini menggunakan dua metode penentuan jenis tenaga dorong reservoir yaitu metode kualitatif, dan Ganesh Thakur. Berdasarkan metode kualitatif didapatkan jenis tenaga dorongnya adalah solution with weak water drive, dan pada metode Ganesh Thakur didapatkan jenis tenaga dorongnya adalah solution drive. Dari hasil perhitungan nilai volume awal minyak di tempat menggunakan metode volumetrik didapatkan nilai sebesar 27,43 MMSTB, dan hasil perhitungan dengan menggunakan software Mbal sebesar 27,65 MMSTB. Selisih hasil perhitungan antara metode volumetrik dengan software IPM-Mbal sebesar 0,82%. Untuk hasil perhitungan nilai recovery factor menggunakan metode JJ Arps didapatkan nilai sebesar 26,76%.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"1 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"130409015","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":"OPTIMASI HIDROLIKA DENGAN METODE BHHP PADA TRAYEK 8 ½ INCH SUMUR X LAPANGAN Y","authors":"Apriandi Rizkina Rangga Wastu, O. Ridaliani, Beta Resqy Avianti","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.8031","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.8031","url":null,"abstract":"Lumpur pemboran merupakan faktor yang penting dalam operasi pemboran. Kecepatan pemboran, efisiensi, keselamatan dan biaya pemboran sangat tergantung dari lumpur pemboran yang dipakai. Lumpur merupakan semua jenis fluida yang digunakan untuk menyelesaikan permasalahan seperti tertinggalnya cutting di dasar lubang dengan mengangkat cutting kepermukaan sehingga proses pemboran dapat berjalan dengan lancar. Pada sumur X Lapangan Y akan dilakukan optimasi hidrolika untuk mengetahui hal-hal yang menjadi pertimbangan dalam memilih parameter  pemboran yang digunakan, serta faktor yang berpengaruh pada kinerja hidrolika pemboran dalam proses pengangkatan serbuk bor pada saat kegiatan pemboran.             Penelitian ini menggunakan metode BHHP (bit hiydraulic horse power) dimana hidrolika pemboran akan dievaluasi, apabila nilai yang diperoleh kurang dari 50% perlu dilakukan optimasi hidrolika. Pada metode CCI (cutting carrying index) akan digunakan dalam melihat seberapa baik lumpur dalam mengangkat cutting hingga ke permukaan, batas minimum  metode ini adalah 1.            Penelitian dilakukan dengan mengevaluasi trayek 8 ½ inch kedalaman 1924,26 hingga 2141,8 ft pada sumur X lapangan Y. Evaluasi hidrolika pemboran pada kedalaman yang diteliti memilki nilai persentase tekanan di bit kurang dari 50% sehingga perlu dilakukan optimasi hidrolika dengan data pompa yang dimilki. Pada trayek ini nilai yang sebelumnya berkisar antara 4% naik hingga 60% dan nilai Cutting Carrying Index berkisar di angka 4, laju alir optimum juga didapatkan yang berkisar pada nilai 373 GPM.             Berdasarkan hasil penelitian ini terdapar beberapa faktor seperti laju alir lumpur, densitas lumpur, rheology lumpur akan sangat memengaruhi hidrolika pemboran. Tekanan yang diberikan oleh pompa yang disalurkan hingga ke bit harus tepat untuk meminimalisir kehilangan tekanan yang mungkin terjadi, serta tekanan yang digunakan akan berpengaruh pada laju alir optimum lumpur didalam lubang sumur sebagai salah satu media yang digunakan dalam pengangkatan serbuk bor.Kata kunci: Lumpur, cuttings, hidrolika, BHHP, nozzle, daya.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"54 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"122258463","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":"Wellhead Growth Evaluation and Analysis with Stiffness Method; an Onshore Gas Well Case Study","authors":"G. R. Darmawan","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.7740","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.7740","url":null,"abstract":"One of the challenges in designing a production or an injector well is the potential of wellhead growth primarily because of casings thermal stress that are connected to the wellhead. Well integrity issue could occur if this movement was not addressed correctly. Casing thermal stress was created by temperature change in production or injection gas or fluids. That temperature change induces uncontrolled heat transfer from tubing to the casing strings in form of casing thermal stress.One of gas field in Indonesia was producing gas with formation water. One well was showing significant wellhead growth during production. The hazard noticed was the stiffness of the surface flowline equipment, as the wellhead moving upward, but the flowline is not free to move. The flange connection between the Christmases tree manifold to the flowline was the weak point, causing the well has to be shut in for further investigations.Well constructions data collection continued with analysis was performed with  stiffness method in multistring well thermal growth model  as explained and developed by Q. Jim Liang[1] to calculate casing thermal stress and wellhead growth. Thermal growth is sensitive to the length of free moving casing sections, as the heat transfer laterally to the casing strings. This paper will evaluate and analyze the cause of wellhead growth on gas production well with stiffness method in multistring casing, and estimating the cement column height on the casings that might cause the measured movement.  A sensitivity of top of cements intermediate and production casing and how it affects the wellhead growth and thermal force. And also comparison forces between   annulus pressure and temperature will also discussed in this paper.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"3 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"126047185","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":"ANALISIS PELAKSANAAN PROSES SQUEEZE CEMENTING PADA SUMUR X-009 LAPANGAN X","authors":"Muhammad Rafif Falah, Sugiatmo Kasmungin, R. Pratiwi","doi":"10.25105/PETRO.V9I3.7715","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I3.7715","url":null,"abstract":"ABSTRAK Sumur X-009 terletak di kabupaten Tabalong, Kalimantan Selatan, 240 km dari Balikpapan maupun Banjarmasin,  Lapangan X merupakan lapangan penghasil minyak, yang dilakukan proses injeksi air untuk meningkatkan produksi minyak dengan terakhir kumulatif produksi sebesar 698332.66. Sumur X-009 telah mencapai watercut 99% dengan rate sebesar 1.83 Bopd. Sumur X-009 dinyatakan sudah tidak produktif dan dilakukan punutupan terhadap zona air. Proses penutupan menggunakan Squeeze Cementing dengan menggunakan metode balance plug. Sebelum dilakukan penutupan lubang perforasi, ditentukan titik atau daerah penyemenan yang akan dipompa, dimana target penutupan tersebut pada zona perforasi sumur X-009 berada pada interval kedalaman 690,6m – 768 m. Dari volume slurry yang dibutuhkan pada titik tersebut, didapatkan hasil sebesar 10 bbl. Sumur X-009 diketahui mempunyai kedalaman total 1163,8 m dengan temperatur 150° F dan menjadikan semen kelas G sebagai material yang sesuai untuk penyemenan. Lima jenis zat aditif yang digunakan pada operasi ini adalah D047 sebagai Antifoam agent sebanyak 0,6 gal, S001 sebagai Accelerator  sebesar 18,9 gal, D145A sebagai Dispersant sebesar 22 gal, D193 sebagai Fluid loss sebesar 62,9 gal, dan yang terakhir adalah D153 sebagai Anti Settling sebesar 28,3 gal. Sebelum proses pemompaan pipa diberi tekanan sebesar 2000 psi selama 15 menit dan tidak terjadi perubahan tekanan dan dapat disimpulkan tidak ada kebocoran. Injectivity test diberi tekanan sebesar 760 psi dengan rate 0,2 yang menandakan tidak loss. Hesitation dilakukan setelah proses penarikan drill pipe dengan memberi tekanan 660 psi selama 10 menit dan tidak terjadi perubahan tekanan. Proses pengerjaan pemompaan berlangsung selama 206 menit. Thickning time didapatkan hasil selama 268 menit menggunakan alat Vicat Penetrometer. Proses pengujian Compressive Strength menggunakan alat bernama Hydraulic Pressure.dan didapatkan hasil sebesar 2588 psi. Total biaya yang dikeluarkan pada keseluruhan operasi penyemenan berupa rangkaian, bahan, dan zat aditif didapatkan sebesar 16.004,2 USD.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"99 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-10-16","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"130381381","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":"ANALISI SQUEEZ CEMENTING PADA LINER 7\" UNTUK PENUTUPAN ZONA PERFORASI PADA SUMUR X DI LAPANGAN O","authors":"A. Irfan, Abdul Hamid, Rizki Akbar","doi":"10.25105/PETRO.V9I1.6522","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I1.6522","url":null,"abstract":"<p><em>Squeeze Cementing </em>adalah penyemenan ulang yang dilakukan sebagai salah satu langkah perawatan<em> </em>sumur, dengan cara menempatkan <em>cement slurry</em> dengan volume yang relatif sedikit pada zona yang diinginkan, salah satunya untuk menutup zona perforasi. Metode <em>squeeze cementing</em> yang digunakan pada Tugas Akhir ini yaitu <em>Bradenhead Technique</em>. Analisis ini dilakukan terhadap pekerjaan <em>Squeeze Cementing</em> pada sumur X di lapangan O, dengan cara mengumpulkan data-data sumur, melakukan pengolahan data yang meliputi perhitungan design penyemenan, perencanaan prosedur penyemenan, pengujian hasil penyemenan dengan melakukan uji <em>compressive strength</em>. Pekerjaan <em>Squeeze Cementing</em> untuk penutupan zona perforasi pada sumur X di lapangan O pada dua interval kedalaman 2230 – 2233 mMD dan 2237 – 2239 mMD. Untuk menutup zona perforasi, karena tidak produktif untuk diproduksikan. Analisis yang dilakukan yaitu perhitungan volume <em>slurry</em> <em>cement </em>yaitu didapatkan sebanyak 8,35 bbl dan<em> zat additive </em>yang dibutuhkan dalam pekerjaan<em> Squeeze Cementing</em>, hasil pekerjaan<em> Squeeze Cementing </em>pada lapangan dan perbedaan antara hasil perencanaan TOC<em> </em>(Top of Cement) berapada pada kedalaman 2197 mMD sedangkan hasil pekerjaan <em>Squeeze Cementing s</em>ecara <em>actual </em>terdapat pada kedalaman 2229 mMD.</p>","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"1 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-05-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"133078271","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":"STUDI LABORATORIUM DAMPAK PENAMBAHAN ZAT ADITIF LIGNOSULFONATE DAN SILICA FLOUR TERHADAP NILAI COMPRESSIVE STRENGTH DAN THICKENING TIME PADA SEMEN PEMBORAN KELAS G","authors":"Mikhael Rumbang, Bayu Satiyawira, Apriandi Rizkina Rangga Wastu","doi":"10.25105/PETRO.V9I1.6532","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V9I1.6532","url":null,"abstract":"<p>Penggunaan zat aditif pada semen merupakan hal yang biasa dilakukan dalam operasi penyemenan suatu sumur, baik sumur minyak, gas, maupun panas bumi. Agar hasil penyemenan sesuai dengan yang diinginkan, sifat-sifat bubur semen harus sesuai dengan kondisi formasi. Kualitas bubur semen yang akan digunakan dalam proses penyemenan dapat dilihat dari berbagai parameter kualitas semen, meliputi nilai kuat tekan atau <em>compressive strength</em> dan waktu pengejalan atau <em>thickening time</em> yang sesuai target penyemenan.</p><p>Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui seberapa besar peningkatan kuat tekan atau <em>compressive strength</em> dan waktu pengejalan atau <em>thickening time</em> yang terjadi pada sampel semen yang telah ditambahkan zat aditif <em>retarder</em> yaitu <em>lignosulfonate</em> dan zat aditif <em>special additive</em> yaitu <em>silica flour</em>. selanjutnya dilakukan studi untuk mengetahui <em>compressive strength </em>dan <em>thickening time</em> dari penambahan zat aditif <em>retarder</em> dan <em>special additive</em>.</p><p>Percobaan laboratorium meliputi pembuatan bubur semen dari semen kelas G yang dicampurkan dengan zat aditif seperti <em>lignosulfonate</em> dan <em>silica flour</em> yang sesuai dengan penimbangan baik dari semen ataupun zat aditif <em>retarder</em> dan <em>special additive</em>, lalu setelah itu dilanjutkan dengan perendaman bubur semen selama 24 jam pada temperatur 80°F, 140°F dan 200°F untuk pengujian kuat tekan semen (<em>compressive strength</em>) dan pengujian waktu pengejalan (<em>thickening time</em>). Kemudian tahapan terakhir pada percobaan laboratorium ini adalah diakhiri dengan membandingkan dari penggunaan<em> </em>zat aditif <em>retarder </em>dan<em> special additive</em> mana yang paling efektif.</p>","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"75 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2020-05-01","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"125988408","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":"ANALISIS COMPRESSIVE STRENGHT DAN THICKENING TIME SEMEN KELAS G DENGAN PENAMBAHAN ADDITIVE SODIUM LIGNOSULFANATE DAN CACL2 PADA SKALA LABORATORIUM","authors":"Cahaya Rosyidan","doi":"10.25105/PETRO.V8I3.5510","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V8I3.5510","url":null,"abstract":"Fisika adalah suatu ilmu yang mempelajari tentang alam semesta, baik mempelajari partikel yang berukuran kecil sampai dengan planet yang berukuran makro. Bidang kajiannyapun beragam dari mempelajari struktur bumi sampai dengan sistem tata surya. Salah satu penerapan ilmu fisika adalah di bidang industri perminyakan. Perkembangan teknologi perminyakan dewasa ini sangat pesat sekali, salah satunya adalah dalam pengeboran atau drilling. Operasi pemboran tidak pernah lepas atau mengabaikan penggunaan fluida pemboran. Fluida pemboran terdiri dari dua pekerjaan yakni rekayasa lumpur pemboran dan penyemenan.Penyemenan diperlukan supaya dapat mengurangi permasalahan sewaktu melakukan pemboran pada trayek selanjutnya. Tingkat keberhasilan penyemenan ditentukan oleh 2 hal yakni kualitas bahan penyemenan yang terdiri dari bahan dasar semen serta aditif dan teknik pelaksanaan penyemenan. Pada penambahan Sodium Lignosulfonate terjadi penurunan nilai compressive strength  dan menaikan nilai thickening time pada konsentrasi 1% adalah 255 menit dengan temperatur 80°F karena pada dasarnya additive ini bersifat retarder. Pengujian additive Calcium Chloride untuk nilai compressive strength sangat efektif pada konsentrasi 7% dengan hasil test 4483 psi pada temperatur 150°F, sedangkan pada temperatur 80°F dan 100°F hasil test yang didapat sebesar 2393 psi dan 2888 psi, sedangkan nilai thickening time menurun dikarenakan sifat additive ini sebagai accelerator.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"58 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"116134109","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":"PERHITUNGAN GAS IN PLACE DAN RECOVERY FACTOR PADA LAPANGAN CBM SUMUR X","authors":"Yusraida Khairani Dalimunthe, Def Marshal, Ratnayu Sitaresmi","doi":"10.25105/PETRO.V8I3.5516","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/PETRO.V8I3.5516","url":null,"abstract":"The Coal Bed Methane well X is a field developed by company A where 5 CBM test wells have been drilled. This CBM field development in 2004 by drilling wells to a depth of 3000ft, then in 2006 drilling was carried out for three test wells with an average depth of 3000ft. The research conducted at LEMIGAS aims to calculate coalbed methane reservoir reserves, calculation of reserves per seam, recovery factor, from each coal sample. The volumetric method is used in this research to calculate the methane gas reserves and Langmuir curve analysis is used to calculate the recovery factor. The target of this research is the CBM field in well X, where the well has 3 seams, namely seam-2, seam-3, and seam-4. In addition to calculating the value of methane gas reserves for each well, the methane gas reserves for each seam are also calculated. From the results of the calculation, it can be concluded that the largest value of gas in place is on seam 4 which is 573.2 MMscf and the smallest is on seam 2 which is 176.1 MMscf, then the largest recovery factor value is owned by seam 3 which is 91%.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"87 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2019-09-12","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"126974824","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}