Pub Date : 2023-01-07DOI: 10.25105/petro.v11i4.15345
Sefilra Andalucia
Proses perpindahan kalor pada dunia industri pada saat ini, merupakan proses kunci kerja dalam suatu mesin, karena semua mesin bekerja dalam temperatur yang cukup tinggi. Salah satu alat penukar kalor (Heat Exchanger), yang digunakan untuk menukar kalor antara fluida kerja yang memiliki perbedaan temperatur. Oleh karena itulah penggunaan heat exchanger perlu diperhatikan performanya secara teratur karena penggunaan heat exchanger dengan performa buruk dapat berakibat pada kegagalan pada heat exchanger dan dapat merugikan salah satu caranya adalah dengan menjaga performa heat exchanger tetap bekerja dengan baik. Penelitian ini dilakukan untuk menganalisa performa heat exchanger jenis shell and tube sebagai pendingin oli pada gas turbine generator di PLTGU Gunung Megang. Dimana heat exchanger ini bekerja, dengan menngunakan air sebagai media pendinginnya. Dari data yang diperoleh, hasil analisa performa heat exchanger ini didapat laju perpindahan panas teoritis sebesar 780055,1 watt sedangkan sebesar pada aktual sebesar 1577482 watt. Sehingga didapat keefektifitasan heat excahnger tersebut selama heat exchanger tersebut bekerja adalah sebesar 202%, dimana dari hasil analisa tersebut dapat dikatakan bahwa heat exchanger bekerja melebihi efisiensi 100% yang dapat menyebabkan kurangnya masa pakai alat tersebut.
{"title":"ANALISIS PERPINDAHAN PANAS HEAT EXCHANGER TIPE SHELL AND TUBE PADA GAS TURBINE GENERATOR","authors":"Sefilra Andalucia","doi":"10.25105/petro.v11i4.15345","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i4.15345","url":null,"abstract":"Proses perpindahan kalor pada dunia industri pada saat ini, merupakan proses kunci kerja dalam suatu mesin, karena semua mesin bekerja dalam temperatur yang cukup tinggi. Salah satu alat penukar kalor (Heat Exchanger), yang digunakan untuk menukar kalor antara fluida kerja yang memiliki perbedaan temperatur. Oleh karena itulah penggunaan heat exchanger perlu diperhatikan performanya secara teratur karena penggunaan heat exchanger dengan performa buruk dapat berakibat pada kegagalan pada heat exchanger dan dapat merugikan salah satu caranya adalah dengan menjaga performa heat exchanger tetap bekerja dengan baik. Penelitian ini dilakukan untuk menganalisa performa heat exchanger jenis shell and tube sebagai pendingin oli pada gas turbine generator di PLTGU Gunung Megang. Dimana heat exchanger ini bekerja, dengan menngunakan air sebagai media pendinginnya. Dari data yang diperoleh, hasil analisa performa heat exchanger ini didapat laju perpindahan panas teoritis sebesar 780055,1 watt sedangkan sebesar pada aktual sebesar 1577482 watt. Sehingga didapat keefektifitasan heat excahnger tersebut selama heat exchanger tersebut bekerja adalah sebesar 202%, dimana dari hasil analisa tersebut dapat dikatakan bahwa heat exchanger bekerja melebihi efisiensi 100% yang dapat menyebabkan kurangnya masa pakai alat tersebut. \u0000 ","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"1 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2023-01-07","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"129334758","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}
Pub Date : 2023-01-07DOI: 10.25105/petro.v11i4.14391
A. Adji, Dr. Ir. Syamsul Irham, MT, Prayang Sunny Yulia, ST, MT
Pada Agustus 2021, terjadi perubahan kontrak bagi hasil pada lapangan ini, kontrak yang sebelumnya digunakan adalah PSC Cost Recovery, berganti menjadi PSC Gross Split. Perbandingan kontrak inibertujuan untuk mengevaluasi perbandingan kedua model keekonomian tersebut, dan juga untuk menentukan skema yang lebih efisien dan tepat untuk diterapkan pada lapangan A. Serta, menganalisis parameter-parameter yang dapat mempengaruhi indikator keekonomian lapangan A. Hasil dari analisis keekonomian yang telah dilakukan, menunjukkan bahwa skema PSC Gross Split lebih baik dibanding skema PSC Cost Recovery. Untuk PSC Cost Recovery, NPV yang didapat untuk 30 sumur yaitu sebesar 13.848.000 US$, IRR rata-rata sebesar 118%, POT rata-rata sebesar 1,43 tahun, Contractor Takesebesar 20.740.000 US$, dan Government Take sebesar 176.587.000 US$. Sedangkan untuk PSC GrossSplit, NPV yang didapat untuk 30 sumur sebesar 37.906.000 US$, IRR rata-rata sebesar 245%, POTrata-rata sebesar 1,30 tahun, Contractor Take sebesar 52.544.000 US$, dan Government Take sebesar 136.402.000 US$. Analisis sensitivitas yang telah dilakukan menunjukkan bahwa parameter jumlah produksi minyak dan harga minyak memiliki pengaruh yang signifikan terhadap kedua skema
{"title":"Evaluasi Perbandingan Keekonomian 30 Sumur Skema PSC Cost Recovery dan Gross Split Lapangan A","authors":"A. Adji, Dr. Ir. Syamsul Irham, MT, Prayang Sunny Yulia, ST, MT","doi":"10.25105/petro.v11i4.14391","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i4.14391","url":null,"abstract":"Pada Agustus 2021, terjadi perubahan kontrak bagi hasil pada lapangan ini, kontrak yang sebelumnya digunakan adalah PSC Cost Recovery, berganti menjadi PSC Gross Split. Perbandingan kontrak inibertujuan untuk mengevaluasi perbandingan kedua model keekonomian tersebut, dan juga untuk menentukan skema yang lebih efisien dan tepat untuk diterapkan pada lapangan A. Serta, menganalisis parameter-parameter yang dapat mempengaruhi indikator keekonomian lapangan A. Hasil dari analisis keekonomian yang telah dilakukan, menunjukkan bahwa skema PSC Gross Split lebih baik dibanding skema PSC Cost Recovery. Untuk PSC Cost Recovery, NPV yang didapat untuk 30 sumur yaitu sebesar 13.848.000 US$, IRR rata-rata sebesar 118%, POT rata-rata sebesar 1,43 tahun, Contractor Takesebesar 20.740.000 US$, dan Government Take sebesar 176.587.000 US$. Sedangkan untuk PSC GrossSplit, NPV yang didapat untuk 30 sumur sebesar 37.906.000 US$, IRR rata-rata sebesar 245%, POTrata-rata sebesar 1,30 tahun, Contractor Take sebesar 52.544.000 US$, dan Government Take sebesar 136.402.000 US$. Analisis sensitivitas yang telah dilakukan menunjukkan bahwa parameter jumlah produksi minyak dan harga minyak memiliki pengaruh yang signifikan terhadap kedua skema","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"33 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2023-01-07","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"130436077","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}
Alterasi hidrotermal adalah perubahan mineralogi akibat interaksi antara batuan dengan fluida air panas, disebut fluida hidrotermal (hydrothermal fluids). Fluida-fluida ini membawa unsur-unsur logam (metal) dalam larutan, baik dari sumber batuan beku dekat ataupun dari peluruhan sejumlah batuan di sekitarnya. Lokasi penelitian di Daerah Pekasiran dan sekitarnya, Kecamatan Batur, Kabupaten Banjarnegara, Provinsi Jawa Tengah, menjadi lokasi panasbumi yang baik untuk diteliti mineral alterasi yang terbentuk di permukaan sehingga dapat mengetahui sistem panasbumi yang terbentuk. Zona Pegunungan Serayu Utara, bagian dari orogen sunda, yang dikontrol oleh subduksi lempeng India-Australia ke bawah lempeng Eurasia yang menghasilkan rantai volkanik Kuarter berarah baratlaut-tenggara dan batuan penyusunnya adalah batuan gunungapi berupa endapan lava dan piroklastik. Metode dalam penelitian ini dengan melakukan pemetaan geologi dan mengambil sampel batuan alterasi. Selanjutnya dilakukan analisis laboratorium petrografi dan X-Ray Diffraction untuk mengetahui tekstur dan himpunan mineral yang terbentuk, sehingga dapat diinterpretasikan zona alterasi yang berkembang pada daerah Pekasiran dan sekitarnya. Zona alterasi yang terbentuk di permukaan yaitu zona alterasi argilik lanjut dengan temperatur diperkirakan antara 160 – 310 °C dengan pH rendah <4, zona alterasi argilik dengan temperatur diperkirakan 210-300 °C dengan pH sedang 4-5 dan propilitik dengan temperatur diperkirakan 210-300°C dengan pH mendekati netral sampai alkalin.
{"title":"Analisis Mineral Alterasi Untuk Mengetahui Sistem Panasbumi Daerah Pekasiran dan Sekitarnya, Kecamatan Batur, Kabupaten Banjarnegara, Provinsi Jawa Tengah","authors":"Wahyu Robiul Ashari, Fajar Hendrasto, Untung Sumotarto, Dzaky Sotha, Mira Meirawaty, Budi Wijaya","doi":"10.25105/petro.v11i3.14399","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i3.14399","url":null,"abstract":"Alterasi hidrotermal adalah perubahan mineralogi akibat interaksi antara batuan dengan fluida air panas, disebut fluida hidrotermal (hydrothermal fluids). Fluida-fluida ini membawa unsur-unsur logam (metal) dalam larutan, baik dari sumber batuan beku dekat ataupun dari peluruhan sejumlah batuan di sekitarnya. Lokasi penelitian di Daerah Pekasiran dan sekitarnya, Kecamatan Batur, Kabupaten Banjarnegara, Provinsi Jawa Tengah, menjadi lokasi panasbumi yang baik untuk diteliti mineral alterasi yang terbentuk di permukaan sehingga dapat mengetahui sistem panasbumi yang terbentuk. Zona Pegunungan Serayu Utara, bagian dari orogen sunda, yang dikontrol oleh subduksi lempeng India-Australia ke bawah lempeng Eurasia yang menghasilkan rantai volkanik Kuarter berarah baratlaut-tenggara dan batuan penyusunnya adalah batuan gunungapi berupa endapan lava dan piroklastik. Metode dalam penelitian ini dengan melakukan pemetaan geologi dan mengambil sampel batuan alterasi. Selanjutnya dilakukan analisis laboratorium petrografi dan X-Ray Diffraction untuk mengetahui tekstur dan himpunan mineral yang terbentuk, sehingga dapat diinterpretasikan zona alterasi yang berkembang pada daerah Pekasiran dan sekitarnya. Zona alterasi yang terbentuk di permukaan yaitu zona alterasi argilik lanjut dengan temperatur diperkirakan antara 160 – 310 °C dengan pH rendah <4, zona alterasi argilik dengan temperatur diperkirakan 210-300 °C dengan pH sedang 4-5 dan propilitik dengan temperatur diperkirakan 210-300°C dengan pH mendekati netral sampai alkalin.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"35 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-12-15","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"115413656","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}
Pub Date : 2022-12-15DOI: 10.25105/petro.v11i2.14867
D. A. Maharsi, Jeffrey Chrystian Ta'dung, L. Jannoke, I. Budi
In addition to extensive information that has been obtained from pre-feasibility, exploration, and drilling phase, we can improve our knowledge of reservoir behavior related to thermal extraction using sensitivity analysis. Such analysis is commonly applied to address technical uncertainty and risks in economic evaluation. The purpose of this study is to determine the parameters that have the most influence on thermal power generation using two different approaches named one-factor-at-a-time or OFAT and response surface method or RSM. Moreover, RSM analysis allowed us to make a predictive model for thermal power extracted in liquid-dominated geothermal reservoir. Literature study is conducted to understand various properties commonly encountered in a liquid-dominated geothermal reservoir including porosity, conductivity, reservoir temperature, and permeability. This information is then used to construct reservoir model in CMG STARS simulator with a single producer and injector. Two different sampling method, named OFAT and Box-Behnken are used to construct dataset, each contains different combination of levels of reservoir porosity, conductivity, temperature, permeability, and re-injection temperature. A total of 31 models using OFAT method with 7-level for each parameter are simulated to understand individual effect of each parameter. Meanwhile, 47 models are constructed using RSM method with 3-level for each parameter to evaluate the effect of interaction between parameters on thermal generation potential as well as constructing predictive model. Sensitivity analysis using both OFAT and RSM agree that the reservoir temperature is the most significant characteristic of geothermal reservoir to affect its thermal power potential. Meanwhile, re-injection temperature that initially expected to strongly effect the lifetime and sustainability of a liquid-dominated geothermal utilization is insignificant. This finding suggest that optimization re-injection temperature is solely for the purpose of maintaining sustainability of geothermal reservoir or cater the concern of environmental issue on wastewater management, and not for maximizing the thermal extraction.
{"title":"Sensitivity Analysis Using One-Factor-at-a-Time and Response Surface Method in Liquid-Dominated Geothermal Reservoir","authors":"D. A. Maharsi, Jeffrey Chrystian Ta'dung, L. Jannoke, I. Budi","doi":"10.25105/petro.v11i2.14867","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14867","url":null,"abstract":"In addition to extensive information that has been obtained from pre-feasibility, exploration, and drilling phase, we can improve our knowledge of reservoir behavior related to thermal extraction using sensitivity analysis. Such analysis is commonly applied to address technical uncertainty and risks in economic evaluation. The purpose of this study is to determine the parameters that have the most influence on thermal power generation using two different approaches named one-factor-at-a-time or OFAT and response surface method or RSM. Moreover, RSM analysis allowed us to make a predictive model for thermal power extracted in liquid-dominated geothermal reservoir. Literature study is conducted to understand various properties commonly encountered in a liquid-dominated geothermal reservoir including porosity, conductivity, reservoir temperature, and permeability. This information is then used to construct reservoir model in CMG STARS simulator with a single producer and injector. Two different sampling method, named OFAT and Box-Behnken are used to construct dataset, each contains different combination of levels of reservoir porosity, conductivity, temperature, permeability, and re-injection temperature. A total of 31 models using OFAT method with 7-level for each parameter are simulated to understand individual effect of each parameter. Meanwhile, 47 models are constructed using RSM method with 3-level for each parameter to evaluate the effect of interaction between parameters on thermal generation potential as well as constructing predictive model. Sensitivity analysis using both OFAT and RSM agree that the reservoir temperature is the most significant characteristic of geothermal reservoir to affect its thermal power potential. Meanwhile, re-injection temperature that initially expected to strongly effect the lifetime and sustainability of a liquid-dominated geothermal utilization is insignificant. This finding suggest that optimization re-injection temperature is solely for the purpose of maintaining sustainability of geothermal reservoir or cater the concern of environmental issue on wastewater management, and not for maximizing the thermal extraction.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"37 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-12-15","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"129056360","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}
Pub Date : 2022-10-11DOI: 10.25105/petro.v11i2.14195
Frenaldo Ponggohong, Mulianta Ginting, R. Akbar
Sistem hidrolika lumpur pemboran berperan penting dalam keberhasilan operasi pemboran. Salah satu peran utamanya ialah dalam hal pembersihan lubang bor (pengangkatan cutting), dimana persentase hidrolika yang semakin tinggi akan mempengaruhi pembersihan lubang bor yang lebih optimal sehingga operasi pemboran bisa berjalan dengan lancar. Pada karya tulis ini akan dilakukan evaluasi hidrolika pemboran pada trayek 16” sumur “F-03” lapangan “X” dalam mengangkat cutting. Metode Bit Hydraulics Horse Power (BHHP) digunakan dalam mengevaluasi sistem hidrolika lumpur pemboran. Sedangkan untuk mengevaluasi pengangkatan cutting digunakan metode Cutting Carry Index (CCI). Dilakukannya evaluasi hidrolika lumpur pemboran bertujuan untuk menilai kinerja lumpur pemboran dengan metode BHHP dalam pengangkatan cutting ke permukaan. Dari penggunaan metode ini akan dilihat seberapa baik lumpur dalam mengangkat cutting ke permukaan, dimana batas minimum cutting terangkat ke permukaan adalah 1. Berdasarkan hasil penelitian, diperoleh nilai persentase hidrolika pemboran yaitu sebesar 27 – 29,7%. Sistem hidrolika pemboran pada sumur “F-03” masih dikatakan optimal walaupun nilai persentase hidrolikanya masih dibawah nilai optimal yaitu dibawah 65% menurut teori Bit Hydraulics Horse Power (BHHP) dikarenakan lumpur pemboran mampu mengangkat cutting hingga permukaan. Hasil evaluasi pengangkatan cutting pada trayek 16” memberikan hasil yang baik dilihat dari nilai CCI sudah diatas batas minimum yaitu berkisar antara 1,45 – 2,32.
{"title":"EVALUASI HIDROLIKA LUMPUR PEMBORAN PADA PENGANGKATAN CUTTING DALAM TRAYEK 16 INCH SUMUR “F-03” LAPANGAN “X”","authors":"Frenaldo Ponggohong, Mulianta Ginting, R. Akbar","doi":"10.25105/petro.v11i2.14195","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14195","url":null,"abstract":"Sistem hidrolika lumpur pemboran berperan penting dalam keberhasilan operasi pemboran. Salah satu peran utamanya ialah dalam hal pembersihan lubang bor (pengangkatan cutting), dimana persentase hidrolika yang semakin tinggi akan mempengaruhi pembersihan lubang bor yang lebih optimal sehingga operasi pemboran bisa berjalan dengan lancar. Pada karya tulis ini akan dilakukan evaluasi hidrolika pemboran pada trayek 16” sumur “F-03” lapangan “X” dalam mengangkat cutting. Metode Bit Hydraulics Horse Power (BHHP) digunakan dalam mengevaluasi sistem hidrolika lumpur pemboran. Sedangkan untuk mengevaluasi pengangkatan cutting digunakan metode Cutting Carry Index (CCI). Dilakukannya evaluasi hidrolika lumpur pemboran bertujuan untuk menilai kinerja lumpur pemboran dengan metode BHHP dalam pengangkatan cutting ke permukaan. Dari penggunaan metode ini akan dilihat seberapa baik lumpur dalam mengangkat cutting ke permukaan, dimana batas minimum cutting terangkat ke permukaan adalah 1. Berdasarkan hasil penelitian, diperoleh nilai persentase hidrolika pemboran yaitu sebesar 27 – 29,7%. Sistem hidrolika pemboran pada sumur “F-03” masih dikatakan optimal walaupun nilai persentase hidrolikanya masih dibawah nilai optimal yaitu dibawah 65% menurut teori Bit Hydraulics Horse Power (BHHP) dikarenakan lumpur pemboran mampu mengangkat cutting hingga permukaan. Hasil evaluasi pengangkatan cutting pada trayek 16” memberikan hasil yang baik dilihat dari nilai CCI sudah diatas batas minimum yaitu berkisar antara 1,45 – 2,32.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"77 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"124778843","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}
Lapangan X merupakan Lapangan yang terletak di Bojonegoro, Jawa Timur. Sumur AN-01 adalah salah satu sumur di lapangan X yang menggunakan pompa Hydraulic pump Unit. Produksi dari sumur AN-01 cenderung mengecil sehingga dirasakan perlu untuk mengevaluasi dan mengoptimalisasi pompa pompa yang terpasang di sumur tersebut. Dalam melakukan Evaluasi dan Optimasi sumur yang menggunakan Hydraulic Pump Unit dilakukan Analisa terhadaP kemampuan sumurnya (IPR) dan efesiensi volumetris pompa terpasang. Jika efesiensi volumetris pompa terpasang lebih kecil dari 50 % maka dilakukan optimasi pompa dengan mengganti stroke length dan kecepatan pompa. Berdasarkan studi yang dilakukan, sumur AN-01 yang semula menggunakan pompa terpasang dengan Stroke length 64 inch dan kecepatan pompa 5 spm menghasilkan laju alir 76,6 Bfpd dengan efisiensi volumetris 40,5 % Setelah dilakukan optimasi dengan merubahn stroke length menjadi 110 inch dan kecepatan pompa menjadi 5,7 Spm dihasilkan laju alir sebesar 204 Bfpd dengan efisiensi volumetris sebesar 55 % Kata kunci: Artificial lift , efficiency volumetric, Hydraulic Pumping Unit, Optimasi, Stroke Length
{"title":"EVALUASI DAN OPTIMASI HYDRAULIC PUMPING UNIT PADA SUMUR AN-01 DI LAPANGAN X","authors":"Ahmad Subianto Ndiba, Ir. Mulia Ginting, MT, Reno Pratiwi S.T., M.T","doi":"10.25105/petro.v11i2.14369","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14369","url":null,"abstract":"Lapangan X merupakan Lapangan yang terletak di Bojonegoro, Jawa Timur. Sumur AN-01 adalah salah satu sumur di lapangan X yang menggunakan pompa Hydraulic pump Unit. Produksi dari sumur AN-01 cenderung mengecil sehingga dirasakan perlu untuk mengevaluasi dan mengoptimalisasi pompa pompa yang terpasang di sumur tersebut. \u0000Dalam melakukan Evaluasi dan Optimasi sumur yang menggunakan Hydraulic Pump Unit dilakukan Analisa terhadaP kemampuan sumurnya (IPR) dan efesiensi volumetris pompa terpasang. Jika efesiensi volumetris pompa terpasang lebih kecil dari 50 % maka dilakukan optimasi pompa dengan mengganti stroke length dan kecepatan pompa. \u0000Berdasarkan studi yang dilakukan, sumur AN-01 yang semula menggunakan pompa terpasang dengan Stroke length 64 inch dan kecepatan pompa 5 spm menghasilkan laju alir 76,6 Bfpd dengan efisiensi volumetris 40,5 % Setelah dilakukan optimasi dengan merubahn stroke length menjadi 110 inch dan kecepatan pompa menjadi 5,7 Spm dihasilkan laju alir sebesar 204 Bfpd dengan efisiensi volumetris sebesar 55 % \u0000 \u0000Kata kunci: Artificial lift , efficiency volumetric, Hydraulic Pumping Unit, Optimasi, Stroke Length \u0000 ","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"35 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"129090331","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}
Pub Date : 2022-10-11DOI: 10.25105/petro.v11i2.13719
A. A. Pramana, Y. R. Fadillah
Corrosion is a problem that occurs in the production system of industrial oil and gas. Control corrosion in tubing production is necessary for maintaining production and well direct as tubing production is the first contact with corrosion fluid and material agent. Corrosion is caused by a chemical reaction between a material and corrosion fluid. A corrosion rate prediction model can be used to predict its rate such as NORSOK and de Waard models. Both methods are used in Olga Simulator software by Schlumberger company that will be used in this paper. Some of the parameters and scenarios that influence corrosion are tested. Evaluation of reservoir pressure 40 bar, 45 bar, 50 bar, temperature 100℃, 125℃, 150℃, mono-ethylene glycol 0%, 20%, and 80% with 66,7%IE and 79,7%IE were used as corrosion inhibitors for looking at the best scenario.
{"title":"ANALYSIS OF CORROSION IN PRODUCTION TUBING USING OLGA SIMULATOR","authors":"A. A. Pramana, Y. R. Fadillah","doi":"10.25105/petro.v11i2.13719","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.13719","url":null,"abstract":"Corrosion is a problem that occurs in the production system of industrial oil and gas. Control corrosion in tubing production is necessary for maintaining production and well direct as tubing production is the first contact with corrosion fluid and material agent. Corrosion is caused by a chemical reaction between a material and corrosion fluid. A corrosion rate prediction model can be used to predict its rate such as NORSOK and de Waard models. Both methods are used in Olga Simulator software by Schlumberger company that will be used in this paper. Some of the parameters and scenarios that influence corrosion are tested. Evaluation of reservoir pressure 40 bar, 45 bar, 50 bar, temperature 100℃, 125℃, 150℃, mono-ethylene glycol 0%, 20%, and 80% with 66,7%IE and 79,7%IE were used as corrosion inhibitors for looking at the best scenario.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"1 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"129094748","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}
Penelitian ini dilakukan untuk menilai kelayakan dari suatu proyek pengembangan lapangan panas bumi “AC” pada Wilayah Kerja Panas Bumi Kab. Halmahera Selatan. Parameter yang digunakan yaitu perhitungan volumetrik untuk menentukan besarnya potensi panas bumi dan juga perhitungan keekonomian menggunakan metode capital budgeting serta parameter keekonomian yang digunakan untuk menentukan kelayakan proyek adalah Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Discounted Payback Period dan Profitability Index. Hasil dari penelitian adalah potensi panas bumi sebesar 27,8 MW dengan kapasitas yang dikembangkan proyek pembangkit listrik energi panas bumi dengan sebesar 10 MWe. Karakteristik pada daerah penelitian didukung adanya aktifitas vulkanik yang disusun oleh batuann gunungapi pele dan gunungapi lansa serta didapatkan manifestasi berupa hotspring dan steam vent. Resistivitas pada sistem caprock sebesar <10 Ωm. Dalam analisis kelayakan finansial proyek pengembangan lapangan panas bumi diperlukan perhitungan drilling and proven resource, capex, opex dan projet cash flow. Dari hasil simulasi terhadap proyeksi cashflow proyek, diperoleh nilai indikator ekonomi untuk menentukan investasi dan pelaksaan proyek yang dihasilkan NPV 16.000.000 USD, IRR 12%, dengan nilai PI 3,66 proyek investasi akan diterima apabila nilai PI yang dihasilkan >1. Dapat disimpulkan bahwa secara finansial proyek investasi pengembangan lapangan panas bumi baru di lapangan “AC” adalah layak untuk dilaksanakan.
这项研究是为了评估地球热点地区“空调”开发项目的可行性。Halmahera南方。根据按体积计算计算地热潜力的参数，以及运用资本预算方法和经济计算参数来确定项目可行性的指标包括Net Present Value (NPV)、内部回报率(IRR)、分级薪酬和适应度指数。研究结果显示，地球热能发电潜力为27.8兆瓦，其发展能力为10兆瓦。研究区域的特征是由batuann gunungapi列举的火山活动，gunungapi lansa以及热泉和发泄的表现。caprock系统的电阻率为1。可以得出结论，从财务上讲，“空调”领域的新地热投资项目是可行的。
{"title":"ANALISIS KELAYAKAN PROYEK PEMBANGKIT LISTRIK ENERGI PANAS BUMI BERDASARKAN POTENSI DAN PERHITUNGAN KEEKONOMIAN MENGGUNAKAN METODE CAPITAL BUDGETING LAPANGAN “AC”, PROVINSI MALUKU UTARA","authors":"Sekar Ayu Citrowati, Fajar Hendrasto, Benyamin, Nurkholis Hariyadi","doi":"10.25105/petro.v11i2.14197","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.14197","url":null,"abstract":"Penelitian ini dilakukan untuk menilai kelayakan dari suatu proyek pengembangan lapangan panas bumi “AC” pada Wilayah Kerja Panas Bumi Kab. Halmahera Selatan. Parameter yang digunakan yaitu perhitungan volumetrik untuk menentukan besarnya potensi panas bumi dan juga perhitungan keekonomian menggunakan metode capital budgeting serta parameter keekonomian yang digunakan untuk menentukan kelayakan proyek adalah Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Discounted Payback Period dan Profitability Index. Hasil dari penelitian adalah potensi panas bumi sebesar 27,8 MW dengan kapasitas yang dikembangkan proyek pembangkit listrik energi panas bumi dengan sebesar 10 MWe. Karakteristik pada daerah penelitian didukung adanya aktifitas vulkanik yang disusun oleh batuann gunungapi pele dan gunungapi lansa serta didapatkan manifestasi berupa hotspring dan steam vent. Resistivitas pada sistem caprock sebesar <10 Ωm. Dalam analisis kelayakan finansial proyek pengembangan lapangan panas bumi diperlukan perhitungan drilling and proven resource, capex, opex dan projet cash flow. Dari hasil simulasi terhadap proyeksi cashflow proyek, diperoleh nilai indikator ekonomi untuk menentukan investasi dan pelaksaan proyek yang dihasilkan NPV 16.000.000 USD, IRR 12%, dengan nilai PI 3,66 proyek investasi akan diterima apabila nilai PI yang dihasilkan >1. Dapat disimpulkan bahwa secara finansial proyek investasi pengembangan lapangan panas bumi baru di lapangan “AC” adalah layak untuk dilaksanakan.","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"47 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"130887345","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}
Sumur A-1 merupakan salah satu sumur pada lapangan panas bumi Wayang Windu yang telah berproduksi sejak tahun 2008 dengan laju produksi uap panas steam pada periode awal produksi sebesar 44 kg/s. Sumur A-1 menjadi kandidat sumur yang akan dilakukan stimulasi pengasaman, karena mengalami penurunan produksi yang cukup signifikan dibandingkan dengan sumur-sumur disekitarnya. Stimulasi pengasaman yang akan digunakan untuk meningkatkan produksi uap panas atau steam pada sumur A-1 adalah stimulasi matrix acidizing. Matrix acidizing digunakan pada sumur A-1 dikarenakan berdasarkan analisis laboratorium yang dilakukan pada sample yang diambil menggunakan sample catcher pada kedalaman 789m dan didapati adanya endapan calcite pada kedalaman tersebut. Serta dilaksanakan pressure build up test pada sumur A-1, didapati nilai skin berdasarkan PBU test adalah sebesar +1,7 yang berarti sumur A-1 mengalami kerusakan formasi. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi keberhasilan matrix acidizing dalam menghilangkan kerusakan formasi. Evaluasi berhasil atau tidaknya matrix acidizing yang dilakukan pada sumur A-1 adalah dengan melihat kenaikan nilai permeabilitas berdasarkan PBU test serta perubahan nilai skin pada sumur menjadi bernilai negatif (-).
{"title":"EVALUASI KEBERHASILAN MATRIX ACIDIZING UNTUK MENGHILANGKAN KERUSAKAN FORMASI PADA SUMUR A-1 LAPANGAN PANAS BUMI WAYANG WINDU","authors":"mochammad rizky pratama, Djoko Sulistyanto, Ghanima Yasmaniar","doi":"10.25105/petro.v11i2.13393","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.13393","url":null,"abstract":"Sumur A-1 merupakan salah satu sumur pada lapangan panas bumi Wayang Windu yang telah berproduksi sejak tahun 2008 dengan laju produksi uap panas steam pada periode awal produksi sebesar 44 kg/s. Sumur A-1 menjadi kandidat sumur yang akan dilakukan stimulasi pengasaman, karena mengalami penurunan produksi yang cukup signifikan dibandingkan dengan sumur-sumur disekitarnya. Stimulasi pengasaman yang akan digunakan untuk meningkatkan produksi uap panas atau steam pada sumur A-1 adalah stimulasi matrix acidizing. Matrix acidizing digunakan pada sumur A-1 dikarenakan berdasarkan analisis laboratorium yang dilakukan pada sample yang diambil menggunakan sample catcher pada kedalaman 789m dan didapati adanya endapan calcite pada kedalaman tersebut. Serta dilaksanakan pressure build up test pada sumur A-1, didapati nilai skin berdasarkan PBU test adalah sebesar +1,7 yang berarti sumur A-1 mengalami kerusakan formasi. Tujuan dari studi ini adalah untuk mengevaluasi keberhasilan matrix acidizing dalam menghilangkan kerusakan formasi. Evaluasi berhasil atau tidaknya matrix acidizing yang dilakukan pada sumur A-1 adalah dengan melihat kenaikan nilai permeabilitas berdasarkan PBU test serta perubahan nilai skin pada sumur menjadi bernilai negatif (-).","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"47 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"116335729","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}
Pub Date : 2022-10-11DOI: 10.25105/petro.v11i2.15003
S. S. Riswati, W. Bae, M. Abdurrahman, Adi Novriansyah, S. Irham, D. A. Mardiana, Pauhesti
Smart waterflooding has proven successfully improving oil recovery in numbers of laboratory and field scale applications. The phenomena behind the positive outcome is concluded to be wettability alteration. The smart water composition changes the wettability of the rock surface into partially water-wet, thus promoting a spontaneous imbibition of the aqueous phase and displacing the oil. However, there are some mechanisms causing the wettability alteration that have been proposed by researchers. The present study examines the oil recovery from spontaneous imbibition tests by modifying certain ion composition of the smart water. Prepared core samples with initial water and oil saturation were immersed in spontaneous imbibition cells filled with smart water and the oil recovered was monitored for some period of time. The predesigned smart water compositions consist of different ions concentration, i.e., Na+, Ca2+, and Mg2+, while maintaining identical total dissolved solid (TDS). The experimental results found that the ion composition of smart water affects the oil recovery regardless of the TDS, and low Ca2+ and Mg2+ concentrations shows the highest recovery factor.
{"title":"Effect of ion concentration of smart water on oil recovery by spontaneous imbibition test","authors":"S. S. Riswati, W. Bae, M. Abdurrahman, Adi Novriansyah, S. Irham, D. A. Mardiana, Pauhesti","doi":"10.25105/petro.v11i2.15003","DOIUrl":"https://doi.org/10.25105/petro.v11i2.15003","url":null,"abstract":"Smart waterflooding has proven successfully improving oil recovery in numbers of laboratory and field scale applications. The phenomena behind the positive outcome is concluded to be wettability alteration. The smart water composition changes the wettability of the rock surface into partially water-wet, thus promoting a spontaneous imbibition of the aqueous phase and displacing the oil. However, there are some mechanisms causing the wettability alteration that have been proposed by researchers. The present study examines the oil recovery from spontaneous imbibition tests by modifying certain ion composition of the smart water. Prepared core samples with initial water and oil saturation were immersed in spontaneous imbibition cells filled with smart water and the oil recovered was monitored for some period of time. The predesigned smart water compositions consist of different ions concentration, i.e., Na+, Ca2+, and Mg2+, while maintaining identical total dissolved solid (TDS). The experimental results found that the ion composition of smart water affects the oil recovery regardless of the TDS, and low Ca2+ and Mg2+ concentrations shows the highest recovery factor. ","PeriodicalId":435945,"journal":{"name":"PETRO:Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan","volume":"197 1","pages":"0"},"PeriodicalIF":0.0,"publicationDate":"2022-10-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"115676372","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}
京公网安备 11010802042870号
京ICP备2023020795号-1
扫码关注我们
求助内容：
应助结果提醒方式：