IATMI 2005-28 PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.

PENTINGNYA EVALUASI CADANGAN MIGAS 2005

DALAM PENENTUAN STRATEGI DAN KEBIJAKAN BISNIS PT PERTAMINA EP

Salis S. Aprilian, dan B. Tjiptadi; PT PERTAMINA EP Tumbur Parlindungan; SCHLUMBERGER

ABSTRAK

Evaluasi cadangan migas PT PERTAMINA EP tahun 2005 menjadi sangat bernilai strategis karena menyangkut adanya perubahan orientasi bisnis PERTAMINA pasca penandatanganan KKS bersama Pemerintah (BPMIGAS). Evaluasi ini menjadi dasar manajemen portofolio (portfolio management) dalam penentuan langkah bisnis ke depan yang lebih detail dan terfokus pada apa yang kemudian dikenal sebagai asset based management. Pengelompokan asset berdasarkan besar-kecilnya cadangan (value) dan infratsruktur yang tersedia, serta resiko yang ada, memberikan peta yang lebih jelas tentang kondisi asset yang dimiliki dan pengelolaan seperti apa yang seharusnya dilakukan. Makalah ini me-review dan mengupas apa-apa yang sudah dan sedang dilakukan PT PERTAMINA EP dalam mengevaluasi dan mengelola cadangan migas, khususnya sampai dengan tahun 2005, serta bagaimana strategi dan kebijakan bisnis ke depan yang sebaiknya dijalankan PT PERTAMINA EP dalam mengoptimalkan asset (cadangan migas) yang ada. Disinggung pula, dalam makalah ini, mengenai upaya perbaikan pengelolaan data cadangan (reserves data management) dalam rangka memperoleh kualitas data yang lebih baik.

PENDAHULUAN

Perusahaan migas akan dinilai dari berapa jumlah cadangan hidrokarbon yang mereka miliki. Adalah sangat wajar apabila mereka menemukan cadangan baru, maka nilai pasar mereka akan naik. Dan, ketika suatu perusahaan akan menjual lahannya atau meminjam uang dari bank untuk mendanai kegiatannya, mereka menggunakan angka-angka cadangan sebagai acuan dalam

menentukan harga atau jaminannya. Begitu pula bagi si pembeli, mereka akan melihat angka cadangan sebagai pertimbangan untuk bernegosiasi dan memutuskan harga yang pantas. Lebih jauh lagi, apabila suatu perusahaan bermaksud melakukan “joint ventures” dalam mengembangkan suatu lapangan migas, mereka akan melihat angka cadangan sebagai dasar penentuan “split” dan penghitungan keuntungan proyek tersebut. Dengan kata lain, setiap perusahaan migas melihat bahwa cadangan yang mereka miliki merupakan asset yang paling penting untuk dikelola (manage) dengan baik. PT PERTAMIA EP merupakan perusahaan migas nasional yang tentunya juga sangat menaruh perhatian pada pengelolaan cadangan migasnya. Makalah ini akan diawali dengan Latar Belakang Permasalahan yang me-review PT PERTAMINA EP saat ini, dan target-target ke depan, Selanjutnya, pembahasan mengenai Evaluasi Cadangan Migas akan meliputi: Data Assessment, Reserve Parameters Evaluation, dan Improving on Reserves Database. Sebagai bahan diskusi akan dikemukakan Asset Grouping sebagai dasar portfolio management dalam optimasi pengelolaan cadangan migas yang ada. Terakhir, sebagai penutup tulisan ini akan disampaikan beberapa Kesimpulan dan Saran.

LATAR BELAKANG

PT PERTAMINA EP merupakan perusahaan Negara yang mengelola kegiatan sektor hulu migas di Wilayah Kerja PT PERTAMINA (PERSERO). Gambar 1 memperlihatkan wilayah kerja PT PERTAMINA EP yang terbagi dalam 7 (tujuh) daerah operasi hulu (DOH) menghampar dari Aceh hingga Papua. Sebagian besar dari wilayah kerja tersebut merupakan lapangan-lapangan kecil yang tersebar (scatter), telah

1

mature dan depleted. Kondisi demikian menyebabkan masing-masing DOH memiliki karakteristik tersendiri, baik dari sisi subsurface engineering (geolocical environment) maupun pada permasalahan surface facilities. Pemetaan kondisi asset tersebut menjadi sangat penting dalam penentuan strategi dan kebijakan pengelolaannya ke depan. Pengalaman PERTAMINA dalam mengelola lapangan migas di Indonesia yang telah berumur lebih dari satu abad ini, tentunya, telah memberi berbagai pelajaran yang sangat berharga dalam melihat tantangan dan peluang dari berbagai permasalahan lapangan setua itu. Maka, dengan berbagai latar belakang permasalahan yang dimilikinya, PERTAMINA mencoba mengupayakan bukan saja mempertahankan produksi tetapi sekaligus meningkatkan produksi melalui optimalisasi wilayah kerja PERTAMINA yang ada, baik lapangan migas maupun panasbumi. Permasalahan teknis seperti turunnya tekanan reservoir (depleted), produksi air yang meningkat, infrastruktur produksi dan kondisi lapangan yang tua merupakan faktor-faktor internal yang harus dilihat sebagai tantangan sekaligus sebuah peluang. Demikian juga dengan adanya UU Migas baru, UU Otonomi Daerah, dan UU Perimbangan Keuangan antara Pusat dan Daerah (PKPD) merupakan faktor eksternal yang harus dihadapi. Sedangkan modal asset yang besar berupa 7 (tujuh) daerah operasi, cadangan migas, infrastruktur, termasuk SDM yang cukup berpengalaman di bidangnya, memberi kekuatan tersendiri dalam pengembangan bisnis perusahaan ke depan. Kebutuhan gas yang semakin meningkat dari tahun ke tahun telah menggeser fokus bisnis migas bukan saja pada pencarian sumber minyak tetapi juga pencarian, pengembangan, dan pemanfaatan gas sebagai energi yang lebih murah, ramah lingkungan dan mengurangi ketergantungan pada BBM. Dengan mempertimbangkan berbagai latar belakang tersebut, dipandang perlu untuk menata kembali strategi dan kebijakan PT PERTAMINA EP yang didasarkan pada SWOT (Strengths, Weaknesses, Opportunities, and Threats) Analysis pada berbagai komponen pendukung perusahaan. Bagian yang terasa paling menonjol dan menentukan hidup-matinya perusahaan migas adalah penilaian terhadap

asset perusahaan yang bernama cadangan (reserves).

Kondisi PERTAMINA Saat Ini Menurut sumber The Indonesian Petro Energy No. 2 year II, June - July, 2005, posisi PT PERTAMINA EP sebagai produsen minyak di Indonesia berada di urutan kedua setelah Caltex Pacific Indonesia (CPI). Demikian juga sebagai produsen gas di urutan kedua setelah Total Indonesie, seperti diperlihatkan pada Gambar-2.

Wilayah Kerja dan Kemitraan Wilayah Kerja PT PERTAMINA EP, seperti diperlihatkan pada Gambar-1, dikelola di bawah manajemen Daerah Operasi Hulu (DOH) dan Kemitraan. Tujuh daerah operasi hulu tersebut adalah: DOH Nanggroe Aceh Darussalam dan Sumatera Bagian Utara (NAD dan Sumbagut); DOH Sumatera Bagian Tengah (Sumbagteng); DOH Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel); DOH Jawa Bagian Barat (JBB); DOH Jawa Bagian Timur (JBT); DOH Kalimantan; dan DOH Papua. Wilayah kerja ini biasa disebut PERTAMINA own operation. Selain itu, PERTAMINA menjalankan bisnisnya dengan pola Kemitraan untuk mengoptimalkan pengelolaan wilayah kerja yang ada. Bentuk usaha kemitraan yang dijalankan berupa JOB (Joint Operating Body); TAC (Technical Assistant Contract); dan Penyertaan. Kemitraan berbentuk JOB terdapat dua jenis, yaitu: JOB-PSC dan JOB-EOR. Sedangkan kemitraan berbentuk Penyertaan, berupa: PPI (PERTAMINA Participating Interest) dan IP (Indonesia Participation). Selain itu, untuk pengelolaan Blok CPP telah dibentuk apa yang disebut Badan Operasi Bersama (BOB) yang merupakan joint venture dengan PT Bumi Siak Pusako.

Cadangan Migas Berdasarkan status perhitungan pada 1 Januari 2005, PERTAMINA memiliki sisa cadangan minyak kumulatif terbukti (proven reserves) dari lapangan berproduksi sebesar 977 MMBO dan gas sebesar 10,073 BSCF. Hal ini belum termasuk temuan cadangan dari aktifitas eksplorasi yang belum disertifikasi pada tahun 2003-2004 sebesar 233 MMBO untuk minyak dan 243 BSCF untuk gas. Temuan ini diharapkan dapat menambah cadangan migas perusahaan dalam waktu tidak terlalu lama.

2

Produksi Migas Trend produksi PERTAMINA baik minyak maupun gas cenderung meningkat. Aktivitas produksi minyak dan gas PERTAMINA pada tahun 2004 telah berhasil memproduksikan minyak sebesar 132 MBOPD dan gas sebesar 1,027 MMSCFD. Produksi migas tersebut berasal dari tujuh DOH dan hasil kerjasama dengan 74 Mitra yang tersebar di berbagai daerah di Indonesia. Untuk tahun 2005 ini beberapa Mitra telah dikembalikan ke PERTAMINA sebagai unit bisnis tersendiri sepenuhnya di bawah Manajemen PT PERTAMINA EP, sehingga diharapkan total produksi PT PERTAMINA EP own operation di tahun 2005 menjadi 65 ribu barel minyak per hari (MBOPD) dari total target produksi 142 MBOPD.

Target Pertumbuhan PERTAMINA Ke Depan Dari pengelolaan wilayah kerjanya, di tahun 2005, PT PERTAMINA EP menargetkan tingkat produksi own operation hingga 65 ribu barel minyak per hari dan gas sebesar 968 juta kaki kubik per hari. Sementara dari total produksi bersama mitra produksinya 142 ribu barel minyak per hari dan gas sebesar 1.163 juta kaki kubik per hari. Peningkatan produksi ini diharapkan dari berbagai upaya tiap-tiap DOH dalam mengelola baik lapangan eksisting maupun lapangan temuan baru. Dari lapangan eksisting, selain dilakukan optimalisasi produksi, juga sejak beberapa tahun belakangan ini dilakukan kampanye Produksi Tahap Lanjut (EOR = enhanced oil recovery) dan rejuvenasi lapangan-lapangan tua (brownfield). Di DOH Sumbagsel harapan peningkatan produksi berasal dari lapangan-lapangan eksisting melalui perbaikan fasilitas dan penyelesaian fasilitas-fasilitas injeksi di Lapangan Talang Jimar dan Jirak. Sedangkan di DOH Kalimantan diharapkan dari pengembangan Sangatta Tenggara, Sangatta Deep, dan Bunyu. Dengan kenyataan bahwa karakteristik reservoirnya yang deltaic (berlapis-lapis dan sangat terbatas) daerah ini akan dikembangkan secara sangat hati-hati terutama dalam penetapan target. Dari DOH NAD Sumbagut, kenaikan produksi diharapkan dari

pengembangan prospek dangkal (shallow prospect) di Lapangan Rantau dan sekitarnya. Harapan lain dari DOH Jawa Bagian Timur berasal dari Lapangan Kawengan dan Semanggi. Sedangkan dari Mitra diharapkan berasal dari Lapangan Sukowati di Blora, Jawa Timur. Untuk lapangan temuan baru, kenaikan produksi diharapkan diantaranya dari percepatan pengembangan Lapangan Tambun dan Pondok Tengah yang terletak di wilayah kerja DOH Jawa Bagian Barat. Target pertumbuhan bisnis PT PERTAMINA EP hingga tahun 2010 dapat dilihat pada Tabel 1. Untuk mencapai terget-terget pertumbuhan tersebut, telah disusun langkah-langkah kebijakan antara lain: • Mempercepat siklus eksplorasi – produksi

dengan tetap memperhatikan good petroleum engineering practices,

• Menggiatkan eksplorasi melalui exploration campaign untuk perluasan resources base dan reserve replacement,

• Meningkatkan laba dengan peningkatan volume dan penurunan biaya produksi.

• Melaksanakan overseas ventures baik langsung, melalui Anak Perusahaan atau Joint Venture.

• Meningkatkan penyertaan usaha melalui akuisisi, farm-in, penyertaan terutama yang bersifat quick yielding.

• Mengembangkan lapangan-lapangan potensial melalui metoda pengurasan tahap lanjut (EOR) secara selektif.

• Melakukan kerja sama operasi dengan mitra secara selektif terutama untuk mengembangkan lapangan-lapangan eksisting yang non-aktif

EVALUASI CADANGAN MIGAS

Langkah-langkah kebijakan yang telah digariskan oleh PT PERTAMINA EP tersebut merupakan penerjemahan dari visi dan misi perusahaan, yakni menjadi respectable producer yang berpijak pada strategi ”first quality then growth”. Hal ini sebenarnya dapat segera direalisasikan apabila perusahaan memiliki pengelolaan asset secara baik dan terstruktur untuk menghasilkan kualitas data, informasi, evaluasi, dan implementasi yang terbaik, yang selanjutnya dijadikan dasar untuk tumbuh dan berkembang (growth).

3

Evaluasi Cadangan Migas 2005 termasuk salah satu langkah terpenting dalam penentuan kebijakan perusahaan tersebut, dimana kondisi dan lingkungan bisnisnya telah berubah. Evaluasi ini meliputi: data assessment, reserve parameters evaluation, dan asset grouping. Sebagian datanya diambil dari VOLTSTM (Volume Tracking System) Reserves Database. Penyempurnaan database ini merupakan perbaikan terhadap kualitas data secara bertahap untuk menghasilkan analisa yang lebih akurat.

Data Assessment Langkah ini merupakan langkah awal dari prosedur evaluasi berupa data collecting and compiling, data sorting, dan data verification. Langkah ini menjadi sangat penting karena begitu data yang dievaluasi tidak memiliki kualitas yang baik, maka hasil evaluasinya pun menjadi tidak akurat.

Reserves Parameters Evaluation Penilaian beberapa parameter cadangan migas berdasarkan hasil data assessment terhadap tiap struktur/lapangan di DOH meliputi: reserve to production ratio (RTP); withdrawal rate (WDR); ratio of cumulative production to maximum recovery; dan unrecoverable reserves plots. Parameter lain yang terkait dalam penilaian ini adalah faktor resiko yang merupakan fungsi dari standard deviation dan probability dari status cadangan yang ada (P1, P2, P3 untuk lapangan-lapangan produksi, dan P10, P50, P90 untuk temuan eksplorasi). Gambar 3, 4, 5, dan 6 merupakan contoh hasil evaluasi cadangan yang telah dilakukan.

Asset Grouping Langkah ini berupa pemilahan asset (dalam hal ini: cadangan) berdasarkan besarnya nilai asset dan tingat resiko yang ada, yang selanjutnya akan digunakan sebagai dasar portfolio management dalam optimasi pengelolaan asset. Contoh hasil asset grouping ditunjukkan pada Gambar 7.

DISKUSI

Cadangan migas merupakan asset yang terpenting dalam bisnis perusahaan migas yang harus dikelola dengan baik. Hidup-matinya perusahaan migas sangat tergantung dari seberapa besar cadangan yang dimilikinya dan upaya pemanfaatannya. Upaya penaikan

produksi tanpa diimbangi dengan temuan cadangan baru hanya akan mempercepat kebangkrutan perusahaan migas tersebut. Hasil evaluasi cadangan migas tahun 2005 yang dimiliki PT PERTAMINA EP, jika dibandingkan dengan data cadangan 2004, memberi kesimpulan bahwa terdapat pengurangan dan penambahan cadangan di beberapa DOH dan UBP EP yang disebabkan oleh akivitas produksi, adanya re-assessment data cadangan, serta karena adanya pemboran pengembangan dan eksplorasi. Dari data-data tersebut diketahui bahwa sebagian besar struktur/lapangan yang ada masih dalam status “primary recovery” dengan withdrawal rate yang masih relatih rendah (<10%). Ini mengindikasikan bahwa banyak “unrecoverable reserves” yang masih tertinggal di reservoir dan berpotensi untuk dapat diproduksikan dengan mengaplikasikan beberapa metoda dan teknologi yang ada. Salah satunya adalah dengan metoda enhanced oil recovery (EOR). Jika unrecoverable reserves merupakan OOIP dikurangi maximum recovery, maka dari seluruh DOH terdapat sekitar 5 milyar barel yang masih teringgal di reservoir. Seandainya diasumsikan bahwa karena lokasinya yang tersebar (scatter) dikalikan suatu factor, misalnya 50%, dan hanya 5 – 10 % dari padanya yang dapat diproduksikan, maka terdapat potensi unrecoverable reserves sebesar 125 – 250 juta barel minyak. Jika cadangan sebesar ini akan diproduksikan dalam waktu 10 tahun, maka setiap tahunnya akan diperoleh tambahan produksi minyak rata-rata 12.5 – 25 juta barel atau setara dengan rata-rata 30.000 – 70.000 BOPD. Potensi unrecoverable reserves tersebut merupakan target utama implementasi metoda EOR. Dan, sebagai tindak lanjut dari program “EOR Campaign” yang telah diluncurkan sejak beberapa tahun lalu, beberapa kajian EOR telah dilakukan di masing-masing DOH dengan mempertimbangkan berbagai screening criteria yang telah disepakati bersama. Sebagian besar terfokus pada metoda injeksi air (waterflooding) karena ini merupakan pilihan yang paling mudah dan murah, meskipun ada beberapa DOH yang melakukan kajian Chemical Injection dan Vibroseismic. Kajian-kajian ini telah memberikan gambaran seberapa kenaikan produksi dan

4

cadangan yang dapat diproyeksikan pada tahun-tahun mendatang. Selain sebagai dasar pertimbangan teknikal dalam pengelolaan lapangan, evaluasi cadangan juga digunakan sebagai dasar portofolio bisnis usaha hulu. Hal ini dilakukan setelah mengetahui bahwa ternyata dari sekian banyak ”unrecoverable reserves” sebagian besar merupakan lapangan/struktur kecil yang tersebar dan sudah lama tidak diproduksikan (non-active structures). Maka, dengan mempertimbangkan value dan resiko (risk) yang ada, dibuatlah ”Asset Grouping” untuk meng-klasifikasikan asset mana yang akan dikerjakan sendiri, dikerjasamakan, di”farm-out”, atau di-”carved out”. Pengelompokan asset ini memberikan peta yang lebih jelas tentang kondisi asset yang dimiliki dan pengelolaan seperti apa yang seharusnya dilakukan. Hal ini kemudian dikenal sebagai asset based management.

KESIMPULAN DAN SARAN

Sebagai akhir dari tulisan dapat disimpulkan dan direkomendasikan bahwa: • Dari data Statistics of Oil Reserves

menunjukkan bahwa pengurasan tahap primer (yang tercermin dari data Withdrawal Rate) di tiap DOH belum optimal

• Dari plot antara ratio of cumulative production to maximum recovery terhadap remaining reserves memberikan kesimpulan bahwa kumulatif produksi pada tiap lapangan di DOH telah mencapai 60% - 90% dari total maximum recovery

• Jika dilihat dari total original oil in place (OOIP), Unrecoverable Reserves di tiap DOH masih potensial untuk dikembangkan.

• Selain reaktivasi lapangan-lapangan yang non-aktif, EOR Campaign merupakan kebijakan yang tepat untuk mengembangakan area produksi eksisting.

• Isu Reserves Replacement harus diantisipasi dengan percepatan pengembangan temuan baru, baik di dalam negeri maupun overseas

• Untuk mengelola dan mengembangkan asset yang sedemikian besar diperlukan Kemitraan yang selektif (selected partnership)

• Data Quality Improvement yang sedang dikembangkan sangat diperlukan dalam meninggkatkan keakuratan data dan level of confidence terhadap hasil evaluasi yang dilakukan

REFERENSI

1. ”The Indonesia’s Top 10 Oil & Gas Producers”, The Indonesian PetroEnergy No. 2 year II, June - July, 2005.

2. “Laporan Cadangan Minyak dan Gas Bumi 2005”, Divisi Eksploitasi, PT PERTAMINA (PERSERO), 2005

3. Satter, A., and Thakur, G.C, Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach, PennWell Books, Tulsa, 1994.

4. Puspoputro, B., Aprilian, S., “The contribution of geoscience in reservoir management: Indonesia perspective,” Proceeding of GEOSEA 2001, 30th Annual Conference, 10th Regional Congress, Yogyakarta, Indonesia, 2001.

5. Schlumberger, Indonesia 2000 Reservoir Optimization Conference, Schlumberger, 2000.

ACKNOWLEDGMENT

Penulis mengucapkan banyak terima kasih kepada Manajemen PT PERTAMINA EP atas ijin dan dukungannya dalam penulisan makalah ini. *** Tabel 1 Target Pertumbuhan PT PERTAMINA

EP

5

Gambar 1 Wilayah Kerja PT PERTAMINA EP

Gambar 2 Peringkat producer Migas di

Indonesia (The Indonesian Petro Energy No. 2 year II, June - July, 2005)

Gambar 3 Beberapa hasil Data Assessment

Gambar 4 Contoh Resume Data Cadangan

Gambar 5 Plot-1 Hasil Evaluasi Cadangan

6

Gambar 6 Plot-2 Hasil Evaluasi Cadangan

Gambar 7 Asset Grouping

7