Realisasi produksi minyak dan gas bumi (migas) PT Pertamina Hulu Indonesia (PHI) Regional 3 Kalimantan, khususnya zona 9, berhasil melampaui target.
Empat entitas anak usaha dan afiliasi PHI (PT Pertamina Hulu Sanga Sanga (PHSS), PT Pertamina EP (PEP) Tanjung Field, PEP Sangasanga Field, dan PEP Sangatta Field), sepanjang tahun 2025 membukukan produksi 22,6 ribu barel minyak per hari (MBOPD). Sedangkan produksi gas, mencapai 105,369 juta standar kaki kubik per hari (MMCFD).
Catatan ini menempatkan zona 9 sebagai salah satu kontributor utama produksi PHI Regional 3 Kalimantan.
Senior Manager Subsurface Development & Planning (SSDP) Zona 9, Supriady, mengungkap beberapa kunci keberhasilan atas capaian tersebut. Pertama, penerapan inovasi dan teknologi dalam pengelolaan lapangan-lapangan migas yang sudah mature, maupun memiliki karakteristik komplek. Kemudian, ketepatan strategi serta koordinasi erat lintasfungsi.
“Kami percaya bahwa inovasi dan teknologi memegang peran strategis dalam menjaga tingkat recovery dan keberlanjutan produksi lapangan-lapangan migas yang telah mature,” tuturnya melalui keterangan tertulis, Kamis (12/2/2026).
Supriady menambahkan, capaian ini juga tak lepas dari faktor solidnya kolaborasi seluruh pekerja dan manajemen dalam mengelola aset subsurface. Zona 9 secara konsisten mampu mengadopsi teknologi industri hulu migas nasional maupun global terbaik di seluruh aspek operasi dan bisnis. Sehingga, perusahaan dapat mengelola operasi secara efisien, adaptif, dan berorientasi target produksi yang berkelanjutan.
“Langkah tersebut dibarengi upaya peningkatan kompetensi sumber daya manusia secara konsisten,” sambungnya.
Penerapan dan Inovasi Teknologi Mendorong Jumlah Produksi
Lebih lanjut Supriady menguraikan, PHSS dalam hal ini telah menerapkan inovasi Through Tubing Electric Submersible Pump (TTESP). Langkah ini menjadi solusi efisien untuk meningkatkan produksi sumur hingga 150 persen. Sebanyak empat sumur telah menerapkan terobosan tersebut.
Selain itu, PHSS juga menerapkan teknologi Pertasolvent yang berhasil meningkatkan produksi sumur hingga hampir empat kali lipat. Lapangan Mutiara dan Pamaguan sudah menerapkan teknologi tersebut.
Pengaplikasian teknik ini menjadi solusi atas masalah High Pour Point Oil (HPPO). Pertasolvent merupakan semacam pelarut (solvent) untuk meningkatkan titik tuang (pour point) minyak lebih tinggi dibanding temperatur operasi pipa.
Dari sisi produksi gas, PHSS menerapkan teknologi Capillary String yang dapat menekan potensi gangguan aliran. Selain meningkatkan stabilitas produksi sekitar 0,36 juta standar kaki kubik per hari (mmscfd).
Sedangkan, Pertamina EP Sangasanga mengaplikasikan Wellhead Compressor Mini Gas Compressor pada sumur-sumur borderless atau yang beririsan dengan wilayah kerja/ entitas Pertamina lainnya. Inovasi ini berhasil meningkatkan produksi sumur bertekanan rendah hingga 15 kali lipat.
Dengan inovasi tersebut, kestabilan produksi gas lapangan TSS mencapai 117 persen dari target tahun 2025.
Untuk kinerja operasional, ditopang dengan percepatan jadwal pengeboran dan intervensi sumur dengan tetap mengedepankan aspek keselamatan kerja dan perlindungan lingkungan.
“Pendekatan operasional migas yang terintegrasi dan penguatan budaya selamat menjadi fondasi dalam menjaga keberlanjutan kinerja PHSS dan PEP di Zona 9 dalam mendukung ketahanan energi nasional,” pungkasnya.
