Seperti halnya proses pruduksi pada lapangan produksi migas pada umumnya, dalam instalasi subsea produksi dari masing-masing sumur juga dikumpulkan dengan sistem manifold untuk dikirim ke stasiun pengumpul. Sesuai dengan kebutuhan, instalasi juga bisa dilengkapi dengan fasilitas test sumur, sumur injeksi, proses separasi, metering dan sebagainya.

Perbedaan yang paling mencolok dengan sistem topside misalnya, adalah sistem kontrolnya. Lapangan subsea secara umum dikontrol dan dimonitor dari stasiun pengumpul.

Seperti dikatakan sebelumnya bahwa pengembangan lapangan dengan teknologi subsea mempunyai fleksibilitas yang lebih besar daripada topside. Hal ini bisa dilihat dari bererapa macam stasiun pengumpul sebagai penerima produksi. Menghubungkan fasilitas subsea ke stasiun pengumpul biasa disebut tieback.

Tieback terpenting dari beberapa pengembangan subsea di seluruh dunia adalah ke FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), ke fixed platform dan ke onshore.

Yang dimaksud dengan FPSO di sini adalah bukan saja yang berbentuk kapal, tapi juga SPAR, TLP dan yang mengambang lainnya. Tieback jenis ini umum dilakukan di laut dalam yang jauh dari onshore dan fasilitas yang sudah ada. Opsi ini juga memungkinkan untuk mengelola lapangan produksi yang berumur relatif pendek. Karena FPSO bisa detempatkan dimana saja, jarak tieback umumnya relatif pendek

2. TIEBACK KE FIXED PLATFORM

Ada dua jenis pengembangan: tieback ke fixed platform yang sudah ada atau yang baru. Di bawah ini beberapa contoh fasilitas yang sudah berproduksi.

􀂊

Mensa dimaksudkan untuk mengembangkan lapangan gas alam di Gulf of Mexico yang berlokasi 225km sebelah tenggara New Orleans dengan kedalaman air sekitar 1600m.

Fasilitas subsea-nya meliputi 4 sumur (3 dalam tahap awal) yang dikontrol dengan sistem elektro-hidrolik, 1 manifold yang dilengkapi dengan retrievable pig receiver, 8 km flowline dari tiap sumur ke manifold, 102 km pipa tieback from manifold to West Delta 143 platform produksi.

ETAP (Eastern Trough Area Project) adalah sebuah pengembangan terintegrasi dari 9 cadangan reservoir yang berbeda, kepemilikan yang berbeda dan dioperasikan oleh perusahaan yang berbeda pula: 6 lapangan dioperasikan oleh BP, dan 3 lapangan lainnya oleh Shell. ETAP diakui sebagai salah satu dari pengembangan proyek terbesar di Laut Utara selama 15 tahun terakhir. ETAP sudah beroperasi sejak 1998 dengan jumlah produksi sekitar 210,000 bpd minyak dan 360juta scfd gas. Kedalam rata-rata di ETAP adalah 85m.

Comments are closed.