Strategi Pertamina Menyiasati Lapangan Migas Tua di Kalimantan

Tanpa adanya strategi dan upaya keras, mustahil target produksi dan produksi siap jual atau lifting migas akan tercapai. Jangankan untuk menaikkan produksi, mempertahankan laju penurunan produksi yang terus terjadi secara alamiah saja tentu akan sangat sulit.

Ibeth Nurbaiti
Apr 27, 2022 - 1:30 PM
A-
A+
Strategi Pertamina Menyiasati Lapangan Migas Tua di Kalimantan

Progres Pekerjaan Jumelai Sisi Nubi (JSN) Project Pertamina Hulu Mahakam di Rig Hakuryu 14. Dok. Pertamina

Bisnis, JAKARTA — Karakteristik lapangan minyak dan gas bumi yang sudah tua dengan laju penurunan produksi alamiah yang sangat tinggi, menjadi tantangan yang mau tidak mau harus dihadapi PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) dalam mencapai target bisnis yang telah ditetapkan.

Tanpa adanya strategi dan upaya keras, mustahil target produksi dan produksi siap jual atau lifting migas akan tercapai. Jangankan untuk menaikkan produksi, mempertahankan laju penurunan produksi yang terus terjadi secara alamiah saja tentu akan sangat sulit.

Tak bisa dimungkiri, PHI mengelola wilayah-wilayah kerja migas yang berada di Subholding Upstream Pertamina Regional 3 Kalimantan yang sebagian besar merupakan lapangan-lapangan migas yang sudah mature

Baca juga: Eksplorasi Masif Pertamina Hulu Energi Makin Agresif

Dengan usia lapangan yang telah beroperasi lebih dari 50 tahun, membuat laju penurunan produksi alamiah menjadi sangat tinggi, bahkan diperkirakan bisa sekitar 30 persen per tahun.

Seperti Blok Mahakam yang berada di Kalimantan Timur, produksi gas di blok itu pada 2023 diproyeksi hanya tinggal 193 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd) dan minyak 12.648 barel per hari (bopd). Padahal, produksi migas di Blok Mahakam pernah mencapai puncaknya pada 1977, yakni untuk minyak sekitar 230.000 bopd dan gas 2.800 MMscfd.

“Karakteristik lapangan tua, membuat tenaganya sudah mulai berkurang, energi reservoir-nya pun sudah sangat lemah sehingga decline rate cepat sekali turun. Masalah air, masalah pasir menjadi kendala yang pada akhirnya membutuhkan biaya tinggi untuk produksi. Itu tantangan yang harus dihadapi dengan kondisi lapangan tua,” kata VP Development & Driling PHI-Regional Kalimantan Arief Prasetyo Handoyo dalam acara silaturahmi dengan media, Selasa (26/4/2022).

Mau tidak mau, imbuhya, dibutuhkan beragam strategi dan upaya untuk memenuhi target produksi migas yang telah ditetapkan, terutama mencari lapangan baru untuk menaikkan produksi. Dengan kata lain, perlu adanya eksplorasi yang masif untuk mendapatkan lapangan-lapangan baru sehingga bisa didapatkan cadangan baru.

Baca juga: Kinerja Lemah Blok Mahakam Mulai Bertenaga

“Kami harus mencari konsep-konsep di mana minyak itu berada. Kita berusaha untuk mengembangkan lapangan yang sudah ada, meskipun lapangan ini sudah tua tapi masih ada peluang untuk mencari sesuatu yang baru,” ujar Arief.

Secara lebih detail, dia memaparkan sejumlah strategi PHI, di antaranya proyek Crown Jewel of Mahakam, Borderless Operation, dan proyek efisiensi biaya Optimus serta program lainnya yang terbukti mampu memberikan hasil positif.

Selain itu, PHI juga menjalankan beragam proyek strategis, antara lain IOR dan EOR di Zona 8, Zona 9, dan Zona 10 melalui berbagai upaya seperti optimasi dan stimulasi, hingga water flood seperti yang dijalankan di Lapangan Handil Zona 8 dan Tanjung untuk Zona 9. 


Regional 3 Kalimantan juga memiliki proyek strategis yaitu Crown Jewel Mahakam dan revitalisasi aset eksisting untuk menjaga kesinambungan bisnis dan operasi serta memonetisasi cadangan WK Mahakam di Zona 8 dan WK Sanga Sanga Zona 9 melalui manajemen produksi baseline serta melaksanakan proyek-proyek pengembangan baru (Optimasi Pengembangan Lapangan-Lapangan/OPLL).

Sejauh ini, kinerja pada kuartal I/2022 untuk proyek IOR dan EOR berjalan baik dengan realisasi sebesar 2,29 mboepd.

Hingga kuartal I/2022 PHI juga mencatatkan produksi minyak di kisaran 57.920 bopd dan lifting mencapai 56.360 bopd. Sementara itu, untuk produksi gas yang selama ini menjadi andalan di area Kalimantan Timur berada di atas target, yakni mencapai 646,88 MMscfd dan lifting 601,89 MMscfd.

Baca juga: Proyek Migas Mulai 'Ngegas'

Sementara itu, untuk eksplorasi sudah ada satu sumur yang berjalan dan 29 sumur eksploitasi yang sudah berproduksi.

Untuk menambah cadangan, perusahaan sudah berhasil melakukan pemboran di sumur eksplorasi Manpatu 1-X di Wilayah Kerja South Mahakam lepas pantai Kalimantan Timur yang dioperasikan oleh PT Pertamina Hulu Mahakam, salah satu anak perusahaan PHI. 

Dari pengeboran tersebut didapatkan dua lapisan yang pertama mengandung gas 15 MMscfd dengan potensi 120 MMscfd, sedangkan lapisan kedua mengandung gas 16,6 MMscfd dan potensi maksimal 218 MMscfd sehingga memberikan harapan baru di daerah Kalimantan Timur.

“Temuan sumber daya migas baru ini sesuai dengan komitmen kami dalam mendukung pencapaian target produksi 1 juta barel minyak dan 12 miliar standar kaki kubik gas per hari pada 2030,” kata Arief. 

Terkait dengan upaya efisiensi, PHI melakukannya di segala lini termasuk melalui borderless operation dengan pemakaian bersama sumber daya manusia dan fasilitas yang ada, sehingga pada periode kuartal I/2022 sudah melampaui target Optimus dengan efisiensi sebesar US$7,4 juta atau sekitar Rp106 miliar. Sepanjang 2021, PHI juga berkontribusi sekitar 14 persen—26 persen terhadap produksi migas Pertamina. 

Secara keseluruhan, PT Pertamina Hulu Energi (PHE) sebagai Subholding Upstream Pertamina, terus berupaya meningkatkan kinerja untuk mendukung ketahanan energi nasional. 

Baca juga: Menanti Jalan Tengah Mekanisme Subsidi BBM

Dengan wilayah kerja yang tersebar di seluruh penjuru Nusantara dan mancanegara, PHE berhasil menorehkan angka kumulatif produksi domestik dan luar negeri pada kuartal I/2022 sebesar 523 ribu barel minyak per hari (mbopd) untuk minyak serta 2.612 MMscfd untuk gas. PHE juga telah menyelesaikan pemboran 144 sumur pengembangan sebanyak 144 sumur dan dua sumur eksplorasi. 


Direktur Pengembangan & Produksi PHE Wiko Migantoro mengungkapkan bahwa pencapaian Subholding Upstream Pertamina tidak lepas dari kolaborasi, sinergi, dan dukungan seluruh pemangku kepentingan. “Saat ini produksi gas terbesar berasal dari PT Pertamina Hulu Mahakam [PHM] dan produksi minyak terbesar berasal dari PT Pertamina Hulu Rokan [PHR],” katanya.

Pada tahun 2022, upaya untuk Optimasi Biaya dan Pertumbuhan Pendapatan terus dilakukan dengan target sebesar US$160 juta, sedangkan hingga Maret 2022 optimasi biaya tercata sebesar US$33,3 juta.

Sementara itu dalam aspek pemenuhan peraturan yang berlaku, Subholding Upstream selalu berkomitmen menerapkan implementasi Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) yang mendukung program pemerintah dalam rangka meningkatkan kapasitas nasional kapasitas nasional dan multiplier effect bagi keseluruhan industri dalam negeri.

Hingga kuartal I/2022, Subholding Upstream Pertamina berhasil mencatatkan capaian TKDN hingga 50, 41 persen, yang diperoleh dari kegiatan pengadaan di seluruh lingkungan Subholding Upstream dengan TKDN Barang sebesar 28,97 persen dan TKDN Jasa sebesar 80,51 persen.

Editor: Ibeth Nurbaiti
Anda belum memiliki akses untuk melihat konten

Untuk melanjutkannya, silahkan Login Di Sini