Lebih Mudah Alirkan Gas Siap Jual ke Darat

Penemuan hidrokarbon baru kini semakin banyak berada di lokasi yang menantang. Karena lapangan darat dan perairan dangkal yang mudah dikembangkan umumnya telah ditemukan dan diproduksikan, eksplorasi bergeser ke wilayah frontier, seperti laut dalam dan kawasan yang minim aktivitas eksplorasi.

Pengembangan laut dalam lebih menantang daripada pengembangan konvensional karena karakteristiknya, termasuk kedalaman air, sistem produksi bawah laut (subsea), kondisi lingkungan yang kompleks, serta kebutuhan fasilitas dan metode instalasi khusus. 

Hal tersebut disampaikan mantan Wakil Kepala SKK Migas Fatar Yani Abdurrahman menanggapi pengembangan gas South Andaman, dikutip Selasa 26 Oktober 2026. 

Menurutnya, besarnya potensi cadangan tidak dapat secara otomatis dijadikan dasar untuk menentukan lokasi fasilitas pengembangan.

“Kalau kita bicara South Andaman, jangan langsung bicara fasilitasnya dulu. Saya baru bicara tentang bagaimana cara kita mengeluarkan gasnya,” kata Fatar.

Ahli migas itu mengungkapkan bahwa South Andaman berada di wilayah laut dalam dengan kedalaman sekitar 1.200 meter. Kondisi tersebut membuat pengembangan lapangan memiliki kompleksitas teknis dan kebutuhan investasi besar. 

Kata Fatar, konsep pengembangan harus terlebih dahulu menjawab bagaimana gas dapat diproduksikan dari reservoir dan kemudian dibawa secara aman dan ekonomis menuju titik pemanfaatannya.

Fatar mengatakan, kajian lapangan laut dalam juga menilai kematangan teknologi (technology maturity) dan rekam jejak operasi (proven technology) untuk menjamin keselamatan, keandalan, dan keberlanjutan produksi. 

Akibatnya, pilihan teknologi lebih terbatas dan investasinya lebih besar daripada di lapangan konvensional. Plan of Development (POD) laut dalam juga harus menyeimbangkan cadangan dan investasi dengan risiko teknis, keandalan fasilitas, kepastian produksi, kesiapan teknologi, dan keekonomian sepanjang umur lapangan.
 
Pengembangan gas South Andaman seharusnya lanjut fokus pada persoalan yang lebih strategis: bagaimana gas tersebut dapat dimanfaatkan untuk mendorong tumbuhnya industri, menciptakan nilai tambah, dan memberikan manfaat ekonomi yang lebih besar bagi Aceh.

Rencana pengembangan lapangan gas di South Andaman tidak seharusnya dimulai dari perdebatan mengenai apakah fasilitas pemrosesan harus ditempatkan di darat atau di laut. Harus dipertimbangkan bahwa keputusan pengembangan terlebih dahulu mempertimbangkan data dan kepastian cadangan, kemampuan reservoir dan sumur untuk memproduksi gas. Setelah itu, mempertimbangkan juga kompleksitas teknis pengembangan di laut dalam serta keekonomian pada keseluruhan proyek.

Cadangan Harus Dipastikan Dulu

Fatar mengingatkan bahwa penemuan atau discovery belum berarti seluruh volume hidrokarbon yang ditemukan dapat langsung dianggap sebagai cadangan yang terbukti dan dapat diproduksikan. 

Setelah sumur discovery, masih diperlukan pengeboran sumur appraisal dan, apabila diperlukan, delineasi reservoir. Data seismik dan data sumur kemudian digunakan untuk memahami struktur dan geometri reservoir, volume hidrokarbon, tekanan, serta temperatur reservoir.

Namun, estimasi volume tersebut tetap harus dibuktikan dengan kemampuan sumur untuk mengalirkan gas secara berkelanjutan. 

“Kalau tahu geometrinya, kita tahu volumenya. Kemudian kita tahu tekanannya, temperaturnya, sehingga kita bisa memperkirakan cadangannya sebesar berapa,” kata Fatar.

Menurut Fatar, pertanyaan berikutnya adalah apakah sumur yang nantinya dikembangkan benar-benar mampu menghasilkan gas sesuai dengan perkiraan. Karena itu, pengujian sumur menjadi bagian penting sebelum mengambil keputusan investasi dalam skala besar.

Laut Dalam Perlu Biaya Besar

Kedalaman sekitar 1.200 meter juga membawa konsekuensi investasi yang besar sejak tahap pengeboran sumur. Fatar memperkirakan bahwa untuk pekerjaan casing dan penyemenan sumur pada kondisi laut dalam seperti South Andaman, biaya dapat mencapai sekitar 80?"100 juta dolar AS per sumur atau lebih, belum termasuk completion, tubing produksi, tubing hanger, dan Christmas tree. 

Dengan gambaran sumur itu, biaya casing saja dapat mencapai sekitar 500 juta dolar AS. Setelah completion, total biaya sumur dapat mendekati 1 miliar dolar AS atau lebih, tergantung jumlah sumur.

“Itu baru sumur,” kata Fatar. 

Selain biaya pengeboran, sumur-sumur laut dalam perlu dihubungkan dalam sistem atau klaster subsea. Operasi pada kedalaman tersebut juga membutuhkan teknologi khusus, termasuk Remotely Operated Vehicle (ROV), karena intervensi secara langsung oleh manusia sangat terbatas.

Tantangan berikutnya adalah bagaimana mengalirkan fluida dari sumur. Fluida yang keluar dari reservoir tidak hanya berupa gas, tetapi juga berupa campuran gas, kondensat, dan air. Mengalirkan seluruh campuran tersebut melalui satu pipa jarak jauh dapat menimbulkan persoalan multiphase flow, termasuk risiko slugging dan korosi.

Tidak Gampang Mengalirkan Raw Hydrocarbon ke Darat

Dalam konteks tersebut, Fatar menjelaskan bahwa keberadaan fasilitas offshore dapat memiliki fungsi teknis untuk melakukan pemisahan awal antara gas dan cairan sebelum gas dialirkan ke darat. 

“Secara teknis, tidak gampang kalau kita mengalirkan raw hydrocarbon dari sumur yang masih bercampur dengan air dan material lainnya langsung ke darat,” kata Fatar.

Menurutnya, pemisahan offshore tidak harus diartikan sebagai pengolahan gas menjadi produk akhir seperti LNG atau LPG. Fasilitas offshore dapat digunakan untuk memisahkan gas dari cairan agar gas lebih mudah dan lebih aman untuk kemudian dialirkan ke darat.

Fatar meluruskan pemahaman mengenai Floating Production, Storage and Offloading (FPSO). FPSO merupakan fasilitas produksi, penyimpanan, dan offloading hidrokarbon dengan konfigurasi pemisahan sesuai desain fasilitas. Keberadaan FPSO tidak dengan sendirinya berarti LNG atau LPG diproduksi di tengah laut.

“Tidak ada yang membuat LPG atau LNG di situ. Dipisahkan supaya gasnya lebih mudah dialirkan,” kata Fatar.

Pilihan Darat atau Laut Harus Dibandingkan Objektif

Menurut Fatar, perdebatan mengenai fasilitas di darat atau di laut seharusnya ditempatkan sebagai bagian dari evaluasi konsep pengembangan secara keseluruhan, bukan sebagai titik awal keputusan. 

Prinsip dasarnya adalah technically justified dan economically justified. Apabila suatu konsep secara teknis tidak memungkinkan, konsep tersebut tentu tidak dapat dijalankan. Jika beberapa alternatif sama-sama layak secara teknis, barulah masing-masing dibandingkan berdasarkan keekonomiannya.

“Kalau secara teknis bisa, pengembangannya bisa dilakukan di darat atau di laut. Kalau dua-duanya memungkinkan, kita lihat dari sisi ekonomi, mana yang lebih ekonomis,” kata Fatar.

Aspek ekonomi tersebut juga tidak berhenti pada biaya pembangunan fasilitas. Pengembangan South Andaman pada akhirnya harus mempertimbangkan pasar yang akan menyerap gas.

“Sekarang pertanyaannya, siapa yang mau membeli gasnya? Kalau harga gasnya mahal, industri juga tidak akan mampu membeli,” kata Fatar.

Dengan demikian, keputusan pengembangan South Andaman didasarkan pada keseluruhan rantai pengembangan, mulai dari kepastian reservoir dan cadangan, produktivitas sumur, sistem produksi laut dalam, pengangkutan gas, kebutuhan fasilitas pemisahan, hingga pasar dan harga gas.

Pilihan fasilitas offshore maupun onshore pada akhirnya merupakan hasil dari kajian teknis dan ekonomi tersebut. Fokus utama bukan semata-mata darat atau laut, melainkan bagaimana sumber daya gas South Andaman dapat dikembangkan secara aman, dapat diproduksi, dan memberikan keekonomian yang memadai.