Journal of Earth Energy Engineering
Not a member yet
117 research outputs found
Sort by
Review: Bioremediasi Pencemaran Minyak Bumi
Full text linkPemanfaatan minyak bumi yang tidak memperhatikan kelestarian lingkungan akan merugikan manusia dan mengakibatkan pencemaran lingkungan, sehingga perlu dilakukan penanggulangan melalui pengelolaan dan pemanfaatan limbah dengan cara bioremediasi. Bioremediasi merupakan suatu proses pemulihan lahan yang tercemar dengan mengeksploitasi kemampuan mikroorganisme untuk mendegradasi senyawa-senyawa organik. Pemilihan mikroorganisme bioremediasi sangat berpengaruh terhadap proses degradasi minyak bumi. Hal tersebut dikarenakan setiap spesies mikroorganisme membutuhkan substrat yang spesifik untuk mendegradasi keseluruhan komponen penyusun minyak bumi. Perlu pendekatan lebih lanjut untuk mengetahui efektifitas metode bioremediasi dan mikroorganisme yang digunakan baik mikroorganisme yang diperoleh dari luar (nonindigenous) atau mikroorganisme lokal (indigenous) yang digunakan para peneliti dalam mendegradasi minyak bumi. Namun, tidak semua rangkuman jurnal yang ada menunjukkan informasi yang detail mengenai metode dan efektifitas mikroorganisme dalam bioremediasi. Dalam paper ini, akan dikaji beberapa metode dan mikroorganisme yang digunakan dalam bioremediasi, diantaranya biopile, bulking agent,ex-situ, konsorsium bakteri dan teknik land treatment sehingga dapat disimpulkan metode paling efektif dalam bioremediasi minyak bumi
Studi Kelayakan Pekerjaan Pemilihan Zona Produksi dan Squeeze off Cementing pada Sumur MY05
Full text linkMeningkatnya water cut pada sumur MY05 menyebabkan terjadinya penurunan produksi minyak. Untuk mengatasi masalah tersebut, perlu dilakukan pekerjaan squeeze off pada zona perforasi yang mempunyai kontribusi produksi minyak yang rendah dan potensi produksi air yang tinggi. Setelah pekerjaan squeeze off selesai, selanjut dapat dilakukan pekerjaan shot top perforation (STP) untuk membuka zona produksi supaya produksi minyak dapat produksi. Pemilihan lapisan sand 1440’ sebagai target perkerjaan squeeze off dan STP berdasarkan jumlah cadangan minyak yang tersisa (remaining oil reserve). Selain itu studi keekonomian juga dilakukan untuk mengetahui tingkat kelayakan proyek. Hasil kedua pekerjaan tersebut mengindikasikan adanya peningkatan produksi minyak sebesar 405 BOPD dan berkurang nya nilai water cut menjadi 76%. Hasil analisa keekonomian menunjukkan bahwa pekerjaan tersebut sangat ekonomis untuk dilakukan
Optimasi Gas Injeksi Pada Sembur Buatan Gas Lift Untuk Meningkatkan Besarnya Laju Produksi Minyak Maksimum Dan Evaluasi penghentian Kegiatan Gas Lift, Pada Lapangan Libo PT. Chevron Pacific Indonesia Duri
Full text linkBanyak jenis pengangkatan buatan atau “ Artificial Lift “yang dapat dipergunakan, antara lain; Gas Lift yaitu pengangkatan buatan dengan mempergunakan gas, dan Pumping yaitu pengangkatan buatan dengan mempergunakan pompa, pemakaian jenis pengangkatan buatan ini tergantung pada kondisi sumur dan lapangan minyak yang akan dikerjakan. Dengan berjalannya waktu produksi, tekanan reservoir akan mengalami penurunan, hal ini disebabkan meningkatnya laju produksi air.dan berkurangnya tenaga pendorong Gas. Untuk mengatasi hal tersebut diatas dipergunakan pengangkatan buatan yang dikenal dengan “Artificial Lift” .Pada 4 sumur kajian, pengangkatan buatan di pergunakan “ Gas Lift” yaitu dengan mempergunakan gas sebagai media pengangkatan minyak. Pada penelitian ini Peneliti akan menghitung Jumlah Gas injeksi yang optimum untuk mendapatkan laju produksi maksimum dan mengevaluasi kenapa kegiatan gas lift diberhentikan di lapangan Libo ini. Berdasarkan hasil Penelitian dan Perhitungan optimasi, banyak jumlah gas yang melampaui batas optimasi di injeksikan, sehinggah laju produksinya menjadi kecil, hal ini terlihat dari hasil penelitian yang Peneliti lakukan. Bila kelebihan gas injeksi ini tidak terjadi akan dapat mempanjang kegiatan gas lift selama 3 bulan dalam satu tahun. Faktor terhentinya kegiatan gas lift di lapangan Libo, Yaitu menurunya laju produksi gas dari 4 sumur yang ada dari 3.134.609 SCF/D menjadi 2.931.000 SCF/D dan supplay gas yang tidak stabil dari perusahaan pemasok gas
Analisa Dan Optimasi Recovery Perolehan Cadangan Gas Dengan Melihat Parameter Design Sumur Pada Struktur Musi Barat Di Lapangan Riyadh
Full text linkLapangan Riyadh merupakan lapangan yang memiliki potensi cadangan gas. Berdasarkan hasil perkiraan cadangan secara volumetric lapangan Riyadh memiliki cadangan sebesar 686.334 Bcf. Lapangan Riyadh ini memiliki 28 sumur yaitu hanya 20 sumur yang berproduksi hingga tahun 2016. Perolehan gas pada lapangan Riyadh hingga akhir tahun 2016 yaitu sebesar 505.336 Bcf. Maka perlu dilakukan perkiraan cadangan berdasarkan material balance dan melakukan optimasi recovery perolehan gas sesuai dengan design sumur di lapangan riyadh. Pada lapangan Riyadh ini dilakukan analisa forecast tekanan terhadap kumulatif produksi gas untuk mengetahui tekanan pada kumulatif produksi gas terhadap waktu. Selanjutnya dilakukan perhitungan perkiraan cadangan dengan metode plot P/z vs Gp dan dilakukan identifikasi driving mechanism. Dari hasil perkiraan cadangan dapat dihitung perkiraan recovery factor current dan recovery factor predict . tahap optimasi recovery perolehan gas dilakukan dengan prosper dan mbal software. Hasil perkiraan cadangan gas dengan material balance plot P/z vs Gp sebesar 702.895 Bcf. Analisa plot P/z vs Gp dapat diketahui bahwa reservoir pada lapangan Riyadh dipengaruhi aquifer influx sehingga dapat di indikasi dari hasil metode cole plot, driving mechanism lapangan Riyadh ini adalah strong water drive .kemudian dari hasil perhitungan cadangan plot P/z vs Gp untuk RF current sebesar 72 % dengan RF prediksi 82 % berdasarkan manual. Setelah dilakukan simulasi Mbal recovery perolehan gas pada lapangan Riyadh dapat di optimasi sampai 85 % berdasarkan parameter design sumur yaitu tubing 3 inch
Perbandingan Analisis Decline Curve antara Metode Trial Error dan Decline Type Curve Matching Untuk Menentukan Cadangan Minyak Sisa
No full textDecline curve analysis often used to determine remaning reserves in a reservoir. To analyze with this method, the decline type curve from production period (trend) must be known. To determine decline type curve, in this paper will use two methods there are: trial error & x2 chisquare test and decline type curve matching. Both of methods have different way to determine decline type curve. Trial error done by making tabulation and calculation, while decline type curve matching done by overlay. The calculation are aimed to determine decline type curve, Remaining Reserves (RR) and Estimate Ultimate Recovery (EUR). Analysis done by taking sample of data well X which is a new well produced since September 2013 till the last data is Febuary 2016. First step of this study done by making type curve from equations and assumptionin literature then plot production rate vs time and choose production period (trend) to be analyzed. After that, determine decline type curve by trial error and decline type curve matching and do forecast until get remaining reserves and estimated ultimate recovery if economic limit rate production known. From calculation of both methods, resulted exponential decline type curve. For the error method obtained RR 41322,3 STB and EUR 240328,9 STB, while for decline type curve matching obtained RR 40534,2 STB and EUR 239540,8 ST
Analisis Performance Sumur X Menggunakan Metode Standing Dari Data Pressure Build Up Testing
No full textThe number of production wells refers to the performance of the well, which is shown in the graph of inflow performance relationship (IPR). Reservoir characteristics influence on performance of the well, type of welltest and methods that be used in the determination of IPR. By using the IPR curves, maximum flow rate and the optimal flow rate of the well will be known. Pressure Build Up test is used to know performance and a maximum flow rate of the X well. Well test conducted for 15 hours. The well produced at a constant flow rate than close the wellhead. The Pressure data and time data obtained from the well test. The result of Pressure build-up testing analysis among permeability, skin and flow efficiency. After analyzing the Pressure build-up testing permeability obtained 190 mD, skin + 1,68 and 0,83 flow efficiency. Based on the value of flow efficiency Standing method is the most appropriate method is used to analyze the productivity of X well. Standing appropriate method for wells with skin ≠ 0 and flow efficiency ≠ 1. The maximum flow rate of the X well using Standing Method on the 0,83 flow efficiency was 13,91 MMSCF
Optimalisasi Production Well Test Untuk Mendukung Performance Produksi Dengan Cara Tiering System Pada Area X Lapangan Y
Full text linkArea X merupakan salah satu area yang terdapat di Lapangan Y PT. Chevron Pacific Indonesia, dimana area X terdiri dari 563 sumur. Pada Area X ini dilakukan pekerjaan tes terhadap sumur sebanyak 2 kali per bulan, sehingga untuk 563 sumur diperlukan 1126 kali tes perbulan. Fasilitas yang tersedia untuk production well test pada Area X hanya mampu 960 kali tes per bulan. Sehingga 116 sumur tidak akan mendapatkan jadwal tes pada setiap bulannya. Apabila prosedur seperti ini tetap dilakukan secara terus menerus maka akan selalu terdapat sisa sumur yang belum terpenuhi untuk dilakukan tes di setiap bulannya. Untuk mengatasi permasalahan ini dilakukan Tiering system. Tiering system adalah suatu metode dalam proses pengujian sumur dimana dalam metode ini sumur-sumur akan dikelompokkan berdasarkan produksi terbesar hingga terkecil. Sumur yang tergolong big production akan berada pada urutan teratas untuk dilakukan Well Testing (Tier #1) dan diikuti Tier #2, Tier #3 dan Tier #4 (Tiering System merupakan metode atau proses yang digunakan untuk mengelompokan data-data production well testing sumur yang banyak menjadi kelompok kelompak kecil, yang bertujuan untuk membantu mengoptimalisasi proses pekerjaan well test di Lapangan (Human Resources Sumatra Operation, 2012).. Kuantitas test sumur setiap bulan akan disesuaikan dengan kebutuhan data dan kategori Tier, hal ini bertujuan untuk mendapatkan data yang valid secara continue pada sumur, sehingga cepat diketahui dan di follow up jika terjadi permasalahan penurunan produksi pada sumur-sumur tersebut. Dengan Tiering System, maka 563 sumur yang harus dilakukan well testing setiap bulannya di Area X jadi terpenuhi karena hanya membutuhkan 777 kali tes perbulan. Bahkan waktu pelaksanaan well test masih tersisa untuk 183 kali tes, hal ini juga berdampak pada kenaikan produksi sebesar 5441 bbl per hari dengan keuntungan sebesar US$ 217.621,75
Perbandingan Kinerja Reservoir Gas Konvensional dengan Coal Bed Methane (CBM)
Full text linkReservoir gas konvensional yang dikenal oleh masyarakat luas adalah reservoir yang terdiri dari jebakan reservoir (cap rock), batuan reservoir dan isi (gas). Sedangkan perangkapnya bisa berupa perangkap struktur, stratigtafi, patahan atau kombinasi dari ketiganya. Sedangkan reservoir yang menghasilkan gas methane batubara (Coal Bed Methane yang disingkat CBM) merupakan zona batubara yang terisolasi, memiliki rekah alam dan terisi oleh air. pada kondisi awal kedua tipe reservoir ini (reservoir gas konvensional dan CBM) mempunyai karakteristik yang berbeda, sehingga teknik perhitungan cadangan, cara memproduksikan dan kinerjanya akan berbeda pula. Karena mempunyai latarbelakang yang berbeda maka kiranya perlu dilihat kinerjanya seberapa jauh perbedaannya karena keduanya memproduksikan gas hidrokarbon. Untuk melihat kinerja reservoirnya baik reservoir gas konvensional atau CBM maka dalam kajian ini menggunakan simulator. Dari kedua model, volume masing-masing reservoir dibuat sama, dan dilakukan sensitivitas karakteristik reservoirnya terhadap masing-masing model. Hasil akhir yang dibandingkan adalah kinerja dari masing-masing reservoir tersebut. Hasil yang didapat dari kajian ini adalah bahwa reservoir CBM mempunyai laju produksi gas lebih rendah, daerah pengurasan lebih kecil dan recovery factor lebih sedikit bila dibandingkan dengan reservoir gas konvensional. Tetapi karena cadangan gas konvensional semakin lama semakin menipis, maka reservoir CBM sebagai alternatif yang perlu dikembangkan setelah gas konvensional. Kebijakan pajak pemerintah sangat penting untuk kelangsungan produksi CBM. 
Studi Laboratorium Pengaruh Nanocomposite Nanosilika dan Arang Cangkang Kelapa Sawit Dengan Variasi Temperatur Pemanasan Terhadap Free Water dan Kekuatan Semen Pemboran
Full text linkSemen merupakan salah satu parameter penting dalam proses pemboran. Parameter keberhasilan penyemenan sumur migas antara lain adalah apabila nilai free water, compressive strength (CS) dan shear bond strength (SBS) telah sesuai dengan standar penyemenan American Petroleum Association (API). Menurut API Nilai Free water maksimal adalah 3.5 ml, nilai Compressive strength minimum yang direkomendasikan oleh API untuk dapat melanjutkan operasi pemboran adalah 500 Psi sedangkan shear bond strength lebih dari 100 psi. Beberapa additive telah dipergunakan untuk meningkatkan kekuatan semen. Studi ini dilakukan untuk mengetahui pengaruh nanocomposite antara additive nano silika dan arang cangkang kelapa sawit yang dipanaskan dengan variasi temperature terhadap nilai free water, compressive strength (CS) dan shear bond strength (SBS) semen pemboran. Eksperimen ini menggunakan konsentrasi arang cangkang kelapa sawit dengan variasi temperature pemanasan 400 oC, 500 oC, 600 oC, 700 oC, 800 oC dan 900 oC sebesar 3% by weight on cement dengan tambahan nano silika sebesar 0,019%. Setelah suspense semen selesai dibuat, free water ditentukan dengan menggunakan gelas ukur yang diisi oleh suspensi semen sebanyak 250 ml. Mendiamkan selama 2 jam sehingga terjadi air bebas pada bagian atas gelas ukur. Sedangkan untuk compressive strength (CS) dan shear bond strength (SBS) suspense semen dituangkan kedalam cetakan dan dikeringkan selama 24 jam dan setelah kering maka sampel akan diuji pembebanan dengan menggunakan alat hydraulic Press. Uji pembebanan ini dilakukan sampai sample pecah. Tekanan pada saat sample pecah dicatat sebagai data pembebanan maksimum untuk menentukan compressive strength (CS) dan shear bond strength (SBS). Hasil penelitian menunjukkan bahwa nilai free water, compressive strenght dan shear bond strenght maksimum diperoleh pada saat arang cangkang kelapa sawit dipanaskan pada temperature 700 oC. Nilai free water yang diperoleh adalah 3.2 ml, compressive strength yang diperoleh adalah 1433.01 Psi dan shearbond strength 163.45 Psi
Analisis Sensitivitas Salinitas dan Adsorbsi Injeksi Surfaktan-Polimer Menggunakan Simulasi Reservoir Pada Reservoir Berlapis Lapangan NA
No full textIncreasing the time, the condition of the oil in reservoir increasingly difficult for production to the surface, this is caused by diminishing reservoir pressure and the condition of a viscous oil. While the technology used can no longer urged oil to surface. NA field is a field that is old, the production process is done on the field NA has been through the stages of primary and secondary recovery, where this stage is not optimal in increasing oil production on the field. While OOIP on the field is still economically viable. Of screening criteria that has been done on NA Field, the oil production stage to do next is to EOR method. The EOR methods that can be applied is by chemical injection method of surfactant and polymer. Before the surfactant and polymer injection method performed on NA Field, the first done through the stages of planning reinjection reservoir simulation. Fields of reservoir simulation models NA will be analyzed four scenarios conducted for sensitivity to salinity and adsorption of surfactant-polymer. Scenario 1 simulation with values varying salinity, Scenario 2 adsorption value simulation with different surfactants, Scenario 3 sensitivity to polymer adsorption, Scenario 4 see changes impairment influences the permeability to polymer injection. The results of all four scenarios simulations obtained optimum value of cumulative production of 72 548 STB with a recovery factor (RF) of 30.9% at the price of 0.075 surfactant salinity mEq / ml, adsorption of surfactant 0.3 mEq / ml, 0.1 wt polymer adsorption % cuft, and changes in permeability due to 80wt% polymer solution cuft