buletin skk migasskkmigas.go.id/images/upload/file/bumi_januari_2018.pdf30 mmscfd; petrochina intl....

Bersiap Menatap Optimisme di 2018

Fokus Perspektif

HAL. HAL.4 18

B U L E T I N S K K M I G A S

#57JANUARI 2018

INDONESIA

Kerahkan Semua Potensi Penuhi Target 2018

Figur

HAL. 14

Berbenah untuk Masa Depan Hulu Migas Indonesia

Capaian SKK Migas di 2017: Penerimaan Negara Lewati Target APBN-P

2 BUMI / #57 Januari 2018

PELINDUNG Amien Sunaryadi, Arief S. HandokoPENANGGUNG JAWAB Wisnu Prabawa TaherPEMIMPIN REDAKSI Ryan B. WurjantoroEDITOR Andi Arie P.A.G.TIM REDAKSI Agatha Citara, Alfian, Febrian Dama Asmara, Ruby Savira, Suhendra Atmaja, Gyzelda Disanty,Adi Nugroho

REDAKSI MENERIMA MASUKAN MELALUI [email protected], [email protected] Departemen Komunikasi SKK MigasALAMAT Gedung Wisma Mulia Lt. 39Jl. Jend. Gatot Subroto No. 42. Jakarta 12710

Humas SKK Migas HumasSKKMigas www.skkmigas.go.id

REDAKSI

SALAM REDAKSI

Bersiap Menatap Optimisme di 2018

FOKUS

Kerahkan Semua Potensi Penuhi Target 2018

Efisien Sekaligus Genjot Produksi

Tambahan Produksi Pasca Terminasi

SEREMONIAL

Stasiun Pengumpul Gas Paku Gajah Diresmikan

Monitoring dan Evaluasi TJS Kontraktor KKS Jabanusa

SKK Migas Berhasil Tahan Laju Penurunan Produksi

Pengawasan Pengukuran Lifting Migas Sumatera Bagian Selatan

Tingkatkan Koordinasi dengan Media

KESEHATAN

VAPE, Sebuah Solusi Berhenti Merokok?

TJS FORUM

Mubadala Petroleum: Membangun Masyarakat Nelayan Sekitar West Sebuku

TEKNOLOGI

Efisiensi Oil Recovery dan Manajemen Aset Menggunakan Multilateral Completion

FIGUR


3

4

6

8

10

11

11

12

12

13

14

15

16

18 Capaian SKK Migas di 2017: Penerimaan Negara Lewati Target APBN-P

PERSPEKTIF


Semangat Baru Hulu Migas di Blok Mahakam

SPEKTRUM

SKK Migas Gandeng Sinopec Aplikasikan Teknologi EOR

Kegiatan Pengawasan Lifting dan Pengukuran Stok Minyak dan Gas

BIANGLALA

Potensi Migas Non Konvensional Cekungan Barito

Sharing Knowledge Shale Oil/Gas antara SKK Migas - SIEP

18

19

20

21

22

23

Kerahkan Semua Potensi Penuhi Target 2018 4

3BUMI#57 Januari 2018 /

SALAM REDAKSI

Sejumlah langkah seperti efisiensi besar-besaran telah dilakukan Kontrakor KKS dalam melakukan investasi migas. Ini terlihat dari bagaimana progres Floating Production Unit (FPU) Jangkrik di lapangan migas Muara Bakau. FPU terbesar di Indonesia itu dapat diselesaikan dalam waktu 3,5 tahun sehingga dapat menghemat triliunan rupiah. Selain itu, penggunaan teknologi terbaru seperti dilakukan Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) di Lapangan Bangka Selat Sulawesi juga memercikkan harapan bagi eksploitasi laut dalam sebagai pengalaman berharga bagi Indonesia.

Di sisi lain, terminasi beberapa blok migas seperti Mahakam yang memunculkan Pertamina sebagai Kontraktor KKS di blok tersebut setelah lima puluh tahun berproduksi juga memberi makna bahwa saatnya operator Kontraktor KKS dalam negeri menjadi pemain dunia yang makin diperhitungkan ke depannya. Juga bagaimana keseriusan pemerintah mencoba memenuhi kebutuhan masyarakat pada gas bumi terutama untuk industri, transportasi, maupun rumah tangga.

Langkah-langkah efisiensi diharapkan tetap dipertahankan, walaupun harga migas dunia yang cenderung naik. Dengan demikian, ketika kontraktor makin efisien maka kontinuitas terhadap investasi juga makin panjang. Harapannya, industri hulu migas akan menjadi primadona kembali di masa datang sekaligus akan menjadi barometer sebagai perusahaan-perusahaan yang beroperasi secara efisien dan efektif dengan tetap menggunakan teknologi terdepan sebagai salah satu prasyaratnya.

Alhasil, optimisme harus tetap ditumbuhkan karena kemungkinan produksi migas dapat tembus dari target yang ditetapkan selalu terbuka. Efisiensi di masing-masing Kontraktor KKS diharapkan juga mendukung pencapaian produksi sehingga target produksi yang dibebankan ke masing-masing Kontraktor KKS dapat memberi kontribusi untuk memenuhi target lifting migas nasional. Semoga.

WISNU PRABAWA TAHERKepala Divisi Program dan Komunikasi SKK Migas

Bersiap Menatap Optimisme di 2018TAHUN BERGANTI SELALU DIIKUTI DENGAN SEMANGAT DAN HARAPAN BARU. TAK TERKECUALI BAGI SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS). PENCAPAIAN 2017 YANG CUKUP BAIK HARUS TERUS DIGENJOT UNTUK MENCAPAI TARGET YANG DIBEBANKAN PADA 2018. TERUTAMA UNTUK LIFTING MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS), KENDATI DARI SISI PENERIMAAN NEGARA MENINGKAT, TETAPI BELUM MELAMPAUI TARGET YANG DIBEBANKAN. NAMUN POSITIFNYA, SKK MIGAS DAN PARA PARA KONTRAKTOR KONTRAK KERJA SAMA (KONTRAKTOR KKS) BERHASIL MENAHAN LAJU PENURUNAN PRODUKSI DI BAWAH LAJU PENURUNAN YANG DITETAPKAN.

“Harapannya, industri hulu migas akan menjadi primadona kembali di masa

datang sekaligus akan menjadi barometer sebagai perusahaan-perusahaan

yang beroperasi secara efisien dan efektif dengan tetap menggunakan

teknologi terdepan sebagai salah satu prasyaratnya.”

“


FOKUS

Pergerakan harga dan lifting migas selalu menarik diikuti. Indikatornya menunjukkan bagaimana usaha hulu migas dapat memenuhi target yang dibebankan. Tak terkecuali bagi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) yang dibebani target tak jauh dari 2017 lalu.

Kepala SKK Migas Amien Sunaryadi mengungkapkan, target lifting migas 2018 tidak jauh berbeda dengan target pada 2017. Dalam Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (APBN) 2018 ditetapkan lifting gas sebesar 1,2 juta barel setara minyak (boepd/barrel of oil equivalent per day). Sedangkan lifting minyak dipatok sebesar 800 ribu bph (barel per hari). Sementara target lifting gas tahun lalu ditetapkan sebesar 1,115 juta boepd dan lifting minyak sebesar 815 ribu bph.

Realisasi lifting, menurut Amien, memang belum menembus target tetapi laju penurunannya dapat ditekan serendah mungkin. Realisasi 2017, lifting gas sekitar 99,2 persen. Sedangkan realisasi minyak sekitar 98,6 persen dari target. Rinciannya, lifting minyak bumi sebesar 803,8 ribu bph atau 98,6 persen dari target sebesar 815 ribu bph. Realisasi lifting gas bumi sebesar 6.386 juta standar kaki kubik per

hari (MMscfd/ million standard cubic feet per day) atau 99,2 persen dari target sebesar 6.440 MMscfd. “Kami berusaha seoptimal mungkin untuk menekan penurunan produksi alamiah dengan percepatan penyelesaian proyek dan mendorong kegiatan yang menjaga tingkat produksi,” ujarnya.

Hingga Desember 2017, terdapat 14 proyek yang mulai berproduksi dengan tambahan sebesar 3.800 bph dan 587 MMscfd hingga 31 Desember 2017. Puncak produksi dari ke-14 proyek tersebut mencapai 21.280 bph dan 1.194 MMscfd. Sedangkan pada 2018 diperkirakan akan ada tujuh proyek hulu migas berproduksi. Ketujuh proyek hulu migas tersebut di antaranya optimasi fasilitas produksi Lica dengan kapasitas produksi 4 ribu bopd dan estimasi produksi puncak 3.700 bopd dengan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) PT Medco E&P Indonesia, dimulai Maret 2018.

Kemudian, Blok A Gas Field Development oleh PT Medco E&P Malaka dengan kapasitas fasilitas produksi 3.100 bopd dengan estimasi puncak produksi 3.100 bopd untuk minyak dan 55 MMscfd untuk gas; Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PT PHE ONWJ) dengan estimasi produksi puncaknya

Kerahkan Semua Potensi Penuhi Target 2018PENURUNAN PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) DAPAT DIANTISIPASI MELALUI EKSPLORASI CADANGAN MIGAS BARU. PERLU USAHA EKSTRA KERAS UNTUK MENEMBUS TARGET LIFTING MIGAS 2018 SESUAI TARGET APBN 2018.

“Penerimaan negara dari sektor hulu migas tahun 2017 mencapai US$13,1 miliar. Angka ini melebihi target APBN-P 2017 yang sebesar

US$12,2 miliar. Capaiannya tersebut adalah 108 persen

dari target pemerintah. Salah satunya karena didorong oleh

membaiknya harga minyak bumi dunia.”

“


OLEH: TIM BULETIN/[email protected]

30 MMscfd; PetroChina Intl. Jabung Ltd. dengan proyek CPS Modification dan kapasitas produksi puncak 30 MMscfd.

Selain itu juga ada PT Tropik Energi Pandan dengan proyek Ario Dama-Sriwijaya Phase 2 berkapasitas produksi puncak 20 MMscfd, dan PT Medco E&P Indonesia juga memiliki proyek pengaliran gas ke Gunung Kembang Stasiun dengan kapasitas estimasi produksi puncak 10 MMscfd.

Proyek lainnya adalah PT Pertamina EP dengan proyek pembangunan subsea pipeline gas lift BW Field Poleng dengan kapasitas estimasi maksimal 700 bopd.

Idealnya, penurunan produksi migas, hanya bisa diantisipasi melalui eksplorasi cadangan-cadangan migas baru. Namun eksplorasi beberapa tahun ini baru menemukan sejumlah sumber gas. Eksplorasi sudah cukup banyak dilakukan tetapi yang dapat difungsikan secara ekonomis belum terlalu banyak. Stimulus yang lain adalah harapan membaiknya harga minyak bumi di 2018. Bila harga minyak dunia naik maka bakal mendongkrak kegiatan eksplorasi. Tidak hanya produksi dari existing tetapi juga

digiatkan eksplorasi sehingga cadangan baru bisa dikembangkan dan digunakan secara ekonomis.

Tanda-tanda ke arah tersebut terlihat dari angka penerimaan negara di 2017. Penerimaan negara dari sektor hulu migas tahun 2017 mencapai US$13,1 miliar. Angka ini melebihi target APBN-P 2017 yang sebesar US$12,2 miliar. Capaian tersebut adalah 108 persen dari target pemerintah. Salah satu penyebabnya karena didorong oleh membaiknya harga minyak bumi dunia.

Di sisi lain SKK Migas juga mendorong digenjotnya produksi migas dengan penerapan teknologi terkini agar lebih efisien dan memberi hasil optimal. Seperti untuk eksploitasi laut dalam, Lapangan Bangka yang dikelola Chevron dapat menjadi contoh bagaimana pengembangan eksploitasi laut dalam. Metode lainnya dapat dilihat dari penggunaan FPU (floating processing unit) Jangkrik untuk mendorong produksi gas dari Blok Muara Bakau yang dikelola oleh Eni BV Muara Bakau. Lapangan terapung Jangkrik dapat menghemat investasi sekitar US$300 juta dan dapat dipercepat hampir setahun dari target sehingga di 2017 sudah mulai bisa berproduksi.


Efisiensi. Itulah hikmah dari merosotnya harga minyak bumi dunia dalam tiga empat tahun terakhir. Dengan efisiensi besar-besaran industri hulu migas, maka investasi hulu migas akan lebih fokus dan terarah menghadapi badai harga migas dunia.

“Ada pemahaman yang sama bahwa pemerintah mendorong adanya efisiensi yang besar-besaran dari seluruh belanja modal dan belanja operasional di industri hulu migas, kenapa? Satu yang paling penting, tidak ada satu organisasi atau negarapun yang bisa mengendalikan, mengubah, menaikkan atau menurunkan harga minyak dan gas, terkecuali pasar global. Ini adalah semangat dari efisiensi bagi kita dan kontraktor,” kata Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Ignasius Jonan. Untuk gas bumi, desain dan program pengelolaannya akan diperbaiki khususnya untuk menjangkau daerah yang masuk program kelistrikan nasional. Selama ini pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) berbasis gas sulit karena alokasi gas juga sulit ke daerah tersebut.

Salah satu efisiensi yang kerap dicontohkan Jonan adalah keberadaan fasilitas Floating Production Unit (FPU) Jangkrik. Kapal FPU Jangkrik dirancang untuk pengolahan gas dengan kapasitas 450 MMscfd. Sebanyak 10 sumur produksi gas bawah laut akan dihubungkan dengan FPU yang kemudian akan mengolah dan menyalurkan gas menggunakan pipa bawah laut sepanjang 79 kilometer. FPU Jangkrik ini berukuran 46 x 192 meter dan menjadi FPU yang terbesar yang dimiliki Indonesia saat ini. Blok Muara Bakau yang dikelola Eni dapat lebih cepat dieksploitasi

kira-kira 6 bulan dari yang direncanakan. Dari rencana 4 tahun menjadi 3,5 tahun sehingga menghemat investasi sangat besar.

“Produksi yang ditargetkan dari blok ini (Muara Bakau) adalah sebesar 450 MMscfd, ini setara dengan 75 ribu barel minyak per hari (bph). Sekarang produksinya di atas 600 MMscfd. Produksinya menambah kira-kira 100 ribu barel minyak per hari. Itu banyak sekali, “ terang Jonan. Kalau ditotal produksi minyak dan gas Indonesia setara minyak, itu sekitar 2 juta barel setara minyak per hari (boepd), 800 ribu bph dan 1,2 juta MMscfd gas. “Sekarang operasi FPU Jangkrik menambah 100 ribu bph. Tambahannya cukup siginifikan yaitu 5 persen,” jelas Jonan.

Lapangan Jangkrik di Wilayah Kerja Muara Bakau telah mulai berproduksi semenjak Mei 2017. Proyek yang berlokasi di Selat Makassar ini menghasilkan produksi gas sebesar 600 MMscfd dan kondensat sebesar 3.200 boepd. Gas dari lapangan laut dalam ini disalurkan ke Kilang LNG Badak di Bontang, Kalimantan Timur, dan 50 persen akan digunakan untuk memenuhi pasokan dalam negeri. Kargo LNG pertama dari Lapangan Jangkrik dikirim pada 22 Juni 2017. Kargo ini dikirim dari Kilang LNG Badak, Kalimantan Timur, ke terminal regasifikasi di Tanjung Benoa, Bali.

Alhasil, segala upaya untuk menahan laju penurunan produksi dengan memanfaatkan teknologi memungkinkan efisiensi terjadi. Waktu tunggu dapat dipersingkat, hasil produksinya pun dapat ditingkatkan berkali lipat.

DI SAAT HARGA MINYAK BUMI BERGERAK RELATIF RENDAH SEPERTI SAAT INI, EFISIENSI JADI RUMUS UMUM AGAR INDUSTRI HULU MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) DAPAT BERJALAN OPTIMAL.

Efisien Sekaligus Genjot Produksi

FOKUS


Salah satu upaya mendorong produksi adalah memanfaatkan teknologi. Seperti di Lapangan Bangka di Selat Makassar Kalimantan Timur. Lapangan ini merupakan lapangan gas bumi pertama yang dikembangkan dalam Proyek Indonesia Deepwater Development (IDD). Proyek IDD mencakup lima lapangan gas laut dalam, yaitu Bangka, Gehem, Gendalo, Maha, dan Gandang. Lima lapangan ini berada dalam empat wilayah kerja (blok) migas, yaitu tiga wilayah kerja dengan Kontraktor Kerja Sama (Kontraktor KKS) Chevron (Rapak, Ganal, dan Makassar Strait) dan satu wilayah kerja unitisasi dengan operator Eni (Muara Bakau).

Lapangan Bangka berlokasi di Cekungan Kutei (Kutei Basin) di lepas pantai Kalimantan Timur. Lapangan ini memiliki cadangan sebesar 129 BCF (billion cubic feet) gas dan 3,4 juta barel kondensat. Pengembangan Lapangan Bangka juga menandai inovasi teknologi laut dalam pertama di Indonesia dengan subsea tieback, instalasi pipa flexible terpanjang, dan instalasi single umbilical sepanjang 22 kilometer. Umbilical mencakup rangkaian serat optik dengan modul elektronik lebih baik dan kontrol kecepatan yang lebih tinggi. Sistem ini mencakup data berkecepatan tinggi atau jarak jauh yang menghubungkan lapangan, komunikasi dan distribusi tenaga listrik, cadangan sistem fiber optik ganda jarak jauh, dan pasokan daya

listrik ganda yang ditransmisikan di bawah laut melaui konduktor- konduktor terpisah agar lebih andal.

Pengeboran proyek IDD Bangka dilakukan dengan menggunakan drill ship (kapal pengeboran) Deepwater Asgard yang dibuat tahun 2014 dengan bobot 62.918 ton dan luas 238 m x 42,04 m. Proyek ini menggunakan memakai flowline flexible dan ujung pipa berjenis khusus di dua slot sumur. Di kepala sumur, gas, kondensat dan air mengalir ke subsea tree yang sejauh ini merupakan yang terdalam di Indonesia. Rancangan khusus ini lebih aman dan memungkinkan pemantauan laju aliran secara efisien.

Sistem tie back yang digunakan adalah teknologi flowline flexible laut dalam pertama yang digunakan di Indonesia. Teknologi ini memungkinkan cairan bergerak lebih efisien mengikuti kontur dasar laut menuju fasilitas West Seno untuk proses lebih lanjut. Teknologi ini juga menghemat biaya karena memudahkan instalasi, tahan korosi, tekanan tinggi serta dapat digunakan kembali.

Dengan cara itu, pengalaman Indonesia melakukan eksploitasi laut dalam makin bertambah dan memunculkan fajar harapan bagi industri hulu migas nasional. Lapangan Bangka membuktikannya.

MENDORONG PRODUKSI DENGAN TEKNOLOGI LAUT DALAM


FOKUS

Ada yang menarik dari momen pergantian tahun lalu. Pengelolaan Wilayah Kerja Mahakam di Kalimantan Timur telah resmi diserahkan kepada Pertamina. Penyerahan ini dilakukan secara simbolis beberapa jam sebelum pergantian tahun 2017 di Balikpapan, Kalimantan Timur. Dengan peralihan ini, Kontraktor

Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) yang mengelola Blok Mahakam, sebelumnya dipegang PT Total E&P Indonesie (TEPI), perusahaan migas asal Prancis, akan beralih kepada PT Pertamina Hulu Mahakam (PHM).

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Amien Sunaryadi mengatakan lifting gas dan kondensat dari Blok Mahakam sangat penting bagi pemerintah dalam memenuhi target penerimaan negara dari sektor hulu migas. “Hal ini menjadi perhatian pemerintah dan juga SKK Migas.” ujar Amien.

Direktur Hulu PT Pertamina (Persero) Syamsu Alam, mengatakan pengelolaan Blok Mahakam sangat

Tambahan Produksi Pasca Terminasi TERMINASI WILAYAH KERJA MEMUNCULKAN HARAPAN BARU ATAS PENGELOLAAN BISNIS HULU MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) UNTUK DAPAT MENGGENJOT PRODUKSI LEBIH TINGGI LAGI. KESIAPAN SUMBER DAYA MANUSIA MENJADI SALAH SATU JAWABANNYA.


OLEH: TIM BULETIN/[email protected]

menantang baik secara kondisi operasinya maupun secara siklus lapangan-lapangannya yang sudah dikategorikan lapangan yang sudah matang (mature fields). “Ini tantangan tersendiri bagi kami untuk dapat mengoperasikan Mahakam dengan baik,”ujar Syamsu. Aset utama Wilayah Kerja Mahakam adalah sumber daya manusia dan Pertamina menegaskan akan menjaga aset tersebut. “Kami akan buktikan bahwa Blok Mahakam ini masih berkontribusi bagi Indonesia,” ujarnya.

Blok Mahakam masih menjadi salah satu penghasil gas terbesar di Indonesia. Saat ini terdapat 695 sumur yang berproduksi di wilayah kerja ini. Kontrak Bagi Hasil Blok Mahakam ditandatangani tahun 1966 dan sempat diperpanjang pada tahun 1997. Wilayah kerja yang berlokasi di Delta Mahakam, Kalimantan Timur, ini mulai berproduksi tahun 1974 yaitu dari Lapangan Bekapai. Saat ini jumlah sumur yang berproduksi di Blok Mahakam mencapai 695 sumur dengan produksi per Desember 2017 mencapai

1.351 MMscfd (million standard cubic feet per day) untuk gas dan 51.800 bopd (barrel of oil per day) untuk kondensat. Ada 7 lapangan yang beroperasi di Blok Mahakam, yaitu Lapangan Handil, Bekapai, Tunu, Tambora, Peciko, Sisi Nubi, South Mahakam. Lapangan Tunu dikategorikan sebagai Giant Gas Field dengan kontribusi mencapai 1/3 dari total produksi gas di Blok Mahakam. Saat ini lapangan yang ditemukan tahun 1977 ini memproduksi gas sekitar 500 MMscfd.

Sejak awal, komitmen TEPI selaku Kontraktor KKS kelas dunia adalah mengembangkan sumber daya manusia di Blok Mahakam semaksimal mungkin sehingga bisa mengakselerasi kompetensi yang ada. Saat ini komposisi pekerja di Mahakam, lebih dari 50 persen adalah usia di bawah 35 tahun. Artinya, keberhasilan Mahakam dapat berlanjut tanpa harus mengakselerasi kompetensi yang ada. Sejak tujuh tahun yang lalu secara intensif sumber daya manusia dikembangkan di cabang-cabang Total seluruh dunia sehingga karyawan tidak hanya untuk Mahakam tetapi

juga bisa membantu pengembangan sektor hulu migas di seluruh Indonesia.

Kebutuhan dalam negeri yang semakin besar terhadap gas bumi seperti industri, transportasi dan rumah tangga menjadikan penunjukan Pertamina menjadi salah satu alasan dalam terminasi tersebut. Untuk memastikan bahwa produksi migas tidak turun, sejak Juni lalu Pertamina sudah melakukan pengeboran eksplorasi di puluhan titik agar memperoleh cadangan baru. Cadangan gas di Blok Mahakam sekitar 4,9 triliun kubik kaki (Tcf/trillion cubic feet)dan minyaknya ada 105 juta barel. Dengan produksi minyak sebesar 50 ribu bph (barrel per hari), maka blok tersebut dapat bertahan selama enam tahun, jika tidak ditemukan cadangan baru. Dengan melakukan eksplorasi dan penerapan teknologi baru diharapkan akan membuat usia lapangan jadi lebih panjang.

BLOK TERMINASISesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 15 Tahun 2015 tentang Pengelolaan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi yang akan Berakhir Kontrak Kerjasamanya, pemerintah memiliki tiga opsi yaitu menyerahkan sepenuhnya pengelolaan blok migas kepada Pertamina, kepada kontraktor, atau pengelolaan secara bersama antara Pertamina dan kontraktor.

Selain Blok Mahakam, pada 2018 ada delapan blok terminasi yaitu empat di antaranya Sanga-sanga, Ogan Komering, South East Sumatera (SES) dan Tuban. Blok Sanga-sanga sebelumnya dikelola oleh VICO, Blok Tuban oleh Joint Operating Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ), Blok South East Sumatera oleh CNOOC SES Ltd, dan Blok Ogan Komering oleh Joint Operating Body Pertamina-Jadestone Energy (JOB PTOK). Keempat blok tersebut berakhir tahun ini dan dijanjikan oleh Kontraktor KKS eksisting untuk pengelolaan lebih baik.

Jika Pertamina ingin mengambil alih sepenuhnya pengelolaan keempat blok tersebut, perseroan setidaknya harus menyamakan penawaran dengan kontraktor (right to match). Sedangkan untuk empat blok sisa, pemerintah telah menyerahkan pengelolaan blok Tengah dan blok North Sumatera Offshore (NSO) kepada Pertamina. Hal ini dilakukan agar operasional lebih efisien mengingat Blok Tengah telah terunitisasi dengan Blok Mahakam, dan Blok NSO dekat dengan Blok NSB yang telah dikelola Pertamina. Berbeda dengan dua blok terminasi sisanya, Attaka dan East Kalimantan (EastKal), pemerintah berencana menggelar lelang terbuka pada Maret mendatang.


Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Amien Sunaryadi melakukan kunjungan ke Stasiun Pengumpul Gas (SPG) Paku Gajah dan Kuang PT. Pertamina EP di Kecamatan Lubai Ulu Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan pada 6 Desember 2017. Kunjungan dilakukan untuk meresmikan Paku Gajah sebagai langkah telah dioperasikannya stasiun pengumpul tersebut.

Pengoperasian Paku Gajah Development Project (PGDP) ini bertujuan mempercepat monetisasi aset Pertamina EP sehingga mendapatkan potensi eksplorasi di Struktur Pagardewa, Karangdewa, Prabumenang, Tasim, Pemaat, Kuang Selatan, Lavatera, dan Piretrium dapat diproduksi secara ekonomis.

PGDP berada di dua kabupaten, yaitu Muara Enim dan Ogan Komering Ulu (OKU). Gas yang dihasilkan dari SPG Paku Gajah dan SPG Kuang disalurkan ke konsumen PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk (PGN) maupun konsumen gas lainnya di Sumatera Selatan. PGDP menggunakan fasilitas produksi yang lengkap mulai dari memproduksi gas bumi dari sumur-sumur eksplorasi maupun dari sumur pengembagan PGDP yang telah dibor sejak 2010. PGDP juga merupakan salah satu tulang punggung (backbone) produksi gas di Sumatera Selatan di mana kebutuhan gas di Sumatera Bagian Selatan cukup tinggi mencapai 1.013,9 juta standar kubik kaki per hari (MMscfd). Namun, commited demand baru 353,2 MMscfd dengan allocated demand 330,7 MMscfd. Di luar itu, ada potential demand sekitar 330 MMscfd untuk kebutuhan pembangkit listrik yang dikelola PLN maupun pembangkit listrik yang dikelola swasta (independent power producer/IPP) serta pasokan gas untuk jaringan gas kota. Realisasi produksi PGDP sebesar 52,4 MMscfd (year to date) dan kondensat

sebesar 861 bopd. Sementara itu, target dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) 2017 sebesar 45,10 MMscfd dan kondensat 806 MMscfd.

“Proyek Paku Gajah penting untuk menjamin pasokan gas bagi kebutuhan domestik,” kata Amien.

Peresmian Stasiun Pengumpul Gas Paku Gajah dan Kuang ini ditandai oleh penekanan tombol dan gunting pita oleh Kepala SKK Migas, Bupati Muara Enim dan Bupati OKU. Turut menyaksikan, Kepala Perwakilan SKK Migas Sumbagsel, VPMR SKK Migas, Presiden Direktur Pertamina EP, dan Direktur Hulu Pertamina.

Dengan beroperasinya PGDP diharapkan mendorong tumbuhnya ekonomi Sumatera Selatan dan menciptakan dampak berantai (multiplier effect) yang lebih besar yang dapat dirasakan manfaatnya oleh masyarakat. “Industri hulu migas berkomitmen untuk terus memenuhi kebutuhan gas domestik demi kesejahteraan rakyat”, kata Amien. Menurutnya, dari pengerjaan proyek ini yang menjadi sangat penting bagi SKK Migas adalah selain pengerjaan yang relatif cepat juga realisasi anggaran yang baik dari pengajuannya yaitu terdapat penghematan sehingga proyek ini menjadi efisien.

Direktur Hulu Pertamina, Syamsu Alam, berterima kasih kepada seluruh pemangku kepentingan, seperti SKK Migas, Pemerintah Provinsi Sumsel, Pemerintah Kabupaten Muara Enim, Pemerintah Ogan Komering Ulu, dan mitra kerja lainnya yang berkontribusi dalam pencapaian PGDP.

“Masih banyak potensi cadangan yang besar. Diharapkan waktu yang akan datang dapat ditambah lagi fasilitas produksi serupa,” kata Syamsu.

SEREMONIAL OLEH: SOFIAN HADI/ [email protected]

Stasiun Pengumpul Gas Paku Gajah Diresmikan


Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Perwakilan Kalimantan dan Sulawesi (Kalsul) memastikan produksi minyak dan gas bumi (migas) selama tahun 2017 untuk wilayah Kalimantan dan Sulawesi aman dan terkendali. Hal ini disampaikan Kepala Perwakilan SKK Migas Kalsul, Nasvar Nazar, saat jumpa pers akhir tahun bersama media di Kantor Perwakilan SKK Migas Kalsul, Balikpapan pada 21 Desember 2017.

“Secara produksi untuk minyak dan gas di wilayah Kalimantan dan Sulawesi selama tahun 2017 telah berhasil mengerem laju penurunan produksi sebesar 4 persen dari 16 persen target pemerintah,” kata Nazar kepada media.

Menurutnya, jika produksi tidak dilakukan secara berkesinambungan dipastikan laju penurunan produksi minyak dan gas bumi sebesar 16 persen setiap tahun tersebut tidak dapat dibendung. Jika enam tahun tidak melakukan ada penemuan cadangan baru yang signifikan maka minyak dan gas bumi yang diproduksi akan habis.

Lebih lanjut Nazar menjelaskan, jumlah produksi migas wilayah Kalsul 2017 menurut data terakhir di bulan November mencapai 1.284.722 barel minyak per hari (bopd/barrel of oil per day) dan 26.889,51 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd/million standard cubic feet per day) untuk gas.

SEREMONIAL

SKK Migas Berhasil Tahan Laju Penurunan Produksi

OLEH: SINGGIH P. PERDANA/[email protected]

Monitoring dan Evaluasi TJS Kontraktor KKS Jabanusa

Sebagai ujung tombak di daerah, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Perwakilan Jawa, Bali dan Nusa Tenggara (Jabanusa) senantiasa melakukan pengawasan dan pengendalian kegiatan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) di daerah, tidak terkecuali untuk kegiatan Kehumasan Kontraktor KKS.

Akhir Desember 2017, SKK Migas Perwakilan Jabanusa melakukan monitoring terhadap 13 Kontraktor KKS Eksploitasi di Kabupaten Bojonegoro hingga Kabupaten Sumenep. Terdapat empat program yang dievaluasi, yakni Program Tanggung Jawab Sosial (TJS), Program Penunjang Operasi (PPO), Program Kelembagaan, dan Program Komunikasi serta Media. “Program kehumasan Kontraktor KKS sangat penting untuk dievaluasi guna memastikan program dilaksanakan sesuai dengan yang direncanakan sehingga memberikan manfaat bagi masyarakat di sekitar wilayah operasi,”

kata Kepala SKK Migas Perwakilan Jabanusa, Ali Masyhar.

Menurut Ali, dukungan masyarakat di sekitar wilayah operasi juga sangat penting untuk menunjang kelangsungan dan kelancaran kegiatan operasi hulu migas.

OLEH: DANANG AGUNG/[email protected]


SEREMONIAL

Pengawasan Pengukuran Lifting Migas Sumatera Bagian SelatanMenutup akhir tahun 2017, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Perwakilan Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) melakukan Pengawasan Pengukuran Lifting Migas dan Pemeriksaan Stok Akhir Tahun 2017 di berbagai wilayah Sumbagsel pada 31 Desember 2017 – 1 Januari 2018.

Salah satu lokasi kegiatan adalah Bangka Marine, Selat Bangka, Bangka Belitung, yang merupakan fasilitas milik PT Medco E&P Indonesia, yaitu BMT - FSOPelita Bangsa.

“Pengukuran lifting dan stok migas akan dilakukan hari ini. Semoga dapat terlaksana dengan baik,” kata Kepala Perwakilan SKK Migas Wilayah Sumbagsel, Tirat S. Ichtijar, dalam sambutannya saat mengunjungi lokasi.

Hasil pengukuran stok minyak mentah/ kondensat yang dilakukan secara bersama-sama SKK Migas –

PT. Medco E&P Indonesia ini didapatkan volume total minyak mentah sebesar 73,928.333 barel(BBLS) untuk Gross Standard Volume (GSV) dan 73,858.000 BBLS Netto Standard Volume (NSV). Pengukuran juga dilakukan di Petrochina Marine (Selat Berhala, Jambi), St. Kaji (Sumsel) dan PPP Tempino (Jambi).

OLEH: FERRY RUNTUWENE/ [email protected]

Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Perwakilan Papua dan Maluku (Pamalu) mengunjungi Kantor Papua Barat Pos, Sorong pada 12 Januari 2018. Kunjungan ini bertujuan untuk mempererat hubungan kerja sama SKK Migas dengan media lokal.

Tingkatkan Koordinasi dengan Media

OLEH: NAIRA/[email protected]

“Hubungan baik dengan media sangat penting dalam kegiatan hulu migas, terutama dalam pemberitaan,” kata Kepala SKK Migas Perwakilan Pamalu, Enrico CP Ngantung, saat memberi sambutan.

Menurut Enrico secara umum bahwa tugas SKK Migas memang mengawasi dan mengendalikan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) karena setiap tahun ada program dan budget dalam jangka panjang. “Ada POD (rencana pengembangan) supaya berjalan sesuai semestinya,” kata Enrico.

Pimpinan Redaksi Papua Barat Pos, Erick Sibarani, mengapresiasi kunjungan SKK Migas ke Papua Barat Pos dengan mengharapkan bahwa hubungan kerja sama antara SKK Migas dan media Papua Barat Pos dapat terjalin dengan baik serta berkesinambungan.


VAPE, Sebuah Solusi Berhenti Merokok?TREN VAPE AKHIR-AKHIR INI SEDANG MEREBAK LUAS DI MASYARAKAT. BUKAN HANYA PARA PEROKOK AKTIF, TIDAK SEDIKIT YANG BUKAN PEROKOK PUN KEMUDIAN MULAI MENGONSUMSI ALAT HISAP INI. LALU, APAKAH VAPE LEBIH AMAN DIKONSUMSI DIBANDING ROKOK KONVENSIONAL?

Personal vaporizer atau sering disebut PV / vape merupakan suatu alat yang menggunakan listrik dari tenaga baterai untuk menghasilkan nikotin dalam bentuk uap. Sejak dikembangkan pertama kali pada 2003 di China, produk ini telah menyebar di banyak negara dengan berbagai sebutan seperti electronic cigarette, (PV)/vape/vapor dan lain sebagainya. WHO menyebut produk ini sebagai electronic nicotine delivery system (ENDS).

Vape adalah inovasi dari bentuk rokok konvensional yang membakar tembakau menghasilkan asap, berubah menjadi alat yang mampu mengubah larutan menjadi uap. Ada banyak model vape, namun pada dasarnya tersusun atas 3 bagian yaitu baterai, atomizer dan cartridge. Baterai sebagai sumber tenaga untuk mengaktifkan atomizer yang berfungsi memanaskan dan menguapkan larutan dalam cartridge. Larutan tersebut mengandung nikotin dan bahan lain sebagai pembawa aroma atau rasa.

Cara penggunaan vape mirip degan rokok biasa. Saat pengguna menghisap vape, lampu indikator merah pada ujung vape akan menyala seperti api pada ujung rokok. Hisapan membuat chip dalam vape mengaktifkan baterai yang akan memanaskan larutan nikotin sehingga menghasilkan uap yang akan dihisap oleh pengguna vape.

Atomizer dalam vape mengubah larutan dalam cartridge menjadi uap, tanpa proses pembakaran. Kandungan bahan dalam uap yang dihasilkan vape tidak mengandung karbondioksida. Vape mengandung bahan toksik lebih rendah dari rokok biasa, tetapi tetap mengandung bahan toksik. Perbedaan ini membuat sebagian perokok beralih menjadi penghisap vape karena merasa lebih aman. Fakta lain adalah, seperti rokok, vape pun

mengandung nikotin, bahan karsinogen dan bahan radikal yang oksidatif. Setelah dihisap, nikotin akan masuk ke otak dalam beberapa detik dan menyebabkan pelepasan Dopanim yang akan memberikan rasa nyaman pada pengguna rokok atau vape. Adiksi atau ketagihan akan menimbulkan efek yang muncul segera

maupun jangka panjang. Nikotin juga terbukti sebagai penyebab rokok/vape menjadi pintu masuk mengonsumsi obat lain seperti kokain. Propilen glikol, gliserol dan formaldehid sebagai media pembawa rasa atau aroma vape berpotensi karsinogen (penyebab kanker).

Bahayanya, uap yang dihasilkan vape bisa mengiritasi dan menyebabkan peradangan saluran pernapasan atas, mulut dan mata. Penggunaan vape juga terbukti meningkatkan angka perawatan beberapa penyakit seperti infeksi paru, gagal jantung, disorientasi, tekanan darah rendah, dan masalah kesehatan lain.

Berbagai lembaga kesehatan dunia seperti CDC, IUTLD, AAP, NIDA, FDA dan WHO menyatakan bahwa vape berpotensi meningkatkan adiksi terhadap nikotin dan produk tembakau. Badan pengawas obat dan makanan Amerika (FDA) tahun 2014 menyatakan bahwa vape mungkin menjadi pintu masuk atau produk perantara para remaja untuk mencoba produk tembakau lainnya, termasuk rokok konvensional, yang sudah diketahui menyebabkan penyakit dan risiko kematian dini.

Penelitian di Australia tahun 2014 menunjukkan alasan penggunaan vape sebagian besar untuk membantu berhenti merokok (80,4%), namun belakangan WHO tidak merekomendasikan karena vape terbukti tidak konsisten dalam meningkatkan keberhasilan program berhenti merokok.

INFO SEHATOLEH: DR. SUBAGYO, SP.P, SPESIALIS PULMONOLOGI RS PERTAMINA BALIKPAPAN

Dr. Subagyo, Sp.PRS. Pertamina Balikpapan


Beberapa Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) memiliki cara sendiri untuk melakukan efisiensi dalam kegiatan operasionalnya. Sharing pengalaman antara kontraktor dapat menjadi media bagi kontraktor lainnya untuk menemukan solusi alternatif agar migas yang diproduksikan dari sisi kegiatan operasi lebih efisien.

Untuk itu, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) memberikan kesempatan kepada Halliburton Indonesia untuk mengadakan presentasi dan diskusi terkait efesiensi oil recovery dan teknologi multilateral di Kantor SKK Migas Pusat, Jakarta pada 11 Desember 2017. Diskusi dengan tema “Improved Oil Recovery & Asset Management with Multilateral Completion Technology” ini diikuti oleh tim Penyelesaian Sumur (Completion) Halliburton.

Dalam diskusi ini, Halliburton menjelaskan bagaimana melakukan oil recovery yang efisien melalui completion beberapa sumur berdekatan yang terhubung sehingga dapat menghemat waktu dan biaya. Presentasi dibawakan oleh Country Manager Halliburton, Andreas Seno.

Teknologi multilateral adalah teknologi pengeboran dan penyelesaian di mana sumur memiliki cabang bawah permukaan yang tidak hanya mengurangi capital expenditure (Capex), tetapi juga meningkatkan exposure terhadap reservoir yang sudah terbukti memberikan nilai tambah bagi berbagai perusahaan pengelola migas di dunia sejak beberapa dekade lalu.

“Lebih dari 1000 cabang sumur dilakukan dengan tingkat kesuksesan di atas 97 persen dengan perencanaan dan pelaksanaan yang seksama,” kata Andreas.

Umur produksi sumur secara umum dibatasi oleh gas breaktrough dan atau water cut. Dalam beberapa kasus hal ini bisa diatasi dengan penerapan teknologi intelligent completions untuk mengontrol aliran produksi dari tiap bagian reservoir. Banyak contoh nyata, dual, trilateral bahkan quadrilateral completion diperlukan untuk mengoptimalkan penetrasi reservoir secara lebih ekonomis.

Beberapa kriteria yang harus dipertimbangkan dalam pemilihan dan perencanaan completion antara lain, integritas cabang, aksesibilitas cabang untuk keperluan well intervention atau reentry, selektivitas dan isolasi. Penempatan cabang dipengaruhi oleh parameter geologi, geometri dan produksi. Adapun beberapa jenis formasi yang harus dihindari seperti unconsolidated sand atau formasi yang reaktif seperti serpih (shale), lempung (clay) dan garam.

Penentuan jumlah dan tipe cabang juga didasarkan atas target produksi sumur secara keseluruhan. Simulasi perlu dilakukan untuk menentukan nilai tambah yang bisa didapatkan, membandingkan antara sumur vertical, horizontal dan multilateral dari segi jumlah tambahan produksi, serta biaya yang harus dikeluarkan.

HARGA MINYAK MENTAH DUNIA YANG FLUKTUATIF MEMENGARUHI AKTIVITAS EKSPLORASI DAN EKSPLOITASI MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS). BERAGAM CARA DILAKUKAN UNTUK MENJAGA AGAR PRODUKSI TETAP BERLANGSUNG DALAM STANDAR KEEKONOMIAN. DI ANTARANYA DENGAN MELAKUKAN KEBIJAKAN EFISIENSI DAN TEKNOLOGI YANG TEPAT AGAR BISA MENGURANGI BIAYA PER BAREL (COST PER BARREL OIL EQUIVALENT) DARI MIGAS YANG DIPRODUKSIKAN.

Efisiensi Oil Recovery dan Manajemen Aset Menggunakan Multilateral Completion

OLEH: GYZELDA DISANTY/[email protected]


Keberadaan anjungan lepas pantai (offshore) selalu mengundang kawanan ikan di laut. Cahaya terang lampu dan pembuangan limbah organik menjadi daya tarik tersendiri bagi mereka untuk berkumpul di dekat platform. Kondisi ini pun terjadi di platform gas Ruby, yang merupakan wilayah kerja Mubadala.

Berkumpulnya gerombolan ikan ini tentu menjadi peluang besar bagi nelayan Majene, namun bisa juga menjadi ancaman bagi platform. Kebiasaan nelayan yang merokok saat memancing, bahkan memasak di perahu bisa memacu ledakan jika ada kontak dengan gas di lingkungan anjungan. Hal ini yang menggerakkan Mubadala untuk memberi pemahaman khusus bagi nelayan tradisional tentang risiko berkegiatan di sekitar area produksi.

“Bahaya yang mungkin timbul tidak hanya akan membahayakan para nelayan, tapi juga pekerja di platform dan sumur produksi yang merupakan asset negara,” kata External Relations and Communications Mubadala Petroleum, Ruly Bernaputra.

Menurut Ruly, Mubadala Petroleum memutuskan memberi batasan kegiatan nelayan di radius 500 meter dari platform Ruby. Selain menaikkan patroli menggunakan Standby Vessel dan menempatkan personil dari TNI AL di platform, Mubadala juga menyosialisasikan risiko memancing di dekat platform kepada nelayan.

Nelayan kemudian diberikan rekomendasi titik memancing yang berpontesi lagi aman. Tidak hanya itu, nelayan juga dibantu dalam mendesain rumpon, konstruksi dan penempatannya yang digunakan untuk membatasi area pemancingan. Sejak dipasang pada 2015, lebih dari 100 nelayan telah memanfaatkan rumpon tersebut. Pada akhirnya nelayan tidak lagi berkegiatan di dekat ajungan.

“Sejak dipasang rumpon laut nelayan memiliki kepastian pilihan titik penangkapan yang banyak, setidaknya nelayan bisa menghemat bahan bakar

hinga 50 persen dari konsumsi bahan bakar dari hari-hari sebelumnya,” teran Ruly. Program tersebut, sambung Dia, secara tidak langsung mendekatkan hubungan Mubadala dengan nelayan Majene, serta Pemerintah Kabupaten Majene.

Selain pemberdayaan nelayan, Mubadala pun mendukung peningkatan kualitas pendidikan bagi anak nelayan di Kecamatan Samboja, Kutai Kartanegara. Dimulai pada 2012, Mubadala Petroleum memberikan fasilitas pendidikan di sekolah dasar, SDN 027 dan SDN 031 Kuala Samboja. Fasilitas yang diberikan adalah penyediaan sarana air bersih, pembangunan mushola, renovasi perpustakaan dan kamar mandi, dan rehabilitasi lapangan serbaguna.

Kontraktor KKS ini pun memberi dukungan untuk pendidikan tinggi bagi masyarakat nelayan di Kotabaru, Kalimantan Selatan. Salah satu pertimbangannya adalah tingginya minat generasi muda keluarga nelayan untuk berkuliah tidak diimbangi oleh kemampuan finansial. Pada 2015, Mubadala Petroleum bekerjasama dengan Politeknik Kotabaru untuk memberikan program beasiswa. Pemilihan politeknik berdasarkan dengan perkembangan industri di Kotabaru, seperti semen, batubara, pengolahan sawit, hingga industri penunjang kemaritiman.

Membangun Masyarakat Nelayan Sekitar West SebukuKONTRAKTOR KONTRAK KERJA SAMA (KONTRAKTOR KKS) MUBADALA PETROLEUM MENJALANKAN KOMITMEN YANG BERINTEGRITAS DAN TRANSPARAN DALAM PROGRAM TANGGUNG JAWAB SOSIAL (TJS). DENGAN MEMBERI PEMAHAMAN TERKAIT KEGIATAN PRODUKSI MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS), OPERATOR BLOK WEST SEBUKU INI BERHASIL MELIBATKAN MASYARAKAT DALAM OPERASIONALNYA.

OLEH: HAIDAR/ [email protected] TJS FORUM

Pelepasan Rumpon di Perairan Majene

BUMI / #55 November 201716

Perbaikan business process yang cenderung taktis tanpa terpaku dengan administrasi yang menumpuk menjadi langkah besar yang dilakukan Deputi Perencanaan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas), Jaffee Arizon Suardin. “Salah jika kita hanya memikirkan rencana untuk satu tahun ke depan, seharusnya kita berencana untuk 5-10 tahun ke depan,” kata pria yang biasa disapa Buyung ini.

Dengan menempatkan diri sebagai pebisnis, Jaffee mengarahkan timnya agar mampu interaktif dan memberikan kemudahan bagi Kontraktor KKS yang merupakan mitra SKK Migas untuk melaksanakan komitmen pastinya dengan baik, serta meningkatkan kembali investasi di hulu migas. Pada akhirnya pemenuhan kebutuhan negara akan migas dapat terpenuhi untuk jangka waktu yang panjang.

Berbagai inovasi telah dibuat Bidang Perencanaan, seperti percepatan penyusunan WP&B, penunjukkan operator berpengalaman sebagai referensi Enhanced Oil Recovery (EOR), pembukuan data-data lapangan

PERENCANAAN MERUPAKAN BARISAN TERDEPAN DALAM KEGIATAN INDUSTRI HULU MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS). PENGAMBILAN KEPUTUSAN YANG CEPAT SAAT MENYUSUN PROGRAM KERJA DAN ANGGARAN (WP&B/WORK PROGRAM AND BUDGET) DIBUTUHKAN AGAR KONTRAKTOR KONTRAK KERJA SAMA (KONTRAKTOR KKS) DAPAT SEGERA BEROPERASI DAN MEMENUHI TARGET PRODUKSINYA.

OLEH: ADHITYA C. UTAMA/ [email protected]


FIGUR

migas di Indonesia, analisa data yang melahirkan i-cost, dan lainnya. Semua dilakukan untuk memenuhi tugas SKK Migas, yaitu menambah cadangan, meningkatkan produksi, simplifikasi proses dan optimalisasi cost. Berikut hasil wawancara Jaffee dengan BUMI, yang dilakukan awal Januari kemarin di ruang kerjanya:

WP&B sudah disepakati akhir tahun lalu. Bisa diceritakan seperti apa hasilnya? Adakah yang berbeda ketimbang pembahasan tahun-tahun sebelumnya? Rapat WP&B 2018 telah dilaksanakan pada akhir tahun 2018 tepatnya dimulai pada 2 Oktober hingga 30 November 2017. Rapat diikuti sebanyak 83 Kontraktor KKS Eksploitasi. Untuk Kontraktor KKS Ekplorasi diikuti oleh 107 Wilayah Kerja dari yang dijadwalkan sebanyak 121 wilayah kerja. Kita mulai ubah persetujuan WP&B harus dipercepat. Ini merupakan salah satu perbaikan business process, di mana kita dapat menghemat man hour SKK Migas dan Kontraktor KKS sehingga bisa fokus melakukan tugas utamanya, yaitu menambah cadangan, meningkatkan produksi, simplifikasi proses dan optimasi biaya.

Selalu ada gap antara kesepakatan WP&B dan target dalam APBN, khususnya dalam hal lifting migas. Bagaimana upaya meminimalisasi gap tersebut? Masalah gap (kesenjangan) selalu ada, tidak hanya di 2017, dan harus dicermati. Kesepakatan lifting yang dicapai dalam WP&B merupakan hasil diskusi teknis antara SKK Migas dan Kontraktor KKS. Upaya yang dilakukan SKK Migas dalam mencapai target APBN tersebut yaitu dengan cara menggali dan memunculkan inovasi baik dari aspek subsurface dan surface, terutama dalam hal teknologi dan metode serta analisa sehingga mengoptimalkan potensi peningkatan produksi yang ada di wilayah kerja eksploitasi, dan mempercepat proses persetujuan usulan sumur-sumur yang dapat meningkatkan dan menambah produksi. Untuk jangka panjang, usaha meninimalisasi gap tersebut adalah dengan pelaksanaan EOR secara berkesinambungan.

Bagaimana peluang teknologi, semisal EOR untuk meningkat produksi migas Indonesia? Seperti apa tantangan proyek EOR saat ini? Tantangan terbesar dalam penerapan EOR adalah ketersediaan waktu dan keseriusan Kontraktor KKS dalam melakukan kegiatan EOR. Cukup banyak Kontraktor KKS yang memiliki potensi EOR namun akan habis kontrak dalam 2-4 tahun ke depan. Sementara tahapan penerapan EOR memerlukan waktu yg cukup lama sejak persiapan laboratorium, field trial, hingga penerapan penuh skala lapangan. Adapun upaya SKK Migas untuk mendorong EOR adalah dengan mengarahkan Kontraktor KKS dapat bekerja sama dengan operator EOR yang sudah


memiliki fasilitas, data, teknologi, sumber daya manusia, serta pengalamannya. Baru-baru ini sudah ada MoU kerja sama dengan Sinopec, perusahaan dari Cina yang sudah mengembangkan EOR sejak tahun 1960-an, sehingga dapat memberikan rekomendasi metode EOR untuk lapangan-lapangan di Indonesia yang kriterianya beragam

Tahun 2017, investasi eksplorasi, khususnya di WK Eksplorasi sangat rendah. Realisasi sumur pengeboran eksplorasi, terlebih di WK Konvensional juga kurang menggembirakan. Adakah terobosan yang dilakukan untuk tahun 2018? Di 2017 kita memiliki 22 sumur konvensional, salah satu yang terbesar adalah Parang I di Nunukan yang merupakan 10 besar di dunia. Lalu kenapa investasi eksplorasi masih rendah? Untuk eksplorasi yang dibutuhkan adalah data yang banyak, jadi kita lakukan studi di basin-basin lain untuk memperbaiki data. Akhir 2017, SKK Migas berhasil membukukan data-data sumur dari WK yang ada yang berjudul “Petroleum Systems of the Eastern Indonesia Region” yang bisa menjadi referensi bagi investor untuk berinvestasi di sini. Kita harus dapat mempromosikan WK yang ada dan kebanyakan investor mengeluhkan administrasi. Oleh karena itu SKK Migas pun melakukan meeting dengan Kontraktor KKS Eskplorasi untuk mengkluster perusahaan seismik yang melakukan eksplorasi di daerah yang berdekatan. Tujuannya agar bisa digabungkan dalam satu kontrak sehingga mengoptimalkan biaya. Sedangkan untuk kotraktor yang ‘dhuafa’ (lemah), SKK Migas hanya dapat membantu memperpanjang waktu.

SKK Migas juga dibantu Wakil Menteri ESDM memberi arahan kepada Kontraktor KKS untuk memenuhi komitmen pastinya. Kegiatan ini sangat bermanfaat bagi Kontraktor KKS, karena mereka merasa mendapatkan kembali perhatian dari pemerintah. Wamen pun membantu memberikan solusi teknis. Sistem reward dan punishment yang diberikan kepada Kontraktor KKS menjadi dorongan tersendiri. Hasil dari arahan kemarin, terdapat 14 WK yang kinerjanya meningkat dan 27 WK yang dalam proses memenuhi kegiatan. Rencananya kegiatan ini akan dilakukan lagi di 2018. Dampak kurangnya eksplorasi adalah minimnya Reserve Replacement Ratio (RRR). Tahun 2017, KPI SKK Migas terkait RRR ini tidak tercapai. Adakah langkah untuk meningkatkan RRR dalam jangka pendek dan jangka panjang? Hasil dari 2017 RRR kita hanya mencapai 92 persen dari target 2017 yang hanya 60 persen. Masalahnya adalah di administrasi. Saat ini untuk RRR harus didahului dengan persetujuan POD (Plan of Development). Jika belum distujui POD nya cadangan tidak tercatat, makanya hanya tercatat 92 persen. Tapi SKK Migas

sangat optimis dengan memasang target RRR 100 persen. Kita optimis kendala-kendala diatasi dengan mempercepat persetujuan POD. Sesuai arahan dari ESDM, setiap rapat POD sudah melibatkan seluruh pihak, termasuk Direktorat Jenderal Migas, sehingga bisa cepat mengambil keputusan. Sedangkan untuk POD yang masih dibutuhkan untuk waktu yang akan datang dapat dievaluasi setelah melakukan target kerja terdekat terlebih dahulu.

Terkait eksploitasi, bagaimana mengoptimalkan cadangan yang ada dikaitkan dengan kesinambungan produksi? Berbagai upaya yang kami lakukan untuk mengoptimalkan cadangan pada intinya adalah kita harus dapat terus melakukan inovasi, baik penggunaan teknologi pada analisa data subsurface, pada pengeboran, maupun pada komplesi sumur, serta peningkatan secara terus menerus keilmuan dan kompetensi teknis sehingga dapat menerapkan metode-metode analisa data subsurface dan surface dengan penggunaan metode-metode yang terus berkembang.

Upaya yang dapat dilakukan adalah melakukan Manajemen Reservoir, melakukan pengeboran pengembangan ke arah step-out (ke arah luar) tidak hanya di infield untuk membuka peluang/tambahan potensi baru. Selain itu, berani mencoba teknologi baru untuk memproduksikan potensi hidrokarbon dengan melakukan fracturing pada reservoir, walaupun dengan property yang tidak terlalu bagus (porosity dan permeability kecil). Juga penggunaan teknologi pengeboran dan komplesi yang tepat untuk meningkatkan success ratio pengeboran dan mengurangi Non-Productive Time agar cadangan migas yang didapatkan bisa diproduksikan sesuai rencana.

Ada lagi yang ingin disampaikan?Bidang Perencanaan tidak hanya merencanakan kegiatan kerja tahun ini, tapi harus merencanakan 5 sampai 10 tahun berikutnya. Kemampuan nego dan diskusi dengan Kontraktor KKS harus ditingkatkan agar dapat cepat menentukan solusi. SKK Migas juga sudah melakukan analisis big data sendiri mengenai data lapangan migas dan menghasilkan unit cost (biaya). Unit biaya ini nanti digunakan untuk referensi sehingga dapat mempercepat proses AFE (Authorization for Expenditure) selama 1-2 hari, unit biaya ini sudah dikembangkan menjadi i-cost (integrated cost optimization and standardization strategy) di 2017, yang mengintegrasi faktor-faktor penentu limit (batas) biaya yang terbaik untuk masing-masing lapangan. Ini tidak melibatkan konsultan manapun, karena pemilik data lapangan migas terbesar dan tahu kondisinya adalah SKK Migas. Sehingga kita bisa gunakan waktu untuk yang benar-benar menghasilkan, untuk kenaikan cadangan, kenaikan produksi, simplikasi bisnis dan optimasi biaya.


Peralihan skema cost recovery menjadi gross split, turunnya investasi hulu migas, terminasi Blok Mahakam, sedikitnya eksplorasi, merangkaknya harga minyak dunia dan lainnya secara langsung berdampak pada produksi migas. Hal ini kemudian dapat diatasi SKK Migas, dibuktikan dengan capaian penerimaan negara dari hulu migas mencapai US$13,1 miliar, di atas target Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara Perubahan (APBN-P) yang sebesar US$12,2 miliar.

“Penerimaan negara melewati target pemerintah, yaitu 108 persen,” kata Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi, dalam acara Media Briefing yang diadakan di Kantor Pusat SKK Migas, Jakarta pada 5 Januari 2017. Amien menambahkan, ini juga disebabkan oleh naiknya harga minyak dunia hingga US$60 per barel dari sebelumnya yang hanya US$48 per barel di pertengahan tahun.

Untuk capaian lifting migas, lanjut Amien, sudah mencapai 1.944 ribu barel oil ekuivalen per hari (boepd), atau 98,9 persen dari target APBN-P 2017, yaitu 1.965 ribu boepd. Capaian ini tergabung dari realisasi lifting minyak bumi sebesar 803,8 ribu barel minyak per hari (bopd), atau 98,6 persen dari target APBN-P 2017 dan realisasi lifting gas bumi sebesar 6.386 juta standar kaki kubik per hari (MMscfd), atau 99,2 persen dari target APBN-P 2017. Menurut Amien, angka lifting sempat turun diakibatkan oleh beberapa faktor, yaitu terminasi blok besar, yaitu Mahakam, dan masih belum matangnya rencana pengembangan sumur produksi menggunakan metode Enhanced Oil Recovery (EOR).

“Saat akan terminasi, operator eksisting enggan menambah investasinya. Padahal operator barunya belum ditentukan,” kata Amien. Untuk itu SKK Migas mengusulkan kepada Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) agar penunjukkan operator dapat ditentukan jauh sebelum terminasi. Di mana operator baru wajib membayar undercover cost untuk mengganti cost yang dikeluarkan operator eksisting untuk investasinya yang baru. Usulan ini kemudian sudah disetujui oleh Menteri ESDM dengan

dikeluarkannya Peraturan Menteri ESDM perihal Investasi yang akan dikeluarkan di awal 2018.

Adapun efek lain yang disebabkan dengan terminasi Blok Mahakam adalah membengkaknya angka cost recovery, dimana tahun 2017 melewati batas maksimum, yaitu sebesar US$11,3 miliar atau 106 persen dari target APBN-P 2017. “Karena terminasi, pihak Total (Total E&P Indonesie) meminta mempercepat pembayaran cost recovery, sehingga tahun ini alokasinya membengkak,” katanya.

Sedangkan terkait EOR, Amien mengakui pihaknya tengah mendorong beberapa operator dengan lapangan yang berpotensi untuk melakukan EOR. Menurutnya EOR sudah menjadi salah satu solusi yang harus dilakukan untuk menambah produksi migas di sumur pengembangan. SKK Migas pun menandatangani kerja sama dengan beberapa operator asing yang sudah lama berinovasi di EOR. Tujuannya adalah sebagai referensi pemilihan metode EOR yang sesuai dengan sumur yang ada.

Perihal realisasi investasi eksplorasi di 2017 yang baru mencapai US$180 juta, Amien berpendapat bahwa selain masalah perizinan, terdapat beberapa Kontraktor KKS yang kesulitan finansial. “Akan segera diterminasi agar tidak menghambat produksi negara,” terangnya. Menurut Dia, sedikitnya kegiatan eksplorasi menyebabkan cadangan migas (RRR/reserves replacement ratio) 2017 yang hanya mencapai 55,33 persen, atau 92,2 persen dari target RRR 60 persen.

PERBAIKAN BUSINESS PROCESS DAN EFISIENSI BERHASIL MENGANTAR SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS) MELEWATI TARGET PENERIMAAN NEGARA DI BIDANG HULU MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) 2017. PRESTASI INI BERHASIL DICAPAI MESKI DIHADAPKAN DENGAN BERBAGAI FAKTOR YANG MEMENGARUHI PENURUNAN PRODUKSI.

PERSPEKTIF


OLEH: AGATHA CITARA/ [email protected]


OLEH: ALFIAN/ [email protected] PERSPEKTIF

Semangat Baru Hulu Migas di Blok MahakamSESUAI KONTRAK YANG SEBELUMNYA DIPERPANJANG PADA 1997, BLOK PRODUSEN GAS TERBESAR DI INDONESIA, BLOK MAHAKAM, DIPINDAHTANGANKAN DARI OPERATOR SEBELUMNYA TOTAL E&P INDONESIE MENJADI PERTAMINA HULU MAHAKAM DI AWAL 2018.

Sejak produksi pertama pada 1974 di Lapangan Bekapai hingga akhir 2017, Mahakam sudah menyumbang total 1.351 juta standar kubik kaki per hari (MMscfd) gas bumi dan 51.800 barel minyak per hari (bopd) untuk kondensat. Besar volume ini didapat dari 695 sumur yang tersebar di tujuh lapangan yang beroperasi, yaitu Lapangan Handil, Bekapai, Tunu, Tambora, Peciko, Sisi Nubi dan South Mahakam.

Dengan berakhirnya kontrak Total di Mahakam, operasional blok ini kemudian diberikan sepenuhnya ke PHM oleh pemerintah melalui seremoni Serah Terima Pengelolaan WK Mahakam pada 1 Januari 2018 dini hari.

Sebagai bagian dari rangkaian acara, pada 31 Desember 2017 pagi Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi, Deputi Perencanaan SKK Migas, Jaffee Arizon Suardin, dan Direktur Hulu PT Pertamina (Persero), Syamsu Alam, mengunjungi fasilitas North Processing Unit (NPU) yang berlokasi di Lapangan Tunu. Setibanya di lokasi, rombongan disambut oleh President & General Manager Total E&P Indonesie, Arividya Noviyanto. Lapangan Tunu dikategorikan sebagai Giant Gas Field dengan kontribusi mencapai sepertiga dari total produksi gas di Blok Mahakam, sekitar 500 MMscfd. Setelah kunjungan lapangan, dilakukan juga penanaman pohon untuk memelihara keasrian lingkungan di kawasan NPU.

Sementara itu pada waktu yang hampir bersamaan, Wakil Kepala SKK Migas, Sukandar, dan Deputi Operasi SKK Migas, Fatar Yani Abdurrahman, mengunjungi Kilang LNG Badak di Bontang, Kalimantan Timur. Pasokan gas untuk kilang ini sebagian besar dipasok dari Blok Mahakam Kegiatan diawali dengan courtesy visit manajemen SKK Migas kepada manajemen PT Badak NGL selaku operator Kilang LNG Badak. Adapun per 1 Januari 2018, SKK Migas memiliki kontrol pada operasional dan biaya di kilang ini. Sebelumnya, kontrol berada di Pertamina Joint Management Group (JMG).

Kilang LNG Badak merupakan yang tertua di dunia dan telah beroperasi lebih dari 40 tahun. Tahun 2018, produksi LNG dari Badak NGL mencapai 50 persen dari produksi nasional. Nilai transaksi penjualan LNG yang diproses di kilang ini diperkirakan mencapai Rp32,5 triliun. Kedua poin ini menjadikan pengelolaan di Kilang LNG Badak menjadi strategis.

Acara utama Serah Terima Pengelolaan WK Mahakam pun diselenggarakan malamnya di KompleksPerumahan Gunung Utara, Balikpapan ini dihadiri oleh SKK Migas, PT. Pertamina (Persero), Pemerintah Daerah, dan seluruh pekerja Total E&P Indonesia dan Inpex yang akan menjadi pekerja Pertamina Hulu Mahakam.

“Kami sangat bangga atas yang kami capai sampai saat ini. Kami juga telah melaksanakan komitmen kepada Pertamina terkait pengeboran sehingga produksi dapat berjalan lancar per 1 Januari 2017,” kata Executive VP Operations & District Manager for East Kalimantan Total E&P Indonesie, Philippe Groueix, saat membuka seremoni.

Amien menyampaikan apresiasinya kepada Total selama menjadi operator Blok Mahakam. Menurutnya pencapaian produksi migas Mahakam harus bisa terus dipertahankan. Persoalan sumur yang sudah mature itu menjadi tantangan tersendiri bagi SKK Migas dan PHM.

“Sebagai world class company, saya yakin Pertamina juga melakukan prudent operatorship. Wilayah kerja baru yang diterimanya akan dikelola sehingga operasionalnya akan berjalan normal. Artinya tidak mengalami drop production signifikan,” kata Amien.

Seremoni dilanjutkan dengan pengembalian secara simbolik WK Mahakam dari Total dan Inpex kepadapemerintah yang diwakili oleh SKK Migas yang kemudian diberikan kepada PHM. Direktur Utama Pertamina Hulu Indonesia, Bambang Manumayoso, secara simbolis menyerahkan safety helmet dan badge kepada perwakilan pekerja Pertamina Hulu Mahakam.


ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) ADALAH SALAH SATU SOLUSI UNTUK MENINGKATKAN PRODUKSI MINYAK DARI SUMUR PENGEMBANGAN. KEBUTUHAN WAKTU DAN BIAYA YANG TAK SEDIKIT DALAM PENGEMBANGANNYA, MEMBUAT EOR BELUM MENJADI PRIORITAS KONTRAKTOR KONTRAK KERJA SAMA (KONTRAKTOR KKS) EKSPLOITASI DI INDONESIA.

SKK Migas Gandeng Sinopec Aplikasikan Teknologi EOR

Metode primer pengambilan minyak dari perut bumi tidak lagi dapat diandalkan untuk menaikkan produksi dalam negeri. Dibutuhkan metode sekunder maupun tersier yang efektif menaikkan volume minyak yang sulit diproduksi, yang kita kenal sebaga EOR, untuk memaksimalkan sumur produksi yang ada. Masalahnya adalah kita tidak dapat menyeragamkan EOR untuk semua sumur, karena sumur Indonesia memiliki struktur geologis dan geografis yang bervariasi.

Untuk mendukung program EOR dapat segera dilaksanakan di dalam negeri, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) menjalin kerja sama dengan salah satu operator EOR yang memilki pengalaman EOR cukup lama, yaitu Sinopec dari Cina. Kerja sama ini dituangkan dalam Nota Kesepahaman yang ditandatangani Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi dan President of Sinopec Oilfield Service Shengli Corporation, Zhang Yu. Penandatanganan dilakukan di Kantor SKK Migas Pusat, Jakarta pada 15 Desember 2017. Kerja sama difokuskan pada penerapan teknologi EOR di Indonesia.

“Kami ingin menjalin kerja sama, tidak hanya penerapan tetapi juga saat mencari solusi,” kata Deputi Perencanaan SKK Migas 2017, Jaffee Arizon Suardin di acara penandatanganan.

Jaffee menjelaskan selama mengunjungi Sinopec di Cina, pihaknya telah diperlihatkan secara langsung teknologi EOR dan pengaplikasiannya dari tangan pertama. Asam garam Sinopec mengembangkan EOR sejak 1968 membuatnya memiliki banyak data yang bisa dijadikan referensi untuk menentukan secara cepat metode EOR yang cocok diaplikasikan di sebuah sumur. Ini tentu baik karena bisa menghemat waktu hingga pelaksanaan EOR. “Kita berharap kolaborasi ini membawa peningkatan pada produksi migas nasional,” kata Jaffee.

Sementara itu, Zhang Yu mengatakan akan berusaha sebaik mungkin mengenalkan EOR ke SKK Migas. Tidak hanya mengenalkan teknologi, tetapi juga desain dan penerapan EOR. Dia pun berharap teknologinya

dapat membantu SKK Migas meningkatkan produksi minyak Indonesia. “Inilah kali pertama dilakukan kerja sama penerapan EOR di Indonesia,” katanya sambil menambahkan komitmennya untuk pengembangan teknologi minyak, terutama dalam eksplorasi.

Kerja sama ini disambut baik Amien. Menurutnya, Sinopec memiliki kapasitas, pengalaman, Sumber Daya Manusia (SDM) dan reputasi yang tidak diragukan. “Sinopec adalah perusahaan besar. Kita harapkan bisa berinvestasi di Indonesia,” katanya.

Dalam pelaksanaan Nota Kesepahaman ini, SKK Migas mengarahkan agar seluruh Kontraktor KKS yang akan menggunakan EOR dapat memprioritaskan Sinopec sebagai operator yang akan diajak bekerja sama. Tujuannya adalah mempercepat dimulainya EOR di Indonesia tanpa harus lagi membuka tender untuk pengadaan karena hanya akan membuang waktu.

Amien menambahkan, saat ini SKK Migas tengah mengarahkan Pertamina EP untuk melakukan EOR. Dia pun berharap Nota Kesepahaman ini bisa menjadi landasan penerapan teknologi EOR Sinopec di kandidat lapangan Pertamina EP yang nantinya akan dievaluasi terlebih dahulu. “Kami sangat serius dengan kerja sama ini,” katanya.

Sejauh ini terdapat 36 lapangan yang berpotensi untuk diterapkan EOR. Lapangan tersebut merupakan wilayah kerja Pertamina EP, Medco, dan Chevron. Seluruh sumur nantinya akan dievaluasi dan ditargetkan mulai diterapkan EOR di salah satu sumur pada tahun 2018.

SPEKTRUM OLEH: SUHENDRA ATMAJA/ [email protected]


Sebagai agenda rutin akhir bulan, Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) melaksanakan kegiatan Pengawasan Lifting & Pengukuran Stok Migas Akhir Tahun 2017 pada 31 Desember 2017. Pengawasan ini dilakukan di beberapa terminal tangki milik Kontraktor KKS eksploitasi di Indonesia. Kegiatan ini melibatkan pekerja SKK Migas dari Berbagai fungsi serta diikuti Manajemen SKK Migas.

“Pengawasan diadakan adalah untuk memperoleh informasi jumlah produk yang tertampung di fasilitas-fasilitas penyimpanan Kontraktor KKS hingga pukul 24:00 di tiga zona waktu; WIT, WITA, dan WIB,” kata Kepala SKK Migas, Amien Sunaryadi.

Pengukuran stok minyak mentah dan kondensat di tangki darat dan tangki terapung yang dilakukan

meliputi Pengukuran Ketinggian Minyak Mentah / Kondensat dan Air Bebas sesuai dengan ASTM D-1085 atau API 2545 dan ASTM D-1086 atau API 2543. Selain itu pengukuran juga dilakukan pada tangki penyimpanan minyak mentah atau kondensat di terminal PPP atau PSU. Untuk pengawasan lifting migas dilakukan pada kapal tanker minyak, LPG, LNG, kondensat saat ada kegiatan pengapalan, serta pada pipa penyalur minyak dan gas di titik serah.

“Stok minyak per 31 Desember 2017 jam 24:00 mencapai 6,99 juta barel. Terdapat selisih antara perhitungan dengan pengukuran sebesar 660 ribu barel (discrepancy 0,23 persen),” kata Amien. Discrepancy tersebut terjadi karena shrinkage, tank cleaning di Pertamina EP, perbedaan alat ukur, adanya penggantian FSO di ConocoPhillips Grissik, PHE WMO dan Santos.

OLEH: ALFIAN/ [email protected] SPEKTRUM

PENERIMAAN NEGARA DARI HULU MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) DITENTUKAN OLEH VOLUME LIFTING MINYAK, GAS, SERTA KONDENSAT YANG TELAH DIPRODUKSI OLEH KONTRAKTOR KONTRAK KERJA SAMA (KONTRAKTOR KKS). PENGAWASAN HARUS DILAKUKAN AGAR VOLUME LIFTING HASIL PENGUKURAN SESUAI DENGAN YANG DILAPORKAN.

Kegiatan Pengawasan Lifting dan Pengukuran Stok Minyak dan Gas

LOKASI TERMINAL KONTRAKTOR KKS/ JOB JANIS TANGKI

Laut Natuna Belida Marine, Anoa Marine, Kakap Marine

Medco Energi Natuna, Premier Oil Natuna, Star Energy (Kakap) Ltd. Tangki Terapung

Buatan, Sei Karas, Maerbau, Eka Center, Ukui, Lirik, Riau, P. Berandan

Buatan, PPP Sei Karas, PPP Merbau, PPP Eka Center, PPP Ukui, PPP Berandan

PT Pertamina EP Asset-1, PHE Kampar, EMP Tonga, Sumatera Persada Energi Tangki Darat

Dumai Dumai BOB – BPS, Chevron Pacific Indonesia, PHE – Siak, Sarana Pembangunan Riau Langkak Tangki Darat

Selat Bangka Corridor Storage ConocoPhillips, Pertamina EP Asset 1, JOB – Talisman (Jambi Merang) Tangki Terapung

Serdang, Pengabuan, Tengguleng, Kaji Soka, Muara Enim, Ramba, Bentayan, Sungai Lilin, Prabumulih, Pendopo, Sumatera Selatan

Booster Serdang, Booster Pengabuan, Tengguleng, St. Kaji, Jene, Ibul, Central Ramba, Ramba, SPU Sungai Lilin, Bentayan, Prabumulih, Pendopo

Medco E&P Indonesia (SSE), Seleraya Merangin Dua, Tropik Pandan, Medco E&P Indonesia (SSB), Pertamina EP Asset-1, Pertamina EP Asset-2, JOB P-JadeStone (OK) Ltd, Tiara Bumi Petroleum, JOB P-Golden Spike

Tangki Darat

Jawa-Madura

Banyu Urip Marine (Gagak Rimang), Tuban Marine, Poleng Marine, FPSO Ratu Nusantara, PPP Balongan, Ardjuna Marine, Terminal Balongan

Exxon Mobil Cepu Ltd., Lapindo Brantas, JOB P-PetroChina East Java, PT. Pertamina EP Asset-3, PT. Pertamina EP Asset-4, PHE ONWJ, PHE WMO, Petronas Carigali

Tangki Darat dan Terapung

Luwuk, Sulawesi Tengah Senoro Marine, CPP Senoro, PPP Senoro JOB- Medco Tomori, PT. Pertamina EP Asset-4 Tangki Darat

Tarakan, Bunyu, Sangatta, Kutai Timur, Sanga-Sanga, Kukar, Tanjung, Kalimantan

SPU Lingas, Lingkas, Bunyu, Sangatta, PPP Anggana, PPP Sanga-Sanga, PPP Manunggul (Tanjung)

Medco E&P Indonesia (Tarakan), Manhattan Kalimantan Investment, PT. Pertamina EP Asset-5, Chevron Indonesia Company, Vico

Tangki Darat

Bula, P. Seram, Maluku Citic Bula, Kalrez Citic Seram Energy Ltd., Kalrez Petroleum Tangki Darat

Teluk Bintuni, Laut Halmahera Tangguh Marine, Misool Marine BP Berau Ltd, JOB PPS Tangki Darat dan Terapung

DAFTAR LOKASI PENGUKURAN LIFTING DAN STOK


Secara keilmuan geologi, Kalimantan Selatan adalah bagian dari Cekungan Barito. Beberapa lapangan migas telah berproduksi sejak lama di area ini. Keseluruhan lapangan migas yang aktif memakai konsep ilmu migas konvensional. Topik migas nonkonvensional (MNK) dipilih karena merupakan konsep eksplorasi migas baru. Banyak hal yang dapat didiskusikan dan perlu klarifikasi terkait potensi migas non konvensional, khususnya di wilayah Cekungan Barito.

Kegiatan Ekskursi Regional Geologi Cekungan Barito dilaksanakan selama 3 hari efektif di lapangan, meliputi daerah Banjarbaru, Pengaron, Binuang, Rantau, Kandangan, Barabai dan Tanjung Tabalong dengan jarak sejauh 500 km. Akses menuju titik pengamatan cukup sulit karena jalan yang dilalui berupa tanah yang dikeraskan dan pada beberapa titik berlumpur cukup tebal akibat hujan. Kondisi tersebut disebabkan, kebanyakan titik pengamatan singkapan batuan (outcropped) merupakan bekas aktifitas penambangan batubara yang kini sudah tidak aktif. Hal tersebut dapat diatasi dengan menggunakan moda transportasi mobil 4WD. Pada beberapa tempat para peserta kegiatan harus berjalan kaki menuju tempat pengamatan yang dituju karena jalan yang terlalu terjal untuk dilalui kendaraan. Kegiatan ini dipimpin Dr. Dwiharso Nugroho seorang ahli Sedimentologi dari Institut Teknologi Bandung (ITB).

Singkapan batuan yang dijadikan titik pengamatan termasuk ke dalam Formasi Tanjung yang didominasi oleh litologi batupasir dan batulempung. Para peserta secara bersama-sama dengan instruktur (Dwiharso Nugroho) berusaha melakukan pengamatan batuan agar bisa menentukan jenis fasies geologi yang berkembang. Teknik ini merupakan suatu bentuk analogi untuk memahami bagaimana batuan di bawah permukaan melalui batuan yang tersingkap ke permukaan akibat dari proses geologi yang terjadi selama kurun waktu geologi (jutaan tahun). Kegiatan seperti ini banyak dilakukan pada kegiatan eksplorasi migas dengan kondisi dimana data yang dibutuhkan untuk kebutuhan interpretasi terbatas dan merupakan salah satu kunci sukses untuk memahami migas nonkonvensional Indonesia.

Secara umum Formasi Tanjung diidentikasi diendapkan pada lingkungan transisi dan banyak dipengaruhi oleh pasang-surut air laut. Pasang-surut air laut dimanifestasikan oleh struktur lenticular dan bergelombang (wavy) pada bagian atas setiap lapisan. Lapisan batubara mengindikasikan bahwa masih terdapat pengaruh daratan pada sedimen yang ditemui di setiap singkapan. Karakteristik butiran semakin menebal dan kasar ke atas (coarsening upward) dengan lenticular di bagian bawah dan lapisan bergelombang di bagian atas mengindikasikan suatu tubuh tidal sand ridge sementara karakteristik semakin tipis ke atas mengindikasikan suatu tidal sand bar atau dunes.

Untuk terminologi MNK, Formasi Tanjung memiliki potensi dalam hal shale gas, dengan kandungan material karbon (TOC) berkisar antara 1,26 – 5,98 wt persen tak jarang didapat TOC sangat tinggi (mencapai 50 wt persen) dari lapisan batubara. Kerogen tipe II dan III diidentifikasi sebagai origin hidrokarbon dengan kecenderungan membentuk gas. Perbandingan Formasi Tanjung dengan formasi di atasnya (Formasi Berai dan Warukin) memperlihatkan Formasi Tanjung ini sedikit lebih unggul secara potensi karena secara karakteristik lebih kaya akan material organik dan lebih matang secara umur.

Secara keseluruhan, fasies yang didominasi oleh mudrock, dalam hal ini tidal mud flat, tidal sand bar dan tidal bar seperti yang ditemukan di lokasi singkapan ekskursi geologi ini berpotensi menjadi reservoir MNK jika terdapat dalam jendela kematangan (antara 2000 – 3000 m). Data kuantitatif didapat dari hasil studi yang pernah dilakukan oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama (Kontraktor KKS) di wilayah bersangkutan.

Hal ini tentu saja harus ditindaklanjuti dengan evaluasi lebih komprehensif dan kegiatan eksplorasi yang masif terutama pengeboran sumur eksplorasi, agar sumber daya yang ada di bawah permukaan dapat diambil dan dimanfaatkan sebesar-besarnya untuk kemakmuran masyarakat Indonesia.

AWAL NOVEMBER 2017 DIVISI PERENCANAAN EKSPLORASI SATUAN KERJA KHUSUS PELAKSANA KEGIATAN USAHA HULU MINYAK DAN GAS BUMI (SKK MIGAS) MENGUNJUNGI KALIMANTAN SELATAN DALAM RANGKA KEGIATAN EKSKURSI REGIONAL GEOLOGI CEKUNGAN BARITO UNTUK KONSEP MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) NONKONVENSIONAL INDONESIA (MIGAS NONKONVENSIONAL TIGHT RESERVOIR).

Potensi Migas Non Konvensional Cekungan Barito

BIANGLALA OLEH: WISNU PRIHANTONO/ [email protected]


Amerika Serikat saat ini dikenal sebagai negara yang paling sukses dalam memproduksikan migas dari batuan Shale. Penelitian Shale Oil/Gas di Amerika telah dimulai sejak 20 tahun yang lalu namun mulai marak tahun 2015, ketika Amerika membuka kran ekspor migas dari shale oil/gas. Akibatnya harga minyak dunia anjlok dari US$100/barel menjadi hanya US$40/barel, dan saat ini Amerika menjadi kunci penting selain negara anggota OPEC dalam mengendalikan harga minyak dunia. Empat orang perwakilan Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dan 11 orang dari Society of Indonesian Energy Professionals (SIEP) Chapter Houston hadir dan berpartisipasi dalam kegiatan sharing knowledge yang diadakan di Kantor Konsulat Jenderal Republik Indonesia (RI) di Houston pada 13 Desember 2017. Agenda acara adalah presentasi dari SKK Migas dan SIEP dilanjutkan dengan diskusi. Tujuan dari acara ini adalah sebagai ajang pembelajaran SKK Migas kepada para Profesional Indonesia yang ahli di bidang shale oil/gas di USA.

SKK Migas mempresentasikan mengenai potensi shale oil/gas di Indonesia. SIEP menjelaskan dua topik yaitu: Basic G&G Evaluation for Unconventional Plays dan North America Shale Development & Economics. Cukup banyak orang Indonesia yang tergabung di SIEP ini sudah memiliki pengalaman lama dalam

pengembangan shale oil. SIEP menyampaikan bahwa kesuksesan pengembangan shale oil di USA, pada awalnya memang diawali dengan banyak sekali kegiatan pilot dan pemerintah memberikan akses data yang terbuka untuk semua perusahaan. SIEP menyampaikan bahwa pengembangan shale oil ini sangat sensitif terhadap biaya pengeboran dan komplesi (termasuk fracturing). Pada awal-awal pengembangan shale oil/gas, biaya pengeboran dan komplesi sangat mahal, tetapi seiring jumlah sumur produksi makin banyak dan makin banyaknya penyedia jasa pengeboran dan komplesi, biaya tersebut jadi murah. Pada awalnya dibutuhkan 20 tahun untuk masa eksplorasi hingga produksi (learning period), namun kini dengan makin banyaknya knowledge, informasi, dan teknologi maka waktu yang dibutuhkan untuk itu hanya kisaran 4 – 7 tahun.

Mengingat pengembangan shale oil/gas di Indonesia masih dalam tahap eksplorasi dan Indonesia belum punya pengalaman dalam pengembangan shale oil/gas, SIEP menyampaikan siap bekerja sama dengan SKK Migas untuk menjadi narasumber workshop dan seminar atau FGD untuk pengembangan shale oil/gas di Indonesia. Beberapa hal yang harus diperhatikan sebelum melakukan pengeboran adalah melakukan studi Geokimia, Petrophysic, Analisis Clay Content, Analisis Jenis Clay, Analisis Lingkungan Pengendapan Clay, Sweet Spot Maps, dan Studi Geomekanik.

BIANGLALA

KEBERHASILAN AMERIKA SERIKAT DALAM MEMPRODUKSI SHALE OIL/GAS BISA DIJADIKAN LESSON LEARN INDONESIA UNTUK MELIHAT POTENSI PENEMUAN CADANGAN BARU DI MASA DATANG SELAIN PADA EKSPLORASI MINYAK DAN GAS BUMI (MIGAS) DI RESERVOIR KONVENSIONAL DAN ENHANCED OIL RECOVERY (EOR).

Sharing Knowledge Shale Oil/Gas antara SKK Migas - SIEP

OLEH: ARYA DISIYONA/ [email protected] & MADE SUMANDRA/ [email protected]

Perwakilan SKK Migas Presentasi Potensi Shale Play di Indonesia

Gedung Wisma Mulia Lt. 39

Jl. Jend. Gatot Subroto No. 42.

Jakarta 12710

www.skkmigas.go.id

buletin skk migasskkmigas.go.id/images/upload/file/bumi_januari_2018.pdf30 mmscfd; petrochina intl....

Documents