Work-work-work and work again....work hard is the motto. Wake up before 6.am and go to office with eyes still not 100% open, go to office/ site not see sunrise and go home also not see sunset so no see sunlight everyday, that is the term. six to six that is normal work time, but in the oil & gas construction is always not normal. Almost everyday we must work overtime, maybe for the young man is not effected but for the people that is work for along time in oil & gas that is make bored. Limited schedule, pressure of work and high risk during work will be increase disease like stress, colestrol and heart disease. Need balance in the work, work hard but balance with sport and health food or vitamin. Some worker even must leave the family because the site location is far from their living or maybe the site is in offshore. For company worker the work schedule maybe still relevant, they work 2 week and will be off 2 week also. But for contractor worker ? 2 even 3 month is ordinary in their life just for looking money for family. Some smart worker invest their salary to anticipate if some time no job, because usualy contractor worker is only contract basic, depent the project duration. half year, 1 year and maybe 2 year is maximal to finish the project. So, what the other work ? are they invest some their salary for the future or their work in oil & gas until old....that is not my choice!!!
Showing posts with label Migas News. Show all posts
Showing posts with label Migas News. Show all posts
Thursday, April 7, 2011
Wednesday, March 30, 2011
BP Migas: Produksi Minyak 883.000 Barel
REPUBLIKA.CO.ID, JAKARTA - Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi mengungkapkan, sampai Maret 2011 produksi minyak hanya mencapai 883.000 barel per hari atau 91 persen dari target sesuai APBN 2011 sebesar 970.000 barel per hari. Pada rapat dengar pendapat dengan Komisi VII DPR di Jakarta, Selasa (29/3), Kepala BP Migas R Priyono memaparkan, produksi gas bumi pada periode yang sama mencapai 98,25 persen dari target APBN sebesar 7.769 miliar british thermal unit per hari (BBTUD) atau 7.633 BBTUD.
"Dengan demikian produksi minyak dan gas secara total mencapai 95,2 persen dari target APBN," katanya. Ia mengatakan, penerimaan negara dari sektor migas mencapai 13 persen di atas target APBN. Pencapaian penerimaan di atas target tersebut lebih dikarenakan harga minyak yang berada di atas asumsi APBN sebesar 80 dolar AS per barel.
Menurut Priyono, gangguan tidak terencana (unplanned shutdown) merupakan penyebab utama produksi minyak tidak mencapai target. "Faktor 'unplanned shutdown' menyebabkan kehilangan kesempatan produksi sebesar 14.800 barel per hari yang antara lain akibat kerusakan pipa, kompresor, dan kegagalan rig," ujarnya.
Selain 'unplanned shutdown', menurut dia, kendala lain adalah belum terealisasinya perpanjangan kontrak Blok West Madura, penurunan produksi alamiah sebesar 12 persen akibat lapangan sudah tua, 70 persen fasilitas tua, sehingga 'unplanned shutdown' lebih sering terjadi, dan juga cuaca buruk. Namun demikian, Priyono mengatakan, pihaknya akan berupaya meningkatkan produksi minyak pada sisa waktu 2011 hingga mencapai target 970.000 barel per hari.
Upaya itu antara lain dengan menekan 'unplanned shutdown' pada 2011 berada di bawah 10.000 barel per hari atau sekitar satu persen dari target produksi 970.000 barel per hari. Pada 2010, 'unplanned shutdown' menyebabkan kehilangan produksi sebesar 14.043 barel per hari dan 2009 21.510 barel per hari.
Ia mengatakan, pengurangan 'unplanned shutdown' antara lain melalui ketersediaan peralatan rata-rata untuk seluruh kontraktor tidak kurang dari 95 persen. Selanjutnya, menurut dia, upaya peningkatan produksi lainnya adalah mempercepat proses rencana kerja dan anggaran dan persetujuan belanja, penggunaan fasilitas bersama, dan percepatan produksi dari sumur temuan eksplorasi (put on production/POP).
"Dengan demikian produksi minyak dan gas secara total mencapai 95,2 persen dari target APBN," katanya. Ia mengatakan, penerimaan negara dari sektor migas mencapai 13 persen di atas target APBN. Pencapaian penerimaan di atas target tersebut lebih dikarenakan harga minyak yang berada di atas asumsi APBN sebesar 80 dolar AS per barel.
Menurut Priyono, gangguan tidak terencana (unplanned shutdown) merupakan penyebab utama produksi minyak tidak mencapai target. "Faktor 'unplanned shutdown' menyebabkan kehilangan kesempatan produksi sebesar 14.800 barel per hari yang antara lain akibat kerusakan pipa, kompresor, dan kegagalan rig," ujarnya.
Selain 'unplanned shutdown', menurut dia, kendala lain adalah belum terealisasinya perpanjangan kontrak Blok West Madura, penurunan produksi alamiah sebesar 12 persen akibat lapangan sudah tua, 70 persen fasilitas tua, sehingga 'unplanned shutdown' lebih sering terjadi, dan juga cuaca buruk. Namun demikian, Priyono mengatakan, pihaknya akan berupaya meningkatkan produksi minyak pada sisa waktu 2011 hingga mencapai target 970.000 barel per hari.
Upaya itu antara lain dengan menekan 'unplanned shutdown' pada 2011 berada di bawah 10.000 barel per hari atau sekitar satu persen dari target produksi 970.000 barel per hari. Pada 2010, 'unplanned shutdown' menyebabkan kehilangan produksi sebesar 14.043 barel per hari dan 2009 21.510 barel per hari.
Ia mengatakan, pengurangan 'unplanned shutdown' antara lain melalui ketersediaan peralatan rata-rata untuk seluruh kontraktor tidak kurang dari 95 persen. Selanjutnya, menurut dia, upaya peningkatan produksi lainnya adalah mempercepat proses rencana kerja dan anggaran dan persetujuan belanja, penggunaan fasilitas bersama, dan percepatan produksi dari sumur temuan eksplorasi (put on production/POP).
Sunday, March 27, 2011
10 Lapangan Minyak Paling Menarik di Masa Depan !
Minyak bumi sebagai bahan bakar masa kini.
Pemanfaatan minyak bumi meningkat tajam sejak tahun 1950-an (pasca PD II) karena juga didukung oleh penemuan mesin bakar yang akhirnya locking (terkunci) antara mesin motor bakar dengan bahan bakarnya. Penguncian mesin dengan bahan bakar inilah yang menyebabkan kebutuhan batubara merosot tajam dalam penggunaannya dan tergantikan oleh minyak bumi. Jadi merosotnya penggunaan batubara ini bukan akibat batubara yang berkurang cadangan maupun produksinya.Kitapun tahu saat ini cadangan migas juga sudah merosot, bahkan penemuan lapangan barupun juga semakin sulit. Dengan demikian hanya lapangan-lapangan besar saja yang mungkin akan tetap bertahan untuk berproduksi, kesepuluh lapangan migas terbesar yang perlu diketahui adalah :
Panjang lapangan minyak ini sejauh Yogya - Surabaya
1. Ghawar. Arab Saudi. 30 Milyar Barrel.
Inilah dia ! Rajanya lapangan minyak masa kini dan nantinya. Ghawar diperkirakan memiliki cadangan yang dapat diambil lebih dari 100 milyar barel minyak . Lapangan ini berukuran 160 mil panjang dan lebar 16 mil itu sering mengejutkan bahkan termasuk ahli geologi yang paling berpengalaman. Dengantotal minyak 60 miliar yang dihasilkan selama 60 tahun, Anda akan berpikir bahwa Ghawar sudah masuk pada fase senja. Namun Ghawar Saudi bersikeras bahwa masih akan kuat, memproduksi 4,5 juta barel per hari dari enam daerah penghasil utama dengan kemampuan untuk tetap berproduksi 5 juta barel per hari jika diperlukan.
Sebagai gambaran pembanding
2. Qurna Barat. Irak. 21 Milyar Barrel.
Bulan Januari 2010, perusahaan patungan antara ExxonMobil dan Royal Shell Belanda mendapatkan kontrak untuk mengembangkan 9 milyar barel dari ladang minyak Qurna Barat. Mereka akan meningkatkan produksi minyak dari 300.000 barel per hari menjadi 2,3 juta barel per hari.Cukup menarik ternyata kedua perusahaan minyak terbesar dari negara-negara yang menginvasi Irak pada tahun 2003. Dan saat ini mereka telah mendapatkan kesepakatan untuk mengembangkannya. Kontrak kerja ini bagi pemerintah Irak untuk mempertahankan kepemilikan lapangan minyak ini.
3. Majnoon. Irak. 13 Milyar Barrel.
Jumlah cadangan sebesar 13 Milyar barrel ini berada di daerah yang relatif kecil di dekat Sungai Efrat di Irak selatan. Karena berlimpahan begitu banyak sehingga membingungkan itu bernama Majnoon, bahasa Arab untuk “gila”.
Minyak yang secara engineering tergolong “mudah” diproduksikan ini belum dikembangkan sebagian karena lokasinya sangat dekat dengan perbatasan Iran. Tahun 1980-an, selama perang Iran-Irak, dilaporkan pemerintah (manajement) mengubur sumur, mereka khawatir bahwa mereka mungkin menjadi sasaran oleh pasukan Iran. Lapangan ini saat ini hanya berproduksi 50.000 barel per hari sekarang tapi memiliki potensi untuk melakukan 1,8 juta barel per hari.
4. Rumaila. Irak. 17 Milyar Barrel.
Rumaila merupakan lapangan yang berada di perbatasan Irak-Kuwait yang memicu perang !
Pada bulan November, raksasa Inggris BP dan China National Petroleum memenangkan kontrak minyak pertama pasca-era Saddam untuk mengembangkan kembali lapangan Rumaila. Lapangan minyak ini terletak di perbatasan dengan Kuwait, dan sudah berproduksi sampai 1 juta barel per hari, angka ini merupakan setengah dari total produksi Irak.
Mitra BP dan CNPC ini berniat untuk menghabiskan $ 15 miliar untuk meningkatkan hingga 2.85 juta barel per hari. Produkci ini akan cukup untuk menempatkan Rumaila di tempat kedua di dunia setelah Arab Saudi’s Ghawar.
5. Khuzestan. Iran. 100 Milyar Barrel?
Khuzestan bukan hanya hanya nama lapangan minyak tetapi juga merupakan propinsi di mana 90% dari minyak Iran dihasilkan. Lapangan ini berbatasan dengan Irak dan merupakan rumah bagi bagian Ahwaz, yang diperkirakan akan memproduksi 300.000 barel per hari, dan bagian dari Yadavaran, yang sedang dikembangkan oleh China’s Sinopec di bawah kontrak senilai $ 70 miliar. Kesepakatan pengembangan ini yang dibuat pada tahun 2004.Angka 100 Milyar Barrel ini tentunya merupakan angka psikologis. Bayangkan saja cadangan minyak Indonesia tahun 2010 ini saja hanya tersisa sekitar 5 Milyar Barrel yang terambil, walaupun masih ada 55 Milyar lainnya yang harus dengan teknologi lain !
6. Kashagan. Kazakhstan. 9 Milyar Barrel.
Ditemukan di Laut Kaspia pada tahun 2000, Kashagan memiliki cadangan terambil lebih dari 9 miliar bbl dari total minyak di tempat dari beberapa 38 miliar bbl. Kedalaman cadangan minyak ini berada pada dibawah 15,000 kaki (5 kilometer), minyak ini sangat korosif (19% hidrogen sulfida), dan untuk memproduksikannya juga mahal ($ 100 miliar plus). Produksi minyaknya diperkirakan akan mencapai 1,5 juta bpd pada akhir dekade ini (2020).
7. Khurais. Arab Saudi. 27 Milyar Barrel.
Saudi Aramco tahun lalu meletakkan dana khusus lebih dari $ 10 milyar untuk pengembangan Khurais. Ini termasuk pipa untuk membawa 2 juta barel per hari untuk injeksi air laut di bawah lapangan. Injeksi air ini, suatu teknik yang disempurnakan oleh Saudi di Ghawar, teknik ini merupakan kunci untuk Khurais dalam menghasilkan 1,2 milyar barel per hari. Lapangan ini sebagian telah dikembangkan pada tahun 1980 dengan produksi puncak pada tingkat 140.000 barel per hari. Batuan reservoir serta jebakannya sangat besar, tetapi sangat kompleksi sehingga minyak ini tidak “mudah” terambil … sehingga nyaris seperti ladang Irak yang belum tersentuh.
8. Tupi. Brasil. 8 Milyar Barrel.
Ditemukan dari Rio de Janiero pada 2006, lapangan Tupi merupakan temuan revolusioner untuk Brasil, yang pertama dari struktur raksasa termasuk Jupiter dan Carioca yang telah membentuk daerah sebagai salah satu cekungan minyak dan gas kelas dunia.Ladang migas ini, secara umum, berada di bawah lebih dari satu mil air, tiga kilometer dibawah laut menembus pasir dan batu, kemudian satu mil lagi harus menembus kubah garam (salt dome).
Karena lapisan garam ini mengacak sinyal seismik, maka penentuan di mana sumur bor akan ditajak sangat sulit. Selain itu juga mahal, di sekitar $ 100 juta per sumur.
9. Carabobo. Venezuela. 15 Milyar Barrel.
Penawaran pada tujuh blok di bagian Carabobo Venezuela’s Orinoco berlangsung akhir Januari 2010. Blok yang ditawarkan ini mengandung sekitar 15 miliar barrel minyak berat, tar-seperti minyak. Serupa dengan pasir minyak Kanada, tidak ada resiko eksplorasi – semua orang tahu minyak ada. Permasalahan teknologi yang dihadapi hanya soal bagaimana mendapatkan minyak itu. Meskipun demam nasionalisasi ladang minyak, bank dan toko ritel, Presiden Venezuela Hugo Chavez tahu bahwa mereka membutuhkan modal asing dan keahlian untuk membuka minyak berat.
10. North Slope, Alaska. 40 miliar barrel?
Pada tahun 2025, tanpa perkembangan baru, produksi minyak North Slope (Lereng Utara) akan turun ke titik dimana tidak akan ada cukup minyak untuk menjaga Trans-Alaska Pipeline System berjalan. Pada tahun 2008 Departemen Energi Amerika Serikat melakukan studi dan menemukan bahwa Lereng Utara, termasuk Cadangan Minyak Nasional bagian dari Alaska National Wildlife Refuge dan lepas pantai Laut Beaufort dan Chukchi. Diperkirakan lapangan ini bisa menghasilkan hampir 40 miliar barel minyak dan lebih dari 125 triliun kaki kubik gas.
BP, ExxonMobil dan yang lain sudah gatal untuk membangun $ 30 miliar pipa untuk membawa gas ke Bawah 48. Namun tanpa dukungan politik, impian itu tidak akan terjadi.
Saturday, March 26, 2011
Indonesia masih andalkan produksi minyak dari 5 KKKS
Indonesia masih mengandalkan lima kontraktor kontrak kerjasama (KKKS) sebagai penghasil minyak mentah terbanyak. Kelima KKS itu adalah Chevron, Pertamina EP, Total, Conocophilips dan CNOOC. "Status produksi minyak sebesar 917 ribu barel per hari," ujar Kepala Divisi Humas, Sekuriti, dan Formalitas Badan Pelaksana Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas), Gde Pradnyana.
Meski kelima KKKS itu menjadi penghasil minyak terbesar di Indonesia, namun beberapa KKKS itu belum bisa mencapai target produksi yang ditetapkan. Untuk Chevron, misalnya produksinya seharusnya 370.000 barel per hari (bph). Namun, pada kenyataannya produksi Chevron saat ini hanya sekitar 359.000 bph.
Kemudian Total, produksinya mencapai 89.000 bph, padahal targetnya mencapai 94.000 bph. Sementara untuk Conocophilips, seharusnya produksinya 61.000 bph, namun berdasarkan status 6 Maret 2011, produksi Conocophilips hanya mencapai 51.000 bph.
"CNOOC produksinya 37.000 bph padahal seharusnya 40.000 bph. Pertamina produksinya 122.000 bph," kata Gde.
Merujuk kepada data BP Migas, ada sekitar 15 KKKS yang produksinya lebih dari target 2011. Lima KKKS di antaranya adalah Mobil Cepu Ltd, Medco E&P Indonesia, ExxonMobil Oil Indonesia Inc, Chevron Indonesia dan Star Energy (Kakap) Ltd. Sementara 31 KKKS lainnya belum dapat mencapai target produksi.
Kendala-kendala pencapaian produksi minyak bumi tahun 2011, antara lain belum terealisasinya perpanjangan kontrak Lapangan Madura, sebagian besar lapangan yang berproduksi merupakan lapangan tua dengan laju penurunan sekitar 12% jika tidak dilakukan sesuatu dan 70% fasilitas produksi merupakan fasilitas yang sudah tua sehingga frekuensi unplanned shutdown lebih sering terjadi.
Sementara itu, PT Pertamina EP baru saja berhasil melakukan pengeboran empat sumur baru di Jawa. Empat sumur tersebut berhasil mencapai produksi sebesar 2.686 bph. Jumlah ini di atas target yang ditetapkan oleh BP Migas.
"Target keseluruhan yang ditetapkan BP Migas untuk keempat sumur tersebut sebesar 650 barel per hari. Dari hasil pengujian pada keempat sumur tersebut menunjukkan produksi minyak hingga 2686 barel per hari, di mana ternyata memiliki selisih 2036 barel per hari lebih besar dari target," ujar PJ Direktur Operasi Pertamina, Tony Harisman.
Tony menjelaskan, keempat sumur eksploitasi tersebut masing-masingnya adalah sumur SMG P11 di Semanggi (Jawa Tengah), sumur CLU 09 di Cimalaya Utara, Karawang, sumur RDG 50 di Majalengka, dan sumur CMB 22 Cemara Barat di Indramayu. Saat ini, Pertamina EP Region Jawa masih melakukan proses penyelesaian pengeboran eksploitasi pada sumur SMG P9 dan P10 di Jawa Tengah dan sumur AJW-PO2 di Arjawinangun Cirebon.
Meski kelima KKKS itu menjadi penghasil minyak terbesar di Indonesia, namun beberapa KKKS itu belum bisa mencapai target produksi yang ditetapkan. Untuk Chevron, misalnya produksinya seharusnya 370.000 barel per hari (bph). Namun, pada kenyataannya produksi Chevron saat ini hanya sekitar 359.000 bph.
Kemudian Total, produksinya mencapai 89.000 bph, padahal targetnya mencapai 94.000 bph. Sementara untuk Conocophilips, seharusnya produksinya 61.000 bph, namun berdasarkan status 6 Maret 2011, produksi Conocophilips hanya mencapai 51.000 bph.
"CNOOC produksinya 37.000 bph padahal seharusnya 40.000 bph. Pertamina produksinya 122.000 bph," kata Gde.
Merujuk kepada data BP Migas, ada sekitar 15 KKKS yang produksinya lebih dari target 2011. Lima KKKS di antaranya adalah Mobil Cepu Ltd, Medco E&P Indonesia, ExxonMobil Oil Indonesia Inc, Chevron Indonesia dan Star Energy (Kakap) Ltd. Sementara 31 KKKS lainnya belum dapat mencapai target produksi.
Kendala-kendala pencapaian produksi minyak bumi tahun 2011, antara lain belum terealisasinya perpanjangan kontrak Lapangan Madura, sebagian besar lapangan yang berproduksi merupakan lapangan tua dengan laju penurunan sekitar 12% jika tidak dilakukan sesuatu dan 70% fasilitas produksi merupakan fasilitas yang sudah tua sehingga frekuensi unplanned shutdown lebih sering terjadi.
Sementara itu, PT Pertamina EP baru saja berhasil melakukan pengeboran empat sumur baru di Jawa. Empat sumur tersebut berhasil mencapai produksi sebesar 2.686 bph. Jumlah ini di atas target yang ditetapkan oleh BP Migas.
"Target keseluruhan yang ditetapkan BP Migas untuk keempat sumur tersebut sebesar 650 barel per hari. Dari hasil pengujian pada keempat sumur tersebut menunjukkan produksi minyak hingga 2686 barel per hari, di mana ternyata memiliki selisih 2036 barel per hari lebih besar dari target," ujar PJ Direktur Operasi Pertamina, Tony Harisman.
Tony menjelaskan, keempat sumur eksploitasi tersebut masing-masingnya adalah sumur SMG P11 di Semanggi (Jawa Tengah), sumur CLU 09 di Cimalaya Utara, Karawang, sumur RDG 50 di Majalengka, dan sumur CMB 22 Cemara Barat di Indramayu. Saat ini, Pertamina EP Region Jawa masih melakukan proses penyelesaian pengeboran eksploitasi pada sumur SMG P9 dan P10 di Jawa Tengah dan sumur AJW-PO2 di Arjawinangun Cirebon.
Pembangunan pipa Kalija I dipercepat
Pemerintah mendesak percepatan pembangunan ruas pipa transmisi gas Kalimantan-Jawa (Kalija), setelah PT PLN (Persero) mengeluhkan lambatnya pembangunan pipa tersebut.
Pembangunan ruas pipa transmisi gas Kalija yang menghubungkan Bontang (Kalimantan Timur)-Semarang (Jawa Tengah) tersebut dikerjakan PT Bakrie and Brothers Tbk, setelah perusahaan itu berhasil memenangi lelang hak khusus pembangunan dengan mengalahkan PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk dan PT Barata Indonesia.
Kardaya Warnika, staf ahli menteri ESDM bidang komunikasi dan informasi, mengatakan, pemerintah memutuskan target penyelesaian ruas pipa Kalija tahap I atau pipa Lapangan Kepondang-Tambaklorok mesti tuntas pada 2013, dari sebelumnya kuartal-IV 2014.
"Kesepakatan itu dibuat setelah Kementerian ESDM menggelar rapat dengan PLN, Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas), Petronas Carigali Muriah Ltd, Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (BP Migas), dan Bakrie and Brothers," kata Kardaya.
Kepala BPH Migas Tubagus Haryono menambahkan, percepatan penyelesaian ruas pipa itu karena ada desakan dari Menteri ESDM Darwin Zahedy Saleh. "Ada ketegasan dari menteri bahwa pembangunan infrastruktur harus dipercepat," ujar dia.
Tubagus menjelaskan, dalam rapat tersebut, pihak PLN, Bakrie serta Petronas diminta untuk segera menyelesaikan rencana pengembangan lapangan (plan of development/POD), perjanjian jual beli gas (PJBG), dan perjanjian pengangkutan gas (gas transportation agreement/GTA) selambat-lambatnya pertengahan April nanti.
"Pipa baru bisa dibangun setelah GTA diteken. Kemudian, 22 bulan setelah mulai dibangun, pipa harus bisa mengalirkan gas," jelas dia.
Namun, target baru pemerintah tersebut ternyata tetap lebih lambat dari target yang ditetapkan PLN dan Petronas. Sebelumnya, ruas pipa itu ditargetkan bisa mulai digunakan pada kuartal IV 2011.
Sementara itu, menurut Tubagus, pemerintah yang mengusulkan agar pipa Lapangan Kepondang-Tambaklorok disatukan dengan pipa Kalija.
Perubahan tersebut membuat pemerintah bisa berhemat, karena bisa menekan biaya cost recovery. "Pipa Kalija akhirnya diputuskan menjadi skema hilir dengan titik serah di pintu milik PLN dan tarif pengangkutan ditentukan BPH Migas," kata Tubagus.
Pembangunan ruas pipa transmisi gas Kalija yang menghubungkan Bontang (Kalimantan Timur)-Semarang (Jawa Tengah) tersebut dikerjakan PT Bakrie and Brothers Tbk, setelah perusahaan itu berhasil memenangi lelang hak khusus pembangunan dengan mengalahkan PT Perusahaan Gas Negara (PGN) Tbk dan PT Barata Indonesia.
Kardaya Warnika, staf ahli menteri ESDM bidang komunikasi dan informasi, mengatakan, pemerintah memutuskan target penyelesaian ruas pipa Kalija tahap I atau pipa Lapangan Kepondang-Tambaklorok mesti tuntas pada 2013, dari sebelumnya kuartal-IV 2014.
"Kesepakatan itu dibuat setelah Kementerian ESDM menggelar rapat dengan PLN, Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas (BPH Migas), Petronas Carigali Muriah Ltd, Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas (BP Migas), dan Bakrie and Brothers," kata Kardaya.
Kepala BPH Migas Tubagus Haryono menambahkan, percepatan penyelesaian ruas pipa itu karena ada desakan dari Menteri ESDM Darwin Zahedy Saleh. "Ada ketegasan dari menteri bahwa pembangunan infrastruktur harus dipercepat," ujar dia.
Tubagus menjelaskan, dalam rapat tersebut, pihak PLN, Bakrie serta Petronas diminta untuk segera menyelesaikan rencana pengembangan lapangan (plan of development/POD), perjanjian jual beli gas (PJBG), dan perjanjian pengangkutan gas (gas transportation agreement/GTA) selambat-lambatnya pertengahan April nanti.
"Pipa baru bisa dibangun setelah GTA diteken. Kemudian, 22 bulan setelah mulai dibangun, pipa harus bisa mengalirkan gas," jelas dia.
Namun, target baru pemerintah tersebut ternyata tetap lebih lambat dari target yang ditetapkan PLN dan Petronas. Sebelumnya, ruas pipa itu ditargetkan bisa mulai digunakan pada kuartal IV 2011.
Sementara itu, menurut Tubagus, pemerintah yang mengusulkan agar pipa Lapangan Kepondang-Tambaklorok disatukan dengan pipa Kalija.
Perubahan tersebut membuat pemerintah bisa berhemat, karena bisa menekan biaya cost recovery. "Pipa Kalija akhirnya diputuskan menjadi skema hilir dengan titik serah di pintu milik PLN dan tarif pengangkutan ditentukan BPH Migas," kata Tubagus.
Pertamina EP Region Jawa tingkatkan produksi migas dari pemboran 4 sumur eksploitasi
Pertamina EP Region Jawa berhasil melakukan kegiatan pemboran 4 sumur eksploitasi di lapangan eksisting. Pemboran yang selesai dilaksanakan pada Triwulan-I 2011 tersebut memberikan kontribusi peningkatan produksi yang sangat signifikan. Hasil uji produksi keempat sumur tersebut mencapai 2.686 barel per hari atau 313 persen daripada target yang ditetapkan BPMIGAS.
PJ Direktur Operasi PT Pertamina EP Tony Harisman memaparkan bahwa target keseluruhan yang ditetapkan BPMIGAS untuk keempat sumur tersebut sebesar 650 barel per hari. Namun hasil pengujian pada keempat sumur tersebut menunjukkan produksi minyak sebesar 2.686 barel per hari atau 2.036 barel lebih tinggi daripada target yang ditetapkan.
Keempat sumur tersebut terdiri yaitu SMG P11 di Semanggi, Jawa Tengah, sumur CLU 09 Cilamaya Utara, Karawang Jawa Barat, RDG 50 di Majalengka Jawa Barat, dan CMB 22 Cemara Barat di Indramayu Jawa Barat. Selain keempat sumur tersebut, Pertamina EP Region Jawa juga masih melaksanakan proses penyelesaian pemboran eksploitasi pada sumur SMG P9 dan P10 di Jawa Tengah dan sumur AJW-P02 di Arjawinangun Cirebon Jawa Barat.
"Kami berharap sumur-sumur eksploitasi ini dapat memberikan kontribusi terhadap peningkatan produksi migas sebagaimana hasil yang dicapai pada empat sumur terdahulu. Dan hal ini akan menjadi bukti konkrit PERTAMINA EP mewujudkan upaya-upaya berkelanjutan untuk meningkatkan produksi. Hingga bulan Maret 2011 ini, pencapaian produksi PERTAMINA EP (YTD – Year To Date) adalah 99,5 % dari sasaran yang telah ditetapkan BPMIGAS" tegas Tony.
Lebih lanjut Tony menjelaskan bahwa Pertamina EP bertanggungjawab untuk mengelola lapangan yang sekitar 80 persen sudah tergolong tua dengan angka penurunan produksi alamiah rata-rata 18 persen. Artinya, untuk menjaga produksi yang stabil, Pertamina EP harus melakukan upaya peningkatan produksi sekitar 30 persen. Sehingga 18 persen produksi dapat menutup angka penurunan yang terjadi secara alamiah. Sedangkan sisanya adalah untuk mewujudkan pertumbuhan produksi berkelanjutan. "Kami telah membuktikannya dengan pertumbuhan angka produksi selama lima tahun terakhir," ujar Tony.
PJ Direktur Operasi PT Pertamina EP Tony Harisman memaparkan bahwa target keseluruhan yang ditetapkan BPMIGAS untuk keempat sumur tersebut sebesar 650 barel per hari. Namun hasil pengujian pada keempat sumur tersebut menunjukkan produksi minyak sebesar 2.686 barel per hari atau 2.036 barel lebih tinggi daripada target yang ditetapkan.
Keempat sumur tersebut terdiri yaitu SMG P11 di Semanggi, Jawa Tengah, sumur CLU 09 Cilamaya Utara, Karawang Jawa Barat, RDG 50 di Majalengka Jawa Barat, dan CMB 22 Cemara Barat di Indramayu Jawa Barat. Selain keempat sumur tersebut, Pertamina EP Region Jawa juga masih melaksanakan proses penyelesaian pemboran eksploitasi pada sumur SMG P9 dan P10 di Jawa Tengah dan sumur AJW-P02 di Arjawinangun Cirebon Jawa Barat.
"Kami berharap sumur-sumur eksploitasi ini dapat memberikan kontribusi terhadap peningkatan produksi migas sebagaimana hasil yang dicapai pada empat sumur terdahulu. Dan hal ini akan menjadi bukti konkrit PERTAMINA EP mewujudkan upaya-upaya berkelanjutan untuk meningkatkan produksi. Hingga bulan Maret 2011 ini, pencapaian produksi PERTAMINA EP (YTD – Year To Date) adalah 99,5 % dari sasaran yang telah ditetapkan BPMIGAS" tegas Tony.
Lebih lanjut Tony menjelaskan bahwa Pertamina EP bertanggungjawab untuk mengelola lapangan yang sekitar 80 persen sudah tergolong tua dengan angka penurunan produksi alamiah rata-rata 18 persen. Artinya, untuk menjaga produksi yang stabil, Pertamina EP harus melakukan upaya peningkatan produksi sekitar 30 persen. Sehingga 18 persen produksi dapat menutup angka penurunan yang terjadi secara alamiah. Sedangkan sisanya adalah untuk mewujudkan pertumbuhan produksi berkelanjutan. "Kami telah membuktikannya dengan pertumbuhan angka produksi selama lima tahun terakhir," ujar Tony.
Perpanjangan Blok Mahakam baru bisa diputuskan pada 2015
Pemerintah akan memutuskan perpanjangan kontrak kerjasama blok Mahakam di Kalimantan Timur paling lambat pada 2015. Kontrak blok yang dikelola oleh Total EP Indonesie itu baru akan berakhir pada 2017.
Lembaga kajian migas dan tambang, ReforMiner Institute meminta pemerintah memberikan hak pengelolaan secara otomatis pada blok yang akan habis masa konsesinya seperti Mahakam kepada Pertamina, sebagai perusahaan migas negara.
Direktur ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan, pemberian hak pengelolaan itu bukan saja menjadi modal bagi Pertamina berkembang menuju perusahaan kelas dunia, tetapi secara geopolitik juga memperkuat ketahanan energi nasional.
"Hingga akhir kontrak 2017 nanti, berarti Total dan Inpex telah mengelola 50 tahun atau sudah cukup banyak menikmati keuntungan dari Blok Mahakam. Kini, saatnya dikelola bangsa sendiri," ujarnya.
Sementara itu, Total EP Indonesie masih memiliki niat untuk memperpanjang kontrak tersebut setelah tahun 2017. "Kita ingin melanjutkan operasi di blok Mahakam. Kita harapkan itu bisa terlaksana," ujar Presiden dan General Manager Total EP Indonesie, Elizabeth Proust.
Seperti diketahui, PT Pertamina (Persero) berharap sudah masuk blok Mahakam pada 2011 ini. Hal ini sebagai upaya untuk mempersiapkan kemampuan perusahaan, agar ketika nanti kontrak berakhir pada 2017, Pertamina diinstruksikan untuk mengelola sudah tidak ada kendala lagi. Pada tahun ini, Pertamina berharap memperoleh saham sebesar 15% di blok Mahakam.
Bahkan Pertamina telah mengajukan proposal kepada pemerintah sejak 4 November 2009. Karena blok yang dikelola oleh Total dan Inpex tersebut mampu menggenjot portofolio perseroan dan menjadi salah satu ladang penghasil gas terbesar di dalam negeri.
Produksi gas Blok Mahakam pada 2010 tercatat 2,48 miliar kaki kubik per hari dan minyak 93.000 barel per hari. Konon, cadangan gas di blok Mahakam masih tersisa sebesar 12,4 triliun kaki kubik (trillion cubicfeet/ tcf), dari total cadangan 23 tcf.
Total EP Indonesie dan Inpex Corp yang kini memegang hak konsesi atas blok Mahakam diperkirakan telah mengeksploitasi sekitar 10,6 tcf gas. Sebanyak 8,2 tcf gas saat ini masih dalam tahap pengembangan, sedangkan 42 tcf akan dikembangkan.
Total dan Inpex dikabarkan membutuhkan dana yang besar untuk mengembangkan proyek di Tunu 13b, Peciko 7a, serta South Mahakam 1 dan 2. Proyek di Tunu 13b ditaksir membutuhkan dana investasi sekitar US$ 724 juta, Peciko 7a US$ 530 juta, serta US$ 400 juta dan US$ 377 juta di South Mahakam 1 dan 2.
Pemerintah mendukung PT Pertamina untuk ikut mengelola blok penghasil gas terbesar tersebut bersama dengan Total sejak saat ini. "Sayangnya, kata dia Pemerintah tidak bisa ikut campur untuk besaran saham atau hak partisipasi maupun operator blok tersebut," terang Dirjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Evita Herawati Legowo.
Lembaga kajian migas dan tambang, ReforMiner Institute meminta pemerintah memberikan hak pengelolaan secara otomatis pada blok yang akan habis masa konsesinya seperti Mahakam kepada Pertamina, sebagai perusahaan migas negara.
Direktur ReforMiner Institute Pri Agung Rakhmanto mengatakan, pemberian hak pengelolaan itu bukan saja menjadi modal bagi Pertamina berkembang menuju perusahaan kelas dunia, tetapi secara geopolitik juga memperkuat ketahanan energi nasional.
"Hingga akhir kontrak 2017 nanti, berarti Total dan Inpex telah mengelola 50 tahun atau sudah cukup banyak menikmati keuntungan dari Blok Mahakam. Kini, saatnya dikelola bangsa sendiri," ujarnya.
Sementara itu, Total EP Indonesie masih memiliki niat untuk memperpanjang kontrak tersebut setelah tahun 2017. "Kita ingin melanjutkan operasi di blok Mahakam. Kita harapkan itu bisa terlaksana," ujar Presiden dan General Manager Total EP Indonesie, Elizabeth Proust.
Seperti diketahui, PT Pertamina (Persero) berharap sudah masuk blok Mahakam pada 2011 ini. Hal ini sebagai upaya untuk mempersiapkan kemampuan perusahaan, agar ketika nanti kontrak berakhir pada 2017, Pertamina diinstruksikan untuk mengelola sudah tidak ada kendala lagi. Pada tahun ini, Pertamina berharap memperoleh saham sebesar 15% di blok Mahakam.
Bahkan Pertamina telah mengajukan proposal kepada pemerintah sejak 4 November 2009. Karena blok yang dikelola oleh Total dan Inpex tersebut mampu menggenjot portofolio perseroan dan menjadi salah satu ladang penghasil gas terbesar di dalam negeri.
Produksi gas Blok Mahakam pada 2010 tercatat 2,48 miliar kaki kubik per hari dan minyak 93.000 barel per hari. Konon, cadangan gas di blok Mahakam masih tersisa sebesar 12,4 triliun kaki kubik (trillion cubicfeet/ tcf), dari total cadangan 23 tcf.
Total EP Indonesie dan Inpex Corp yang kini memegang hak konsesi atas blok Mahakam diperkirakan telah mengeksploitasi sekitar 10,6 tcf gas. Sebanyak 8,2 tcf gas saat ini masih dalam tahap pengembangan, sedangkan 42 tcf akan dikembangkan.
Total dan Inpex dikabarkan membutuhkan dana yang besar untuk mengembangkan proyek di Tunu 13b, Peciko 7a, serta South Mahakam 1 dan 2. Proyek di Tunu 13b ditaksir membutuhkan dana investasi sekitar US$ 724 juta, Peciko 7a US$ 530 juta, serta US$ 400 juta dan US$ 377 juta di South Mahakam 1 dan 2.
Pemerintah mendukung PT Pertamina untuk ikut mengelola blok penghasil gas terbesar tersebut bersama dengan Total sejak saat ini. "Sayangnya, kata dia Pemerintah tidak bisa ikut campur untuk besaran saham atau hak partisipasi maupun operator blok tersebut," terang Dirjen Migas Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Evita Herawati Legowo.
Pembangunan lapangan Tunu 11, 12, 13A dan Peciko 6
(Kalimantan Timur) Dalam kunjungan kerja ke Balikpapan, Kalimantantan Timur, 25-26 Maret 2011, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Darwin Zahedy Saleh direncanakan akan meresmikan Pembangunan Lapangan Gas dan Kondesat Tunu Tahap 11, 12, 13 A dan Peciko Tahap 6 serta pembangunan fasilitas akomodasi Lapangan South Processing Unit (SPU) Tunu yang dikelola Total E&P Indonesie Mahakam. Lapangan Tunu adalah lapangan besar yang menghasilkan gas dan kondensat yang beroperasi sejak tahun 1990. Untuk menahan laju penurunan produksi karena deplesi terus menerus pada cadangan gas, maka diperlukan anjungan-anjungan untuk menjaga kemampuan lapangan dalam memproduksi gas yang dibutuhkan melalui pembangunan fasilitas tambahan.
Setelah meresmikan Proyek Tunu dan Peciko, Menteri ESDM beserta rombongan akan meninjau lokasi VICO Coal Bed Methane (CBM) di Sumur Pamaguan 10. Pada tahun 2011 ini, VICO merencanakan pengeboran satu sumur Multi Well Pilot 1 di area Mutiara dan empat sumur Multi Well Pilot 2 di area Pamaguan.
Bagi para pengguna via blackberry, info proyek dan detail tender lainnya dapat dilihat di versi web www.tender-indonesia.com.
Saturday, March 5, 2011
L&T-Valdel Engineering Pvt. Ltd Presentation
"CompleteEngineering Solution Providerfor Upstream Oil & Gas Industry"
Friday, March 4, 2011
Subscribe to:
Posts (Atom)
