Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan panasbumi Wayang Windu sudah berproduksi dari tahun 2000 dengan memproduksikan uap sebanyak 227 MW. Selama masa produksi yang dilalui, terdapat beberapa masalah muncul dipermukaan terutama yang bekaitan dengan beberapa sumur 1 fasa di bagian utara lapangan Wayang Windu. Adapun permasalah yang ada diantaranya: penurunan produksi yang melebihi kondisi normal, penurunan tekanan reservoir yang mengkhawatirkan setiap tahunnya, dan indikasi peningkatan jumlah sumur superheat. Analisa yang dilakukan terbatas pada analisa produksi, logging sumur dan geokimia fluida geokimia terutama dari beberapa sumurdi bagian utara lapangan Wayang Windu. Selanjutnya semua data yang ada disandingkan dengan data Microearthquake MEQ, dan hasil monitoring data tracer injection yaitu untuk melihat keberadaan reservoir brine terhadap kinerja reservoir uap untuk kepentingan sustainability. Semua data yang dianalisa adalah data yang diperoleh dari tahun 2000 sampai 2017. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan informasi secara terintegrasil terhadap permasalahan terkini yang dihadapi, selanjutnya dapat diambil langkah perbaikan dalam upaya melakukan penerapan reservoir managemen yang lebih baik untuk kelangsungan produksi, sekaligus memberikan masukan terhadap bagaimana menerapkan strategi injeksi fluida brine/condensat untuk mempertahankan kinerja produksi dan peforma reservoir lapangan Wayang Windu terutama dalam upaya mempertahankan performa reservoir uap.

---

Geothermal Wayang Windu Wayang field has been produced since 2000 by producing 227 MW of steam in total. During the production period, there are some problems appearing on the surface especially those associated with 1 phase steam production at some wells in the northern of Wayang Windu field. The problems are decreasing production that exceeds of normal decline condition, decreasing significant reservoir per year, and increasing of number of superheat wells. The analysis are limited to production decline analysis based on steam production data, reservoir performance analysis from well record logging data, and geochemical fluid analysis from several 1 phase steam well at the northern part of Wayang Windu field. Furthermore, all existing data is juxtaposed with information from Micro Earthquake MEQ, and tracer injection data support to see the relationship between wells or reservoir and performance presence of the brine reservoir support for the production sustainability. All data were obtained from the surface record from 2000 but with focussed on mainly data obtained after the existence of Unit 2 in 2009.

This research is expected to provide complete integrated information on the latest problems encountered in the field of Wayang Windu, and furthermore it is expected to give some reccomendation for better good reservoir management improvement as part of maintaining the continuity of production in the future, as well as providing recommendation to how implement good strategy for brine condensate injection in order to maintain reservoir and well production performance at Wayang Windu Field."

"Menjadi suatu hal penting untuk melakukan manajemen monitoring lapangan panasbumi ldquo;H rdquo; yang telah produksi selama lebih dari 15 tahun. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi reservoir terutama zona uap selama tahun 2014 dan tahun 2015 menggunakan tomografi MEQ. Relokasi events menggunakan Hypoellipse terhadap data MEQ tahun 2014 dan 2015 menunjukkan bahwa events MEQ terdistribusi membentuk dua klaster yaitu klaster Utara dan Selatan. Events di klaster Utara berada pada elevasi 500m ASL hingga 2 km BSL dan di Selatan pada elevasi 2 - 4 km. Kedalaman events MEQ tahun 2015 ternyata lebih dangkal daripada events tahun 2014. Selanjutnya direlokasi melalui metode Double-Difference menggunakan TomoDD dengan proses inversi simultan dan re-modelling 3-D Vp, dan Vs menggunakan inputan 1-D velocity dari wilayah lokal yaitu 1.6. Hasil relokasi menunjukkan peningkatan kualitas data dengan nilai residual waktu tempuh mendekati 0 detik. Diketahui dari hasil inversi, terlihat adanya perubahan posisi kedalaman yang dihasilkan oleh tomoDD rata - rata berpindah secara horizontal dan lebih dalam 500m. Hasil tomogram menunjukkan bahwa dugaan zona uap mulai muncul pada kedalaman 1km ASL di bagian Utara sekitar Gunung Gambung yang kemudian meluas hingga kedalaman 2km BSL dengan nilai Rasio Vp /Vs yang rendah sekitar 1.2 - 1.4 km/s.

---

It is important to monitoring management of the H geothermal field which has been produced steam over 15 years. This study aims to identify reservoir, especially steam zones during 2014 and 2015 using MEQ tomography. The relocation of events using Hypoellipse shows that MEQ events are distributed to form two clusters of North and South. Events in the Northern cluster are at 500m ASL elevation to 2 km BSL and in the South at 2 ndash 4 km BSL elevation. The depth of events MEQ 2015 was shallower than events in 2014 then relocated through the Double Difference method using TomoDD with a simultaneous inversion and re modelling 3 D Vp, and Vs using 1 D seismic velocity from the local region of 1.6.

The relocation result shows the improvement of data quality with residual value of travel time reach to 0 second. From the inversion result, there is a change of position of depth generated by tomoDD generally move horizontally and deeper 500m. The tomogram results show that alleged steam zones begin to appear at elevation of 1km ASL on the Northern part of Mount Gambung to a depth of 2 km bsl with a low Vp Vs ratio of 1.2 to 1.4 km s."

"Penelitian geologi dan seismik permukaan mungkin mampu memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi sampai saat ini belum ada suatu solusi nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian pengukuran di dalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman untuk memastikan ada tidaknya kandungan hidrokarbon di bawah permukaan tanah. Karakteristik reservoar hidrokarbon dapat diketahui dari beberapa parameter sifat fisik batuan seperti densitas, porositas, dan permeabilitas. Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Techlog. Analisa petrofisika dilakukan untuk menentukan parameter kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Kemudian parameter-parameter tersebut digunakan untuk menentukan nilai cutoff dan permeabilitas yang digunakan sebagai aspek dalam pembuatan lumping. Tahap akhir dari analisa petrofisika ini adalah pembuatan lumping dari net reservoar dan net pay. Berdasarkan analisa petrofisika, besarnya porositas pada sumur Drew Point sebesar 12% dan saturasi air 35% pada reservoar top Nanushuk group yang dimungkinkan berupa minyak.

---

Surface geology and seismic research may be able to provide hydrocarbons potential in the subsurface, but until now there has been no real solution than well drilling and conducted a series of measurements to the well and recording data evaluation to certain whether any content of hydrocarbons under the surface. In the oil and gas industry, the physical properties of rocks is very important to learn to know the character of the reservoir as a viable rock drilling or production to be done further. Hydrocarbon reservoir characteristics can be seen from some of the parameters of rock physical properties such as density, porosity, and permeability.

In this study, the calculation of petrophysical parameters is done using Techlog software. Petrophysical analysis performed to determine the parameters of clay content, porosity, and water saturation. Then these parameters are used to determine the cutoff value and permeability are used as an aspect in the making of lumping.

The final stage of petrophysical analysis is making lumping of net reservoir and net pay. Based on petrophysical analysis, the amount of porosity in the Drew Point’s well is 12% and water saturation is 35% in the reservoir top of Nanushuk group that is possible contained oil."

"Lapangan “E” yang terletak di Cekungan Jawa timur yang merupakan salah satu Cekungan busur belakang (back-arc basin) dan berada pada tenggara dari lempeng Eurasia yang terbentuk karena proses pengangkatan, ketidakselarasan, penurunan muka air laut dan pergerakan lempeng tektonik. Cekungan ini dibatasi oleh busur Karimunjawa disebelah barat, memanjang kearah timur sampai ke laut dalam pada cekungan Lombok, dan mendangkal ke arah utara menuju Paternoster High. Penelitian ini terfokus pada formasi Ngimbang pada cekungan Jawa Timur, yang terdiri dari batuan sedimen klastik berbutir halus (batu lempung dengan alternatif batu lanau) dan batu karbonat berkembang secara lokal dan menggunakan 3 data sumur non produksi. Untuk mengkarakterisasi reservoar pada lapisan karbonat dan memprediksi nilai sifat fisik batuan seperti porositas, permeabilitas, kandungan lempung, dan saturasi air digunakan analisis petrofisika dan evaluasi formasi. Dengan metode pengukuran porositas menggunakan indikator neutron-densitas, menggunakan single-clay indicator dengan log gamma ray untuk mengetahui nilai kandungan lempung, menggunakan pendekatan nilai permeabilitas menggunakan model permeabilitas timur, metode pengukuran saturasi air menggunakan model persamaan Archie, dan menentukan zona reservoar hidrokarbon dari zona net produktif. Hasil penelitian pada reservoar hidrokarbon di sumur ini memiliki rata-rata nilai kandungan lempung 9%, porositas 17%, dan saturasi air 16%.

---

Field "E" located in East Java Basin, which is one behind of the back arc basin and are in the southeast of the Eurasian plate formed due to the appointment process, misalignment, a decrease in sea level and the movement of tectonic plates. This basin is limited by the Publications arc to the west, extending eastward to the sea in the Lombok basin and shallow north toward Paternoster High. This study focused on the Ngimbang formation in East Java basin, which is composed of fine-grained clastic sedimentary rocks (stones silt loam with alternative rock) and carbonate rocks evolved locally and uses 3 non-production wells. To characterize the reservoir in carbonate coating and predicted values of rock physical properties such as porosity, permeability, clay content and water saturation used petrophysical analysis and formation evaluation. With a measurement method using indicator neutron porosity-density, single-use indicator clay with gamma ray logs to determine the value of the content of clay, using eastern permeability to predict a model of permeability and water saturation measurement method using Archie equation model and determine zones of reservoir hydrocarbons from the zone of net productive. Results of research on hydrocarbon reservoirs in these wells has an average value of clay content of 9%, 17% porosity and water saturation of 16%."

"Obligasi konversi sebagai salah satu alternatifuntuk memperoleh sumber dana ataupun investasi relatif masih baru bagi pasar modal Indonesia. Sehubungan dengan itu penulis tertarik untuk membahas secara lebih menda¬lam tentang obligasi konversi, khususnya bagaimana pe¬rusahaan penerbit melakukan penilaian atas obligasi konversi yang diterbitkan.Pembahasan penilaian atas obligasi konversi dilihat dari perusahaan penerbit dan dibatasi hanya pada 1 obligasi konversi, yaitu obligasi konversi yang diterbitkan PT Inti Indorayon Utama. Metode penelitian yang Penelitian Obligasi, digunakan adalah penelitian kepustakaan, penelitian lapangan dan perbandingan hasil antara realitas penilaian obligasi oleh PT Inti Indorayon Utama dengan penilaian berdasarkan pendekatan Eugene F. Brigham.Penggunaan pendekatan Eugene F, Brigham dalam menilai obligasi konversi Indorayon ternyata tidak tepat karena beberapa asumsi yang tidak sesuai, yaitu:Pertumbuhan harga saham perusahaan ternyata tidak dapat diprediksi dengan baik. Dengan fluktuasi harga saham yang relatif besar dan kondisi pasar modal di Indonesia yang lesu sebagai akibat kebijakan Tight Money Policy dan tingkat bunga deposito yang tinggi pada waktu itu menyebabkan penentuan variabel ini menjadi sulit.Perusahaan tidak mempunyai kebijakan Call Option yang jelas.Tingkat bunga obligasi biasa dari perusahaan yang sejenis dengan resiko yang sama tidak ada sehingga untuk menentukan atau memperkirakan variabel inipun menjadi sulit. PT Inti Indorayon Utama dalam menilai obligasi konversinya dengan menganalisa hasil servey yang dilakukan oleh penjamin emisi atas minat dan permintaan investor jika diterbitkan, membandingkan dengan obligasi kon¬versi yang sejenis dan membandingkan dengan alternatif pembiayaan lainnya, seperti pinjaman bank, obligasi biasa atau saham. Dengan pendekatan ini ternyata PT Inti Indorayon Utama dapat menilai obligasi konversinya dengan baik Pendekatan yang dapat dikatakan memberikan hasil yang baik secara teoritis maupun bila diaplikasikan di pasar modal luar negeri, belum tentu cocok digunakan di Indonesia. Hal ini tergantung dari asumsi-asumsi yang mendasari pendekatan itu apakah sesuai dengan kondisi dan dapat diaplikasikan di Indonesia. Oleh karena itu, perusahaan penerbit disarankan untuk melakukan analisis yang cermat dan komprehensif sebelum memutuskan untuk melakukan pembiayaan melalui instrumen ini."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika dan evaluasi reservoar pada lapangan Barent Sea. Analisis petrofisika dan evaluasi formasi dilakukan pada enam buah sumur yaitu C1, C2, C3, C4, C5 dan C6, yang tersebar pada lapangan Barent Sea. Identifikasi reservoar dihasilkan dari parameter sifat fisik suatu batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitias, dan saturasi air yang dihasilkan dari perhitungan evaluasi formasi. Evaluasi formasi yang dilakukan meliputi tahapan identifikasi zona target, perhitungan kandungan lempung, porositas, saturasi air dan hasilnya ditampilkan dalam lumping. Dari studi ini dihasilkan parameter petrofisika untuk mempresentasikan batuan reservoar pada setiap zona-zona potensial. Dari enam buah sumur dan lima diantaranya memiliki rata rata nilai porositas yaitu 15%, kandungan lempung 7% dan saturasi air 44%, sedangkan satu buah sumur tidak memiliki zona yang potensial karena memiliki nilai saturasi air yang tinggi yaitu diatas 84%.

---

In this study has analysed of petrophysic and reservoir evaluation on Barent Sea field. The analys of petrophysic and formation evaluation carried on six of wells; are C1, C2, C3, C4, C5 and C6 on Barent Sea's field spreadly. The result of identification resevoar from behavior physic parameter of rocks are porosity, concentrate of clay, permeability and water saturation that calculated from formation evaluation. On this formation evaluation consist of identification of target zone level, concentrate of clay measurement, porosity, water saturation, and the result will be displayed on lumping. Petrophysic parameter resulted from this study for presentating of reservoar rocks on each of potential zone. From these six of wells and five of wells found porosity average is 15%, concetrate of clay is 7% and water saturation is 44%, whereas one of well is not contained of potential zone since the water saturation is high above 84%."