Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2021 - 2026
0.23
P-Index
This Author published in this journals
All Journal INSIST (International Series on Interdisciplinary Research) Jurnal Ilmiah Teknik Mesin, Elektro dan Komputer
Panca Suci Widiantoro, Panca Suci
Unknown Affiliation
Electrical & Electronics Engineering Engineering Mechanical Engineering Other

Published : 2 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 2 Documents
Search

 1 
Integrated Reservoir Study to Optimize Gas Production of Water Drive Gas Reservoir Case Study: Lower Menggala Gas Field Widiantoro, Panca Suci; Pramana, Astra Agus; Suarsana, Putu; Utami, Anis N
International Series on Interdisciplinary Science and Technology Vol. 3 No. 2 (2018)
Publisher : Universitas Lampung

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.23960/ins.v3i2.154

Abstract

Production optimization in mature field water drive gas reservoir is not easy especially when water already breakthrough in producing wells. An integrated reservoir study is needed to get reliable strategy to optimize production of water drive gas reservoir.   This research presents the integrated reservoir study of Lower Menggala (LM) Gas Field which is located Central Sumatera Basin, Riau Province. LM had been produced since 1997, current RF are 55%, which is quite high for water drive gas reservoir. The current gas rate production is about 1.97 MMscfd with high water production around 4250 BWPD, consequently some of wells suffered liquid loading problem   This research comprises of well performance analysis, estimate OGIP, aquifer strength of the reservoir by using conventional material balance method and modern production analysis method then conduct dynamic reservoir simulation to identify the best strategy to optimize gas production. Economic analysis also be performed to guide in making decision which scenario will be selected. DST analysis on DC-01 well defined reservoir parameter, boundary and deliverability which are P*= 2520 psia, k= 229 mD, Total skin= 8, detected sealing fault with distance 175 m, and AOF 45 MMscfd. Conventional material balance method gave OGIP 22.7 BScf, aquifer strength 34 B/D/Psi, whereas modern production analysis estimated OGIP 22.35 BScf, aquifer strength 34 B/D/psi. Those two method shows  good consistency with OGIP  volumetric calculation with discrepancy OGIP value +/- 1%. Six (6) scenario of production optimization has been analyzed, the result shows that work over in two wells and drilling of  1 infill well (case 6) achieve gas recovery factor up to 75.2%, minimal water production and attractive economic result
Studi Awal Pemilihan Polimer untuk Digunakan Pada Injectivity dengan Skala Laboratorium Setiawan, Agung; Adnan, Ahmad Zaelani; Kamid, Abdul; Widiantoro, Panca Suci; Yasahardja, Yustian
Jurnal Ilmiah Teknik Mesin, Elektro dan Komputer Vol. 6 No. 2 (2026): Juli: Jurnal Ilmiah Teknik Mesin, Elektro dan Komputer
Publisher : Lembaga Pengembangan Kinerja Dosen

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.51903/juritek.v6i2.7441

Abstract

Enhanced Oil Recovery (EOR) merupakan metode perolehan minyak tahap lanjut yang diterapkan ketika metode produksi primer dan sekunder tidak lagi memberikan hasil yang ekonomis. Salah satu metode EOR yang banyak digunakan adalah polymer flooding, yaitu injeksi polimer untuk meningkatkan viskositas fluida injeksi dan memperbaiki rasio mobilitas antara fluida pendorong dan minyak reservoir. Keberhasilan metode ini sangat dipengaruhi oleh pemilihan polimer yang sesuai dengan kondisi reservoir. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi dan menentukan polimer yang paling sesuai berdasarkan serangkaian pengujian laboratorium. Penelitian dilakukan di Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi (PPPTMGB) “LEMIGAS” menggunakan tiga sampel polimer, yaitu polimer A, B, dan C. Tahapan pengujian meliputi uji kompatibilitas, pengukuran viskositas, uji stabilitas termal pada temperatur 60°C selama 30 hari, serta uji injectivity menggunakan core Berea. Hasil penelitian menunjukkan bahwa seluruh sampel polimer mengalami penurunan viskositas selama pengujian stabilitas termal. Namun, polimer B dengan konsentrasi 2.000 ppm menunjukkan penurunan viskositas paling kecil, yaitu dari 9,58 cP menjadi 7,44 cP setelah 30 hari pengujian. Oleh karena itu, polimer B dipilih untuk uji injectivity. Hasil uji injectivity menunjukkan adanya peningkatan tekanan injeksi yang diikuti dengan penurunan permeabilitas core Berea akibat adsorpsi dan retensi polimer pada media berpori. Secara keseluruhan, polimer B menunjukkan kinerja terbaik pada kondisi pengujian dan dinilai paling sesuai untuk aplikasi polymer flooding menggunakan air formasi sintetik Lapangan X pada temperatur 60°C.
Co-Authors Adnan, Ahmad Zaelani agung setiawan Astra Agus Pramana, Astra Agus Kamid, Abdul Suarsana, Putu Utami, Anis N Yasahardja, Yustian