Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Empat sumur gas lapangan A memproduksi gas dan kondensat, setiap sumur memiliki kemampuan produksi yang berbeda. Optimasi kondensat dilakukan terhadap produksi kepala sumur di WHP dan proses stabilisasi pada unit kondensat stabilizer di FPSO. Perlu dilakukan uji penyaluran gas dan analisis nodal sumur untuk menentukan hubungan laju alir produksi kondensat yang optimum. Kondisi unit pemrosesan kondensat di FPSO juga mengalami perubahan umpan dan penurunan kinerja alat, hal ini perlu dilakukan simulasi optimasi dengan menggunakan perangkat lunak HYSYS versi legal yang diperoleh secara formal. Upaya optimasi produksi harus memperhatikan aspek kesehatan, keselamatan, keamanan dan lingkungan (K3L) kerja terkait bahaya gas beracun H2S dan gas mudah terbakar. Hal ini perlu dilakukan oleh tim yang professional dan tersertifikasi serta ditunjang oleh prosedur operasional yang baku. Uji laboratorium terhadap fluida sumur dan kondensat dilakukan oleh laboratorium yang terakreditasi oleh KAN (Komite Akreditasi Nasional) untuk memenuhi aspek teknis dan etika profesi. Berdasarkan hasil optimasi di area sumur saat ini produksi kondensat di 4469 bpd  dengan produksi sour gas 90 mmscfd. Sumur A1 direkomendasikan untuk di non aktifkan karena tumpukan kondensat (condensate banking). Sumur A2 dibatasi laju aliran gas dengan bukaan choke valve 24% dengan gas flowrate 15 mmscfd dan kondensat 672 bpd. Sumur A3 dengan bukaan choke valve di 47% gas flowrate 40 mmscfd, 2145 bpd kondensat dan sumur A4 dengan bukaan choke valve 50 % gas flowrate 35 mmscfd dan 1652 bpd kondensat.  Terkait optimasi pada unit kondensat stabilisasi dapat disimpulkan bahwa suhu kerja reboiler optimal berada pada suhu 169°C. Pada laju umpan untreated kondensat 4469 bpd, hasil simulasi menghasilkan kondensat sebesar 4226 bpd pada suhu reboiler 169°C dan RVP sebesar 8,2 Psia. Kondisi aktual pabrik saat dilakukan proses dengan suhu reboiler 173°C, laju volume kondensat 4213 bpd, RVP 7,8 Psia. Perbedaan volume kondensat antara simulasi optimasi dan uji coba pabrik adalah 13 bpd, suhu menurun hingga 4°C, RVP sangat mendekati persyaratan pembeli yaitu < 9 Psia pada 7,8.

---

Gas field A have four wells that produced gas and condensate, each well has a different production capacity.Condensate optimization is carried out on the wellhead area in the WHP and the stabilization process in the Condensate Stabilizer Unit (CSU) in the FPSO. Gas delivery tests and well Nodal Analysis are required to determine the gas and condensate production flow rate relationship. The condition of the condensate processing unit in the FPSO also experienced changes in feed and decreased equipment performance, this needs to be optimized simulation using HYSYS legal software which is obtained formally . Production optimization activities must be followed to Health, Safety, Security and Environment (HSSE) aspects related to the hazards of H2S toxic gas and flammable gas. This shall be performed by professional and certified team and supported by standard operational procedures. Laboratory tests of well fluids and condensates are carried out by laboratories accredited by KAN (National Accreditation Committee) to meet the technical and ethical aspects of the profession. Based on the optimization results in the current well area, condensate production is at 4469 bpd with sour gas production of 90 mmscfd. Well A1 is recommended to be deactivated due to condensate banking. Well A2 is limited to a gas flow rate of 24% with a gas flow rate of 15 mmscfd and 672 bpd of condensate. Well A3 with a choke valve opening of 47% with a gas flow rate of 40 mmscfd, 2145 bpd of condensate and well A4 with a choke valve opening of 50% with a gas flow rate of 35 mmscfd and 1652 bpd of condensate. Regarding the optimization of the condensate stabilization unit, it can be concluded that the optimal reboiler working temperature is at 169°C. At an untreated condensate feed rate of 4469 bpd, the simulation results produce condensate of 4226 bpd at a reboiler temperature of 169°C and an RVP of 8.2 Psia. The actual condition of the plant when the process is carried out with a reboiler temperature of 173°C, a condensate volume rate of 4213 bpd, and an RVP of 7.8 Psia. The difference in condensate volume between the optimization simulation and the plant trial is 13 bpd, the temperature decreases by 4°C, and the RVP is meet to the buyer's requirements of <9 Psia at 7.8. "

"Kebutuhan akan dilakukannya operasi penutupan sumur minyak dan gas termasuk sangat penting ketika sumur- sumur tersebut dianggap tidak lagi produktif dan layak ekonomi. Pada saat ini, semen adalah material penutup yang masih sangat umum digunakan dalam perihal operasi penutupan sumur. Namun, proses tersebut menjadi sangat terbatas mengingat akan harga semen yang terbilang mahal serta sifatnya yang berkecerendungan untuk menyusut dalam bentuk dan memiliki resiko untuk meretak dalam beberapa kondisi tertentu. Proyek penelitian ini bertujuan akhir untuk menghasilkan teknik penutupan sumur yang lebih layak ekonomi dan lebih efektif dengan melakukan evaluasi bentonit sebagai bahan alternatifnya. Bentonit memiliki kemampuan tinggi dalam hal penyegelan mengingat kemampuannya yang dapat melebar dalam bentuk dibawah proses hidrasi. Selain itu, bentonit yang terhidrasi berkecerendungan untuk membentuk kembali ke bentuk awalnya dan menyembuhkan dirinya sendiri dibawah gerakan permukaan. Jumlah sumur-sumur di masa depan yang dipastikan akan semakin banyak jelas membutuhkan proses penutupan, jika tidak, mereka akan menimbulkan ancaman berat untuk pelestarian bumi. Sebagai contoh, ribuan sumur gas lapisan batubara yang terletak di Queensland, Australia saat ini sangat diperlukan untuk segera ditutup. Proses penutupan sumur yang lebih layak ekonomi penting untuk dipertimbangkan mengingat akan adanya sedikit biaya sulit dalam statistik sumur gas lapisan batubara di Australia. Namun, pengubahan peraturan akan proses penutupan sumur di Queensland akan membutuhkan otorisasi legislatif, yang antara lain telah dilakukan lebih awal oleh beberapa negara-negara bagian di Amerika Serikat. Penyelidikan teoritis dan eksperimental dilakukan dalam proyek ini, yang antara lain terdiri atas studi literatur guna mendukung pengumpulan data-data, dan pekerjaan laboratorium dalam pengujian material bentonit dengan membuat demonstrasi atas kemampuan penyegelannya dalam berbagai kondisi yang bervariasi.

---

The requirement of conducting plug and abandonment P A operations for such oil and gas wells are important when these wells are considered to be no longer productive and economic viable. Currently, cement is the sealing material that has been commonly used in plugging operations. However, the process become limited as cement is considered to be expensive and has a tendency to shrink, as well as at a risk to crack under several conditions.

This project consists research aimed at producing an economical and effective technique of P A operations by evaluating bentonite as the alternative material for plugging wells. Bentonite performs superior sealing ability due to its swelling and expanding behaviour throughout hydration process. Besides, a hydrated bentonite plug also prone to reshape itself or likely to self heal under subsurface movements. There are a growing and undetermined number of wells in the future that required to be plugged, or else it will pose severe threats to the earth's conservation. For instance, there are thousands of coal seam gas wells in Queensland that will be necessary to be plugged and abandoned by time.

It is important to consider the importance of having an economic viable process of plug and abandonment process, since there is a slight hard cost statistic in Australian coal seam gas wells. However, it will require legislative authorization in changing the regulatory to plug wells with bentonite in Queensland, which has been don earlier in several states of USA. Theoretical and experimental investigation was conducted in this project which includes the performance of literature study to support the assemble of property database, as well as laboratory work in testing bentonite plug to create a demonstration of bentonite plugging ability under various conditions."

"Meningkatnya kebutuhan energi nasional masih menjadi permasalahan dengan didominasi oleh energi fosil sebesar 90,7%. Lapangan AP merupakan lapangan minyak dan Gas yang berada di Utara Jawa Barat. Sejak tahun 2016 tidak memiliki kegiatan pengeboran sumur baru sehingga produksi terus menurun. Optimasi dilakukan dengan memanfaatkan lean gas pengolahan gas bumi sebagai pengumpan pada 5 sumur sembur buatan tipe gas lift. Simulasi kelayakan ekonomi menggunakan 4 alternatif skenario yaitu, skenario 1, Gas lift menggunakan kompresor kepemilikan dengan gas terproduksi yang disirkulasikan kembali di unit pengolahan gas; skenario 2, Gas lift menggunakan kompresor secara kepemilikan dengan gas terproduksi langsung yang dialirkan ke konsumen; skenario 3, Gas lift dengan menggunakan kompresor secara sewa dengan gas terproduksi yang di sirkulasikan kembali ke unit pengolahan gas; skenario 4, Gas lift menggunakan kompresor secara sewa dengan gas terproduksi langsung dialirkan ke konsumen. Evaluasi teknis dilakukan dengan menggunakan simulasi perangkat lunak antara lain PIPESIM 2021 dan UNISIM R390.1, sedangkan analisa kelayakan ekonomi dilakukan dengan metode Levelized Cost. Skenario terbaik berdasarkan pertimbangan nilai Cummulative Cash Flow serta NPV, IRR dan Payback Period adalah Skenario 4 yang memberikan Cummulative Cash Flow sebesar IDR 519.117.184.085, NPV IDR 249.981.597.550, IRR 109,54% dan Payback Period selama satu tahun empat bulan.

---

The increase in national energy demand is still a problem, with fossil energy being dominated by 90.7%. The AP field is an oil and gas field in North West Java. Since 2016 there have been no new well-drilling activities, so production has declined. Optimization is done by utilizing natural gas processing lean gas as a feeder for five gas lift-type artificial wells. The economic feasibility simulation uses four alternative scenarios. Namely, in Scenario 1, Gas lift uses a proprietary compressor with produced gas which is recirculated in the gas processing unit; in Scenario 2, Gas Lift uses a proprietary compressor with produced gas delivered directly to consumers; Scenario 3, Gas lift uses a compressor on a lease basis with produced gas recirculated to the gas processing unit; Scenario 4 Gas Lift uses a compressor on a lease basis with produced gas flowing directly to consumers. Technical evaluation is carried out using software simulations, including PIPESIM 2021 and UNISIM R390.1, while an economic feasibility analysis is carried out using the Levelized Cost method. The best scenario based on cumulative cash flow and NPV, IRR and payback period is Scenario 4, which gives a cumulative cash flow of IDR 519,117,184,085, NPV of IDR 249,981,597,550, IRR of 109.54% and a payback period of 1 year and four months."

"Injeksi gas panas terhadap aliran resirkulasi pada backward-facing step mempunyai efek yang signifikan terhadap medan distribusi temperatur di dalam aliran resirkulasi, khususnya dengan 3 variasi parameter, yaitu: temperatur injeksi, perbandingan momentum spesifik, dan letak injeksi. Eksperimen dalam penelitian ini memanfaatkan fungsi data logger dalam pengambilan data temperatur rata-rata dalam rentang waktu tertentu. Hasil penelitian menunjukan pada injeksi dekat sisi step (If= 2H) injeksi gas panas memberi kan efek penting terhadap kondisi upstream dan downstream meskipun tidak dengan persentase yang sama pada seluruh variasi parameter. Fenomena ini berbeda dengan yang teljadi pada injeksi dekat dengan reattachment point (If = 4H). Pada kondisi ini, sebagian besar panas yang dibawa oleh injeksi akan terdistribusi ke arah downstream karena pengaruh blowing effect terhadap aliran resirkulasi lebih kuat.

---

Hot gas injection through the recirculation zone in a backward-facing step has a significant effect to the temperature distribution in recirculation flow, especially with three parameters variations, i.e. temperature, specific momentum ratio, and injection location. The present experimental work uses data logger for obtaining mean temperature in specific range of time. Investigation result shows that for injection location near the step (lf = 2H) hot gas injection gives a remarkable effect to the upstream and downstream condition, although not in equal percentage for all parameter variation. This phenomenon is quite different to that found in case of injection location near reattachment point (If = 4H). In this condition, most of the not gas contained in the injection will distribute to the clown stream due to stronger blowing effect of free stream to the recirculation flow."

"ABSTRAKKebutuhan terhadap gas bumi terus meningkat, sehingga kontinuitas produksi dari sumur ndash; sumur penghasil gas bumi perlu dipertahankan. Namun, permasalahan pada sumur cukup sering terjadi, khususnya liquid loading. Tesis ini bertujuan untuk mengatasi liquid loading pada sumur X1 dengan injeksi chemical menggunakan capillary string, sehingga dapat meningkatkan produksi gas. Hasil simulasi dengan perangkat lunak menunjukkan peningkatan produksi gas sebesar 57,1 dengan cara menurunkan tegangan permukaan sebesar 47,8 dan laju alir kritis sebesar 15,6 . Untuk melakukan injeksi campuran air dan chemical dengan volume sebanyak19,4 bbls diperlukan tekanan discharge pompa sebesar 783,55 psi dan daya pompa 0,29 hp dengan pressure ratio sebesar 56,64. Adapun pay back period untuk pembiayaan injeksi chemical adalah 20 hari.

---

ABSTRACTThe demand of natural gas is increasing, that the continuity of natural gas production from gas wells should be maintained. However, problem in wells is common, especially liquid loading. This thesis aims to overcome liquid loading in X1 well by injecting chemical using capillary string to increase gas production. Software simulation proves gas production increase up to 57,1 by reducing surface tension up to 47,8 and critical rate up to 15,6 . Injecting 19,4 bbls of water and chemical compound requires 783,55 psi of pump discharge and 0,29 hp of power with pressure ratio of 56,64. Meanwhile, the payback period for the chemical injection cost is 20 days."

"Abandonment and Site Restoration adalah sebuah kegiatan pasca tambang berupa pelaksanaan pembongkaran instalasi produksi agar kembali kepada kondisi awal atau kondisi untuk pemanfaatan di masa depan, yang berasal dari pencadangan dana khusus yaitu dana Abandonment and Site Restoration. Sebagai suatu kesatuan, keduanya ditujukan untuk menjadi penghubung antara kepentingan ekonomi dan keberlangsungan lingkungan hidup berupa pencegahan terjadinya pencemaran pada kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia antara kontraktor dan badan pelaksana yang mewakili Negara sebagai pemilik Sumber Daya Alam yang terikat dalam suatu Kontrak. Sebagai suatu bentuk kegiatan pencegahan pencemaran lingkungan hidup, Kegiatan Abandonment and Site Restoration dapat digambarkan sebagai pelaksanaan dari Asas Pencemar Membayar Polluter Pays Principle yang secara spesifik tergolong pada instrument ekonomi. Abandonment and Site Restoration sebagai suatu kegiatan pasca tambang yang wajib di lakukan pada kontrak yang memiliki dasar hukum Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi. Ketentuan Abandonment and Site Restoration tidak tertuang secara spesifik dalam kontrak yang didasari oleh Undang-Undang tentang Minyak dan Gas Bumi sebelum Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001. Sebagai suatu bentuk kegiatan pasca tambang yang wajib dilakukan, kontraktor bertanggung jawab untuk melaksanakan Abandonment and Site Restoration sebagai bentuk pertanggungjawaban lingkungan hidup. Maka dari itu timbul permasalahan bagi kontrak yang tidak mencadangkan Abandonment and Site Restoration, sekalipun memiliki mekanisme lain sebagaimana yang dilakukan oleh Chevron Indonesia Company yang disebut sebagai Asset Retirement Obligation yang mana memiliki bentuk yang sama sebagaimana yang diwajibkan oleh Abandonment and Site Restoration.

---

Abandonment and Site Restoration is a post mining activity in the form of dismantling production installations to return to the preliminary condition or condition for future use , derived from special reserve funding ie Abandonment and Site Restoration funds. As a unity, both are intended to be a link between economic interests and environmental sustainability in the form of prevention of pollution in the upstream oil and gas business activities in Indonesia between contractors and implementing agencies representing the State as the owner of Natural Resources bound in a contract. As a form of environmental pollution prevention activities, Abandonment and Site Restoration Activities can be described as the implementation of a Polluter Pays Principle which is specifically classified as an economic instrument. Abandonment and Site Restoration as a post mining activity that must be done on a contract that has legal basis of Undang Undang Nomor 22 Tahun 2001 regarding Oil and Natural Gas. The Abandonment and Site Restoration provisions are not specified in the contracts based on the Regulation on Oil and Gas before Undang Undang Nomor 22 Tahun 2001. As a form of post mining activity that must be done, the contractor is held responsible for implementing Abandonment and Site Restoration as a form of environmental responsibility. Therefore, problems arise for contracts that do not reserve Abandonment and Site Restoration, despite having other mechanisms as performed by Chevron Indonesia Company which is referred to as the Asset Retirement Obligation which has the same form required by Abandonment and Site Restoration."

"ABSTRAKPotensi penurunan produksi pada lapangan gas ditandai dengan penurunantekanan secara alamiah yang merupakan indikator dari lapangan yang sudah tua(mature), seperti yang dialami oleh Lapangan Gas X sehingga perlu dilakukanoptimasi produksi untuk menyesuaikan dan memberikan strategi manajemenreservoir gas agar produksi gas dapat berkesinambungan sampai akhir kontrakwilayah kerja Blok Sengkang. Optimasi produksi yang akan dilakukan adalahpemasangan gas compressor dan infill drilling yang ditentukan untuk mencariskenario terbaik pengembangan lapangan gas yang dievaluasi teknis dengananalisis sistem produksi dan evaluasi keekonomian hulu, sehingga skenario yangterpilih diharapkan memberikan kemampuan penyaluran gas kepada pembelisecara berkelanjutan. Diharapkan skenario optimasi produksi tersebut mampumencegah potensi kerugian yang akan datang pada perusahaan gunamempertahankan volume penyerahan gas yang sesuai dengan kontrak demimenjaga pendapatan perusahaan maupun pemerintah

---

ABSTRACTPotential decline in production at gas fields marked with a pressure drop naturallywhich is an indicator of the field are mature, as experienced by the X Gas Fieldthat needs to be optimized in production to adjust and provide the strategies of gasreservoir management so that gas production can be sustainable until the workarea contract of Sengkang Block end. Production Optimization that will beapplied is the gas compressors installation and infill drilling is determined to findthe best scenario of gas field development which is evaluated by the productionsystems analysis and the upstream petroleum economics, so that the chosenscenario is expected to provide a gas supply ability to buyers in a sustainablemanner. A scenario of production optimization is expected to be able to preventthe potential losses that will come in the company in order to maintain the gasdelivery volume in accordance with the contract in order to maintain the revenueof company and government"

"Potensi penurunan produksi pada lapangan gas ditandai dengan penurunan tekanan secara alamiah yang merupakan indikator dari lapangan yang sudah tua (mature), seperti yang dialami oleh Lapangan Gas KB sehingga perlu dilakukan optimasi produksi untuk menyesuaikan dan memberikan strategi manajemen reservoir gas agar produksi gas dapat berkesinambungan sampai akhir kontrak wilayah kerja Blok Sengkang. Optimasi produksi yang akan dilakukan adalah pemasangan jenis gas compressors berbasis tekanan yang ditentukan untuk mencari skenario terbaik pengembangan lapangan gas yang dievaluasi teknis dengan analisis sistem produksi, sehingga skenario yang terpilih diharapkan memberikan kemampuan penyaluran gas kepada pembeli secara berkelanjutan. Diharapkan skenario optimasi produksi tersebut mampu mencegah potensi kerugian yang akan datang pada perusahaan guna mempertahankan volume penyerahan gas yang sesuai dengan kontrak demi menjaga pendapatan perusahaan.

---

A potential decline in production at gas fields marked with a pressure drop naturally which is an indicator of the field are mature, as experienced by the KB Gas Field that needs to be optimized in production to adjust and provide the strategies of gas reservoir management so that gas production can be sustainable until the work area contract of Sengkang Block end. Production Optimization that will be applied is the gas compressors installation based on pressure is determined to find the best scenario of gas field development which is evaluated by the production systems analysis so that the chosen scenario is expected to provide a gas supply ability to buyers in a sustainable manner. A scenario of production optimization is expected to be able to prevent the potential losses that will come in the company to maintain the gas delivery volume under the contract and also maintain a revenue of the company."