SEJARAH KILANG MINYAK TELAGA SAID: LAHIRNYA PT. PERTAMINA

SEJARAH KILANG MINYAK TELAGA SAID:LAHIRNYA PT. PERTAMINADisusun dari berbagai naskah tulisan oleh:

Erond L. Damanik, M.SiPengajar Fakultas Ilmu Sosial Universitas Negeri Medan dan Peneliti pada Pusat Studi Sejarah dan Ilmu-ilmu Sosial Universitas Negeri Medan.

A. Jejak Sumur Minyak Pertama di Indonesia

Sebuah pertempuran hebat berlangsung di laut lepas antara Semenanjung Melayu dan pantai Aceh sekitar abad enam belas. Saling berhadapan, antara pejuang pejuang Aceh dan armada Portugis pimpinan Laksamana Alfonso D’Albuquerque yang berencana mendarat ke Aceh dalam rangka ekspansi pencarian rempah-rempah. Bola-bola api berterbangan dari kapal-kapal milik pejuang Aceh. Api pun membakar dua kapal Portugis, dan tenggelam!

Bola-bola api yang menjadi senjata utama rakyat Aceh dalam peperangan di laut tersebut, adalah gumpalan kain yang telah dicelupkan ke dalam cairan minyak bumi. Setelah dinyalakan, lantas dilentingkan ke arah kapal Portugis itu. Sebuah catatan lain menyebutkan, pada tahun 1972 telah datang utusan kerajaan Sriwijaya ke negeri Cina. Utusan Sriwijaya itu membawa beragam cinderamata sebagai tanda persahabatan, termasuk juga membawa berguci-guci minyak bumi yang khusus dihadiahkan untuk Kaisar Cina.

Oleh orang Cina dimanfaatkan sebagai obat penyakit kulit dan rematik. Begitu juga dengan nenek moyang kita, di samping memakai cairan itu sebagai bahan bakar lampu penerang, pun memakainya untuk obat terhadap gigitan serangga, penyakit kulit dan beragam penyakit lain.

Kisah heroik pejuang Aceh dan muhibah utusan Sriwijaya tadi, merupakan kisah tentang awal mula diketahui adanya minyak bumi di Indonesia. Tetapi sejarah perminyakan di Indonesia, tidak terjadi Aceh atau Sumatera Selatan tempat Kerajaan Sriwijaya berada. Justru Sumatera Utara yang beruntung mencatat sejarah sebagai daerah tempat sumur minyak pertama ditemukan.

Persisnya sumur minyak pertama itu berada di Desa Telaga Said, Kecamatan Sei Lepan, Kabupaten Langkat, sekitar 110 kilometer barat laut Medan, ibukota Sumatera Utara. Desa Telaga Said sendiri merupakan sebuah desa kecil yang, berada dalam areal perkebunan kelapa sawit. Pekerjaan utama masyarakatnya adalah buruh perkebunan. Dengan tingkat penghasilan yang rendah, maka dapat dikatakan taraf penghidupan ekonomi di desa ini rendah.

B. Tugu 100 Tahun

Perjalanan menuju lokasi sumur minyak pertama di Desa Telaga Said, cukup melelahkan. Dari Medan butuh waktu dari Medan menuju Pangkalan Brandan, salah satu kecamatan utama Kabupaten Langkat. Dari Brandan ini, jarak perjalanan sekitar 20 kilometer lagi menuju Desa Telaga Said, melewati perkebunan sawit dan karet. Memasuki jalanan desa, kesunyian mulai terasa. Kendaraan jarang berlalu-lalang. Lantas pada sebuah pertigaan, sebuah tugu akan terlihat agak mencolok di sebelah kiri jalan. Tugu itu adalah peringatan 100 tahun perminyakan Indonesia.

Tugu itu sendiri berbentuk semi silinder dengan tinggi sekitar dua meter, yang dibalut dengan marmer hitam. Pada bagian tengah tugu, di bawah logo Pertamina, terdapat tulisan, “Telaga Tunggal 1885 -1985”. Prasasti yang terdapat di sebelahnya bertuliskan, Tugu Peringatan 100 Th Industri Perminyakan Indonesia. Diresmikan Tgl 4 Oktober 1985, oleh Ir Suyetno Patmosukismo, Pimpinan Umum Daerah Pertamina Sumatera Bagian Utara.

Pada satu sisi, tugu minyak ini menjadi pertanda sumur minyak pertama sudah semakin dekat. Tetapi pada sisi lain, juga menandakan, akan segera berakhirnya jalan beraspal hotmix. Sekitar 20 menit berikutnya, memasuki tikungan yang ke kiri, jalan yang akan dilalui sudah tidak beraspal lagi karena telah tergerus. Debu beterbangan saat mobil melintas. Hujan sehari sebelumnya membentuk kolam-kolam kecil di tengah jalan.

Lokasi sumur minyak pertama itu sendiri dapat ditemui setelah berjalan kaki sekitar 200 meter dari lokasi tempat mobil dapat diparkirkan. Berjalan agak menanjak sedikit, selanjutnya akan didapati sebuah plang yang menjelaskan tentang riwayat singkat sumur pertama tersebut.

“Di sini telah dibor sumur penghasil pertama di Indonesia. Nama Sumur Telaga Tunggal. Ditajak 15 Juni 1885. Kedalaman 121 meter. Hasil minyak 180 barrel perhari dari lima lapisan batu pasir dengan formasi baong. Lapangan ditinggalkan tahun 1934.”

C. Sejarah Pertamina

Pada tahun 1945, Jepang, dengan disaksikan pihak Sekutu, menyerahkan Tambang Minyak Sumatera Utara kepada Indonesia. Daerah perminyakan ini adalah bekas daerah konsesi BPM sebelum Perang Dunia Kedua. Pada masa revolusi fisik, tambang minyak ini hancur total. Lapangan-lapangan minyak di daerah lain di Indonesia dapat dikuasai kembali oleh Belanda dan pihak asing berdasarkan hak konsesi, namun lapangan minyak di Sumatera Utara dan Aceh dapat dipertahankan bangsa Indonesia.

Semenjak kedaulatan Republik Indonesia diakui pada Desember 1949, hingga akhir 1953 Pemerintah masih ragu apakah akan mengembalikan Tambang Minyak Sumatera Utara kepada BPM atau dikuasai sendiri. Penunjukkan ‘koordinator’ untuk pertambangan oleh Menteri Perekonomian pada tahun 1954 belum membawa perbaikan.Pada bulan Oktober 1957, Kepala Staf TNI Angkatan Darat pada waktu itu Jenderal A.H. Nasution menunjuk Kolonel Dr. Ibnu Sutowo untuk membentuk Perusahaan Minyak yang berstatus hukum Perseroan Terbatas. Pada tanggal 10 Desember 1957 didirikan P.T.

Pertambangan Minyak Nasional Indonesia (P.T. PERMINA) dengan Kol.Dr. Ibnu Sutowo sebagai Presiden Direktur.

Berdasarkan UU No 19 tahun 1960 tentang perusahaan negara, P.T Permina sebagai Perseroan Terbatas menjadi Perusahaan Negara dengan anggota-anggota Direksi waktu itu adalah : Kol. Dr. Ibnu Sutowo , sebagai Presiden Direktur,  Let.Kol.S.M. Geudong, sebagai Direktur, dan  Let.Kol.J.M Pattiasina, sebagai Direktur.

D. Kronologi Sejarah Minyak dan Gas Bumi di Indonesia

No Tahun Peristiwa Penting1 1871 Usaha pertama pengeboran minyak di Indonesia, dilakukan di Cirebon.

Karena hasilnya sedikit, kemudian ditutup.2 1883 Konsesi pertama pengusahaan minyak diserahkan Sultan Langkat

kepada Aeilko J. Zijlker untuk daerah Telaga Said dekat Pangkalan Brandan.

3 1885 Produksi pertama Telaga Said, yang kemudian diusahakan oleh “Royal Dutch”

4 1890 Dibentuk “Koninklijke” untuk mengusahakan minyak di Sumatera Utara.

5 1892 Kilang minyak di Pangkalan Brandan yang dibangun “Royal Dutch” mulai berjalan.

6 1898 Kilang minyak Balikpapan mulai berjalan.7 1899 Lapangan minyak Perlak, konsesi baru dari “Koninklijke” mulai

menghasilkan.8 1900 Kilang minyak Plaju mulai bekerja.9 1901 Saluran pipa Perlak – Pangkalan Brandan selesai dibangun.10 1907 ‘Koninklijke’ dan ‘Shell Transport and Trading Company’ bergabung

membentuk BPM.11 1907 Royal Dutch menyerahkan konsesi-konsesinya di Indonesia kepada

BPM12 1911 Sejak tahun ini BPM mengusahakan daerah-daerah minyak sekitar

Cepu. Instalasi minyak berkapasitas kecil dibangun13 1912 Dibentuk NKPM sebuah subsidiary dari “Standard oil Company of

New Jersey”, pada tahun 1948 nama NKPM menjadi STANVAC14 1916 STANVAC menemukan minyak di Daerah Talang Akar, Pendopo

(Sumsel).15 1920 BPM memperoleh kontrak untuk mengusahakan daerah jambi, dibentuk

NIAM, dengan modal 50/50 antara BPM dengan Hindia Belanda. Manajemen berada di tangan BPM.

16 1923 NIAm Jambi menghasilkan produksi untuk pertama kali17 1926 Kilang minyak STANVAC di Sungai Gerong selesai dibangun, mulai

berproduksi dalam rangka produksi keseluruhan Indonesia.18 1931 ‘Standard Oil Company of California’ membentuk subsidiary yang

setelah PD II bernama CALTEX. Pencarian minyak mulai diintensifkan.

19 1935 Saluran pipa dari jambi ke BPM di Plaju selesai dibangun.NNGPM suatu perseroan yang terdiri dari saham BPM (40%), STANVAC (40%) dan Far Pacific Investment Company (20%), mulai beroperasi di Irian Barat

20 1936 Konsesi yang bernama “Kontrak 5A” untuk daerah di Sumatera Tengah diberikan kepada CALTEX. (termasuk lapangan MINAS).

21 1941 Pecah perang di Asia Tenggara, penghancuran dan penutupan sumur minyak bumi.

22 1944 Tentara pendudukan Jepang yang berusaha membangun kembali instalasi minyak menemukan MINAS.

23 1945 Lapangan minyak sekitar P. Brandan (ex konsesi BPM) diserahkan pihak Jepang atas nama sekutu kepada Bangsa Indonesia. Perusahaan ini diberi nama PTMNRI.

24 1946/ 1947

Jepang mundur, sejak pertengahan tahun 1946 sampai Agustus 1947 lapangan-lapangan minyak STANVAC dikuasai PERMIRI.

25 1948 STANVAC kembali mencapai tingkat produksi tertinggi sebelum perang.

26 1949 CALTEX kembali mengusahakan lapangan minyak di Sumatera Tengah. Konsesi BPM Cepu yang dikuasai PTMN dikembalikan kepada BPM akibat KMB, PTMN dibubarkan

27 1951 PTMRI diakui sah oleh pemerintah RI dan diganti menjadi P.N PERMIGAN.

28 1952 CALTEX mulai mengekspor minyak dari lapangan MINAS.29 1954 Pemerintah RI mengangkat seorang koordinator untuk Tambang

Minyak Sumut dan PTMNRI dirubah menjadi TMSU30 1957 Awal Oktober 1957 K.S.A.D (pelaksana SOB) menunjuk KO. Dr. Ibnu

Sutowo untuk membentuk sebuah perusahaan minyak yang berstatus hukum. Tanggal 10 Desember 1957 P.T. PERMINA didirikan, dan disahkan dengan Surat Keputusan Menteri Kehakiman RI No. J.A. 5/32/11 tanggal 3 April 1958.

31 1958 Bulan Juni PT PERMINA mengekspor minyak mentah untuk pertama kali, dan disusul yang kedua pada Agustus berikutnya. PT PERMINA mengadakan perjanjian kerjasama dengan perusahaan minyak Jepang NOSODECO. Kredit diangsur kembali dalam bentuk minyak mentah. PT PERMINA membuka perwakilan di Tokyo.

32 1959 NIAM menjadi PN PERMINDO. BPM/SHELL memulai proyek Tanjung di Kalimantan

33 1960 BPM di Indonesia dilikuidasi dan sebagai ganti dibentuk PT SHELL INDONESIA. Dengan diundangkannya UU Minyak dan Gas Bumi No. 44 tahun 1960, tanggal 26 Oktober 1960, seluruh pengusahaan minyak di Indonesia dilaksanakan oleh Negara. Permindo mulai dengan organisasi perniagaan sendiri sesuai sifat perusahaan Semi Pemerintah, walaupun administrasi perniagaan masih diatur SHELL

34 1961 Pemerintah RI mengambil alih saham SHELL dalam PERMINDO. PERMINDO dilIkuidasi dan dibentuk PN Pertambangan Minyak Indonesia disingkat PERTAMIN. Dengan PP No. 198 tahun 1961 didirikan Perusahaan Negara dengan nama PN Pertambangan Minyak Nasional, disingkat PN PERMINA dan PT PERMINA dilebur ke dalamnya.

35 1962 Indonesia bergabung menjadi anggota OPEC36 1964 Pemerintah RI/PN PERMINA mengambil alih semua aktivitas NNGPM

dengan membeli perusahaan tersebut.37 1965 Tanggal 31 Desember 1965 Pemerintah RI membeli PT SHELL

INDONESIA dengan harga US$ 110 juta. Unit-unit ex SHELL dimasukkan dalam organisasi PN PERMINA

38 1966 Dengan Surat Keputusan Menteri Pertambangan No. 124/M/MIGAS tanggal 24 Maret 1966 organisasi PERMINA dibagi dalam 5 unit Operasi Daerah Produksi dengan kantor pusat di Jakarta.

39 1967 Konsep Kontrak Production Sharing (KPS) mulai diperkenalkan.40 1968 Berdasarkan Peraturan Pemerintah No. 27 tahun 1968 tanggal 20

Agustus 1968 PN PERMINA dan PN PERTAMIN dilebur menjadi satu Perusahaan Negara dengan nama PN Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional, disingkat PN Pertamina

Sumber: Perkembangan P.N. PERTAMINA Hingga Akhir 1968

Minyak bumi tak bisa dipisahkan dari perjuangan bangsa ini. Setelah bangsa Indonesia memproklamasikan kemerdekaannya, 17 Agustus 1945, tugas seluruh komponen bangsa adalah mempertahankan kemerdekaan dan mewujudkan kedaulatan atas tanah air beserta seluruh kekayaan alamnya. Penguasaan atas bumi, air, dan seluruh kekayaan alam yang terkandung di dalamnya untuk sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Jauh sebelum Perang Dunia II dan perang kemerdekaan, perusahaan-perusahaan minyak asing telah membangun kilang minyak di beberapa tempat di Indonesia seperti Wonokromo, Pangkalan Berandan, Cepu, Balikpapan, Plaju, dan Sungai Gerong.

Kilang Wonokromo merupakan kilang tertua di Indonesia. Dibangun 1889 setelah ditemukan minyak di daerah konsesi Jabakota dekat Surabaya oleh De Dordtsche Petroleum Maatschappij. Kilang ini merupakan unit distilasi atmosfir.

Kilang Pangkalan Berandan dibangun De Koninklijke pada 1891. Dirancang untuk mengolah crude dari Sumatera bagian utara.

Kilang Cepu dibangun oleh De Dordtsche Petroleum Maatschappij pada 1894. Mengolah crude lapangan-lapangan sekitar Cepu dengan proses distilasi atmosfir. Dibeli BPM 1911.

Kilang Balikpapan dibangun 1894 oleh Shell Transport and Trading Company sebelum bergabung dalam Royal Dutch Shell. Mengolah minyak yang diproduksi lapangan Sanga-sanga.

Kilang Plaju. BPM mendirikan kilang ini dan beroperasi 1904. Dirancang mengolah crude dari lapangan sekitar Palembang. Kilang Plaju terus dilengkapi.

Kilang Sungai Gerong. Dibangun oleh Stanvac, mulai beroperasi Mei 1926. Bahan baku kilang ini berasal dari lapangan Talang Akar, Jirak, Benakat, Lirik, Pendopo, dan Selo.

1945 – 1950

Di periode ini perusahaan migas pribumi yang sudah berdiri adalah Perusahaan Tambang Minyak Negara Republik Indonesia Sumatera Utara (PTMNRI Sumatera Utara), Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Indonesia (Permiri) Sumsel dan Jambi, dan Perusahaan Tambang Minyak Negara Cepu (PTMN Cepu). Ketiga perusahaan ini berdiri tahun 1945. Tetapi hingga 1950 tinggal Perusahaan Tambang Minyak Republik Indonesia (PTMRI Sumatera Utara) dan PTMRI Cepu,

Pada masa Hindia Belanda terdapat dua perusahaan minyak yang beroperasi dalam penyediaan dan pemasaran BBM, yaitu BPM dan Stanvac. Dalam zaman pendudukan Jepang penyediaan dan pemasaran BBM untuk masyarakat sangat terbatas karena BBM yang dihasilkan terutama digunakan untuk keperluan perang.

Dalam perang kemerdekaan para pejuang berusaha merebut dari Jepang penguasaan atas pembekalan BBM di dalam negeri beserta sarana penimbunan dan pengangkutannya. Usaha tersebut tidak berjalan lancar karena kedatangan kembali Belanda dalam pasukan NICA. Terjadilah bentrokan-bentrokan senjata antara pejuang Indonesia dan tentara Belanda.

Sebagai akibat serbuan Belanda dalam Agresi I Belanda tahun 1947, wilayah Indonesia terpecah menjadi dua daerah kekuasaan, yaitu daerah kekuasaan Republik Indonesia dan derah pendudukan Belanda.

Daerah pendudukan Belanda terutama daerah yang memiliki potensi ekonomi yang menguntungkan Belanda. Karena terpecahnya kedua daerah kekuasaan itu, terjadi pemisahan dalam penyediaan BBM.Sebelum Agresi I Belanda, Cepu dan sekitarnya menjadi penyedia BBM yang utama untuk Pulau Jawa. Hal ini karena kilang Wonokromo hancur oleh pemboman tentara Sekutu.

Dalam daerah yang dikuasai pasukan Indonesia, distribusi minyak dilakukan melalui kereta api atau dengan cara pengangkutan beranting, entah dengan sepeda atau pikulan. Yang mengurusnya PTMN. Perusahaan ini selain menggunakan minyak Cepu, juga dari lapangan Bongas dan Randegan di Jawa Barat.

Kalau daerah yang dilayani sangat luas dan permintaan BBM jauh melampaui kemampuan penyediaannya, maka sebagian besar rakyat tidak dapat menikmati hasil minyak bumi. Mereka

menggunakan minyak kelapa atau minyak jarak untuk penerangan lampu dan keperluan-keperluan lainnya.

Keadaan di Pulau Jawa menjadi semakin sulit setelah Belanda berhasil menguasai kilang Cepu dan lapangan kawengan dalam Agresi II Belanda tahun 1948. Sumber penyediaan minyak untuk pasukan Indonesia dan masyarakat menjadi berkurang. Apalagi lapangan Bongas dan Randegan telah diledakkan Belanda.

Tak hanya di Jawa. Di Sumatera Utara, Agresi I Belanda telah mengakibatkan kilang Pangkalan Berandan dibumihanguskan pasukan Indonesia. Dalam keadaan itu, para pejuang memanfaatkan kilang-kilang sederhana yang dibangun oleh Jepang di lapangan minyak di sektiar Pangkalan Berandan dan Aceh Timur sebagai basis penyediaaan minyak.

Sementara itu, produksi kilang kecil di lapangan-lapangan Jambi, Pendopo, dan Prabumulih menjadi pusat penyediaan BBM para pejuang, bukan hanya daerah Jambi dan Sumatera bagian selatan, tetapi sampai Sumatera bagian utara dan Sumatera Barat. Pada masa itu kilang Plaju dan Sungai Gerong telah direbut kembali oleh Belanda dalam Perang Lima Hari di Palembang.

Dalam masa perjuangan, peranan minyak pun tidak terbatas sebagai bahan bakar, tetapi juga sebagai komoditi ekspor.

Walaupun banyak instalasi yang telah dibumihanguskan oleh pejuang-pejuang Indonesia, namun Belanda mengusahakan perbaikan kembali, termasuk rehabilitasi lapangan dan kilang minyak. Termasuk perbaikan sarana seperti instalasi penimbunan, sarana distribusi,dan pengankutan.

Kebutuhan di daerah pendudukan Belanda dipenuhi dari kilang Wonokromo, Plaju, Sungai Gerong, dan Balikpapan, melalui depot-depot laut di daerah pendudukan Belanda: Jakarta, Semarang, Surabaya, Medan, Banjarmasin, Makassar, Menado, dan kota-kota lainnya.

Pengangkutan BBM saat pendudukan Belanda dilakukan oleh Koninklijke Paketvaart Maatschappij (KPM) dengan memakai drum. Di darat dilakukan dengan kereta api milik maskapai Staats Spoorwegen (SS) dan mobil-mobil tangki BBM. Juga terlibat BPM dan Stanvac.

1950 – 1960

Sebenarnya di periode ini lahir Perseroan Terbatas Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera Utara (PT ETMSU) berdiri 22 Juli 1957 lalu berubah menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT Permina) yang berdiri pada 10 Desember 1957, sebagai cikal bakal Pertamina. Lalu di tahun 1959 ada NV Niam(NV Nederlans Indische Aardolie Maatschappij) yang lalu menjadi PT Permindo (PT Pertambangan Minyak Indonesia), 31 Desember 1959,

Tetapi pembekalan BBM untuk keperluan dalam negeri sampai akhir 1960 hampir sepenuhnya dilaksanakan oleh perusahaan minyak asing Shell, Stanvac, dan Caltex. Bisnis!

Melihat keadaan yang tidak sesuai dengan perkembangan kebijaksanaan perekonomian nasional, Pemerintah mulai melaksanakan kebijaksanaan pengendalian harga BBM. Pada tahun 1958 Pemerintah menetapkan pembatasan harga jual BBM di dalam negeri.

Kebijaksanaan tersebut dianggap oleh perusahaan minyak asing sebagai campur tangan Pemerintah yang merugikan. Perusahaan minyak merasa tidak bebas lagi menjalankan politik hrga sesuai keinginannya. Di samping berkurang keuntungan dari penjualan BBM, perusahaan minyak menghadapi kesulitan karena merosotnya nilai tukar rupiah terhadap dolar AS.

1960 – 1966

Hingga 1961 kita memiliki PN Permina, PN Pertamin (Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Indonesia) perkembangan dari PT Permindo, dan PN Permigan (Perusahaan Negara Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Nasional). Tetapi pada 4 Januari 1966 PN Permigan dilikuidasi karena berafiliasi ke PKI.

Usaha pemurnian dan pengolahan serta pembekalan BBM yang masih dikuasai perusahaan asing tidak sesuai dengan dasar hukum yang berlaku, karena cabang produksi yang demikian penting dan menyangkut hajat hidup orang banyak harus dikuasai dan diselenggarakan oleh Negara.

Sampai akhir 1966 kegiatan pemurnian dan pengolahan sebagai rangkaian usaha pertambangan minyak dan gas bumi, dilaksanakan oleh PT Shell yang mengoperasikan kilang-kilang Plaju, Wonokromo, dan Balikpapan. Sedangkan Cepu dioperasikan PT Shell sampai tahun 1962 yang kemudian dibeli Pemerintah dan dioperasikan PN Permigan. PT Stanvac mengoperasikan kilang minyak Sungai Gerong. Kegiatan pembekalan BBM di dalam negeri sampai 1966 dikuasai PT Shell dan PT Stanvac. Mereka berbisnis murni dengan meraih keuntungan normal sebagai bidang usaha. Jenis BBM yang dipasarkan di dalam negeri masih terbatas, terutama bensin dan minyak tanah.

Di tahun 1960-1966 ini penyediaan sarana tidak memadai karena tidak mengalami perubahan sejak 1950. Letak instalasi/depot dan fasilitas pemasaran lainnya tidak cukup merata. Letaknya hanya pada tempat-tempat pemasaran yang dianggap menguntungkan PT Shell dan PT Stanvac. Akibatnya distribusi dan pelayanan BBM menjadi tidak merata.

Demikian juga keadaan sarana pengangkutan yang serba terbatas. Yaitu hanya 125 buah mobil tangki dengan daya angkut 1.000 kiloliter untuk melayani seluruh Indonesia.

Keadaan ini akhirnya menyebabkan semakin memburuknya pembekalan BBM untuk masyarakat. Juga tidak terjaminnya penyediaan minyak untuk kepentingan angkatan bersenjata.

Pengeboran Minyak Bumi, Seluk Beluk, dan Peralatan di Dalamnya

Diposkan oleh Think and Change on Selasa, 21 Mei 2013 Melanjutkan tulisan sebelumnya, proses awal dari rantai panjang lifting minyak bumi adalah pengeboran bumi untuk mendapatkan kandungan minyak bumi di dalamnya. Pengeboran ini bisa dilaksanakan di daratan atau jauh di kedalaman lautan.

Pengeboran minyak bumi adalah usaha teknis yang dilaksanakan dengan membuat lubang ke perut bumi dengan aman (sesuai standar tertentu) sampai ke formasi yang kaya akan kandungan minyak bumi dan gas. Lubang ini kemudian dilapisi dengan casing (pipa besi dengan ukuran standar) dan dilakukan penyemenan (cementing) untuk melekatkan casing pada dinding formasi. Dengan terhubunganya lapisan formasi dengan permukaan melalui lubang hasil pengeboran ini maka kandungan minyak bumi di dalam perut bumi dapat dimanfaatkan secara komersial dalam jumlah yang ekonomis.

Operasi pengeboran merupakan kegiatan di kawasan terbatas dengan jumlah investasi yang besar. Kegiatan ini melibatkan investasi padat modal dengan peralatan teknologi tinggi dan manusia-manusia yang memiliki kualifikasi yang dibutuhkan. Para personil yang bekerja di pengeboran harus memiliki pengetahuan yang mendalam, pengalaman di bagian yang menjadi kekhususannya, dan memperhatikan keselamatan kerja sebagai hal yang paling utama. Keselamatan kerja akan berpengaruh positif pada keberhasilan proyek dengan tidak terhentinya proses pengeboran, serta berpengaruh pada citra perusahaan minyak bumi dan gas di mata pemangku kepentingan (pemerintah, pemegang saham, investor, masyarakat sekitar, dan pemerhati lingkungan).

Gb. Proses pengeboran di sebuah ladang minyak

sumber: http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Oil-rig-BC-north.JPG

Untuk lebih jelasnya sebelum ke pengeboran kita mundur sejenak untuk melihat proses-proses yang dilaksanakan untuk mengetahui adanya perangkap di bawah permukaan yang berisi

cadangan minyak bumi dan gas. Proses tersebut meliputi:

1. Survei oleh ahli geologi

Ruang lingkup geologi minyak dan gas bumi adalah geologi batuan lunak (soft-rock geology) yang mempelajari batuan sedimen untuk mencari minyak dan batu bara yang erat kaitannya dengan batuan sedimen. Geologi mengkaji batuan sedimen dan semua faktor yang menentukan cara terdapatnya, penyebaran, dan cara berakumulasinya minyak dan gas bumi di kerak bumi. Dari hasil singkapan tersebut lalu dibuatkan petanya untuk menentukan tempat terbaik untuk melakukan pengeboran.Geologi migas meliputi geologi permukaan dan bawah permukaan.

Menurut Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (http://iatmismmigas.wordpress.com/2011/12/22/eksplorasi-minyak-bumi/), untuk menentukan suatu daerah mempunyai potensi akan minyak bumi, maka ada beberapa kondisi yang harus ada di daerah tersebut dalam eksplorasi minyak bumi hal ini disebut kajian geologi. Jika salah satu saja tidak ada maka daerah tersebut tidak potensial atau bahkan tidak mengandung hidrokarbon. Kondisi itu adalah:

a. Batuan Sumber (Source Rock), yaitu batuan yang menjadi bahan baku pembentukan hidrokarbon. biasanya yang berperan sebagai batuan sumber ini adalah serpih (Shale). batuan ini kaya akan kandungan unsur atom karbon (C) yang didapat dari cangkang – cangkang fosil yang terendapkan di batuan itu. Karbon inilah yang akan menjadi unsur utama dalam rantai penyusun ikatan kimia hidrokarbon.

b. Tekanan dan Temperatur, untuk mengubah fosil tersebut menjadi hidrokarbon, tekanan dan temperatur yang tinggi di perlukan. Tekanan dan temperatur ini akan mengubah ikatan kimia karbon yang ada dibatuan menjadi rantai hidrokarbon.

c. Migrasi, Hirdokarbon yang telah terbentuk dari proses di atas harus dapat berpindah ke tempat dimana hidrokarbon memiliki nilai ekonomis untuk diproduksi. Di batuan sumbernya sendiri dapat dikatakan tidak memungkinkan untuk di ekploitasi karena hidrokarbon di sana tidak terakumulasi dan tidak dapat mengalir. Sehingga tahapan ini sangat penting untuk menentukan kemungkinan eksploitasi hidrokarbon tersebut.

d. Reservoir, adalah batuan yang merupakan wadah bagi hidrokarbon untuk berkumpul dari proses migrasinya. Reservoar ini biasanya adalah batupasir dan batuan karbonat, karena kedua jenis batu ini memiliki pori yang cukup besar untuk tersimpannya hidrokarbon. Reservoar sangat penting karena pada batuan inilah minyak bumi di produksi.

e. Caps Rock, Minyak dan atau gas terdapat di dalam reservoir, untuk dapat menahan dan melindungi fluida tersebut, maka lapisan reservoir ini harus mempunyai penutup di bagian luar lapisannya. Sebagai penutup lapisan reservoir biasanva merupakan lapisan batuan yang rnempunyai sifat kekedapan (impermeabel), yaitu sifat yang tidak dapat meloloskan fluida yarg dibatasinya. Jadi lapisan penutup didefinisikan sebagai lapisan yang berada dibagian atas dan tepi reservoir yang dapat dan melindungi fluida yang berada di dalam lapisan di bawahnya.

f. Perangkap Reservoir (Reservoir Trap), Merupakan unsur pembentuk reservoir sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya merupakan bentuk yang konkap ke bawah, hal ini akan mengakumulasikan minyak dalam reservoir. Jika perangkap ini tidak ada maka hidrokarbon dapat mengalir ketempat lain yang berarti ke ekonomisannya akan berkurang atau tidak ekonomis sama sekali.

Gb. Akumulasi geologis: A) Anticline trap, B) Fault trap, C) Unconformity trap, and D) Stratigraphic trap.

sumber: http://www.geology.ohio-state.edu/~vonfrese/gs100/lect22/

Gb. Struktur perangkap

sumber: http://www.geology.ohio-state.edu/~vonfrese/gs100/lect22/

2. Seismik

Proses ini bertujuan untuk mencari kandungan minyak ataupun gas bumi dengan menggunakan gelombang akustik (acoustic waves) yang merambat ke lapisan tanah. Gelombang ini direfleksikan dan ditangkap kembali oleh sensor. Dari data proses perambatan gelombang ini akan diolah untuk mendapatkan informasi lapisan tanah yang dapat dimanfaatkan kandungan minyak dan gas buminya. Untuk melakukan proses seismik di kedalaman laut digunakan kapal survei dengan peralatan sonar.

Gb. Seismik daratan

sumber: http://www.earthscrust.org/science/startups/australia-su.html

Gb. ANSIR vibrator seismic energy source "Brolga" – IVI Birdwagon Mk 4b with Hemi-60 vibrator, 60,000 pounds pressure. Usually 3 in line are used for routine deep seismic profiling.sumber: http://www.earthscrust.org/science/startups/australia-su.html

Gb. Seismik lautanhttp://www.epa.gov/esd/cmb/GeophysicsWebsite/pages/reference/methods/Marine_Geophysical_Methods/Marine_Seismic_Methods.htm

Minyak bumi adalah salah satu sumber daya alam (SDA) yang tidak dapat diperbaruhi. Maka dari itu dalam pengambilan minyak bumi tidak boleh sembarangan, tidak boleh di eksplor berlebihan. Selain itu juga dalam  proses pengeboran untuk mendapat minyak bumi tidak boleh sembarangan, harus sesuai dengan prosedur yang berlaku. Berikut ini Proses Pengeboran Minyak Bumi sesuai dengan standard internasional :

1.seismic

 proses ini bertujuan untuk mencari t4 yang memiliki kandungan gas/ minyak bumi. Dengan menggunakan gelombang akustik (acoustic waves) yang merambat ke lapisan tanah. Gelombang ini direfleksikan dan ditangkap lagi oleh sensor. Dari proses perambatan gelombang ini akan diolah dan terlihatlah lapisan-lapisan tanah untuk diolah manakah lapisan yang berpotensi mengandung gas/oil.

2.drilling and well construction

Proses ini disebut juga proses "pengeboran minyak". Biasanya pake rig (tempat untuk mensupport proses pengeboran, dsb).simpel nya, kita membuat lubang di tempat yang diidentifikasi ada kemungkinan sumber minyak/gas di tempat tersebut.

Perlu di ketahui dalam proses ini ada kemungkinan blow out (pressure yang ga bisa di kontrol, langsung ke surface), jadi harus ada pengendalian pressure dari dalam tanah.

Pressure downhole / dalam tanah lebih besar dari pressure atmosferik, untuk mengimbanginya biasanya pake mud a.k.a lumpur dengan spesific gravity (berat jenis) tertentu. Mud ini akan menciptakan hydrostatic pressure yang bisa menahan pressure dari dalam.

Setelah "lubang" siap, maka selanjutnya akan di cek apakah ada kandungan minyak/ gas nya.

3.well logging

proses ini yang paling mahal. Tool nya mahal, karena harus tahan pressure dan temperature yang tinggi. Di samping memetakan lapisan tanah, proses ini juga mengambil sample untuk nantinya d cek kandungannya (minyak, gas, ato cuma air).Dari sini ketahuan lapisan tanah dan batuan. Mana yang mengandung air, mana yang ada gas, dan lapisan tanah mana yang "mungkin" ada kandungan minyaknya. 4. Well testingproses ini adalah proses dimana lapisan yang diperkirakan mengandung oil/gas di "tembak", dengan explosif. Setelah itu minyak yang terkandung diantara pori-pori batuan akan mengalir menuju tempat yang pressure nya lebih kecil (ke atmosferik a.k.a ke permukaan tanah).

 Untuk mengontrol pergerakan ini, sumur diisi dengan liquid tertentu untuk menjaga under balance (sumur masih bisa di "kendalikan" dan tidak blow out), contoh liquid: Brine, diesel, ato air aja.

Gas, minyak, air, ataupun berbagai macam zat yang keluar akan dicari rate nya. Untuk minyak berapa bopd(barrell oil per day) yang bisa dihasilkan. Untuk gas, berapa mmscfmm/d (million metric standart cubic feet per day atau berapa juta cubic feet) yang bisa dihasilkan sumur tersebut.

Proses testing ini juga mengambil sample liquid maupun gas, dan juga data-data tentang pressure, temperature, specific grafity, dll untuk selanjutnya diolah oleh reservoir engineer. Data ini akan menunjukan seberapa besar dan seberapa lama kemampuan berproduksi dari reservoir sumur tersebut.

gas/minyak dibakar agar tidak mencemari lingkungan. Sistem pembakarannya sudah sangat maju, dengan mixture gas, minyak, angin, dan air untuk menjadikan pembakaran yang optimal  5. Well completion

proses ini adalah proses instalasi aksesoris sumur sebelum nantinya sumur siap diproduksi. Fungsi utamanya adalah menyaring "pasir" yang dihasilkan setelah proses penembakan dalam well testing.

Pasir yang sampai ke surface dengan pressure diibaratkan "peluru" yang nantinya akan membahayakan line produksi. Pipa produksi akan terkikis oleh pasir dan akhirnya burst (pecah).

dengan completion ini (alatnya gravel pack), akan menangkap pasir di dalam sumur dan menyaringnya sehingga tidak ikut ke surface.

 

6. Productioninilah proses yang membahagiakan, dimana sumur siap untuk berproduksi dan nantinya akan diolah lagi ke tempat penyulingan untuk diolah dalam berbagai bentuk. Contoh: Minyak tanah, bensin, solar,kerosin, lpg, dll

Jenis - Jenis Pengeboran A. Berdasarkan Tujuan Pengeboran

1. Pengeboran Eksplorasi

    Tujuan Pengeboran Eksplorasi adalah untuk membuktikan suatu cekungan terdapat minyak dan gas bumi. Data - data pengeboran belum ada sehingga memerlukan perencanaan yang memperhitungkan kemungkinan - kemungkinan selama proses pengeboran. Selain itu pengamatan selama pengeboran harus dilakukan karena kedalaman lapisan batuan dan sifat - sifat batuan yang akan ditembus belum diketahui, bahkan kedalaman akhir masih akan berubah mengikuti serbuk bor serta data logging. Sehingga casing, penyemenan, lumpur, bit dan material lainnya akan menyebabkan biaya pengeboran lebih mahal. Sumur Eksplorasi sering disebut dengan sumur "Wild Cat". Bila pengeboran Eksplorasi tersebut tidak menemukan sesuatu, atau Reservoir tersebut kosong, sumur pengeboran itu disebut Dry Hole.

2. Pengeboran Deliniasi

     Pengeboran ini bertujuan untuk mengetahui penyebaran Reservoir, mencari batas dan ketebalan Reservoir tersebut. Pengeboran ini biasanya tidak terlalu menghabiskan biaya karena sudah ada data dari pengeboran Eksplorasi sebelumnya. Untuk menentukan bats Reservoir maka dilakukan pengeboran Deliniasi untuk jarak - jarak tertentu dari sumur yang pertama. Sumur yang kedua menembus minyak sangat tipis, dan air yang tebal. Ini dapat dikatakan sebagai Resesrvoir minyak. Sumur yang ketiga masih menembus  minyak yang tebal dan air yang cukup tebal. Untuk itu dilakukan pengeboran yang keempat pada jarak ntertentu dari sumaur yang kedua. Ternyata sumur keempat hanya menemukan air yang tebal. Sehingga batas minyak dan air adalah antara sumur ketiga dan sumur keempat. Selanjutnya berdasarkan ketebalam minyak dari setiap sumur dibuat peta isopach yang digunakan untuk menghitung volume batuan yang mengandung minyak.

3. Pengeboran Eksploitasi

     Pengeboran ini bertujuan untuk meningkatkan pengurasan terhadap Reservoir produksi sekaligus meningkatkan volume produksi. Pengeboran sumur Eksploitasi memerlukan biaya yang jauh lebih murah karena data sumur sudah lengkap seperti kedalaman dan ketebalan Reservoir, jenis dan sifat batuan yang ditembus mata bor. Sumur Eksplorasi dapat diubah fungsinya menjadi sumur Eksploitasi . Sumur yang memproduksikan minyak disebut dengan sumur produksi.

B. Berdasarkan Lokasinya

1. Pengeboran Darat (Onshore)

     Pengeboran darat adalah pengeboran yang titik lokasinya berada didaratan. Istilah lainnya adalah Onshore Drilling.

2. Pengeboran Lepas Pantai (Offshore)

     Pengeboran lepas pantai adalah pengeboran yang titik lokasinya di lepas pantai. Akan tetapi dapat dimasukkan juga untuk pengeboran lepas pantai jika lokasi pengeborannya berada di lingkungan yang berair seperti di danau, sungai dan rawa.

C. Berdasarkan Bentuk Lubang

1. Pengeboran Lurus (Straight Hole Drilling)

     Dari titik permukaan, lubang dibuat lurus vertikal sampai menjangkau titik target. Pengeboran yang digolongkan pada Straight Hole Drilling, apabila :

      - Pengeboran masih dalam suatu kerucut dengan sudut 5 derajat, untuk ketinggian kerucut 10000ft.

- Lubang boleh membelok asal kemiringannya tidak kurang 3 derajat/100ft.

2. Pengeboran Berarah (Directional Drilling)

     Pengeboran yang dilakukan dengan membelokan pipa ke arah titik target yang tidak berada lurus dengan titik permukaan. Faktor penyebab dilakukan pengeboran berarah adalah geografi dan pertimbangan ekonomi. Beberapa jenis Directional Drilling :

a. Inaccesible Location Drilling

          Teknik ini adalah salah satu dari teknik pengeboran kearah paling umum dipakai  untuk  mencapai lapisan  yang tidak dapat  dicapai  dengan cara biasa, seperti  Reservoir yang terletak  dibawah sebuah kota yang padat.

b. Multiple Well Drilling

          Sumur majemuk biasanya diperlukan bila akan membor dari suatu lokasi permukaan yang  terbatas luasnya. Untuk  pengeboran lepas pantai  dari suatu platform tunggal.

c. Side Tracking

          Dalam operasi pengeboran yang biasa,  mungkin sekali perlu meluruskan lubang sumur  yang parah karena  kemiringannya  atau  untuk memintas lubang yang terdapat pipa yang terkubur.

d. Relief Well Drilling

          Kadang - kadang sebagai  akibat Blow Out  diperlukan pengeboran untuk mematikan  sumur  yang sedang  Blow Out.  Dalam hal ini dipakai teknik pengeboran berarah (Directional Drilling)

Limbah minyak adalah buangan yang berasal dari hasil eksplorasi produksi minyak, pemeliharaan fasilitas produksi, fasilitas penyimpanan, pemrosesan, dan tangki penyimpanan minyak pada kapal laut.[1] Limbah minyak bersifat mudah meledak, mudah terbakar, bersifat reaktif, beracun, menyebabkan infeksi, dan bersifat korosif.[1] Limbah minyak merupakan bahan berbahaya dan beracun (B3), karena sifatnya, konsentrasi maupun jumlahnya dapat mencemarkan dan membahayakan lingkungan hidup, serta kelangsungan hidup manusia dan mahluk hidup lainnya.[

Pengeboran di laut

Pada umumnya, pengeboran minyak bumi di laut menyebabkan terjadinya peledakan (blow aut) di sumur minyak.[3] Ledakan ini mengakibatkan semburan minyak ke lokasi sekitar laut, sehingga menimbulkan pencemaran.[3] Contohnya, ledakan anjungan minyak yang terjadi di teluk meksiko sekitar 80 kilometer dari Pantai Louisiana pada 22 April 2010.[3] Pencemaran laut yang diakibatkan oleh pengeboran minyak di lepas pantai itu dikelola perusahaan minyak British Petroleum (BP).[3] Ledakan itu memompa minyak mentah 8.000 barel atau 336.000 galon minyak ke perairan di sekitarnya.[3]

Tumpahan minyak

Tumpahan minyak di laut berasal dari kecelakaan kapal tanker.[4] Contohnya tumpahan minyak terbesar yang terjadi pada tahun 2006 di lepas pantai Libanon.[4] Selain itu, terjadi kecelakaan Prestige pada tahun 2002 di lepas pantai Spanyol.[4] Bencana alam seperti badai atau banjir juga dapat menyebabkan tumpahan minyak.[4] Sebagai contoh pada tahun 2007, banjir di Kansas menyebabkan lebih dari 40.000 galon minyak mentah dari kilang tumpah ke perairan itu.[4]

Efek

Surf scoter yang terendam dalam laut yang tercemar limbah minyak bumi.

Akibat yang ditimbulkan dari terjadinya pencemaran minyak bumi di laut adalah:[5]

1. Rusaknya estetika pantai akibat bau dari material minyak. Residu berwarna gelap yang terdampar di pantai akan menutupi batuan, pasir, tumbuhan dan hewan. Gumpalan tar yang terbentuk dalam proses pelapukan minyak akan hanyut dan terdampar di pantai.

2. Kerusakan biologis, bisa merupakan efek letal dan efek subletal. Efek letal yaitu reaksi yang terjadi saat zat-zat fisika dan kimia mengganggu proses sel ataupun subsel pada makhluk hidup hingga kemungkinan terjadinya kematian. Efek subletal yaitu mepengaruhi kerusakan fisiologis dan perilaku namun tidak mengakibatkan kematian secara langsung. Terumbu karang akan mengalami efek letal dan subletal dimana pemulihannya memakan waktu lama dikarenakan kompleksitas dari komunitasnya.

3. Pertumbuhan fitoplankton laut akan terhambat akibat keberadaan senyawa beracun dalam komponen minyak bumi, juga senyawa beracun yang terbentuk dari proses biodegradasi. Jika jumlah pitoplankton menurun, maka populasi ikan, udang, dan kerang juga akan menurun. Padahal hewan-hewan tersebut dibutuhkan manusia karena memiliki nilai ekonomi dan kandungan protein yang tinggi.

4. Penurunan populasi alga dan protozoa akibat kontak dengan racun slick (lapisan minyak di permukaan air). Selain itu, terjadi kematian burung-burung laut. Hal ini dikarenakan slick membuat permukaan laut lebih tenang dan menarik burung untuk hinggap di atasnya ataupun menyelam mencari makanan. Saat kontak dengan minyak, terjadi peresapan minyak ke dalam bulu dan merusak sistem kekedapan air dan isolasi, sehingga burung akan kedinginan yang pada akhirnya mati.

Penanganan di laut

Pemantauan

Tindakan pertama yang dilakukan dalam mengatasi tumpahan minyak yaitu dengan melakukan pemantauan banyaknya minyak yang mencemari laut dan kondisi tumpahan.[6] Ada 2 jenis pemantauan yang dilakukan yaitu dengan pengamatan secara visual dan penginderaan jauh (remote sensing).[6]

Pengamatan secara visual

Pengamatan secara visual merupakan pengamatan yang menggunakan pesawat. Teknik ini melibatkan banyak pengamat, sehingga laporan yang diberikan sangat bervariasi. Pada umumnya, pemantauan dengan teknik ini kurang dapat dipercaya. Sebagai contoh, pada tumpahan jenis minyak yang ringan akan mengalami penyebaran (spreading), sehingga menjadi lapisan sangat tipis di laut. Pada kondisi pencahayaan ideal akan terlihat warna terang. Namun, penampakan lapisan ini sangat bervariasi tergantung jumlah cahaya matahari, sudut pengamatan dan permukaan laut, sehingga laporannya tidak dapat dipercaya.

Pengamatan penginderaan jauh

Metode penginderaan jarak jauh dilakukan dengan berbagai macam teknik, seperti Side-looking Airborne Radar (SLAR). SLAR dapat dioperasikan setiap waktu dan cuaca, sehingga menjangkau wilayah yang lebih luas dengan hasil penginderaan lebih detail. Namun,teknik ini hanya bisa mendeteksi lapisan minyak yang tebal. Teknik ini tidak bisa mendeteksi minyak yang berada dibawah air dalam kondisi laut yang tenang. Selain SLAR digunakan juga teknik Micowave Radiometer, Infrared-ultraviolet Line Scanner, dan Landsat Satellite System. Berbagai teknik ini digunakan untuk menghasilkan informasi yang cepat dan akurat.

Penanggulangan

Booms digunakan untuk menghambat perluasan limbah minyak di laut.

Beberapa teknik penanggulangan tumpahan minyak diantaranya in-situ burning, penyisihan secara mekanis, bioremediasi, penggunaan sorbent, penggunaan bahan kimia dispersan, dan washing oil.[6]

In-situ burning adalah pembakaran minyak pada permukaan laut, sehingga mengatasi kesulitan pemompaan minyak dari permukaan laut, penyimpanan dan pewadahan minyak serta air laut yang terasosiasi. Teknik ini membutuhkan booms (pembatas untuk mencegah penyebaran minyak) atau barrier yang tahan api. Namun, pada peristiwa tumpahan minyak dalam jumlah besar sulit untuk mengumpulkan minyak yang dibakar. Selain itu, penyebaran api sering tidak terkontrol.

Penyisihan minyak secara mekanis melalui 2 tahap, yaitu melokalisir tumpahan dengan menggunakan booms dan melakukan pemindahan minyak ke dalam wadah dengan menggunakan peralatan mekanis yang disebut skimmer.

Bioremediasi yaitu proses pendaurulangan seluruh material organik. Bakteri pengurai spesifik dapat diisolasi dengan menebarkannya pada daerah yang terkontaminasi. Selain itu, teknik bioremediasi dapat menambahkan nutrisi dan oksigen, sehingga mempercepat penurunan polutan.

Penggunaan sorbent dilakukan dengan menyisihkan minyak melalui mekanisme adsorpsi (penempelan minyak pad permukaan sorbent) dan absorpsi (penyerapan minyak ke dalam sorbent). Sorbent ini berfungsi mengubah fase minyak dari cair menjadi padat, sehingga mudah dikumpulkan dan disisihkan. Sorbent harus memiliki karakteristik hidrofobik, oleofobik, mudah disebarkan di permukaan minyak, dapat diambil kembali dan digunakan ulang. Ada 3 jenis sorbent yaitu organik alami (kapas, jerami, rumput kering, serbuk gergaji), anorganik alami (lempung, vermiculite, pasir) dan sintetis (busa poliuretan, polietilen, polipropilen dan serat nilon).

Dispersan kimiawi merupakan teknik memecah lapisan minyak menjadi tetesan kecil (droplet), sehingga mengurangi kemungkinan terperangkapnya hewan ke dalam tumpahan minyak. Dispersan kimiawi adalah bahan kimia dengan zat aktif yang disebut surfaktan.

Washing oil yaitu kegiatan membersihkan minyak dari pantai.

Peralatan

Pembersihan limbah minyak di kawasan pantai.

Alat-alat yang digunakan untuk membersihkan tumpahan minyak:[6]

Booms merupakan alat untuk menghambat perluasan hambatan minyak. Skimmers yaitu kapal yang mengangkat minyak dari permukaan air. Sorbent merupakan spons besar yang digunakan untuk menyerap minyak. Vacuums yang khusus untuk mengangkat minyak berlumpur dari pantai atau permukaan laut. Sekop yang khusus digunakan untuk memindahkan pasir dan kerikil dari minyak di pantai.

Pengeboran di darat

Pencemaran tanah oleh kegiatan pengabaran minyak bumi di darat telah menimbulkan pencemaran lngkungan. Tanah yang terkontaminasi minyak bumi dapat merusak lingkungan serta menurunkan estetika.

Penanganan di darat

Pemulihan lahan tercemar oleh minyak bumi dapat dilakukan secara biologi dengan menggunakan kapasitas kemampuan mikroorganisme. Fungsi dari mikroorganisme ini dapat mendegradasi struktur hidrokarbon yang ada dalam tanah, sehingga minyak bumi menjadi mineral-mineral yang lebih sederhana dan tidak membahayakan lingkungan. Teknik seperti ini disebut bioremediasi. Teknik bioremediasi dapat dilaksanakan secara in-situ maupun cara ex-situ.

Pada umumnya, teknik bioremediasi in-situ diaplikasikan pada lokasi tercemar ringan, lokasi yang tidak dapat dipindahkan, atau karakteristik kontaminan yang volatil.

Bioremediasi ex-situ merupakan teknik bioremediasi di mana lahan atau air yang terkontaminasi diangkat, kemudian diolah dan diproses pada lahan khusus yang disiapkan untuk proses bioremediasi.

Penanganan lahan yang tercemar minyak bumi dilakukan dengan cara memanfatkan mikroorganisme untuk menurunkan konsentrasi atau daya racun bahan pencemar. Penanganan

semacam ini lebih aman terhadap lingkungan karena agen pendegradasi yang dipergunakan adalah mikroorganisme yang dapat terurai secara alami. Ruang lingkup pelaksanaan proses bioremediasi tanah yang terkontaminasi minyak bumi meliputi beberapa tahap yaitu:

Treatibility study merupakan studi pendahuluan terhadap kemampuan jenis mikroorganisme pendegradasi dalam menguraikan minyak bumi yang terdapat di lokasi tanah terkontaminasi.

Site characteristic merupakan studi untuk mengetahui kondisi lingkungan awal di lokasi tanah yang terkontaminasi minyak bumi. Kondisi ini meliputi kualitas fisik, kimia, dan biologi.

Persiapan proses bioremediasi yang meliputi persiapan alat, bahan, administrasi serta tenaga manusia.

Proses bioremediasi yang meliputi serangkaian proses penggalian tanah tercemar, pencampuran dengan tanah segar, penambahan bulking agent, penambahan inert material, penambahan bakteri, nutrisi, dan proses pencampuran semua bahan.

Sampling dan monitoring meliputi pengambilan gambar tanah dan air selama proses bioremediasi. Kemudian, gambar itu dibawa ke laboratorium independen untuk dianalisa konsentrasi TPH dan TCLP.

Revegetasi yaitu pemerataan, penutupan kembali drainase dan perapihan lahan sehingga lahan kembali seperti semula

PRODUK PENGOLAHAN MINYAK BUMI dan MANFAATNYA

:

1. Bahan bakar gas

Bahan bakar gas terdiri dari :

LNG (Liquified Natural Gas) dan LPG (Liquified Petroleum Gas)

Bahan baker gas biasa digunakan untuk keperluan rumah tangga dan indusri.

Elpiji, LPG (liquified petroleum gas,harfiah: "gas minyak bumi yang dicairkan"), adalah campuran dari berbagai unsur hidrokarbon yang berasal darigas alam. Dengan menambah tekanan dan menurunkan suhunya, gas berubah menjadi cair. Komponennya didominasi propana

dan butana . Elpiji juga mengandung hidrokarbon ringan lain dalam jumlah kecil, misalnya etana dan pentana .

Dalam kondisi atmosfer, elpiji akan berbentuk gas. Volume elpiji dalam bentuk cair lebih kecil dibandingkan dalam bentuk gas untuk berat yang sama. Karena itu elpiji dipasarkan dalam bentuk cair dalam tabung-tabung logam bertekanan. Untuk memungkinkan terjadinya ekspansi panas (thermal expansion) dari cairan yang dikandungnya, tabung elpiji tidak diisi secara penuh, hanya sekitar 80-85% dari kapasitasnya. Rasio antara volume gas bila menguap dengan gas dalam keadaan cair bervariasi tergantung komposisi, tekanan dan temperatur, tetapi biasaya sekitar 250:1.Tekanan di mana elpiji berbentuk cair, dinamakan tekanan uap-nya, juga bervariasi tergantung komposisi dan temperatur; sebagai contoh, dibutuhkan tekanan sekitar 220 kPa (2.2 bar) bagi butana murni pada 20 °C (68 °F) agar mencair, dan sekitar 2.2 MPa (22 bar) bagi propana murni pada 55°C (131 °F).Menurut spesifikasinya, elpiji dibagi menjadi tiga jenis yaitu elpiji campuran, elpiji propana dan elpiji butana. Spesifikasi masing-masing elpiji tercantum dalam keputusan Direktur Jendral Minyak dan Gas Bumi Nomor: 25K/36/DDJM/1990. Elpiji yang dipasarkan Pertamina adalah elpiji campuran.Sifat elpijiSifat elpiji terutama adalah sebagai berikut:

Cairan dan gasnya sangat mudah terbakar Gas tidak beracun, tidak berwarna dan biasanya berbau menyengat Gas dikirimkan sebagai cairan yang bertekanan di dalam tangki atau silinder. Cairan dapat menguap jika dilepas dan menyebar dengan cepat. Gas ini lebih berat dibanding udara sehingga akan banyak menempati daerah yang

rendah.

Penggunaan elpijiPenggunaan Elpiji di Indonesia terutama adalah sebagai bahan bakar alat dapur (terutama kompor gas). Selain sebagai bahan bakar alat dapur, Elpiji juga cukup banyak digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor (walaupun mesin kendaraannya harus dimodifikasi terlebih dahulu).Bahaya elpijiSalah satu resiko penggunaan elpiji adalah terjadinya kebocoran pada tabung atau instalasi gas

sehingga bila terkena api dapat menyebabkan kebakaran. Pada awalnya, gas elpiji tidak berbau, tapi bila demikian akan sulit dideteksi apabila terjadi kebocoran pada tabung gas. Menyadari itu Pertamina menambahkan gas mercaptan, yang baunya khas dan menusuk hidung. Langkah itu sangat berguna untuk mendeteksi bila terjadi kebocoran tabung gas. Tekanan elpiji cukup besar (tekanan uap sekitar 120 psig), sehingga kebocoran elpiji akan membentuk gas secara cepat dan merubah volumenya menjadi lebih besar.

2. Naptha atau Petroleum eter, biasa digunakan sebagai pelarut dalam industri.

3. Gasolin (bensin), biasa digunakan sebagai bahan bakar kendaraan bermotor.

4. Kerosin (minyak tanah), biasa digunakan sebagai bahan bakar untuk keperluan rumah tangga. Selain itu kerosin juga digunakan sebagai bahan baku pembuatan bensin melalui proses cracking.

Minyak tanah (bahasa Inggris: kerosene atau paraffin) adalah cairan hidrokarbon yang tak berwarna dan mudah terbakar. Dia diperoleh dengan cara distilasi fraksional dari petroleum pada 150°C and 275°C (rantai karbon dari C12 sampai C15). Pada suatu waktu dia banyak digunakan dalam lampu minyak tanah tetapi sekarang utamanya digunakan sebagai bahan bakar mesin jet (lebih teknikal Avtur, Jet-A, Jet-B, JP-4 atau JP-8). Sebuah bentuk dari kerosene dikenal sebagai RP-1dibakar dengan oksigen cair sebagai bahan bakar roket. Nama kerosene diturunkan dari bahasa Yunani keros (κερωσ, wax ).Biasanya, kerosene didistilasi langsung dari minyak mentah membutuhkan perawatan khusus, dalam sebuah unit Merox atau, hidrotreater untuk mengurangi kadar belerangnya dan pengaratannya. Kerosene dapat juga diproduksi oleh hidrocracker, yang digunakan untuk mengupgrade bagian dari minyak mentah yang akan bagus untuk bahan bakar minyak. Penggunaanya sebagai bahan bakar untuk memasak terbatas di negara berkembang, di mana dia kurang disuling dan mengandung ketidakmurnian dan bahkan "debris".Bahan bakar mesin jet adalah kerosene yang mencapai spesifikasi yang diperketat, terutama titik asap dan titik beku.Kegunaan lainKerosene biasa di gunakan untuk membasmi serangga seperti semut dan mengusir kecoa. Kadang di gunakan juga sebagai campuran dalam cairan pembasmi serangga seperti pada merk/ brand baygone.

5. Minyak solar atau minyak diesel, biasa digunakan sebagai bahan bakar untuk mesin diesel pada kendaraan bermotor seperti bus, truk, kereta api dan traktor. Selain itu, minyak solar juga digunakan sebagai bahan baku pembuatan bensin melalui proses cracking.

6. Minyak pelumas, biasa digunakan untuk lubrikasi mesin-mesin.

7. Residu minyak bumiyang terdiri dari :

Parafin , digunakan dalam proses pembuatan obat-obatan, kosmetika, tutup botol, industri tenun menenun, korek api, lilin batik, dan masih banyak lagi.

Aspal , digunakan sebagai pengeras jalan raya

Transporting Oil and Gas

Oil tankers Pipelines Barges Tank Trucks/Railroad Tank Cars Tugboats

Oil Tankers

Tankers travel interregional water routes. Tankers are primarily the major haulers of oil that is imported into the United States. The U.S. Coast Guard defines a tank vessel as one that is constructed or adapted to carry oil or hazardous material in bulk as cargo or cargo residue. The earliest construction of tank vessels used single hulls.

There are various types of tankers: oil tanker, parcel tanker (chemical vessels), combination carrier (designed to carry oil or solid cargoes in bulk), and barges. In addition, there are international bulk chemical codes governing the safe transport of chemical cargoes providing various levels of protection against the uncontrolled release of substances that pose the greatest environmental risk.

Tank vessels are classified by the trade in which they routinely operate over a period of time. The three most common categories are crude oil carriers, product carriers: which can carry clean (e.g., gasoline, jet fuel) and dirty (e.g. black oils): and parcel carriers (chemicals). Tankers tend to remain in one trade but market conditions can dictate a change, even though the process to change a vessel's trade involves extensive work.

Crude carriers are classed as either VLCCs (Very Large Crude Carriers) or ULCCs (Ultra Large Crude Carriers) and are designed to transport vast quantities of crude oil over many long and heavily traveled sea routes. The appropriate economies of scale depend on the area from which the oil is being shipped. In addition, "lightering," offloading or transferring oil from large tankers to smaller ones, a process which can move 1,000 barrels per hour: is used so that the smaller vessels can enter smaller ports that the larger vessels cannot.

Historically, most of the nation's tanker fleets were built as single-hull vessels, i.e., a single layer of steel made up the hull. As ships and barges are a major link in the country's oil transportation network, both for transporting crude oil to U.S. refineries and for transporting refined oil products to market, the Oil Pollution Act (OPA) of 1990 made extensive changes designed to make these shipments environmentally safer. One change requires the phasing out of all shipment of oil cargoes in single-hull vessels in U.S. waters from 1995 to January 1, 2015, with the oldest and largest vessels phased out first. After January 1, 2015, only double hull vessels may be used. There are also European standards in this area with the Regulation of the European Parliament and of the European Council/Commission on Legislative Documents amending Regulation EC No. 417/2002 on the accelerated phasing-in of double-hull or equivalent design requirements for single-hull oil tankers.

One of the major concerns in the safe transport of bulk liquid cargos by tank vessel is the stress on the hull. Bending in the form of sagging (concentration of weight in the mid section of the vessel causing the deck to be subjected to compression forces while at the same time the keel is under tension), hogging (concentration of weight at both ends of the vessel causing the deck to

experience tensile forces while the keel is under compression), and shear force, which occurs when two forces act in opposite directions parallel to each other, such as at a bulkhead between an empty ballast tank and a full cargo tank. The weight or gravitational and buoyant action experienced on either side of the bulkhead causes the shear force phenomenon.

The development of the super tanker came about due to an array of factors including Middle East hostilities that led to the closure of the Suez Canal, nationalization of oil fields in the Middle East, and strong competition among international ship owners. VLCCs and ULCCs cover the most solitary trade routes, typically loading at offshore platforms or single-point moorings and discharging at designated lightering zones off the coast.5 As the demand is increasing for more crude oil and as more oil reserves are being discovered and developed in other areas such as the Caspian Basin, Latin America and the Middle East, the need for more tankers has grown.

Back to Top

Pipelines

Pipelines play a very critical role in the transportation process because most of the oil moves through pipelines for at least part of the route. After the crude oil is separated from natural gas, pipelines transport the oil to another carrier or directly to a refinery. Petroleum products then travel from the refinery to market by tanker, truck, railroad tank car, or pipeline. Pipelines are also integral for landlocked crudes and also complement tankers at certain key locations by relieving bottlenecks or providing shortcuts. The only interregional trade that currently relies solely upon oil pipelines is between Russia and Europe.6

Subsea pipeline engineers often say "Nothing happens until we get our lines in place." Indeed, it is pivotal that oil and gas are transported from the reservoir to a refinery through a process that involves the fluids flowing from the wellhead through a jumper to a manifold. From the manifold, the admixes fluids move through a flowline which could be up to 70 miles or longer for gas and 10-20 miles for oil, to a production riser. That line moves the fluids to a production platform where processing takes place. Outbound from the platform the fluids move through an export riser to a subsea pipeline and on to shore.7

Pipelines can range up to 36 inches (92cm) in diameter and even larger, with some of the largest pipelines carrying more than one million barrels of oil daily. Pipelines cross all kinds of territories and in all parts of the world. They are connected using an electric arc-welding process developed about 1928. They are built to withstand large amounts of pressure of 1,000 pounds per square inch and heavy duty machines are responsible for fitting them within the contours necessary for their laying in all types of terrain. Strategic planning involves determining the shortest and most economical routes where they are built, the number of pumping stations and natural gas compression stations along the line, and terminal storage facilities so that oil from almost any field can be shipped to any refinery on demand. Care is also taken in the monitoring and construction for pipelines in consideration of environmental and safety issues. For example,

one concern is to avoid the potential for fires and explosions in the offloading of crude oil by pipes onto tankers for transport to a refinery.

As a result, standards exist for pipelines in the area of safety in the design and construction of pipelines. In an article in the September 12, 2005, issue of Oil and Gas Journal entitled, "The Rising Pressure for Pipeline Integrity," pipeline integrity is defined as a sub-industry of regulatory controls that must govern the world's pipeline infrastructure. Standards such as the "International Organization for Standardization (ISO) 15649: 2001 Petroleum and Natural Gas Industries: Piping," is an international standard that specifies the requirements for design and construction of piping for the petroleum and natural gas industries, and the American Petroleum Institute RP2200 : Repairing crude oil, liquefied petroleum and product pipelines R(1999) reflect industry initiatives in response to the needs in this area.

The American Petroleum Institute issues pipeline guidance to U.S. pipeline operators to improve public awareness of pipelines. The purpose of the guidelines known as Recommended Practice 1162 or Public Awareness Programs for Pipeline Operators is to reduce accidents, often attributable to digging by homeowners, contractors and farmers. Pipeline companies conduct public awareness programs but the federal Pipeline Safety Improvement Act of 2002 established new standards. RP1162 is designed to help companies meet these new standards. In preparing RP1162, the American Petroleum Institute collaborated with federal and state regulators, natural gas and liquid transmission companies, and local distribution companies.8 The U.S. Census Bureau assigns the following NAICS codes to the Pipeline Transportation industry:

Pipeline Transportation of Crude Oil - 486110http://www.census.gov/econ/industry/current/c486110.htm

Pipeline Transportation of Natural Gas - 486210http://www.census.gov/econ/industry/current/c486210.htm

Pipeline Transportation of Refined Petroleum Products - 486910http://www.census.gov/econ/industry/current/c486910.htm

All Other Pipeline Transportation - 486990 http://www.census.gov/econ/industry/current/c486990.htm

NAICS Definition 486 Pipeline Transportationhttp://www.census.gov/cgi-bin/sssd/naics/naicsrch?chart...%20Search

Internationally, the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) pipeline on the coast of the Caspian Sea, is the first pipeline from this area whose flow of oil initially took place on Wednesday, May 25, 2005. It was a $3.2 billion infrastructure controversial project that sparked debate for 50 years. This new United States backed pipeline is seen as a key to reducing the West's reliance on Middle East oil. The Caspian fields are estimated to hold the world's third-largest reserves.9 Russia begin construction on the first leg of its planned 4,130-km crude oil pipeline from Taishet in eastern Siberia to the Sea of Japan. It will cross seven areas of the Russian Federation. Indonesia also plans to build a 1,200km pipeline from the natural gas fields in East Kalimantan to Java at a cost estimated to be $1.2 billion.10

Back to Top

Barges

Barges are another method of bulk liquid transportation. Barges, which can carry on average about 15,000 barrels of oil, are primarily used on rivers and canals. The domestic tank barge industry is composed of approximately 4,000 barges and they account for the transport of millions of tons of cargo annually. Within the U.S., they operate via rivers, lakes, bays and sounds and they run offshore in the coast wise trade.

Internationally, barges are involved in various activities in other parts of the world. For example, two barges were designed for grounding and floating operations in the Caspian Sea. In addition, the barges Nur and Shapagat were built to accommodate 120 personal in a total living space that incorporates galley, mess, temporary refuge and muster stations, and are self-supporting being outfitted with anchoring, mooring, towing and bottom jetting systems. Having been certified by the Russian Maritime Register of Shipping and London's Lloyd's Register, they are designed for the harsh offshore environments common off Kazakhstan.11

Tank Trucks/Railroad Tank Cars

Many petroleum products travel from refineries to markets by tank truck or railroad tank car. Tank trucks deliver gasoline to service stations and heating oil to houses. These trucks can carry up to 300 barrels of fuel. Railroad tank cars can range in capacity from about 100 to more than 1,500 barrels of oil. In addition, there are many different transportation components that are responsible for transporting oil products. For example, these include pipelines, producers, refiners, terminal operators, independent marketers or common carriers who may have no connection with the oil industry except that they ship the oil product from one location to another.

Role of Tugboats

The petroleum industry, both offshore and landside, has proved to be a stimulant to the towing industry. The increasing demand for oil over the past twenty years that has led to deeper drilling, larger structures located further offshore and the development of "jack-up" and semi-submersible drill rigs with greater capabilities as well as support equipment capable of supplying and sustaining services to the industry has justified the building of larger and more powerful tugs and larger barges. The added requirements of the offshore oil industry, particularly the vessels providing services to this industry, have necessitated the use of tug/supply and tug/supply/anchor-handling vessels.

Back to Top

Storage of Oil and Gas

Stocks U.S. Strategic Petroleum Reserves (SPR) Natural Gas Storage Liquid Natural Gas

Stocks

Industry specialists indicate there are 7-8 billion barrels of oil tied up worldwide in industry and government stocks (inventories) at any given time and that only around 10 percent of this vast stock pile is typically available to the industry to use when needed.12 Stocks are needed to keep the global supply system operating and therefore are key to the right products being delivered to the right location at the right time. EIA further says that it is hard for the industry to follow global stocks closely because the data have significant gaps. The United States is the only country to publish comprehensive weekly stock data. In addition, the U.S. has the largest commercial stocks roughly about one billion barrels.

Another interesting fact is that most of the world's storage capacity is owned by the companies that produce, refine, or market the oil and they are predominantly located at the world's main trading hubs, such as New York Harbor, the Caribbean, Rotterdam and Singapore. The whole system is highly dependent on the level of independent storage of stocks which are seasonal and strategic in nature. There are costs associated with stock inventories and the costs depend on the type of oil being stored, how much storage is available, whether the storage is owned or has to be rented, the price of the oil, and the cost of borrowing money. Every gas station, terminal, refinery, etc., most have some oil in inventory. As a result, mergers and acquisitions in the oil industry have led to consolidation which affects the minimum amount of oil that is needed to keep the system operating.

It is easy to see then, that stock inventories have a direct relationship to prices in the market. Terms such as discretionary stocks are linked to prices. A sign of oversupply in the market is called contango and the opposite is backwardation. However, the majority of the world's stocks are necessary and are called non-discretionary due to the fact that they exist because of the global oil supply system which cannot operate without them. "By the end of 1997, stocks held worldwide by governments and by significant industry players, such as producers, refiners and terminallers, totaled around 6 billion barrels, the equivalent of 90 days of consumption, were worth approximately $100 billion dollars."13

U.S. Strategic Petroleum Reserve (SPR)

Emergency crude oil is stored in the United States Strategic Petroleum Reserve (SPR)--the world's largest supply of emergency crude oil. Federally-owned oil stocks are stored in huge underground salt caverns along the coastline of the Gulf of Mexico. Decisions to withdraw crude from the SPR are made by the President under the authorities of the Energy Policy and Conservation Act. It is formidable in size (more than 600 million barrels), and its recognized need dates back to 1944 when Secretary of the Interior Harold Ickes advocated the stockpiling of emergency crude oil. The 1973-74 oil embargo exacerbated the need for a strategic oil reserve. Today, the SPR is the largest emergency oil stockpile in the world.14

Until the recent damage to the Gulf Coast refining region by Hurricane Katrina, the SPR had only been used once during Operation Desert Storm in 1991. A Washington Post article "Oil Prices Spike As Storm Nears," September 20, 2005, says that the Energy Department would lend more oil from the SPR, with the plan of releasing 600,000 barrels to Total Petrochemicals USA Inc., bringing the amount lent from the reserve since Katrina to 13.2 million barrels. There is also the Northeast Home Heating Oil Reserve supply for emergency fuel oil for homes and businesses sin the northeast United States, established in 2000 and the Naval Petroleum and Oil Shale Reserves headquartered in Washington, D.C

Natural Gas Storage

The complexity of the natural gas delivery network involves gas gathered at a central location, processed to meet pipeline specifications, transported through thousands of miles of interstate pipelines, and stored in the ground for when it is delivered to the consumer. Some natural gas is stored underground for use during excessive demands such as during extreme winter weather

Liquid Natural Gas

While natural gas as a primary fuel is expected to grow at 3 percent per year during the next two decades, LNG is expected to grow at double that rate for the same time period. As a result, additional facilities for the production and transportation of LNG will be needed for the foreseeable future as well as new technologies to emerge to address safety, cost and reliability issues. Worldwide demand for liquid natural gas (LNG) is growing. The U.S. currently gets a majority of its LNG via ocean tanker from Trinidad and Tobago, Qatar, and Algeria and also receives shipments from Nigeria, Oman, Australia, Indonesia, and the United Arab Emirates.15 In addition, Taiwan needs more LNG overseas imports, Asia's regional demand for LNG is expected to rise dramatically after India and China, and more countries are seeking LNG for power generation and petrochemical production.16

Peyimpanan dan transportasi gas alam

Polyethylene gas main being laid in a trench.

Metode penyimpanan gas alam dilakukan dengan "Natural Gas Underground Storage", yakni suatu ruangan raksasa di bawah tanah yang lazim disebut sebagai "salt dome" yakni kubah-kubah di bawah tanah yang terjadi dari reservoir sumber-sumber gas alam yang telah depleted. Hal ini sangat tepat untuk negeri 4 musim. Pada musim panas saat pemakaian gas untuk pemanas jauh berkurang (low demand), gas alam diinjeksikan melalui kompresor-kompresor gas kedalam kubah di dalam tanah tersebut. Pada musim dingin, dimana terjadi kebutuhan yang sangat signifikan, gas alam yang disimpan di dalam kubah bawah tanah dikeluarkan untuk disalurkan kepada konsumen yang membutuhkan. Bagi perusahaan (operator) penyedia gas alam, cara ini sangat membantu untuk menjaga stabilitas operasional pasokan gas alam melalui jaringan pipa gas alam.

Pada dasarnya sistem transportasi gas alam meliputi :

Transportasi melalui pipa salur. Transportasi dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapal tanker LNG untuk

pengangkutan jarak jauh. Transportasi dalam bentuk Compressed Natural Gas (CNG), baik di daratan dengan road

tanker maupun dengan kapal tanker CNG di laut, untuk jarak dekat dan menengah (antar pulau).

Di Indonesia, Badan Pengatur Hilir Migas (BPH Hilir Migas) telah menyusun Master Plan "Sistem Jaringan Induk Transmisi Gas Nasional Terpadu". Dalam waktu yang tidak lama lagi sistem jaringan pipa gas alam akan membentang sambung menyambung dari Nang roe Aceh Darussalam-Sumatera Utara-Sumatera Tengah-Sumatera Selatan-Jawa-Sulawesi dan Kalimantan. Saat ini jaringan pipa gas di Indonesia dimiliki oleh PERTAMINA dan PGN dan masih terlokalisir terpisah-pisah pada daerah-daerah tertentu, misalnya di Sumatera Utara, Sumatera Tengah, Sumatera Selatan, Jawa Barat, Jawa Timur dan Kalimantan Timur.

Carrier LNG dapat digunakan untuk mentransportasi gas alam cair (liquefied natural gas, LNG) menyebrangi samudra, sedangkan truk tangki dapat membawa gasa alam cair atau gas alam terkompresi (compressed natural gas, CNG) dalam jarak dekat. Mereka dapat mentransportasi gas alam secara langsung ke pengguna-akhir atau ke titik distribusi, seperti jalur pipa untuk transportasi lebih lanjut. Hal ini masih membutuhkan biaya yang besar untuk fasilitas tambahan untuk pencairan gas atau kompresi di titik produksi, dan penggasan atau dekompresi di titik pengguna-akhir atau ke jalur pipa.