Membentang Kiat Jatibarang agar Produksi Cemerlang

Jakarta - Galib ladang tua selalu didera oleh penurunan produksi rata-rata secara alami (natural decline rate) yang semakin meninggi. Namun, hal tersebut tidak menyurutpatahkan semangat jajaran Jatibarang Field dalam mencari berbagai kiat supaya produksi terus mengkilat. Meski pencapaian produksi minyak Jatibarang Field dalam Kuartal – I/2017 baru mencapai 6.081 barel minyak per hari (BOPD) atau 84,2% terhadap target (7.220 BOPD) dan gas sebesar 51,08 juta kaki kubik gas per hari (MMSCFD), atau 85% dari target 60,07 MMSCFD, menurut Field Manager Jatibarang, Herman Rachmadi jajarannya terus mencari berbagai inovasi dan terobosan operasi agar pada akhir tahun anggaran target yang ditetapkan da­pat diraih. “Dengan berbagai jurus dan upaya, kami di Jatibarang Field tetap bersemangat dan optimis mampu meningkatkan pro­­duksi migas sesuai target yang ditetapkan,” tegas Herman me­wartakan asanya. Kemudian, ia menerangkan berbagai kiat dan jurus yang dilakukan meliputi: implementasi program-program reparasi, fracturing, perawatan sumur, konversi lifting dan stimulasi, serta well interfensi pada struktur dengan litologi batuan volkanik.

Lebih lanjut, Herman menjelaskan penurunan produksi pada lapangan mature tidak dapat dihindari, namun Jatibarang Field akan mengupayakan produksi tetap meningkat. Salah satu langkah yang dilakukan adalah program stimulasi sumur-sumur yang meng­alami permasalahan scalling dan kenaikan kadar air, seperti Struktur Akasia Besar dan Jatibarang. Hal lain yang tidak kalah penting adalah melaksanakan program perawatan sumur-sumur yang mengalami problem pada artificial lift agar memberikan gain produksi optimal, sehingga dapat memperlambat laju­nya decline rate. “Upaya untuk meningkatkan produksi, Jatibarang Field menjalankan RK perce­patan berupa program fracturing reservoir batuan vulkanik, sebanyak 18 sumur dengan masing-ma­sing harapan gain sebesar 200 BOPD,” imbuhnya.

Fungsi Eksploitasi (EPT) Asset 3 dan mana­jemen Jatibarang Field optimistis, target yang ditetapkan dalam RK/RAB 2017 itu dapat diraih. Hal tersebut didasari keberhasilan sumur JTB-84 program fracturing vulkanik yang dikerjakan pada November 2016, dan menghasilkan produksi sebesar 440 BOPD.

Sementara itu, dalam RK/RAB 2017 Jatibarang Field juga mem­punyai program pengeboran 5 sumur baru di Struktur Jatibarang, 2 sumur Struktur Karang, dan 1 sumur di Struktur Randegan dengan kedalam akhir rata-rata sekitar 2.000 m. Pada Struktur Jatibarang akan dilakukan pengeboran dengan metode underbalance drilling. “Kedelapan pengeboran baru tersebut diharapkan akan memberikan gain produksi sekitar 800 BOPD per sumur dari objektif utama, batuan vulkanik Formasi Jatibarang,” papar Herman.

Pada Maret 2017 lalu, Jatibarang Field melakukan program reparasi dengan mereaktivasi sumur JTB-135. Dari zona produksi ”Lapisan C” di interval 1.038-1.040.5 m, secara sembur alam menghasilkan gas 1,1 MMSCFD. Kemudian, lewat reaktivasi sumur CMS-32. pada “Lapisan D1” selang kedalaman 1.559-1.561 m menghasilkan gas 1,2 MMSCFD. “Tahun ini Jatibarang Field mempunyai program Well Service sebanyak 30 sumur, 59 sumur Well Intervention, 8 sumur Work Over, dan 18 sumur RK Tambahan Fracturing Volkanik,” aku Herman.

Strategi lain dari jajaran manajemen Jatibarang Field adalah mela­kukan evaluasi sumur-sumur di Struktur X-Ray yang masih memiliki potensi besar pada ”Lapisan X-26”. Sebagai contoh,  Maret 2017 lalu dilakukan program reparasi sumur XA-09 dengan cara meng-commingle-kan lapisan X-26 dengan lapisan produksi existing. ”Hasilnya, ternyata melebihi target yang diharapkan, yaitu sebesar 2.300 BOPD, semetara produksi sebelumnya hanya sekitar 87 BOPD, saja,” ucap Herman penuh  syukur.

Terkait dengan upaya efisiensi, Jatibarang Field melakukan bebe­rapa strategi untuk meraih profit signifikan antara lain: (1) menyusun prioritas pekerjaan yang berkontribusi langsung terhadap produksi, baik Rencana Kerja Sumuran maupun Rencana Kerja Fasilitas; (2) mengeksekusi program dwngan pertimbangan mendapatkan gain produksi paling besar; (3) mudah dikerjakan; (4) dekat dengan fasilitas existing; serta (5) memiliki tingkat efisiensi biaya dan waktu yang tinggi. Selain itu, menurut Herman jajarannya juga mengupayakan penyelesaian close out Authorisation for Expenditure (AFE) sesegera mungkin, agar biaya yang sudah dikeluarkan oleh perusahaan lekas kembali. ”Contohnya, kami berhasil melakukan reparasi sumur JTB-135 dengan produksi 1,3 MMSCFD dan sumur CMS-32 sebesar 1,2 MMSCFD,” urai Herman.

Dari kalkulasi Herman dan manajemen Jatibarang Field, tam­bahan gas tersebut membuka peluang untuk menambah sumur produksi menggunakan metode gaslift. “Lewat mengonversi sumur-sumur yang menggunakan Electrict Submercible Pump (ESP) yang memakan biaya cukup mahal menjadi sumur dengan metode gaslift, penurunan produksi net oil tidak terlalu besar, tetapi penurunan biaya operasi cukup signifikan,” Herman menggambarkan kebi­jakan­nya. Singkat kata, menurut Herman, efisiensi dilakukan dengan cara me-review RK/RAB. Untuk RK/RAB yang tidak terkait langsung dengan produksi dan tidak berimbas kepada HSSE, jika dimungkinkan akan ditinjau kembali atau ditangguhkan.

Meski aset Jatibarang Field merupakan ladang sepuh dengan natural decline rate semakin meninggi, namun lewat inovasi dan kerja keras memberikan pasokan signifikan pada total produksi PEP. “Saat ini, lapangan yang berkontribusi besar untuk Jatibarang Field adalah Struktur X-Ray yang berlokasi di lepas pantai Indramayu dengan produksi sebesar 2.500 BOPD dan Struktur Jatibarang sebanyak 1.200 BOPD. Sementara produksi gas disumbangkan oleh Struktur Melandong sejumlah 10 MMSCFD dan Jatibarang, 9 MMSCFD,” demikian jelas Herman mengakhiri perbincangan.•^{DIT. HULU}