MOPU Solusi Praktis Meningkatkan Produktivitas Migas Lepas Pantai

Oleh: Dr. Dayan Hakim*

PASAR rig lepas pantai global akhirnya mulai bangkit dari keterpurukan akibat penurunan harga minyak terakhir dan dapat diperkirakan akan melihat beberapa metrik utama meningkat pada tahun 2025. Pasar rig lepas pantai global meningkat dengan ketat pada tahun 2024, dengan sektor ini diprediksi mencapai utilisasi yang dipasarkan setinggi 96 persen menurut analisis dari Westwood Global Energy Group.

Analisis dari Westwood Global Energy Group memprediksi prospek keseluruhan untuk pasar rig lepas pantai akan tetap “sangat optimis”, dengan ketersediaan yang lebih banyak dalam paruh pertama tahun 2024. Bahkan dengan ketersediaan yang lebih tinggi yang diharapkan, Westwood mengatakan peningkatan permintaan yang diantisipasi akan menyebabkan utilisasi yang dipasarkan tinggi yang mengakibatkan terbatasnya pilihan rig untuk transaksi baru.

Hal ini dapat menyebabkan lebih banyak aktivitas sublet serta potensi penundaan kampanye yang direncanakan jika rig tambahan tidak ditambahkan ke pasokan aktif, kata Westwood.

Pemerintah dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) tahun 2024 telah menargetkan lifting migas 635.000 barel per hari (BPOD) dan lifting gas bumi sebagai sebesar 1,33 juta barel oil equivalent per hari.

“Realisasi lifting minyak bumi sampai dengan Maret 2024 sebesar 567.000 barel per hari atau mencapai 89,4 persen dari target APBN lifting gas bumi mencapai 885,46.000 barel oil equivalent per hari atau setara dengan 85,7 persen dari target APBN,” demikian disampaikan Pelaksana Tugas (Plt) Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi (Migas) Dadan Kusdiana pada Rapat Dengar Pendapat dengan Komisi VII DPR RI, Rabu, 29 Mei 2024 di Jakarta.

Dadan juga melaporkan target lifting migas untuk 2025 Migas, dengan rincian lifting minyak bumi sebesar 635.000 barel per hari dan lifting gas bumi sebagai sebesar 1,33 juta barel oil equivalent per hari.

Pencapaian target lifting minyak dan gas bumi memerlukan upaya yang ekstra mengingat banyaknya sumur-sumur produksi sudah tua dan mengalami penurunan masa produksi. Pemerintah mengupayakan peningkatan produksi dengan strategi dan upaya produksi lifting Migas nasional beberapa antara lain yang pertama adalah improving existing value melalui peningkatan kegiatan pengeboran pengembangan workover dan juga well services serta melakukan reaktivasi dari sumur-sumur idle.

Upaya lainya adalah transformasi dari dari sumber daya menjadi cadangan dari cadangan menjadi produksi melalui proses-proses pod serta percepatan-percepatan onstream dari proyek-proyek hulu migas dengan pemanfaatan teknologi-teknologi baru antara lain melalui enhanced Oil Recovery (EOR) dan waterflood melalui proyek percepatan proyek IOR seperti yang ada di Minas.

Melihat prospek pasar migas yang ada maka banyak rig lepas Pantai yang akan meningkatkan produksinya dalam upaya menambah ke pasokan aktif. Meski demikian, banyak kesulitan yang dialami rig lepas Pantai karena posisi di tengah lautan sementara Cadangan migas yang ada mungkin tidak sebanding dengan nilai investasi yang akan ditanamkan.

Sebagai contoh Duyung PSC berada di Provinsi Kepulauan Riau, perairan Indonesia di wilayah Natuna Barat. PSC terletak sekitar 100 km di utara Pulau Matak dan sekitar 400 km di timur laut Singapura.

PSC diberikan pada tahun 2007, awalnya meliputi area seluas 4641 km2. Setelah memenuhi semua pelepasan dan komitmen program kerja, PSC saat ini mencakup area akhir seluas 927 km2. Pada awal tahun 2019, mitra usaha patungan Duyung menandatangani Kontrak Bagi Hasil Duyung yang direvisi dengan Pemerintah Indonesia yang sekarang berlaku hingga 16 Januari 2037.

PSC dipegang oleh West Natuna Exploration Limited (WNEL) (76,5 persen, Operator), Coro Energy Plc (15%) dan Empyrean Energy Plc (8,5 persen). WNEL adalah entitas yang 100 persen dimiliki oleh Conrad Energy Asia. Dalam melakukan aktivitas di lapangan PSC selalu berkoordinasi dengan Conradi Energy Asia.

Lapangan Gas Mako terletak di dalam PSC Duyung, di kedalaman air 93m di perairan Indonesia di Laut Natuna. Struktur Mako adalah penutup kemiringan empat arah dengan relief rendah di bagian timur Duyung PSC. Pasir Intra Muda dari Formasi Muda (Akhir Miosen – Awal Pliosen) menampung akumulasi gas kering yang sebagian besar metana. Strukturnya memanjang dari arah NE-SW dan panjangnya sekitar 35 km dan lebar 15 km, dengan luas sekitar 340 km2 dan mengandung P50 (2P) GIIP sebesar 548 BCF gas (100 persen, di atas kontak gas dan air).

Pasir Intra Muda yang bermuatan gas ditemukan di beberapa sumur di atas struktur yang luas tersebut. WNEL mengebor sumur Mako South-1 pada tahun 2017 dan menetapkan konsep permainan. Selanjutnya, dua sumur penilaian (Tambak-1 dan Tambak-2) dibor pada tahun 2019. Sumur-sumur tersebut mengonfirmasi keberadaan pasir bermuatan gas berkualitas sangat baik (porositas 20 persen+, permeabilitas multi-Darcy) di atas struktur dan baik Kontak Gas Air saat ini maupun zona paleo-gas di bawahnya. Gas Mako dipastikan sebagai metana yang hampir murni dengan kontaminan inert dan merkuri yang dapat diabaikan.

Beberapa konsep pengembangan diidentifikasi dan dipelajari selama Tahap Pemilihan dengan konsep akhir yang dipilih meliputi antara lain 1) Instalasi MOPU dengan kapasitas pemrosesan gas nominal 150 mmscfd dan meliputi kompresi, pengolahan dan dehidrasi gas, pengukuran penyimpanan dan utilitas yang diperlukan untuk mendukung ekspor gas berkualitas penjualan; 2) Terdapat dua (2) sumur minyak kering dan enam (6) sumur bawah laut yang dibor selama 2 fase pengeboran; 3) Rangka Penopang Konduktor (CSF) yang menyediakan titik penerima untuk sistem bawah laut dan mendukung sumur minyak kering; 4) 2 x sistem aliran bawah laut dan umbilikal yang menghubungkan sumur bawah laut ke CSF/MOPU; 5) Instalasi Pipa ekspor gas sepanjang 60 km x 18” dengan tie-in di KF PLEM di PSC Kakap sebagai titik koneksi ke Sistem Transportasi Natuna Barat (“WNTS”); serta 6) Instalasi Sumur, peralatan bawah laut, dan jaringan pipa ekspor akan dimiliki oleh Duyung PSC Joint Venture sementara MOPU akan disewa dan dioperasikan oleh Kontraktor MOPU.

Fasilitas produksi awal, sementara, dan interim dapat memberi operator kemampuan untuk mempercepat minyak atau gas pertama pada pengembangan lapangan baru atau marjinal. Untuk lapangan marjinal, MOPU dapat memberikan solusi fleksibel jika umur lapangan tidak diketahui atau tidak membenarkan platform permanen. Atau, hal ini memungkinkan perusahaan untuk memonetisasi aset sebelum pengembangan lapangan lengkap, termasuk saat fasilitas produksi permanen sedang dibangun.

Salah satu opsi yang saat ini sedang dievaluasi untuk mengembangkan lapangan baru ini adalah dengan menggunakan fasilitas Mobile Offshore Production Unit (MOPU) yang disewa berdasarkan kontrak sewa. MOPU akan dianeksasi ke struktur pendukung kepala sumur (oleh pihak lain) dan akan memiliki fasilitas pemrosesan gas seperti pemisahan, kompresi, dehidrasi, pembuangan H2S, pembuangan merkuri, stabilisasi kondensat, penyimpanan kondensat, pengolahan air terproduksi dan pengukuran (penitipan) untuk ekspor serta utilitas dan fasilitas proses lainnya untuk operasi berawak.
MOPU adalah struktur portabel dan dapat digunakan kembali untuk memproduksi minyak dan gas lepas pantai. MOPU adalah solusi yang efisien, layak, dan murah untuk mengeksplorasi ladang baru atau marjinal.

MOPU dapat dipindahkan dari satu lokasi ke lokasi lain. Serupa dengan MOPU meliputi Kapal FPSO (Floating Production Storage and Offloading), FPU (Floating Production Unit), Unit produksi semi-submersible, dan Unit produksi jack up.

Klasifikasi MOPU mencakup semua jenis kapal FPSO, serta platform spar dan tension leg, jack-up, unit produksi semi-submersible, dan Floating Production Unit.

Kapal Floating Production, Storage, and Offloading (FPSO) adalah kapal yang digunakan untuk memproses dan menyimpan minyak dan gas. Kapal ini merupakan platform bergerak, tetapi tidak seperti beberapa MOPU lainnya, biasanya ditempatkan di dalam tanker. Hal ini membuatnya sangat cocok untuk memanfaatkan ladang dengan harapan hidup yang lebih pendek, dan untuk berpindah-pindah di antara lokasi yang lebih kecil. FPSO sering ditambatkan dengan menggunakan tambatan sentral atau tersebar – jalur tambatan tunggal atau ganda – dan dapat beroperasi di kedalaman berapa pun, termasuk perairan sangat dalam (3 km+). Meskipun bukan FPSO secara khusus, kapal-kapal serupa mencakup FSO (penyimpanan dan pembongkaran), FPS (produksi), FSU (penyimpanan), FLNG (bahan bakar LNG), FSRU (regasifikasi), dan FDPSO (pengeboran, produksi, penyimpanan, dan pembongkaran). FPSO berbeda dari MOPU atau MODU karena FPSO mengapung sementara MOPU atau MODU adalah jack-up.

Meskipun lebih umum sebagai MODU (Mobile Offshore Drilling Units), rig jack-up juga merupakan jenis MOPU. Ini menyediakan sumber produksi air dangkal yang bergerak dan stabil.

Dalam hal ini MOPU memiliki kelebihan antara lain Jack-up dapat memiliki kaki rangka terbuka atau kaki kolom – yang terakhir lebih murah untuk diproduksi, tetapi kurang stabil. Oleh karena itu, jack-up berkaki kolom hanya digunakan pada kedalaman kurang dari sekitar 75m. Selain itu Jack-up dapat dipindahkan, dipasang kembali, dan dipersiapkan dengan baik untuk produksi jauh lebih cepat daripada struktur khusus lokasi, dan sering kali diubah dari kapal yang lebih tua.

Platform semi-submersible adalah MOPU terapung yang paling stabil, dan memiliki lambung yang sebagian terendam saat berada di posisinya. Ada dua jenis utama: botol – terdiri dari lambung berbentuk botol yang terendam hingga ke dasar laut, dan kolom – terdiri dari dua lambung kolom horizontal yang hanya terendam beberapa meter di bawah garis air, dan kemudian ditambatkan ke dasar laut dengan tali tambat. Jenis yang terakhir lebih stabil, dan merupakan perkembangan yang lebih baru.

Keunggulan MOPU dibandingkan dengan unit produksi lainnya adalah Untuk semakin banyak aplikasi, perusahaan minyak mempertimbangkan penggunaan unit produksi lepas pantai bergerak (MOPU), terutama jack-up, sebagai pengganti platform konvensional. Berbagai pertimbangan ekonomi biasanya ikut berperan dalam pengambilan keputusan tersebut.

Tiga hal ekonomi utama biasanya dipertimbangkan dalam proses pengambilan keputusan: jadwal, biaya, dan risiko. Jika dibandingkan dengan pengembangan lepas pantai konvensional, MOPU telah menunjukkan potensi keuntungan ekonomi di masing-masing area ini.

Terkait jadwal, jack-up yang tersedia umumnya dapat dipasang untuk produksi dan diarahkan ke lokasinya dalam waktu yang lebih singkat daripada yang dibutuhkan untuk membangun struktur dan fasilitas khusus lokasi konvensional. Kondisi pasar konstruksi sering kali menentukan bahwa lebih murah untuk memasang kembali jack-up yang sudah ada daripada membangun dan memasang platform konvensional.

Fakta bahwa jack-up dapat dengan mudah dipindahkan ke lokasi lain atau dipasang kembali untuk tujuan lain meminimalkan risiko finansial dan pasar dalam menggunakannya untuk reservoir marjinal atau aplikasi lain dengan tingkat ketidakpastian yang tinggi.

Di Indonesia, hanya ada dua Produksi lepas pantai yang menggunakan fasilitas MOPU. Salah satu fasilitas MOPU yang digunakan oleh Husky-CNOOC Madura Limited (HCML) adalah pengembangan cadangan gas lapangan MAC di Blok Madura Strait untuk penjualan gas kepada pembeli di Pulau Jawa. Lapangan ini terletak di lepas pantai Selat Madura, Jawa Timur, sekitar 120 km sebelah timur Surabaya dan sekitar 25 km sebelah tenggara Pulau Madura

Rencana pengembangan ladang gas MAC melibatkan pengeboran dan penyelesaian tiga sumur pada kedalaman air sekitar 230 kaki, pemasangan platform kepala sumur fasilitas minimum (WHP) dan Unit Produksi Lepas Pantai Bergerak (MOPU), dan pemasangan jaringan pipa ekspor 10” sepanjang sekitar 7 km yang akan dihubungkan ke jaringan pipa EJGP 28” yang ada di bawah laut. Fasilitas produksi MAC dengan kapasitas desain 60 MMSCFD untuk mengakomodasi laju plateau 54 MMSCFD dari sumur ladang MAC yang akan dipertahankan selama 5 tahun.

WHP MAC adalah platform kepala sumur tak berawak dengan fasilitas minimum 3 kaki dengan 5 slot sumur (3 slot untuk saat ini, 2 slot untuk cadangan). Saluran gas dari setiap sumur diarahkan langsung dengan menggunakan saluran jumper fleksibel ke MOPU. MOPU MAC akan terdiri dari fasilitas pengolahan gas, kompresi, dehidrasi, dan pengendalian titik embun yang akan dirancang untuk memastikan kualitas gas penjualan agar memenuhi spesifikasi jaringan pipa EJGP. Fasilitas MOPU lainnya adalah Maleo Producer MOPU yang awalnya dimiliki oleh Global Process System Dubai diubah dari jack up drilling menjadi Maleo Mobile Production Unit dan disewa oleh Santos (Madura) dari PT Radiant Utama Interinsco (PT RUI). Sejak tahun 2006 GPS dan RUI telah mengoperasikannya di lapangan Maleo untuk memproduksi gas 110 MMscfd yang dipasok ke Indonesia Power di Surabaya.

Maleo Producer merupakan bekas rig pengeboran yang diubah menjadi anjungan produksi gas yang terletak di lapangan Maleo pada kedalaman air 57 m di Laut Madura, Jawa Timur, Indonesia. Sementara rig apung digolongkan berdasarkan aturan MODU, namun di lokasi tersebut digolongkan sebagai +A1 Instalasi Lepas Pantai-produksi hidrokarbon.

Lapangan Maleo yang terletak di wilayah Kabupaten Sumenep menghasilkan rata-rata 120 juta kaki kubik gas per hari (mmscfd). Gas tersebut disalurkan ke Perusahaan Gas Negara (PGN) untuk digunakan oleh berbagai industri di Jawa Timur.

Lapangan gas lepas pantai di Indonesia yang akan membutuhkan fasilitas MOPU meliputi Kris Energy – Tuban Jawa Timur, Blok Bintuni-Papua, Blok Mahakam Delta – Kalimantan Timur, dan satu lagi Blok East Natuna. Ini merupakan peluang lain untuk menggunakan MOPU sebagai unit produksi.

Diketahui hingga 8 Oktober 2024, produksi minyak bumi Indonesia mencapai 563.485 barel per hari (bph). Angka ini lebih rendah dari target APBN 2024 sebesar 635.000 bph. Sementara itu, produksi gas bumi Indonesia tercatat sebesar 6.930 million standard cubic feet per day (MMSCFD), melampaui target tahun ini sebesar 5.785 MMSCFD.

Indonesia menetapkan target ambisius untuk mencapai produksi minyak 1 juta barel per hari dan produksi gas bumi hingga 12 miliar kaki kubik (BCF) pada 2030. Kini, konsumsi minyak Indonesia mencapai sekitar 1,6 juta barel per hari (BOPD). Sedangkan, produksi minyak dalam negeri masih jauh di bawah angka tersebut. Dengan menggunakan MOPU dalam teknologi rig lepas Pantai diharapkan dapat meningkatkan produktivitas Migas lepas Pantai. []

*Penulis adalah dosen Universitas Jayabaya dan praktisi logistik