Produksi Migas Kaltim Tertekan, Sumur Tua Masuk Secondary Recovery

Ia menjelaskan, Secondary Recovery merupakan tahap ketika tekanan alami di dalam reservoir telah menurun sehingga produksi minyak tidak lagi optimal. Untuk mempertahankan produksi, operator harus melakukan injeksi air atau gas guna meningkatkan kembali tekanan reservoir.

Berbeda dengan Primary Recovery, yakni tahap awal produksi ketika minyak dan gas masih dapat mengalir ke permukaan secara alami karena tekanan reservoir, Secondary Recovery membutuhkan teknologi dan investasi yang jauh lebih besar.

"Sumur migas ini memerlukan investasi baru serta peralatan modern untuk melakukan injeksi air dan gas. Tujuannya menjaga produksi tetap berjalan, meski volumenya dipastikan terus menurun dibandingkan saat awal beroperasi," jelasnya.

Menurut Dony, tantangan menjadi lebih kompleks ketika sumur memasuki fase Tertiary Recovery. Pada tahap ini, selain injeksi air atau gas, operator juga harus menggunakan metode tambahan seperti injeksi bahan kimia maupun teknologi termal untuk mengubah sifat minyak agar lebih mudah diproduksikan.

"Kalau sudah memasuki fase ini, produksi akan semakin turun, sementara biaya operasinya justru semakin tinggi," katanya.

Di tengah penurunan produktivitas sumur tua, kebutuhan minyak nasional terus meningkat. Dony menyebut konsumsi minyak Indonesia saat ini mencapai sekitar 1,6 juta barel per hari (BOPD), sedangkan produksi nasional baru berkisar 605 ribu BOPD.

Sementara itu, PT Pertamina Hulu Indonesia saat ini memproduksi sekitar 58 ribu BOPD minyak dan 630 MMSCFD gas.

"Indonesia masih membutuhkan minyak bumi lebih besar dibandingkan kemampuan produksi dalam negeri," ujarnya.

Karena itu, PHI terus melakukan eksplorasi untuk menemukan cadangan baru sekaligus mengoptimalkan produksi dari sumur-sumur yang telah beroperasi di wilayah Kalimantan Timur.

Meski demikian, Dony menegaskan tidak semua sumur dapat langsung dikategorikan sebagai Primary, Secondary, maupun Tertiary Recovery. Penentuan fase produksi bergantung pada berbagai faktor, seperti usia sumur, karakteristik reservoir, hingga kondisi geologi masing-masing lapangan migas.

"Cukup sulit menentukan apakah suatu sumur masuk fase Primary, Secondary, atau Tertiary Recovery. Semua bergantung pada usia sumur, kondisi reservoir, dan geologi wilayah migas. Setiap perusahaan tentu memiliki data teknis mengenai kondisi sumur yang digunakan untuk kepentingan internal," katanya.

Berdasarkan Buku Statistik Migas Semester I 2024 Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Kalimantan Timur memiliki sekitar 35 ribu sumur migas yang dikelola berbagai kontraktor kontrak kerja sama (KKKS). Jumlah tersebut bersifat dinamis karena terus berubah seiring penemuan sumur baru maupun penutupan sumur yang sudah tidak ekonomis untuk diproduksikan.

Lima operator dengan jumlah sumur terbanyak di Kalimantan Timur meliputi Pertamina Hulu Sanga Sanga sebanyak 10.709 sumur, Pertamina Hulu Kalimantan Timur 8.461 sumur, BP Berau Ltd 7.125 sumur, Eni Makassar Ltd 1.447 sumur, serta Star Energy (Kakap) Ltd 939 sumur.