Pengembangan Lapangan Minyak & Gas

Pengembangan suatu lapangan minyak dan gas bumi ditandai dengan aktivitas konstruksi fasilitas produksi, hal ini memberikan kesan bahwa proses pengembangan hanya memerlukan waktu yang singkat sesuai dengan pembangunan fisik fasilitas tersebut. Tulisan ini memberikan perspektif lain dari pengembangan suatu lapangan minyak/gas dengan menarik waktu lebih awal yang dimulai mulai dari tahap eksplorasi, appraisal, development, sampai produksi.

Gambar 1. Tahap Pengembangan Lapangan Minyak dan Gas

Proses pengembangan suatu lapangan minyak dan gas (field development) memerlukan waktu yang cukup lama, bertahun-tahun bahkan bisa lebih dari satu dekade. Proses perencanaan ini disusun secara sistematis dan komprehensif melalui proses yang terstruktur meliputi evaluasi, pembuatan rencana, penentuan strategi, dan eksekusinya. Studi yang komprehensif harus dilakukan sehingga dapat memformulasikan konsep pengembangan yang layak secara teknis dan kompetitif secara ekonomis.

Tujuan utama suatu pengembangan pada umumnya adalah memaksimalkan value investasi yang dilakukan oleh stake holder yang dapat dijabarkan dalam parameter ekonomi misalnya NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), UPC (Unit Production Cost), UDC (Unit Development Cost), PIR (Profit Investment Ratio), dll.

Gambar 2. Indikator Keekonomian suatu proyek

Proses ini dilakukan secara bertahap dan terdokumentasi sehingga dapat dilakukan jejak audit dalam pengambilan keputusan, mulai dari persetujuan/ izin dari Decision Maker atau para Stake Holder pada tiap akhir dari suatu tahap development. Sebagai contoh persetujuan G1 (gate reiew 1) diperlukan diakhir tahap Initiation (FEL1) sebagai syarat untuk melanjutkan ke tahap Scope Selection (FEL2), dst.

Gambar 3. Gate review & approval

Dalam prosesnya, pengembangan lapangan ini memerlukan perencanaan yang matang dengan mempertimbangkan faktor teknis, ekonomi, dan resiko. Pengembangan tersebut harus dilakukan dengan tepat dengan memahami kompleksitas reservoir, pemilihan konsep dan evakuasi produk minyak/ gas yang sesuai dengan kondisi pasar dan rencana bisnis, strategi untuk meminimalkan permasalahan saat operasi (penurunan tekanan sumur, flow assurance, masalah korosi, dll).

Pada umumnya tahapan field development dapat dibagi menjadi beberapa bagian sebagai berikut:

  1. Akuisisi

Jika perusahaan minyak beroperasi sebagai “Kontraktor Kontrak Kerja Sama (K3S) atau Production Sharing Contract (PSC)” di suatu negara, maka perusahaan minyak tersebut harus mendapatkan hak pengelolaan lapangan. Hal ini bisa dilakukan dengan mengikuti tender blok, menjadi partner strategis perusahaan lain, ataupun undangan dari perusahaan minyak nasional – (National Oil Company – NOC) di negara tersebut.

2. Eksplorasi

Tahap eksplorasi dimulai oleh Petroleum Geologist dan Geophysicist untuk mencari deposit minyak & gas (hidrokarbon) di bawah permukaan bumi. Kegiatan ini bermula dengan analisis data dan investigasi on-site oleh Geologist dan pengumpulan data-data subsurface melalui gravity survey dan magnetic survey dilanjutkan dengan seismic survey. Hasil dari seismic survey bisa berupa model dua atau tiga dimensi, yang kemudian dapat digunakan untuk mengidentifikasi lokasi reservoir yang potensial (prospect).

Gambar 4. Sesimic Survey

Meskipun hasil analisis geologis dan survei geofisika menyimpulkan adanya indikasi minyak dan gas, prospek tersebut harus dikonfirmasi dengan pengeboran sumur eksplorasi.

Pengeboran sumur eksplorasi selain bertujuan untuk memvalidasi konsep yang dihasilkan dari studi awal, juga bertujuan sebagai berikut:

  • mendapatkan data-data untuk menentukan sifat dari lapisan geologi dan fluida yang terdapat dalam batuan.
  • memperoleh data awal terkait dengan data pressure, temperature, permeabilitas, productivity, dll.
  • menentukan apakah sumur perlu di-abandon atau diteruskan dengan pengeboran sumur lainnya untuk mendapatkan data tambahan sebagai pendukung terhadap keputusan akhir.

Pada pengeboran ini akan dikumpulkan sampel inti batuan di area pengeboran untuk analisis lanjutan apakah minyak dan gas benar-benar terdapat pada lokasi tersebut, kedalaman reservoir, oil rate (bopd), GOR – gas oil ratio (scf/bbl), water cut (%), reservoir pressure dan temperature.

Kegiatan eksplorasi merupakan tahap yang penuh resiko karena memerlukan dana yang sangat besar dan waktu lama yang kadangkala berakhir tanpa ditemukannya cadangan hidrokarbon atau meskipun ditemukan namun jumlahnya tidak ekonomis. Biayanya sangat bervariasi tergantung lokasi dan kedalaman target reservoir, biaya pengeboran di laut dangkal bisa berkisar antara USD 10-30 juta, laut dalam USD 100 juta, dan onshore minimal USD 100 ribu. Adapun durasi untuk tahap ini berlangsung antara 2-5 tahun. Jika cadangan yang ditemukan tidak memenuhi ekspektasi standar profitability maka proyek dapat dihentikan sebelum investasi lebih jauh.

3. Appraisal

Jika hasil sumur eksplorasi menunjukkan hasil yang positif, maka dilanjutkan dengan pengeboran sumur appraisal. Tujuannya adalah untuk mengurangi tingkat resiko dan uncertainty terkait dengan ukuran lapangan minyak & gas dengan mengumpulkan lebih banyak data dan sample reservoir. Penambahan survei sesimik kadang diperlukan untuk mendapatkan citra reservoir yang lebih baik. Data tambahan dari survey seismic dan sumur akan membantu memahami kondisi reservoir lebih mendalam misalnya karakteristik batuan formasi patahan, batas reservoir dan volume suatu reservoir, penentuan potensi produksi, dll.

4. Pengembangan

4.1 Pre-Development

  • Pada tahap ini, Geologist dan Geophysicist akan melakukan studi model static berdasarkan data seismic, geological dan data petrofisika yang dieroleh dari tahap eksplorasi dan appraisal. Studi ini bertujuan untuk menentukan volume minyak, gas, dan air dalam reservoir.                                                 Gambar 5. Structure Map
  • Hasil static model kemudian diberikan kepada reservoir engineer untuk melakukan studi model dinamik. Data dynamic rock dan fluid properties akan digunakan bersama-sama dengan static model untuk melakukan konversi dari static model menjadi dynamic model. Pada tahap ini dihitung kembali volume in-place dan dibandingkan kembali dengan volume yang diperkirakan dari hasil model static. Selanjutnya simulasi reservoir digunakan untuk membuat production profile yaitu prediksi minyak gas, dan air dari tahun ke tahun mulai dari tahun 0 sampai dengan end of production.
  • Pada tahap ini dilakukan perumusan development plan menggunakan data reservoir kritikal yang berpengaruh terhadap disain surface facility, yaitu:
    • Reservoir stratigraphic map diperlukan untuk menentukan berapa jumlah drilling center (platform) untuk mengakses reservoir. 
    • Volume reservoir (GIIP Gas Initially In Place atau STOIP Stock-tank Oil Initially In Place) diperlukan untuk mengetahui kategori reserve apakah short term atau long term production. Hal ini berpengaruh terhadap jenis facility apakah akan dibangun sebagai stand-alone facility (long term) atau tie-in ke existing facility (short term).
    • Profile pressure (BHP – bottom hole pressure, FTHP – flowing tubing head pressure) dan temperature (BHT – bottom hole temperature, FTHT – flowing tubing head temperature) di reservoir diperlukan untuk menentukan material class rating perlatan atau perpipaan di topside facility.
    • Komposisi fluida reservoir, kontaminan, CGR – condensate gas ratio, WGR – water gas ratio, GOR – gas oil ratio, wax properties untuk menentukan jenis peralatan yang diperlukan untuk menangani hidrokarbon misalnya separator, compressor, dehydration, corrosion inhibitor, acid gas removal, dew point system, pemilihan material, dll.
    • Integrity dari reservoir (heterogeneity, homogeneity, compartmentalized), jika reservoir mempunyai banyak kompartment maka diperlukan banyak sumur untuk mengekstrak sejumlah volume hidrokarbon sehingga dapat ditentukan berapa jumlah optimum sumur yang perlu dibor.
    • Kedalaman laut akan menentukan tipe sumur apakah dry tree atau wet tree (subsea), tipe drilling rig (jack-up,submersible, TAD).
    • Production profile menentukan kapasitas disain dari suatu processing facility yang berpengatuh terhadap ukuran dari platform (topside weight dan jenis jacket monopod, tripod, four leg, six leg, eight leg, dll) dan pipa in-field atau ekspor.  Gambar 6. Production Forecast
    • Rencana pengembangan ditentukan diantaranya yang terkait dengan tahap-tahap pengembangan untuk reservoir yang besar dan kompleks, jumlah sumur yang akan dibor, tipe sumur vertical/ horizontal/inclined, profil tekanan dan temperature, metode untuk pressure maintenance (water / gas injection), tipe komplesi sumur (single atau dual), mekanisme lifting (ESP, gas lift, progressing cavity pump).
  • Facility Engineer akan merumuskan konsep fasilitas produksi dan opsi-opsi aternatif dalam pengembangan lapangan tersebut. Studi concept select dan conceptual engineering dilakukan untuk mengevaluasi masing-masing opsi dari segi teknis & keekonomian (techno-economical analysis) termasuk aspek operability dan safety sehingga dapat dipilih opsi terbaik yang akan dibawa ke tahap selanjutnya.  

 

 

  • Pada tahap ini sudah dapat diidentifikasi peralatan processing agar memenuhi spesifikasi gas/minyak & pemisahan kontaminan (pemisahan, water deoiling, oil degassing & dewatering, dehydration, gas dew point, acid gas removal, compression), kebutuhan utilitas termasuk power generation, jalur evakuasi produk minyak dan gas sesuai dengan potential market.

                                                      Gambar 7. Flow Diagram

  • Pada akhir tahap ini akan disusun PoD (Plan of Development) yaitu rencana pengembangan suatu lapangan minyak dan gas secara terpadu untuk memproduksikan suatu cadangan hidrokarbon. PoD mencakup pembahasan tentang geological findings dan reviews, reservoir descriptions, estimasi reserve dan prediksi production profile, rencana pengeboran dan komplesi, konsep production facilities, skenario pengembangan, penjelasan tentang aspek HSE (Health Safety Environment) dan CSR (Corporate Social Responsibility), rencana abandonment dan site restoration, tata waktu proyek dan tata organisasi, local content, dan dibagian akhir ditunjukkan perhitungan ekonomis dan aspek komerial selanjutnya ditutup dengan kesimpulan. POD ini harus mendapat persetujuan dari local authority.
  • Tahap selanjutya adalah studi FEED (Front End Engineering Design) yaitu basic engineering yang dilakukan setelah studi konseptual untuk mendefinisikan konsep fasilitas terpilih dalam bentuk project requirement atau Basis of Design. Output FEED digunakansebagai basis untuk menyusun dokumen tender EPC, estimasi biaya EPC untuk pembiayaan proyek, dan project execution plan untuk tahap EPC. Pada akhir tahap ini diharapkan FID (final investment decision) disetujui oleh Board dan Komite Ekskutif. Project milestone ini ditandai dengan project sanction yaitu persetujuan pembiayaan tahap eksekusi (EPC) sehingga kontrak pembelian peralatan dapat dilakukan berikut dengan kegiatan detail engineering, procurement dan konstruksi.
  • Tipikal durasi untuk tahap ini berlangsung antara 2-5 tahun.

4.2 Development

  • Tahap terakhir yaitu EPC (Engineering, Procurement, Construction) yaitu tahap eksekusi proyek yang dilakukan oleh kontraktor terpilih yang meliputi pekerjaan detail engineering, pengadaan peralatan dan material, dan konstruksi yang pelaksanaannya sesuai dengan waktu dan budget yang telah disepakati. Bergantung kepada jenis dan lingkup-nya, terdapat beberapa penambahan aktivitas yaitu I (Installation) untuk proyek offshore yang mencakup transportasi jacket dan topside dari fabrication yard ke lapangan offshore dan pemasangan fasilitas di lapangan, Com (Commissioning) yaitu melakukan test dan menjalankan setiap peralatan/system untuk memastikan bahwa system tersebut bekerja dengan baik sesuai disain dan melakukan koreksi untuk setiap masalah yang terjadi sebelum dilakukan tahap akhir yaitu Start-Up.

  • Adapun kegiatan drilling dapat dilakukan sebelum (pre-drill) atau setelah fasilitas terpasang sesuai dengan tata waktu yang telah direncanakan dan karakteristik proyek misalnya onshore/ offshore, infield drilling, dry tree/ wet tree, dll.
  • Tipikal durasi untuk tahap ini berlangsung antara 6-12 bulan untuk tender + evaluasi dan berlanjut 1-5 tahun eksekusi.

Add a Comment

Your email address will not be published. Required fields are marked *

error: Content is protected !!