Selamatkan 74% Nilai Proyek: Strategi PHM Hidupkan Lapangan Tunu
JAKARTA — "Sudah tidak ada lagi cara gampang di Mahakam untuk mengusulkan paket sumur seperti dulu, di mana risiko dari sumur marjinal bisa saling menutupi," kata Adnan Syarafi, saat menjadi pemateri pada salah satu sesi Technical Program saat IPA Convention and Exhibition 2026, beberapa waktu yang lalu. "Sekarang kita harus melakukan alur kerja yang sangat mendalam dan terintegrasi untuk menciptakan proyek yang benar-benar tangguh," imbuhnya.
Dengan prinsip itu, Adnan, Subsurface Development Engineer Pertamina Hulu Mahakam (PHM), bersama Patria Indrayana menyusun ulang rencana pengembangan Lapangan Tunu di Delta Mahakam, Kalimantan Timur. Dari 100 sumur dalam rencana awal, 28 dicoret. Belanja modal (capital expenditure/capex) pemboran turun 40%, sementara 74% nilai proyek tetap terjaga.
Tunu adalah lapangan tua yang produksinya turun secara alami. Ditemukan pada 1977 dan berproduksi sejak 1990, lapangan gas kondensat ini menghadapi penurunan tekanan reservoir, sisa cadangan gas yang tersebar di kantong-kantong kecil (micro-pockets), serta biaya pemboran rawa yang tinggi. Lewat pengolahan data terintegrasi dan pemilahan lingkup proyek, PHM memangkas anggaran pemboran tanpa menggerus sebagian besar nilai ekonomi proyek.
Tunu punya sejarah panjang sebagai penopang energi nasional. Produksi kumulatifnya mencapai 10 triliun kaki kubik (trillion cubic feet/TCF) dari lebih dari 1.500 sumur, atau sekitar 30% dari produksi gas Blok Mahakam. Namun, harga jual gas terikat pada harga minyak mentah dunia, sehingga margin keuntungan makin tertekan oleh mahalnya fasilitas permukaan dan pemboran.
Selama ini, pemboran sumur sisipan (infill drilling) di Tunu mengikuti urutan geografis. Sumur dibor sesuai dengan kemudahan logistik lahan dan akses ke lokasi rawa. Menurut Adnan, pendekatan itu justru menjebak di lapangan yang sudah matang. Sumur berpotensi berproduksi tinggi kerap dibor belakangan karena aksesnya lebih rumit, sehingga pengembalian modal melambat dan Internal Rate of Return (IRR) tertekan.
"Kondisi di Lapangan Tunu saat ini tidak lagi mudah. Kami harus mengoptimalkan modal yang terbatas dengan sisa cadangan yang ada melalui pendekatan penapisan terintegrasi dan berulang," kata Adnan.
Untuk memenuhi kriteria investasi internal Pertamina, yakni Net Present Value (NPV) di atas nol, IRR di atas 11%, dan Profitability Index (PI) di atas 1,1, tim merombak alur kerja lewat dua langkah.
Pertama, tim menyatukan Main Zone dan Shallow Zone. Main Zone adalah zona dalam berkapasitas besar yang sudah terdeplesi berat, sedangkan Shallow Zone adalah zona dangkal berbasis anomali seismik. Keduanya sebelumnya dikelola dalam rencana pengembangan (Plan of Development/POD) terpisah, lalu digabungkan ke satu skema. Target Shallow Zone lebih murah dan berisiko rendah, mencakup sekitar 80% kandidat sumur, sehingga bisa menopang dan membagi risiko target Main Zone.
Kedua, tim mengganti urutan pemboran dari berbasis geografis menjadi berbasis kemampuan alir (deliverability). Sumur dangkal bertekanan baik dengan durasi bor singkat dibor lebih dulu untuk mempercepat arus kas.
Hasilnya, produksi gas rawa pada dua tahun pertama eksekusi naik 50% hingga 60% dibandingkan dengan skenario konvensional, dan puncak produksi tercapai satu tahun lebih cepat. NPV naik 15%, IRR naik 5%, dan PI naik 3%, tanpa tambahan modal.
Rencana awal mencakup 100 sumur dengan kebutuhan modal sekitar USD 300 juta untuk mengincar cadangan lebih dari 80 miliar kaki kubik (billion cubic feet/BCF) gas beserta kondensat. Setelah tiap sumur dinilai berdasarkan kontribusi finansialnya, 28 sumur ternyata marjinal. Biaya pemboran dan konstruksi rawanya sangat tinggi, sementara nilai tambahnya kecil.
"Sumur dengan cadangan sedang tetapi membutuhkan belanja modal yang sangat tinggi tentu kami keluarkan dari proyek. Sebab jika dipaksakan, sumur-sumur itu tidak akan menghasilkan nilai tambah dan hanya menjadi beban bagi keseluruhan proyek," kata Adnan.
Dengan mencoret 28 sumur itu, PHM menyisakan 72 sumur terbaik. Langkah tersebut memangkas belanja modal (capital expenditure/Capex) hingga 40%, sementara 74% nilai proyek (NPV) tetap terjaga. Kerangka kerja ini sudah disetujui oleh Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan internal Pertamina.
Meski begitu, studi ini masih menyisakan ruang pengembangan. Hasil optimasi bergantung pada asumsi proyeksi produksi, biaya, dan jadwal, termasuk asumsi bahwa rig pemboran bekerja tanpa jeda. Dalam papernya Adnan mencatat bahwa analisis sensitivitas terhadap harga, biaya, dan efisiensi rig belum dilakukan dan menjadi agenda berikutnya. Catatan ini penting karena harga jual gas Tunu terikat pada harga minyak mentah, sehingga keekonomian proyek rentan bergeser ketika harga berubah.
"Kasus Lapangan Tunu ini mengilustrasikan pendekatan praktis berbasis data untuk menjaga keberlanjutan nilai aset-aset tua. Optimasi skop yang cerdas terbukti mampu mentransformasi keekonomian lapangan tua dari yang tadinya marjinal menjadi sangat tangguh," tutup Adnan.
- Artikel ini didasarkan pada studi pemenang Best Paper IPA Convex 2026 yang disampaikan oleh Adnan Syarafi dan Patria Indrayana, Pertamina Hulu Mahakam.
