Kita bisa membayangkan binatang Kanguru bukan? Hewan yang tangguh dan memiliki lompatan jauh dengan kantong khusus untuk menggendong anak. Ya, area operasi onshore zona Rokan Pertamina Hulu Rokan bentuknya seperti kanguru.
Laporan HENNY ELYATI, Pekanbaru
BENTUKAN itu itu persis seperti kanguru dengan bentangan daerah operasi seluas 6.200 kilometer persegi yang mencakup tujuh kabupaten/kota di Provinsi Riau yakni Rokan Hulu, Kampar, Rokan Hilir, Siak, Pekanbaru, Bengkalis dan Dumai.
Zona Rokan merupakan operasi onshore terbesar di Indonesia, terdapat kegiatan injeksi uap terbesar di dunia dan injeksi air terbesar di Asia Tenggara yang memiliki dua jenis minyak mentah yakni Sumatera Light Crude dan Duri Crude.
‘’Untuk menopang operasi, terdapat 35 stasiun pengumpul, 13.200 kilometer jaringan pipa alir dan 500 kilometer jaringan shipping line,’’ ujar General Manager Zona Rokan PT Pertamina Hulu Rokan Andre Wijanarko saat memberikan paparan terkait Zona Rokan PHR di Journey Room PHR, Camp Rumbai, Rabu (24/9/2025).
Secara garis besar, sistem produksi Zona Rokan berawal dari proses penaikan minyak bumi dari pompa angguk di lapangan minyak yang diteruskan ke stasiun pengolahan dan pengumpul. Dari sini, minyak mentah disimpan di tangki pengelolaan yang selanjutnya dimuat ke kapal tanker untuk dikirim ke kilang minyak di Balongan, Jawa Barat dan Cilacap, Jawa Tengah.
Berdasarkan data yang diperoleh Riaupos.co, saat ini seluruh kegiatan perusahaan didukung 28 rig pemboran dan 57 rig workover well service (WOWS) yang berfungsi memperbaiki, memelihara dan meningkatkan produski sumur yang sudah tua dengan tujuan menyelesaikan program development dan base bussiness perusahaan. Jumlah ini akan terus naik menjadi 62 rig tahun ini.
Setiap tahun ada sekitar 500 sumur pengembangan dan eksplorasi dibuat. Dari 500 sumur ini, sekitar 150 sumur baru berada di Lapangan Duri dan 350 sumur berada di lapangan Minas, Bangko, Balam, Kota Batak, Rangau dan Petapahan.
‘’Hingga saat ini, PHR sudah mengoptimalkan 1.300 sumur migas. Rata-rata minyak yang berhasil diangkat dari perut bumi sekitar 152 ribu barel per hari atau sekitar 25 persen dari total lifting minyak nasional, sedangkan gas per hari sekitar 33 juta standar kaki kubik,’’ jelasnya.
Diakui Andre, selama tiga tahun terakhir sejak alih kelola, PHR hanya mampu menahan laju penurunan produksi. Oleh karena itu PHR terus melakukan upaya agresif mencari sumur-sumur baru dan me-recovery sumur-sumur tua dengan inovasi teknologi agar produksi migas tetap tumbuh. ‘’Paling tidak stabil lah,’’ katanya optimis.
Senior Engineer Petroleum PHR Medika Wilza menjelaskan, minyak mentah yang diproduksi dari bawah tanah selanjutnya diolah dengan cara memisahkan liquid dan gas, kemudian dipisahkan lagi antara air dan minyak.
‘’Semua proses dilakukan di 34 stasiun pengumpul,’’ katanya.
Dalam operasi onshore ini, pipa angguk menjadi bagian vital dalam menyedot minyak. Sementara pipa salah satu fasilitas penting yang harus dijaga karena pendistribusian minyak, air dan gas melalui pipa. Fasilitas pipa ini tergolong risiko tinggi oleh karena itu di dalam operasi sesuai dengan aturan yang ada tidak diperbolehkan ada aktivitas atau pemukiman yang berada di sekitar jalur pipa lebih kurang radius 100 meter. ‘’Jaringan pipa kita sekitar 13.200 kilometer panjangnya,’’ katanya lagi.
Terapkan Inovasi Teknologi
Sesuai filosofi kanguru, seperti awal disampaikan operasi onshore berbentuk kanguru ini, lapangan Zona Rokan sejak berproduksi tahun 1952, dalam menjalankan bisnisnya PHR terus melakukan lompatan-lompatan besar dengan menerapkan inovasi teknologi.
Dalam mempertahankan dan meningkatkan produksi migas, PHR menerapkan teknologi beragam seperti enhanced oil recovery (EOR) untuk mengekstraksi minyak dari reservoir terutama sumur-sumur tua yang tidak memungkinkan diproduksi secara efisien dengan metode konvensional.
Pengembangan low quality reservoir untuk mengoptimalkan produksi hidrokarbon dengan sumur yang disesuaikan. Kemudian multistage fracturing untuk meningkatkan produksi dari reservoir yang sulit seperti bebatuan ketat dan serpih.
Dan teknologi yang paling canggih diterapkan di Lapangan Minas adalah metode Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR). Teknologi ini diterapkan di Lapangan Minas karena lapangan Minas sudah tua. Dimana di lapangan ini jumlah airnya lebih banyak daripada fluida (minyak, air, pasir dan gas) yang diekstraksi atau lebih dikenal dengan sebutan water cut.
‘’Dari 100 persen fluida yang diproduksi hanya 0,5 persen minyak, sisanya air sehingga produksi minyak semakin menurun,’’ ujar Senior Engineer Petroleum PHR Medika Wilza.
Untuk menerapkan CEOR ini, lanjut Medika, ada tiga jenis senyawa kimia yang dipakai yakni alkali, surfaktan dan polimer (ASP). Dimana alkali untuk mengubah sifat kebasahan reservoir agar minyak lebih mudah diangkat. Sedangkan surfaktan seperti sabun sehingga minyak yang menempel di pori-pori batuan bisa lepas. Sementara polimer bertugas meningkatkan kekentalan (viskositas) air agar lebih efektif mendorong minyak keluar dari pori-pori reservoir.
‘’Seperti mencuci piring yang banyak lemak menempel. Pakai sabun, lemak (minyak) dan kotoran lain yang menempel bisa luruh dan bersih. Begitu pula penggunaan CEOR ini dalam pemboran minyak di pori-pori reservoir,’’ jelasnya.
Selain di Lapangan Minas, PHR bersama PT Pertamina Lubricants (PTPL) sudah melakukan injeksi perdana surfaktan PHR24 untuk proyek Balam South Simple Surfactant Flood (SSF Stage-1) pada awal Juli lalu di sumur injeksi Balam South BL#353, Kecamatan Bangko, Kabupaten Rokan Hilir, Provinsi Riau.
Surfaktan PHR24 ini merupakan hasil pengembangan oleh perwira PHR yang telah melalui proses riset dan optimalisasi formula solusi CEOR yang efisien dan adaptif terhadap kondisi reservoir lokal.
Berbeda dengan penerapan teknologi di lapangan Duri karena minyak Duri merupakan minyak berat/kental sehingga untuk bisa mengambil minyak dari reservoir diterapkan teknologi steamflood (injeksi uap) untuk meningkatkan perolehan minyak. Proyek steamflood ini salah satu pengembangan terbesar di dunia dan injeksi air terbesar di Asia Tenggara mampu menghasilkan uap hingga 370 MBSWPD.
Minyak yang dihasilkan dari lapangan Duri merupakan minyak berat bersifat kental seperti lilin dan memiliki viskonitas atau hambatan aliran yang sangat tinggi sehingga sulit diekstraksi. Upaya yang dilakukan untuk mendorongnya ke permukaan memerlukan temperatur dan tekanan yang dihasilkan dari injeksi uap ke perut bumi.
Uap diinjeksikan di dekat dasar reservoir melalui sumur injeksi. Uap naik menuju bagian atas reservoir. Uap tersebut memindahkan panas ke minyak berat yang dingin, mengurangi viskositas dan membuatnya lebih mobile sehingga mengalir ke sumur produksi.
Saat minyak disedot ke permukaan bumi disebut fluida. Fluida terdiri dari minyak, air, pasir dan gas. Fluida dimasukkan ke fasilitas treatmen yang namanya central garthering station (CGS), semacam tempat pengumpul. Lalu di sana diolah untuk dipisahkan antara minyak, pasir, gas dan air. Setelah dipisah maka air lah yang menjadi bahan baku di steam station ini, fungsinya untuk mengubah fase air menjadi fase uap. Setelah menjadi uap kemudian diinjeksikan kembali ke perut bumi dengan tujuan utamanya adalah reservoir. Reservoir adalah bebatuan di kedalaman tanah yang memiliki sifat fisis tempat cadangan minyak tersimpan di lubang-lubang bebatuan. Untuk mengeluarkannya, uap yang dihasilkan steamflood station lalu diinjeksikan dengan tujuan mendorong minyak-minyak yang tersimpan/terperangkap dan membeku di reservoir naik ke permukaan.
Setelah pemisahan ada 36.000 barel air yang dihasilkan per hari atau setara 23 ton per jam.
Untuk memisahkan air, minyak dan pasir dibutuhkan waktu sekitar 6-8 jam. Sementara gas beracun yang dihasilkan dibakar agar racun terurai dan tidak berbahaya bagi manusia dan lingkungan. Untuk menghasilkan uap, PHR memiliki 54 mesin pembangkit uap (boiler) yakni 10 mesin dan 44 mesin dengan tingkat kepanasan mencapai 200-300 derajat celsius.
Komit Jaga Lingkungan
Dalam menjalankan bisnis, PHR tetap berkomitmen menjaga lingkungan. Apalagi banyak masyarakat beranggapan dengan disedotnya minyak dari perut bumi maka Riau akan amblas bahkan ada yang beranggapan air hasil pemboran yang dilakukan PHR berdampak pada lingkungan yang menyebabkan air warga sekitar daerah operasi berminyak dan berbau.
Namun hal ini dibantah PHR dengan memberikan edukasi bahwasanya metode CEOR yang dilakukan tetap memperhatikan keselamatan dan keamanan lingkungan.
Dijelaskan Medika Wilza, sumur minyak yang dioperasionalkan PHR ini berada di kedalaman lebih kurang 2.000 meter dari permukaan tanah. Sedangkan air yang biasa dipakai warga untuk kebutuhan sehari-hari berada di kedalaman sekitar 100-150 meter.
‘’Sumur produksi kita dilapisi besi dan disemen sehingga tidak ada celah kontak dengan air tanah yang digunakan masyarakat. Apalagi air yang keluar dari reservoir kualitasnya tidak layak konsumsi karena mengandung mineral dan minyak,’’ papar Medika.
Medika pun menjelaskan bagaimana proses CEOR dilakukan. Dimana bila ada sembilan juta fluida, maka terdapat berbagai proses yang dilakukan termasuk uji ke reservoir yang sebagian kecilnya sekitar 10 persen dibuang ke permukaan.
Pembuangan itu melibatkan fasilitas yang baik, yang menjamin bahwa baku mutu air yang dibuang ke permukaan itu lebih baik dari air yang ada di sungai.
Dalam kegiatannya, proyek CEOR harus memiliki dua komponen utama yang dibutuhkan yakni on plot facilities sebagai tempat pemisahan fluida hasil produksi (minyak, air dan bahan kimia), pencampuran bahan kimia serta utilitas pendukung. Komponen kedua yakni off plot facilities, sebagai jaringan pipa menuju sumur injeksi dan sumur produksi. Sementara sistem kerjanya, pada proyek awal di Lapangan Minas ada tiga sumur injektor dan sekitar 13 sumur produsen. Bahan kimia ASP dicampur di fasilitas on plot lalu dipompakan ke sumur injeksi untuk mendorong minyak keluar dari reservoir.
Langkah selanjutnya, papar Medika, fluida yang diproduksi dari sumur produsen dipisahkan di fasilitas permukaan. Kemudian minyak yang dihasilkan dialirkan ke jalur pipa produksi, sedangkan air hasil pemisahan diinjeksikan kembali ke reservoir bersama bahan kimia baru.
‘’Lapangan minas merupakan lapangan minyak terbesar di Asia Tenggara. Dari penelitian, cadangan awalnya mencapai 4,6 miliar barel. Sekarang masih ada sisa potensi sekitar 50 persen yang bisa diangkat ke permukaan. Hal ini bisa dilakukan tentunya dengan inovasi teknologi yang terus dikembangkan,’’ tegas Medika.
Migas Non Konvensional (MNK) ''Game Changer''
Setelah menerapkan teknologi EOR, CEOR, steamflood dan terakhir migas non konvensional (MNK). Masa depan MNK diyakini sangat besar sehingga bisa dikatakan sebagai ''game changer'.
‘’MNK ini bertujuan agar produksi migas tidak terus tergerus akibat sumur yang sudah tua. Dengan MNK kita berharap produksi migas bisa naik minimal bertahan,’’ ujar Ahli Geologi Eksplorasi MNK Purwantoko Mahagyo.
Dijelaskan Purwantoko, MNK tight reservoir adalah hidrokarbon yang terbentuk dan terperangkap di bebatuan reservoir klastik. Batu ini memiliki kerangka butir yang sangat halus. Para ahli geologi meyakini ini adalah dapur minyak bumi. Karena tingkat porositasnya sangat kecil, hampir tidak ada celah bagi minyak untuk keluar.
‘’Cara mengangkat minyak tidak bisa hanya dengan menancapkan sumur bor ke perut bumi tetapi akan lebih ekonomis jika sumur yang dipakai adalah horizontal multi stage fracturing dengan teknis stimulasi perekahan hidrolik,’’ jelasnya.
Cara kerja MNK diperlukan teknologi fracturing yakni batu reservoir direkahkan. Pada retakan diisi pasir dan air agar rekahan tetap terbuka. Dengan demikian minyak yang terperangkap bisa bebas mengalir lebih banyak.
Untuk proyek ini diperlukan tahapan-tahapan yakni pada tahap ekplorasi yang dinilai bukan produksi tetapi indikasi ada tidaknya sumber minyak. Yang menjadi indikatornya adalah porositas, permeabilitas (kemampuan bebatuan untuk meloloskan partikel), saturasi minyak, ketebalan reservoir, kedalaman, tekanan hingga temperatur. Dari sini baru bisa dipetakan potensi cadangan minyak. ‘’Estimasi angkanya bisa bertambah seiring bertambahnya data untuk mmperkuat hasil studi awal,’’ jelasnya.
Projek MNK ini sudah diterapkan di sumur Gulamo dan Kelok Kabupaten Rokan Hilir. Pemboran MNK ini mencapai kedalaman 8.559 kaki atau mendekati 2,5 kilometer dengan menggunakan rig PDSI #42.3/N1500-E berukuran besar dengan tenaga 1,500 horesepower. Luasan areal ekplorasi lebih kurang 2,5 hektare.
‘’Dari hasil eksplorasi dua sumur ini mengindikasikan ada potensi migas di kisaran 700 juta barel. Hasil rilnya baru bisa kita lihat di tahun 2030 mendatang. Oleh karena itu saat ini ke depannya akan memperbanyak sumur,’’ katanya.
Pusat Data Batuan Perut Bumi
Berawal dari pusat data batuan di perut bumi, PHR memulai penelitian di pusat riset geologi sebelum tahap pemboran dilakukan. Laboratorium ini menyimpan sekitar 280 ribu data batuan pengeboran sumur (core sampel) dari lebih 80 lapangan minyak di Zona Rokan. Beberapa sampel batu di antaranya cutting, sidewall core dan core penuh.
Ahli geofisika membuat katalog digital yang akurat dan tersusun rapi. Jika ada tim eksplorasi yang membutuhkan, mereka bisa mencari berdasarkan kedalaman, lokasi sumur atau jenis batuan.
‘’Setiap cutting dicatat dalam sistem basis data yang ketat,’’ ujar Senior Geophysic Interpreter CORE Lab PHR Zona Rokan Cahyo Raharjo.
Hasil uji laboratorium menentukan tingkat kepercayaan tim dalam menginjeksikan air. Data ini memperkuat keyakinan PHR dalam mengekseskusi waterflood. Tanpa data core yang akurat, risiko kegagalan bisa saja terjadi.
Terapkan Tiga Pola Pikir
Dalam menghadapi tantangan energi nasional, para pekerja hulu migas harus menerapkan tiga pola pikir yakni kepekaan dalam situasi genting atau sense of urgency, berorientasi pada hasil (result-oriented) dan kerja sama atau collaborative.
Hal ini dikatakan Kepala Perwakilan SKK Migas Sumbagut CW Wicaksono, baru-baru ini.
Dijelaskan Wicaksono, sense of urgency dalam industri migas berarti memahami kondisi yang membutuhkan tambahan produksi serta bergerak taktis setiap kali ada peluang.
‘’Kita harus sigap mengatasi kendala yang berpotensi menyebabkan kehilangan produksi,’’ tegasnya.
Sementara result oriented dimaknai sebagai komitmen mencapai target yang telah dibebankan negara melalui pemanfaatan seluruh sumber daya, kebijakan dan aktivitas. Sedangkan semangat kerja sama diartikan sebagai kemampuan meninggalkan ego sektoral dan bekerja lintas organisasi demi tujuan bersama menjaga energi nasional.
Saat ini produksi minyak nasional menunjukkan tren peningkatan berkat berbagai upaya bersama. Salah satu inovasi yang terbukti efektif adalah teknik multi stage fracturing (MSF) untuk mengoptimalkan produksi di lapisan batuan yang sulit ditembus.
‘’Optimaliasasi teknologi akan terus dilakukan melalui metode seperti EOR, CEOR, horizontal driling, terutama di lapangan tua. Selain itu, reaktivasi sumur-sumur idle juga menjadi langkah strategi,’’ terangnya.***
Editor : Edwar Yaman