Articles

Found 13 Documents
Search

STUDI PENINGKATAN LAJU PRODUKSI DENGAN MENGGUNAKAN PROGRESSIVE CAVITY PUMP (PCP) PADA SUMUR KTT-024 DI LAPANGAN KETALING TIMURPT. PERTAMINA EP ASSET1JAMBI Febriansyah, Wawan; Arief, Taufik; Herlina, Weny
Jurnal Pertambangan Vol 2, No 1 (2018)
Publisher : Universitas Sriwijaya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36706/jp.v2i1.5767

Abstract

Dalam upaya meningkatkan laju produksi, PT. Pertamina EP Asset 1 Jambi fieldmelakukan evaluasi terhadap sumur - sumur produksi.Salah satunya adalah sumur KTT ? 024 yang berada di lapangan Ketaling Timur. Dari hasil evaluasi,pompasucker rod pump yang digunakan pada sumur tersebut mengalami perbaikan sebanyak dua kali.Keduanya dilakukan karena masalah yang sama yaitu akibat kandungan pasir berlebih. Berdasarkan data analisa laboratorium, diketahui kandungan pasir sebesar 2,96 %. Pompa yang digunakan hanya mampu mengatasi maksimal 0,1 % pasir. Bila pompa tetap dipertahankan, maka masalah yang sama akan terus terjadi dan berdampak pada laju produksi yang akan mengalami penurunan. Selain itu, pompa dapat mengalami stuck atau macet dan mengakibatkan produksi menjadi terhenti. Pompa progressive cavity pumpakan diterapkan pada sumur KTT-024 untuk menggantikan sucker rod pump guna meningkatkan kembali laju produksi. Pompa tersebut sangat baik dalam mengatasi pasir yang berlebih hingga mencapai 50 %. Bentuknya yang berulir dengan cara kerja yang unik, memungkinkan pasir tidak merusak pompa.Oleh karena itudilakukan studi peningkatan laju produksi dengan menggunakanprogressive cavity pump. Studi tersebut meliputi menentukan desain progressive cavity pumpdan perkiraan laju produksi sumur KTT - 024 menggunakan progressive cavity pump..Berdasarkan hasil studi, diperolehrangkaian progressive cavity pumpuntuk sumur KTT ? 024. Dimana pompa yang digunakan yaitu pompa tipe 30-H-200 dengan elastomer tipe RM 138. Posisi pump setting depth pada kedalaman 1346,92 ft. Berdasarkan perhitungan matematis diperoleh rotasi per menit sebesar 102 RPM dengan drive head tipe R&M Energy AA4. Daya yang diperlukan untuk menggerakkan rangkaian PCP adalah 2,34 HP. Perkiraan laju produksi sumur adalah sebesar 163,2 bfpd, meningkat sebesar 82,2 bfpd atau 101,48 % dari produksi rata-rata pada Maret 2016.
STUDI EVALUASI DATA LOGGING DAN SIFAT PETROFISIKA UNTUK MENENTUKAN ZONA HIDROKARBON PADA LAPISAN BATU PASIR FORMASI DURI LAPANGAN BALAM SOUTH, CEKUNGAN SUMATERA TENGAH Ulum, Yusuf Nur; Hastuti, Endang Wiwik Dyah; Herlina, Weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 2, No 3 (2014): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Lapisan batu pasir merupakan salah satu lapisan batuan yang dapat berperan sebagai sebuah reservoir minyak dangas bumi. Karakteristik untuk menentukan prospek suatu reservoir adalah porositas, permeabilitas, saturasi air danketebalan lapisan hidrokarbon. Lapisan batu pasir yang akan diteliti adalah lapisan batu pasir pada Formasi Duri.Analisa dilakukan dengan menggunakan data dari proses logging, yaitu log DRHO, log caliper, log gamma ray, logresistivity, log RHOB dan log NPHI. Dalam perhitungan sifat petrofisika ini terlebih dahulu dilakukan evaluasi dankoreksi terhadap data log untuk mendapatkan data yang valid dan standar. Evaluasi yang dilakukan adalah koreksilubang bor, normalisasi gamma ray semua sumur dan pengeditan data log. Penelitian ini menggunakan perangkatlunak (software) Geolog 6.7. Formasi Duri pada lapangan Balam South berada pada cekungan sumatera tengah yangterdiri dari 9 lapisan batu pasir. Berdasarkan klasifikasi Koesoemadinata (1980) mengenai kualitas porositas danpermeabilitas, didapat hasil bahwa nilai porositas dan permeabilitas lapisan A 23,3% dan 576,05 md, Lapisan C 21,9% dan 1739,7 md, lapisan D 21% dan 1823,8 md, lapisan E 19,9% dan 360,8 md, lapisan G 21,4% dan 763,08 md,lapisan H 28,2% dan 618,48 md dan lapisan I 24% dan 371,74md memiliki prospek yang baik sebagai reservoir danmengandung hidrokarbon. Sedangkan lapisan yang kurang prospek adalah lapisan F dengan nilai porositas 15% danpermeabilitas 445,48 md, dan yang tidak prospek menjadi reservoir adalah lapisan B dengan porositas 9% danpermeabilitas 7.93 mdKata kunci : logging sumur , petrofisika, hidrokarbon, lapisan batu pasir, .
PERENCANAAN DESIGN DAN SIMULASI HYDRAULIC FRACTURING DENGAN PERMODELAN SIMULATOR FRACCADE 5.1 SERTA KEEKONOMIANNYA PADA FORMASI LAPISAN W3 SUMUR KAJIAN VA STRUKTUR LIMAU BARAT PT PERTAMINA EP ASSET 2 FIELD LIMAU Pratiwi, Vinta Adetia; Prabu, Ubaidillah Anwar; Herlina, Weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 2, No 3 (2014): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Ketidakmampuan reservoir untuk meloloskan aliran fluida dalam jumlah besar dapat terjadi karena permeabilitas yangrendah. Berdasarkan data reservoir, permeabilitas formasi pada Sumur Kajian VA termasuk ke dalam permeabilitastight (ketat), yaitu sebesar 11 mD, sehingga fluida dari dalam reservoir sulit untuk mengalir ke dalam lubang sumurkarena kerusakan formasi. Dengan rendahnya permeabilitas formasi maka terjadilah penurunan laju produksi, dari830,4 BFPD menjadi 490 BFPD, dan penurunan produktivitas oil rata-rata dibawah 100 BPD sejak Januari 2014akibat adanya kerusakaan formasi. Oleh karena itu, dipilihlah metode stimulasi dengan hydraulic fracturing untukdiaplikasikan pada Sumur Kajian VA dalam meningkatkan produksi. Dalam penelitian tugas akhir di PT Pertamina EPAsset 2 Field Limau dari tanggal 7 April 2014 hingga 7 Mei 2014, peneliti menggunakan FracCADE 5.1 untukperencanaan design dan simulasi serta perhitungan manual dalam segi teknis dan ekonomis. Dari hasil penelitiantugas akhir yang dilakukan, peneliti mengaplikasikan model rekahan PKN (Perkirns, Kern & Nordgren) agar panjangrekahan yang diperoleh jauh lebih besar dari tinggi rekahan. Proppant yang akan digunakan adalah 16/30 Arizon jenisSand dengan harga US$0,18. Fluida perekah yang digunakan sebagai Pad dan campuran untuk Slurry adalahYF560HT w/10 lb/k J353 + 20 lb/k J418 dan fluida perekah sebagai Flush adalah 2% KCL Water. Geometri rekahandiprediksi memiliki tinggi 35,1 ft, panjang rekahan 262,8 ft, dan lebar rekahan 0,7154 inch. Nilai konduktivitas yangterbentuk sebesar 10.455 mD dengan permeabilitas fracture 175.370,422 mD.ft. Nilai perkiraan indeks produktifitasmeningkat hingga 2,014 dengan laju produksi prediksi 823,913 BFPD. Total biaya pengeluaran untuk perencanaandesign Sumur Kajian VA sebesar US$465.049,677 dengan net revenue satu tahun produksi diperkirakanUS$14.763.281,460. Modal yang akan dikeluarkan akan kembali dalam waktu 20 hari setelah sumur beroperasikembali. Sehingga Sumur Kajian VA ini layak untuk dilakukan stimulasi hydraulic fracturing.Kata Kunci: Design, Simulasi Hydraulic Fracturing, FracCADE 5.1, Keekonomian
UPAYA PENINGKATAN PRODUKSI GAS PADA SEPARATOR TERPASANG DI STASIUN PENGUMPUL GAS MUSI BARAT PT. PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD hidayat, rahmat; amin, muhammad; herlina, weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 2, No 6 (2014): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Berdasarkan pengamatan lapangan, separator terpasang mempunyai variabel terpasang yaitu luas bagian dalamseparator (Ag) sebesar 13,7 ft² dan dimensi separator (IDxH) adalah 5,91 ft x 14,76 ft dengan target produksi 45,17MMSCFD. Rata-rata volume produksi aktual gas yang dihasilkan separator terpasang yaitu sebesar 44,27 MMSCFD.Performa separator MB 1 V 1010 HP Production Separator tidak efektif karena tidak mencapai target volumeproduksi sebesar 45,17 MMSCFD. Tekanan separator secara teoritis sebesar 536,66 psia inilah yang terpasang padasaat separator terpasang tidak mencapai rata-rata target volume produksi. Upaya peningkatan produksi gas padaseparator terpasang di Stasiun Pengumpul Gas Musi Barat dilakukan dengan cara menganalisa variabel idealseparator, yaitu luas bagian dalam separator (Ag) dan dimensi separator (IDxH) agar variabel aktual tetap terpasanguntuk mencapai target volume produksi aktual gas yaitu 45,17 MMSCFD. Setelah dilakukan perhitungan, variabelideal separator untuk mencapai target volume produksi gas sebanyak 45,17 MMSCFD, maka didapat luas bagiandalam separator (Ag) sebesar 5,4 ft² dengan dimensi separator (IDxH) adalah 3,24ft x 12,00 ft
EVALUASI KINERJA JIG PADA KAPAL ISAP PRODUKSI TIMAH 12 DAERAH PERAIRAN LAUT TEMPILANG BANGKA BARAT DI UNIT LAUT BANGKA PT TIMAH (PERSERO) TBK, PROVINSI BANGKA BELITUNG widhaputra, yudhi; Arief, A Taufik; herlina, Weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 2, No 5 (2014): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Kapal Isap Produksi (KIP) merupakan salah satu metode penambangan yang diterapkan PT. Timah (Persero) Tbk. Proses perolehan mineral kasiterit pada Kapal Isap Produksi (KIP) menggunakan alat jig. Faktor pendukung kesuksesan pencucian ada pada proses jigging  yaitu pengaturan variabel pada jig. Kondisi aktual dilapangan menunjukkan bahwa  masih ada variabel  jig  yang belum sesuai dengan standar operasi sehingga kadar Sn yang didapat mengalami penurunan sebesar 0,75% (Bulan Desember) terhadap bulan November. Kinerja jig pada KIP Timah 12 belum dikatakan optimal karena kadar Sn yang didapat hanya sebesar 23,27% meskipun recovery jig sebesar 98,72% sudah sesuai dengan target yang diminta. Hasil analisa lapangan, kecepatan aliran pada jig primer sebesar 1 m/s – 1,19 m/s dan jig clean up sebesar 0,95 m/s – 1,1 m/s tersebut masih terlalu cepat dibandingkan standar operasi yang ada pada pencucian yaitu pada jig primer 0,70 – 1,00 m/s dan jig clean up 0,50 – 0,70 m/s. Panjang pukulan dan jumlah pukulan pada jig pun belum mendekati standar operasi. Hasil penelitian menunjukkan bahwa untuk memenuhi standar operasi yang ada di PT. Timah (Persero) Tbk agar kadar Sn dapat ditingkatkan kembali maka direncanakan membuat sisir penahan pada jig agar kecepatan aliran dapat di standarkan, panjang pukulan jig primer sebesar 48–28 mm dengan jumlah pukulan 90-110 per menit dan panjang pukulan jig clean up sebesar 36-20 mm dengan jumlah pukulan 120 dan 150 per menit. Kebutuhan underwater pada jig primer 1700,352 m3/jam dan jig clean up 159,408 m3/jam serta ketebalan bed di jig pada jig primer adalah 70mm - 80mm dan jig sekunder juga 70mm – 80 mm sudah sesuai dengan standar operasi. Kata Kunci : konsentrat, recovery, variabel jig.
ANALISIS KERUSAKAN FORMASI BERDASARKAN DATA PRESSURE BUILD UP DENGAN METODE HORNER PLOT UNTUK MENENTUKAN KERUSAKAN FOMASI SUMUR X PADA LAPANGAN PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD RANTAU silalahi, ursula c; prabu, ubaidillah anwar; herlina, weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 3, No 2 (2015): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Kerusakan formasi adalah salah satu penyebab terjadinya penurunan laju produksi suatu sumur, seperti pada Pertamina EP Asset 1 Field Rantau pada sumur x yang mengalami penurunan laju produksi yang diduga mengalami kerusakan formasi. Untuk menentukan adanya kerusakan formasi suatu sumur dapat dilakukan uji pressure build up dengan metode Horner Plot. Uji pressure build up dilakukan dengan cara memproduksi suatu sumur dalam selang waktu tertentu dengan laju aliran yang konstant, kemudian menutup sumur tersebut. Dari uji tersebut akan didapat data yaitu data petrofisik (kedalaman lapisan, ketebalan lapisan, dan porositas), data fluida reservoir (faktor volume formasi, kompressibilitas total, dan viskositas oil), dan data pendukung lainnya (laju aliran fluida, jari-jari sumur, waktu produksi, tekanan stastik sumur dan tekanan kepala sumur). Dari uji pressure build up juga didapat data tekanan, perubahan waktu (Δt), serta temprature, sehingga dapat dihitung horner time. Dari data tersebut dapat dibuat kurva horner plot antara tekanan (PWS) dengan horner time. Dari kurva Horner Plot diperoleh persamaan logarithmic y=-18,2.ln(x)+674,0 dengan nilai R²=0,99. Dari persamaan ini dapat digunakan untuk menetukan slope, tekanan dasar sumur (Pwf), tekanan reservoir (P*), tekanan 1 jam (P1jam). Hasil analisis dari data yang didapat yaitu permeabilitas 49,466 mD, skin +34,840, perubahan tekanan akibat skin (ΔPskin) 382,370 psi, productivity indexs ideal 0,738 bbl/day.psi, productivity indexs actual 0,208 bbl/day.psi, dan flow efficiency 0,282 dengan radius investigation 2397,400 ft yang menunjukan bahwa sumur X lapangan Pertamina EP Asset 1 Field Rantau mengalami kerusakan formasi.
EVALUASI CADANGAN MINYAK SISA BERDASARKAN DECLINE CURVE DENGAN METODE LOSS RATIO DAN TRIAL ERROR & X2- CHISQUARE TEST PADA LAPISAN B PT PERTAMINA EP ASSET 1 FIELD JAMBI meriandriani, meriandriani; arief, taufik; herlina, weny
Jurnal Ilmu Teknik Vol 3, No 2 (2015): Jurnal Ilmu Teknik
Publisher : Sriwijaya University

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Metode kurva penurunan produksi ini digunakan untuk menentukan sisa cadangan (remaining reserve), umur produksi(remaining of life), prediksi laju produksi, dan ultimated recovery. Metode kurva penurunan produksi hanyamenggunakan data laju produksi, data kumulatif produksi dan waktu produksi. Penentuan cadangan minyak sisa yangdilakukan pada lapisan B bertujuan untuk mendapatkan informasi mengenai besarnya cadangan minyak sisa, ultimaterecovery, dan umur lapisan. Dalam penerapan kurva penurunan produksi (decline curve) ini akan dilakukan pemilihanjenis kurva terlebih dahulu dengan metode loss ratio dan trial error & x²-chisquare. Sehingga didapatkan jenis kurvadari masing-masing lapisan untuk mendapatkan jumlah sisa cadangan minyak, ultimate recovery, dan umur produksi.Hasil perhitungan pada lapisan B dengan metode loss ratio mendapatkan hasil remaining reserve sebesar 2.653,8619MSTB, ultimate recovery sebesar 1.1206,3866 MSTB, remaining of life selama 195 bulan, masih berpotensi hinggabulan Mei 2030. Dan dengan metode trial error & x2-chisquare mendapatkan hasil remaining reserve sebesar2.686,9465 MSTB, ultimate recovery sebesar 1.1209,1473 MSTB, remaining of life selama 179 bulan, masih berpotensihingga bulan Januari 2029.
EVALUASI KINERJA WATER TREATMENT INJECTION PLANT UNTUK PRESSURE MAINTENANCE PADA SUMUR X STRUKTUR Y DI PT PERTAMINA EP ASSET 2 PENDOPO FIELD Yazid, Emil; Yusuf, Maulana; Herlina, Weny
Jurnal Pertambangan Vol 2, No 4 (2018)
Publisher : Universitas Sriwijaya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36706/jp.v2i4.7447

Abstract

PT. Pertamina EP Asset 2 Pendopo Field merupakan perusahaan nasional yang bergerak dalam produksi minyak dan gas bumi yang berlokasi di daerah Kabupaten Pali, Pendopo, Sumatera Selatan. Proses produksi dilakukan dengan beberapa lifting method, diantaranya natural flow, gas lift, electric submersible pump dan sucker rod pump. Namun seiring berjalannya waktu proses produksi semakin menurun, disebabkan oleh berbagai hal salah satunya kurangnya tekanan dari dalam sumur produksi tersebut. Sehingga pada saat ini sedang dilakukan proses peningkatan tekanan reservoir sumur produksi tersebut dengan cara menginjeksikan air terproduksi ke dalam reservoir dengan menggunakan sumur injeksi. Air yang ikut terproduksi bersama minyak natinya diolah dan diinjeksikan kembali ke dalam reservoir. Air terproduksi diolah sesuai dengan karakteristik air yang terdapat didalam reservoir yang nantinya jika berbeda akan merusak reservoir. Pada awal pengecekan didapat produksi fluida sebesar 48 bfpd yang mengalami penurunan produksi. Dilakukan langkah menggunanak metode water treatment injection plant untuk meningkatkan hasil dari produksi tersebut. Setelah dilakukan perhitungan produksi maksimum yang bias dihasilkan oleh sumur tersebut didapat kenaikan menjadi 54,45 bfpd. Proses penginjeksian menggunakan pompa injeksi dan diinjeksikan melalui sumur injeksi. Metoda ini lebih sering digunakan karena metoda ini lebih praktis dan efisien.
KAJIAN TEKNIS POMPA SRP UNTUK OPTIMALISASI PRODUKSI SUMUR AS-100 DI JOB PERTAMINA-JADESTONE ENERGY (OGAN KOMERING) LTD, AIR SERDANG FIELD Suyono, Ariyono; Suherman, Adang; Herlina, Weny
Jurnal Pertambangan Vol 2, No 3 (2018)
Publisher : Universitas Sriwijaya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36706/jp.v2i3.7395

Abstract

Pompa SRP (sucker rod pump) adalah pompa angguk yang merupakan salah satu cara dari metode pengangkatan buatan (artificial lift) dalam upaya untuk optimasi produksi pada sumur sembur alam (natural flow), dimana laju produksi yang diperoleh tidak optimal yang sesuai dengan kemampuan berproduksinya. Hal ini akibat dari tekanan statik sumur (Ps) yang telah menurun dan tidak mampu lagi untuk mendorong fluida dari dasar sumur untuk naik ke permukaan secara optimal.Hasil-hasil kajian teknik dari kinerja pompa SRP seri C-640D-356-144 dan ukuran komponen peralatan pendukungnya (tubing, plunger, rod string dan prime mover) yang terpasang pada sumur AS-100, menunjukkan bahwa pompa dapat beroperasi secara baik. Artinya bahwa  pompa SRP  seri C-640D-356-144 dan ukuran komponen peralatan pendukungnya tersebut  tidak perlu untuk dilakukan penggantian. Permasalahannya adalah hanya pada target laju produksi optimal (Qopt) sebesar 521.40 bfpd yang masih belum tercapai. Kinerja pompa hanya mampu untuk menghasilkan laju produksi optimal sebesar 438.19 bfpd (84.04%). Berdasarkan hasil dari analisis ini, sejogyanya dibutuhkan program optimasi produksi agar target laju produksi optimal tersebut diatas akan dapat dicapai. Hasil-hasil analisis untuk optimasi produksi untuk mencapai target laju produksi optimal diatas dapat dicapai apabila dilakukan desain ulang dengan kriteria parameternya yaitu : (a). SL = 100 in, (b). N = 7 spm, (c). PSD =  3,763.61 ft dan (d). PIP = 512.3 psia. Laju produksi optimal yang akan dapat tercapai adalah sebesar 516.82 bfpd dengan efisiensi volumetric pemompaan (Ev) sebesar 99.12%
ANALISIS DESAIN UKURAN SEPARATOR PRODUKSI HORIZONTAL DUA FASA UNTUK TARGET PEMISAHAN FLUIDA 25000 BFPD PT.MEDCO E&P INDONESIA RIMAU ASSET Insani1, Muhammad Irfan; Anwar, Ubaidillah; Herlina, Weny
Jurnal Pertambangan Vol 2, No 3 (2018)
Publisher : Universitas Sriwijaya

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36706/jp.v2i3.7401

Abstract

Separator merupakan bejana tekan yang digunakan untuk memisahkan campuran fluida berdasarkan perbedaan densitasnya. Berdasarkan jenis pemisahannya, separator memiliki  dua jenis, yaitu separator dua fasa dan tiga fasa. Pada PT Medco E&P Indonesia Rimau Asset,menargetkan fluida yang dipisahkan adalah sebesar 25000 bfpd yang akan dilakukan perhitungan analisis desain ukuran separator, untuk mengoptimalkan hasil pemisahan menggunakan separator produksi horizontal dua fasa.Dalam mendesain ukuran separator, digunakan dua metode yaitu dari Arnold dan Steward serta dari American Petroleum Institute Spesification 12J.Selanjutnya dilakukan perhitungan ukuran separator sehingga nantinya diperoleh diameter (d), panjang efekitf separator (effective length), panjang tiap lapisan separator (seam to seam length), dengan rasio kelangsingan separator(slenderness ratio) berada pada nilai 3-4,minimum gas flow area, volume liquid, volume aktual gas serta kapasitas liquid. Data penunjang yang dibutuhkan dalam penelitian antara lain, spesific grafity minyak dan gas, laju produksi minyak, gas, air  dan liquid, oAPI Minyak, densitas air, water cut, suhu dan tekanan separator, waktu retensi, faktor kompressibilitas, viskositas minyak, ukuran tetesan, berat molekul dan panjang shell. Hasil dari perhitungan didapatkan untuk diameter berada pada 72 inch tetapi dengan nilai volume aktual gas 0,04 ft3/s, minimum gas flow area 0,00518 ft2, volume liquid 83,095 bbl dan kapasitas liquid sebesar 39885,612 bbls.