Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini membahas karakterisasi oil shale Formasi Gumai dari data Sumur NBL-1, Lapangan Abiyoso, Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dengan pemodelan oil yield dan elastisitas batuan. Karakterisasi batuan dilakukan dengan menganalisis sampel pengeboran inti (core) dari shale pada kedalaman 4266 - 4280 feet dan kedalaman 4283 - 4295 feet di laboratorium (petrografi, XRD, oil yield / Fischer Standard retort), %TOC, analisis, pyrolisis, kerogen type). Pemodelan oil yield dilakukan dengan membuat korelasi regresi linear antara data log (bulk density, log neutron, log sonik) dan data oil yield - % TOC dari sampel tersebut, sedangkan model elastisitas batuan dilakukan dengan pendekatan: kualitas medium (Q), rasio poisson, dan modulus Young. Analisis kualitas medium (Q) dilakukan dengan metode spectral magnitudo decay, sedangkan analisis modulus Young dan rasio Poisson diturunkan rumus dari Mavko, dkk. (2009). Hasil penelitian diperoleh karakteristik bahwa kedua lapisan tersebut dalam kategori oil shale dengan tipe Tasmanite, kerogen tipe II, dan jenis liptinite dalam kondisi belum matang, diendapakan pada lingkungan pengendapan laut dangkal dengan energi rendah (kedalaman 4266 - 4280 feet) dan laut dangkal relatif reduktif (kedalaman 4283 - 4295 feet) yang berbatasan dengan lingkungan darat. Model oil yield dari log bulk density pada kedalaman lapisan 4266 - 4280 feet: OYlog = -4,93x(log ρb) + 19,46 dan pada kedalaman lapisan oil shale 4283 - 4295 feet: OYlog= -6,03 x(log ρb) + 23,58. Model oil yield log neutron hanya berhasil dilakukan pada kedalaman 4283 - 4295 feet: OYlog = 7,93x(log ФNPHI)+ 4,30, sedangkan model oil yield log neutron tidak berhasil pada lapisan oil shale yang pertama. Model kualitas batuan (Q) dihasilkan 120 - 129, modulus Young, dan rasio Poisson tidak berhubungan dengan variasi oil yield. Potensi oil shale yang dihasilkan dari kedua lapisan tersebut berkisar 7 galon/ton dan tidak berpotensi sebagai reservoar shale. Potensi oil shale Formasi Gumai di daerah penelitian lebih kecil daripada oil shale yang telah diproduksikan di Formasi Green River, Amerika Serikat yang mencapai 20 - 30 galon per ton.......The thesis learned oil shale characterization on Gumai Formation, Well NBL-1, Abiyoso Field, Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin using oil yield and elasticity modeling. Characterization of the shale uses core and log data on the depth 4266 - 4280 feet and 4283 - 4295 feet. Methods that was used core description, geochemical, log correlation, and calculation of bore hole seismic. Result of the research got that the shale have been deposited at low energy shallow marine till land margin. The kerogen type is type II, liptinite, and immature. Model of oil yield of bulk density log on the depth 4266 - 4280 feet; OYlog = -4,93x(log ρb) + 19,46 and 4283 - 4295 feet: OYlog = 7,93x(log NPHI)+ 4,30. Sonic log model did not succeed on each shale layer, but neutron log just succeeded on the depth 4283 - 4295 feet. Elasticity model such attenuation (Q), modulus Young (E), Poisson ratio (σ) did not succeed. The oil shale potency is 7 - 9 gallon/ton on the depth 4266 - 4280 feet, while on the depth 4283 - 4295 feet is 8 - 9 gallon/ton. Generally, the oil shale have not been enough yet as shale reservoir, because micro crack for permeability was not. Potency of the oil shale is less than Green River Formation's oil shale in United Stated of America which have been produced till 20 ? 30 gal/ton."

"ABSTRAKKebutuhan energi di Indonesia semakin meningkat dan cadangan gas alamsemakin menipis. Indonesia memiliki potensi shale gas yang besar dan perlu dikembangkan. Pada tesis ini dibahas perbandingkan karakteristik shale gas diAmerika dan Indonesia. Perbandingan perkembangan shale gas antara lain dataeksplorasi, teknologi, infrastruktur dan sistem kontrak. Perbandingan karakteristikshale gas dari umur batuan, tipe endapan dan properti batuan menentukankesuksesan hydraulic fracturing. Studi shale gas dilakukan di Cekungan Bintuniyang memiliki potensi Risked GIP 114,3 TCF dan TRR 28,6 TCF. Profil produksishale gas menggunakan metode penurunan hiperbolik dan perkiraan biayainvestasi berdasarkan data di Amerika dan Indonesia.Analisa keekonomian shale gas di Cekungan Bintuni menunjukkan sistemkonsesi lebih menarik dibanding sistem PSC bagi perusahaan. Nilai IRRmaksimal sistem konsesi sebesar 16,57% sedangkan IRR maksimal sistem PSCdengan porsi bagi hasil 55%:45% sebesar 15,8%. Pemberian insentif Tax Holidayselama 5 tahun pada sistem PSC porsi bagi hasil 55%:45% pada tipe sumurpenurunan sedang memberikan IRR 14,04% dan pemasukan bagi negara $720juta selama 20 tahun masa produksi

---

ABSTRACTIndonesia’s energy demand increases otherwise natural gas resourcesdiminish. Indonesia has big shale gas resources and need to be developed. Thisthesis compares shale gas in America and Indonesia. Comparation of shale gasdevelopment includes exploration data, technology, infrastructure and contractsystem. Comparation of shale gas characteristic such as source rock age,depositional type and property of rock determine hydraulic fracturing successes.Shale gas study performed in Bintuni basin with 114,3 TCF Risked GIP and TRR28,6 TCF. Production profile shale gas using hyperbolic decline curve method andinvestment cost based on America and Indonesia data.Economic analysis of shale gas in Bintuni basin shows that concessionsystem more attractive than PSC for company. The best IRR concession systemwas 16,57% and PSC system was 15,8% on 55%:45% profit split. The present oftax holiday incentive for 5 years using 55%:45% profit split on medium declinerate wells results IRR 14,04% and $720 million for Government of Indonesiaduring 20 year production lifetime."

"Simultaneous inversion is one of the seismic method which can be used to characterize reservoirs that may also serve as a rock source. In this research, the characterization of shale reservoir is done on the field TAF, in North Sumatra basin with Lower Baong formation as the target formation. A P impedance parameter on the simultaneous inversion method is used to identify the existence of fluids while S Impedance parameter is used to identify the lithology of the target zone. The analysis of the simultaneous inversion is done using partial angle stack method, that which consists of the near angle stack 1 19, the mid angle stack 19 36 and the far angle stack 36 53. The result of the analysis of the gas chromatography of the well data states that there are 2 layers of lithologies on the Baong Formation that which have the indications of hydrocarbon with each layer having the thickness of less than 5 meters. The result of the simultaneous inversion is obtained, with the value of P impedance ranging from 4000 8000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 1500 3000 m s gr cc and the value of density ranging from 2.2 2.5 g cc. These three values are assumed to correlate with the layer that is dominated by shale. The value of P impedance ranging from 8000 12000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 3000 5700 m s gr cc and the density value ranging from 2.5 2.75 g cc are also obtained that which are situated on the bottom of the Lower Baong formation near the top Belumai and are assumed to correlate with the other lithology that which is dominated by sandstone and carbonate. However, the result of the inversion of P Impedance and the Lambda Rho transformation, as well as the crossplot analysis of AI vs SI and the crossplot of LMR, has no indication of hydrocarbon fluids."

"Shale hidrokarbon masih menjadi salah satu topik hangat dalam industri perminyakan. Indonesia memiliki potensi shale gas yang cukup besar yaitu sekitar 574 TCF. Pemerintah bersama investor sedang memulai pengusahaan shale hidrokarbon. Parameter-parameter geokimia dan geomekanik merupakan aspek penting dalam eksplorasi potensi shale hidrokarbon dan memberikan informasi penting dalam rangka optimasi produksi. Namun demikian, masih cukup terbatas penelitian-penelitian terkait hubungan parameter-parameter petrofisik untuk shale hidrokarbon. Area penelitian berada pada bagian tepi selatan cekungan Sumatera Utara. Formasi Baong dipercaya sebagai target pengusahaan shale hidrokarbon dengan dominan litologi adalah shale. Formasi Baong berada pada kisaran kedalaman 1.465 ndash;3.224 m dengan mudstone tebal, didominasi oleh calcareous shale berwarna abu-abu coklat hingga hitam yang kaya foraminifera, mengindikasikan pengendapan pada lingkungan laut. Umur Formasi Baong bervariasi dari Miocen Bawah hingga Miocen Tengah dan secara vertikal dapat diklasifikasikan menjadi 3 unit, yaitu : Baong Bagian Atas, Baong Bagian Tengah dan Baong Bagian Bawah yang didominasi oleh shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potesni shale hidrokarbon dengan menganalisa Total Organic Carbon TOC , Brittleness Index BI , Hydrogen Index HI dan parameter-parameter kematangan. Berbagai metode dilakukan untuk menganalisa beberapa parameter tersebut, diantaranya dengan geokimia, mineralogi, petrofisik, cross plotting, dan interpretasi seismik. Hasil analisa Rock-Eval dan petrografi menunjukkan bahwa TOC bervariasi antara 0,1 ndash;2,3 , vitrinite reflectance Ro berkisar 0,4 ndash;0,9, HI bervariasi antara 31 ndash;171 dan temperatur maksimum Tmax berkisar antara 432 ndash;461oC. TOC menunjukkan kategori cukup hingga baik. Crossplot antara HI dan Tmax pada diagram van Krevelen menunjukkan dominasi kerogen tipe II dan III. Kerogen dapat diklasifikasikan sebagai early mature hingga mature. BI pada shale termasuk pada kategori less brittle hingga brittle. Area prospektif untuk pengembangan shale hidrokarbon yaitu pada sekuen MFS-2, MFS-3, SB-2 dan SB-3 dengan potensi berupa shale oil.

---

Shale hydrocarbon remains one of the hot topics in the petroleum industry. Indonesia has a great potential shale gas resource 574 TCF , and both government and oil companies have promoted the development of shale gas. Geochemical and geomechanical parameters are important aspects for exploring new shale gas play, and it provides significant information to optimize production plan and stimulation design. However, there is limited research on correlations inter petrophysical parameters for shale hydrocarbon reservoirs. The study area is located on the southeast border of the North Sumatra Basin. Lower Baong Formation shales are believed to be favorable shale gas targets with a dominant shale lithology. The Baong Formation occurs at depths from 1.465 ndash 3.224 m in the study area with the thick mudstone, dominated by gray, brown to black calcareous shale rich in foraminifera, indicating a marine environment. The Baong Formation age varies from the Lower Miocene to Middle Miocene can split into three vertical units the Upper Baong, Middle Baong, and the dominantly shale Lower Baong. This research is aimed to characterize and identify shale hydrocarbon by examining the Total Organic Carbon TOC , Brittleness Index BI , Hydrogen Index HI and maturity parameters. Various methods were used to analyze these parameters, including geochemistry, mineralogy, petrophysics, cross plotting, and seismic interpretation. Our analysis on Rock Eval and petrographic data shows that TOC varies between 0.1 ndash 2.3 , vitrinite reflectance of 0.4 ndash 0.9 , HI varies from 31 ndash 171, and maximum temperature Tmax from 432 ndash 461oC. TOC resulted in a poor to good category. A cross plot of the HI and Tmax in the van Krevelen diagram revealed the dominant kerogen types as II and III. The kerogen can be considered as early mature to mature. The BI of the shale formation of the research area is categorized in less brittle to brittle. The prospective areas for the development of shale hydrocarbon are the sequences of MFS 2, MFS 3, SB 2 and SB 3 with the potential of shale oil."

"Oil Shale merupakan salah satu bahan bakar non konvensional berbentuk sedimen batuan halus, yang dapat menjadi sumber energi alternatif. Dalam proses retorting, Oil Shale dapat dikonversi menjadi shale oil dan shale gas. Sebelumnya, terdapat beberapa penelitian yang membahas potensi shale gas untuk memproduksi gas hidrogen. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan sistem menggunakan Aspen Plus untuk mengetahui potensi pemanfaatan keseluruhan shale oil beserta shale gas hasil dari retorting untuk memproduksi hidrogen menggunakan teknologi chemical looping. Selain itu, penelitian ini bertujuan untuk mengetahui efisiensi energi dari sistem apabila meneruskan tahapan produksi hidrogen hingga ke tahap produksi ammonia untuk penyimpanan. Berdasarkan hasil simulasi, produk retorting dari 0,126 kg/s bahan baku oil shale komposisi New Albany, yaitu 0,0063 kg/s shale oil dan 0,0024 kg/s shale gas, dapat memproduksi hidrogen sebanyak 0,0037 kg/s. Hidrogen ini dapat dikonversi menjadi ammonia sebanyak 0,012 kg/s dengan sisa hidrogen sebanyak 0,00089kg/s. Berdasarkan analisis energi, didapatkan efisiensi dari keseluruhan proses oil shale retorting hingga produksi ammonia adalah sebesar 55%.......Oil shale is one of the non-conventional fuel in the form of fine rock sediments, which can be utilized as an alternative energy resource. In the retorting process, Oil Shale is converted into shale oil and shale gas. Previously, there were several studies that discussed the potential utilization of the shale gas product to produce hydrogen gas. In this study, a simulation was carried out using Aspen Plus to determine the potential of using both shale oil and shale gas products from the retorting process, to produce hydrogen using a chemical looping system. In addition, this study is aimed at analysing the energy efficiency of the system with the additional process of converting hydrogen into ammonia for storage. Based on the simulation results, the retorting product from 0,126 kg/s of oil shale, respectively 0,0063 kg/s and 0,024 kg/s of shale oil and shale gas, could produce 0,0031 kg/s of hydrogen. This amount of hydrogen could be converted into 0,012 kg/s of ammonia, with a remaining hydrogen product of 0,00089 kg/s. Based on the energy analysis, the efficiency of the entire system from the oil shale retorting process up to the ammonia production is 55%."

"ABSTRAKStudi yang dilakukan dalam penelitian ini untuk menganalisis multiatribut dari data seismik dan data log dalam mengidentifikasi litologi bawah permukaan, terutama dalam mengidentifikasi penyebaran sourcerockpada suatu daerah target tertentu. Metode multiatribut dalam penelitian ini dilakukan untuk memprediksi log vshaleyang diturunkan dari log resisitivity. Untuk mendapatkan gambaran distribusi sifat fisik batuan di bawah permukaan, maka hubungan antara data log dengan data seismik dapat membantu menghasilkan volume sebaran sifat fisik batuan yang tadinya hanya didapat dari tempat yang memiliki data log hingga menjadi sebaran pada seluruh area yang terdapat data seismik. Kemampuan neural network untuk mengenali pola dan menemukan hubungan non linear antara data seismik, data multiatribut dan sifat fisik batuan dari data log dimanfaatkan untuk mendapatkan sebaran sifat fisik batuan pada volume seismik dengan mengacu pada data log. Aplikasi geostatistik digunakan untuk mendapatkan model distribusi spasial di mana hasil dari prediksi volume shale dipakai sebagai data sekunder sedangkan data dari lubang sumur digunakan sebagai data primer, sehingga diharapkan mendapatkan kemenerusan secara lateral.

---

ABSTRACTThe Study conducted in this research to analyze the multi attributes of seismic data and log data in identifying subsurface lithology, especially in identifying sourcerock deployment in a given target area. Multi attributes method in this research is done to predict log vshale derived from log resistivity. To obtain a description of the distribution of the physical properties of rocks below the surface, the relationship between log data and seismic data can help to generate volume distribution of physical properties of rocks that were only obtained from places that have log data to be distributed in all areas of seismic data. The ability of neural networks to recognize patterns and find nonlinear relationships between multi attribute data seismic data and the physical properties of rocks from log data are utilized to obtain the distribution of physical properties of rocks at seismic volumes with reference to log data. The geostatistical application is used to obtain spatial distribution model where the result of the shale volume prediction is used as secondary data while the data from the wellbore is used as the primary data, so it is expected to obtain lateral generation."

"ABSTRAKSelisih antara jumlah pasokan dan kebutuhan gas bumi di Indonesia yang semakin meningkat setiap tahunnya diakibatkan jumlah pasokan gas bumi semakin menurun dan kebutuhan akan gas bumi yang semakin meningkat serta kurangnya penemuan cadangan gas terbaru. Hal ini mendorong pemerintah Indonesia untuk mengembangkan sumber daya gas lainnya seperti shale gas sehingga dapat diproduksi secara komersial. Potensi shale gas Indonesia diperkirakan mencapai 574 TCF yang tersebar di Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Papua. Formasi Meliat yang berada di Cekungan Tarakan memiliki sumber daya shale gas yang bisa dihasilkan secara teknis sebesar 3.8 TCF dari gas-in-place resiko sebesar 25.1 TCF. Tujuan penelitian ini mengkaji skema kontrak gross split terhadap aspek keekonomian dari pengembangan lapangan shale gas di Formasi Meliat, Cekungan Tarakan.Skenario dasar dalam penelitian ini yaitu membuat tiga profil laju alir yang dikembangkan dengan menggunakan kurva penurunan hiperbolik Arps, antara lain profil produksi rendah dengan laju alir awal (qi) sebesar 50 mmcf/mo, profil produksi sedang qi=125 mmcf/mo dan profil produksi tinggi qi=200 mmcf/mo. Amerika Serikat dan lapangan migas terdekat menjadi benchmarking dalam membuat biaya investasi pengembangan lapangan shale gas di Cekungan Tarakan. Pada kondisi analisis kontrak gross split memiliki NPV>0, IRR>10% pada profil produksi sedang dan tinggi. Analisis sensitivitas dilakukan pada profil produksi, biaya pengeboran dan harga gas. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor yang lebih berpengaruh terhadap peningkatan NPV dalam kontrak gross split adalah profil produksi. NPV positif dicapai ketika gas bumi dijual pada $9.24/MMBTU pada profil produksi sedang dan $6.43/MMBTU pada profil produksi tinggi.

---

ABSTRACTThe difference between the amount of supply and demand of natural gas in Indonesia is increasing each year year due to the decreasing natural gas supply with increasing demand and the lack of discovery of the latest gas reserves. This encourages the Indonesian government to develop other gas resources such as shale gas so that it can be produced commercially. Shale gas potential in Indonesia was predicted reached 574 TCF which spread in Sumatra, Kalimantan, Java and Papua. Meliat Formation, located in Tarakan Basin has shale gas potential in which 3.8 TCF is technically recoverable with 25.1 TCF risked gas in place. The purpose of this study is to examine the gross split contract scheme on technoeconomic aspect of shale gas field development in Meliat Formation in Tarakan Basin.The basic scenario in this research is to create three flow rate profiles developed using the Arps hyperbolic decline curves, consist a low production profile with initial production (qi) of 50 mmcf / mo, medium production profile qi = 125 mmcf / mo and high production profile qi = 200 mmcf / mo. The The United States and the nearest oil and gas field in Tarakan Basin have become a benchmark in making investment costs for the development of this shale gas field. In the analysis condition, gross split contracts have NPV> 0, IRR> 10% on medium and high production profiles. Sensitivity analysis is carried out on the production profile, drilling costs and wellhead gas price. The analysis shows that the factor that has more affected on the increase in NPV in gross split contract is the production profile. A positive NPV is reached when gas price is $ 9.24 / MMBTU at medium production profile and $ 6.43 / MMBTU at high production profile."

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.......Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"Ketergantungan pada bahan bakar fosil konvensional sepanjang perkembangan peradaban modern telah menyebabkan dunia mengalami krisis energi dan lingkungan. Di antara semua sumber daya energi alternatif, oil shale adalah yang paling menjanjikan dengan cadangannya yang melimpah secara global. Mengenai masalah lingkungan, hidrogen adalah medium pembawa energi terbersih dan paling menjanjikan, kandidat sempurna untuk mengurangi emisi karbon. Memproduksi hidrogen menggunakan oil shale sebagai bahan baku mungkin menjadi solusi terbaik untuk masalah energi dan lingkungan dunia. Dalam makalah penelitian ini energi dan emisi (CO2) dari sistem kilang oil shale akan dievaluasi. Ada dua skenario produksi hidrogen yang akan disimulasikan, dievaluasi, dan dibandingkan satu sama lain. Skenario pertama adalah sistem kilang oil shale konvensional di mana hidrogen diproduksi dan digunakan untuk meningkatkan kualitas shale oil menjadi HVHF’s. Skenario kedua adalah sistem kilang oil shale baru di mana oil shale diubah menjadi hidrogen sepenuhnya sebagai produk tunggal. Berdasarkan analisis massa, sistem baru meningkatkan efisiensi konversi keseluruhan sebesar 9,27% dibandingkan dengan sistem konvensional. Berdasarkan analisis energi, sistem baru menururnkan efisiensi energi keseluruhan sebesar 2,37% dibandingkan dengan sistem konvensional. Berdasarkan analisis emisi, meskipun sistem baru meningkatkan emisi karbon keseluruhan sebesar 55%, sistem ini memiliki sistem yang lebih baik untuk menghasilkan lebih banyak hidrogen dengan rasio emisi karbon yang lebih sedikit dibandingkan dengan sistem konvensional.......Dependency on conventional fossil fuels throughout the development of modern civilization has caused the world into energy and environmental crisis. Among all alternative energy resources, oil shale is the most promising with its globally abundant reserves. Concerning environmental issues, hydrogen is the cleanest and promising energy carrier, a perfect candidate to reduce toxic emissions of energy. Producing hydrogen using oil shale as feed might be the ultimate solution for both energy and environmental issues of the world. In this research paper, the energy and emission (CO2) of the oil shale refinery system will be evaluated. There are two scenarios of hydrogen production that will be simulated, evaluated, and compared to each other. The first one is the conventional oil shale refinery system where hydrogen is produced and used to upgrade the quality of shale oil into HVHF’s. The second one is the novel oil shale refinery system where oil shale is converted into hydrogen completely as the single product. Based on the mass analysis, the novel system increases the overall conversion efficiency compared to the conventional system by 9,27%. Based on the energy analysis, the novel system decreases the energy efficiency compared to the conventional system by 2,37%. Based on the emission analysis, although the novel system increases the overall carbon emission by 55%, it has a better system for producing more hydrogen with less carbon emission ratio compared to the conventional system."

"Lumpur berbasis air rendah padatan dan tahan temperatur tinggi bagi pemboran di formasi serpih"