Select Page

Sebanyak 12 Kontraktor Kontrak Kerja (KKKS) Minyak dan Gas Bumi asing mengalami kerugian hingga US$ 1,9 miliar atau Rp 19 triliun di 16 Blok Eksplorasi di laut dalam akibat gagal mendapatkan cadangan minyak dan gas yang ekonomis. Pembahasan oleh : Administrator

Jakarta, EnergiToday —

Sebanyak 12 Kontraktor Kontrak Kerja (KKKS) Minyak dan Gas Bumi asing mengalami kerugian hingga US$ 1,9 miliar atau Rp 19 triliun di 16 Blok Eksplorasi di laut dalam akibat gagal mendapatkan cadangan minyak dan gas yang ekonomis.

Menurut Deputi Pengendalian Perencanaan SKK Migas, Aussie B. Gautama, seluruh kerugian dalam kurun waktu 2009 hingga 2013 tersebut ditanggung sendiri oleh KKKS asing tersebut dan tidak diganti oleh negara.

“Harus dipahami oleh masyarakat bahwa saat ini mencari minyak dan gas untuk penambahan cadangan minyak dan gas demi kepentingan negara semakin sulit karena potensi yang ada lokasinya di laut dalam,” ujarnya dalam keterangan tertulisnya di Jakarta, Selasa (11/6).

Bahkan, tambahnya, setelah dilakukan pengeboran di laut dalam, sejumlah KKKS asing yang sudah bersedia menjadi kontraktor dan operator di Blok eksplorasi laut dalam mengalami kegagalan menemukan cadangan minyak dan gas sehingga KKKS harus menanggung kerugian hingga US$1,9 miliar atau sekitar Rp19 triliun.

Aussie menjelaskan, pemboran eksplorasi minyak dan gas bumi di laut dalam telah dimulai sejak 2009 hingga 2013 oleh 12 KKKS di 16 blok. Pengeboran eksplorasi telah dilakukan sebanyak 25 sumur eksplorasi yang menghabiskan biaya sekitar US$ 1,9 miliar dan hingga saat ini belum berhasil menemukan cadangan migas yang komersil.

Saat ini cadangan minyak Indonesia hanya tinggal sekitar 3,6 miliar barel dan diperkirakan akan habis dalam waktu beberapa belas tahun dengan asumsi tingkat produksi saat ini, tidak ada penurunan produksi kedepan serta tidak ditemukan cadangan minyak baru. Sementara untuk dapat menemukan cadangan minyak dan gas yang baru saat ini dibutuhkan modal yang besar dan keberanian untuk mengambil resiko mengingat potensi minyak dan gas yang ada lokasinya di laut dalam, ungkapnya.

“Sejumlah KKKS asing tersebut berniat hengkang dari wilayah kerja tersebut dan berencana mengembalikan wilayah kerja eksplorasi kepada Pemerintah,” katanya.

Aussie menegaskan, bahwa Indonesia harus berhati-hati dalam menjaga iklim investasi di sektor hulu minyak dan gas bumi mengingat untuk mendapatkan cadangan minyak dan gas yang baru dibutuhkan KKKS yang memiliki modal besar dan keberanian mengambil resiko.

“Jika tidak ada KKKS asing yang memiliki modal besar dan berani mengambil resiko maka cukup sulit mendapatkan tambahan cadangan minyak dan gas bumi Indonesia untuk keberlangsungan produksi di masa depan,” tuturnya.

Selain sejumlah KKKS yang berniat hengkang tersebut terdapat 2 blok eksplorasi di laut dalam yang dialihkan pengoperasiannya dari KKKS Marathon Oil kepada KKKS Niko Resources yaitu Blok Kumawa dan Blok Bone Bay.

“KKKS yang masih aktif melakukan kegiatan eksplorasi di laut dalam hingga saat ini adalah Niko Resources yang mengoperasikan 18 blok eksplorasi dan 3 blok sebagai non operator. Niko Resources di tahun 2013 hingga 2014 masih akan melanjutkan lima pemboran eksplorasi laut dalam di lima wilayah kerja eksplorasi. Sehingga Niko Resources merupakan harapan satu-satunya yang berpeluang untuk menemukan cadangan migas di laut dalam,” imbuhnya.

Niko Resources merupakan operator blok eksplorasi yang sangat efisien dalam pembiayaan operasional yang hanya US$600.000/blol/tahun dan juga biaya pemboran sumur eksplorasi di laut dalam dengan kedalaman sumur lebih dari 20.000 kaki menghabiskan biaya kurang dari US$90 juta/sumur. (US)

Tanggapan 1 – Joi Surya Dharma

Pak Herry, kalau Sebuku blok di offshore Sulawesi Barat operated bu Pearl Oil (Mubadala) bukannya sudah Discovery dan sdh dittd POD nya? Kbtln sy diminta indirectly bantu pemda yg akan dapat 10% PI nya.

Btw kbtln pernah terlibat di 2 blok deepwater yg disebut di press release ini yaitu di Surumana dan Mandar operated by Exxon. Saya terlibat di perusahaan yang menjadi JV Partnernya. Ketar ketir banget pas drillingnya, per hari nya keluar duit USD 1 juta belum lagi cukup tinggi NPT nya. Drilling rig nya saja khusus kita bangun baru di Korea. Gara2 dry hole dan non economic result, jdnya sy pindah kerja deh 🙂

Yang  jg lebih penting mnrt sy adalah bagaimana SKK Migas bisa push forward blok2 yg sdh discovery namun krn political atau economic pressure blm di develop seperti Natuna D Alpha misalnya. Sayang sekali 47 TCF nya mendam terus diperut bumi. Utk revenue negara khan bisa skema sliding scale profit sharing. Yg penting gas nya dikeluarkan ke muka bumi utk di pakai industri dan kelistrikan. Otherwise masa nanti kita Import Gas ?

Salam NKRI !!

Tanggapan 2 – Joi Surya Darma

Tabel KKKS Yang Gagal Menemukan Cadangan Migas Ekonomis

1. KKKS : ExxonMobil

Wilayah Kerja : Surumana

Nama Sumur : Rangkong-1

Realisasi Biaya (Juta US$): 123

Status : Sumur kering

2. KKKS : ExxonMobil

Wilayah Kerja : Mandar

A. Nama Sumur : Kris-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 45

Status : Biogenic Gas Uneconomic

B. Nama Sumur : Sultan-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 110

Status : sumur kering

C. Nama Sumur : Kriss Well-1 ST

Realisasi Biaya (Juta US$) : 24

Status : sumur kering

3. KKKS : Statoil

Wilayah Kerja : Karama

A. Nama Sumur : Gatotkaca-1 ST

Realisasi Biaya (Juta US$) : 98

Status : sumur kering

B. Nama Sumur : Anoman-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 43

Status : sumur kering

C. Nama Sumur : Antasena-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 33

Status : sumur kering

4. KKKS : ConocoPhillips

A. Wilayah Kerja : Kuma

Nama Sumur : Kaluku-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 150

Status : Waxy Oil (MDT)

 

B. Wilayah Kerja : Amborip VI

Nama Sumur : Aru-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 58

Status : Sumur kering

C. Wilayah Kerja : Arafura Sea

Nama Sumur : Mutiara Putih-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 103

Status : Sumur kering

 

5. KKKS : Talisman

Wilayah Kerja : Sageri

Nama Sumur : Lempuk-IX

Realisasi Biaya (Juta US$) : 84

Status : Sumur kering

6. KKKS : Marathon

Wilayah Kerja : Pasang Kayu

A. Nama Sumur : Bravo Well

Realisasi Biaya (Juta US$) : 103

Status : Sumur kering

B. Nama Sumur : Romeo Well

Realisasi Biaya (Juta US$) : 23

Status : Sumur kering

 

C. Nama Sumur : Romeo B-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 25

Status : Technical Problem

D. Nama Sumur : Romeo C-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 58

Status : Technical Problem

7. KKKS : Tately

Wilayah Kerja : Budong-Budong

A. Nama Sumur : KD-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 34

Status : Technical Problem

B. Nama Sumur : LG-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 17

Status : Uneconomic Well

8. KKKS : Japex

Wilayah Kerja : Buton

Nama Sumur : Benteng-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 31

Status : Sumur kering

9. KKKS : CNOOC

Wilayah Kerja : SE Palung Aru

Nama Sumur : Sindoro-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 50

Status : Sumur kering

10. KKKS : Hess

Wilayah Kerja : Semai IV

A. Nama Sumur : Andalan-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 164

Status : Sumur kering

B. Nama Sumur : Andalan-2

Realisasi Biaya (Juta US$) : 59

Status : Sumur kering

 

11. KKKS : Niko Resources

A. Wilayah Kerja : Kofiau

Nama Sumur : Ajek-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 37

Status : Sub Commercial Gas Discovery

B. Wilayah Kerja : W. Papua IV

Nama Sumur : Cikar-1

Realisasi Biaya (Juta US$) :
87

Status : Temporarily Suspended 

C. Wilayah Kerja : N. Makassar Strait

Nama Sumur : Pananda-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 90

Status : Drilling

12. KKKS : Murphy Oil

Wilayah Kerja : Semai II

Nama Sumur : Lengkuas-1

Realisasi Biaya (Juta US$) : 215

Status : Sumur Kering

—————————————

Total Realisasi Biaya (Juta US$) : 1.900

————————————— Tanggapan 3 – Sketska Naratama

Pak Joi, nuhun atas informasi nya … Wajib dipahami bahwa company yang dimaksud dalam fase Explorasi jadi jangan sampai masyarakat salah persepsi. Sepengetahuan saya setiap blok dalam fase Explorasi adalah single entity.

/  

Jika belum tergarap, bisa jadi strategi juga kalee hehehe … 🙂

  Tanggapan 4 – Muhammad Agus Sihotang

All,

Saya penasaran kalo ada yg bisa ngebor “cuma” ngeluarin biaya 24 juta usd per well. Mungkin bisa dishare experiencenya dimari (cara penghematannya aja) biar bisa jadi insight buat kita semua.

Sependek pengalaman saya ikut team disalah satu company dibawah ini, udah jungkir balik nahan biaya dari 33 juta, sampai akhirnya biaya keseluruhannya stop diangka 50 juta, Tuhan berkehendak ternyata kering.

Tanggapan 5 – OK Taufik

Di Angola ini potensinya cukup besar mendapattkan prospek HC yg ekonomis dan menjadi daya tarik MC untuk berinvestasi di sini, sedih buat projek laut dalam Indonesia..karena keggalan explorasi 1 sumur saja sudah membuat berita buruk buat negara karena MNC akan berpikir ulang dengan prospeknya.

Tanggapan 6 – Rovicky Dwi Putohari

Saya hanya menuliskan kalimat pendek mengenai hal ini

EXPLORATIONIST learn and replicate the successes. Realist learn the failures for awareness.

Tanggapan 7 – Administrator Migas

Terimakasih atas tambahan info detailnya, mungkin akan berguna bagi rekan rekan untuk bahan evaluasi.

Tanggapan 8 – Kiki Bangka

Bagaimana dengan kemungkinan terjadinya migrasi fluida HC? Kemudian faktor waktu jeda dari survei seismik dengan tajak lubang apakah juga berpengaruh?

Karena bukan ahli geologi/reservoir, pemahaman awam saya, karena lokasinya di deepwater, kondisi di well bisa jadi sangat HPHT (lebih dalam & lebih dekat ke core bumi), memperbesar peluang berpindahnya fluida. Sementara sebagian besar area negara kita merupakan jalur cincin api. Cmiiw.

Tanggapan 9 – Nataniel Mangiwa

Kalaupun itu berpengaruh, artinya memang lapangan itu tidak ekonomis. Karena dari explorasi ke development biasa makan waktu hitungan tahun juga.

 

Misalnya dari seismik ke explo 5tahun tapi HC belum hilang, tapi dari explo ke development 2tahun yah bisa saja HC nya hilang toh?

 

Tapi secara geology, menurut saya itu tidak di define sebagai masalah karena petroelum system itu ada caprock/sealnya, jadi HC tidak akan kabur Pak.

  Tanggapan 10 – Aleksander Poerba

Pak Kiki, Pak Natan,

Sy tertarik dengan diskusi ‘migrasi fluida’ ini. Barangkali bisa dijelaskan sedikit, kaitan antara migrasi fluida ini dgn cincin api yg Pak Kiki sebutkan? Apakah ada case selama ini, dgn sistem Caprock tetapi HC msh bisa bermigrasi?

 

Mohon maaf sebelumnya, jadi sedikit keluar topik diskusi-nya?

  Tanggapan 11 – Nataniel Mangiwa

Pak,

 

Browsing saja di google, ini bukan rocket science kok pak..tinggal ketik Petroleum System..done.

 

Intinya itu adalah syarat bisa ditemukan HC. Pertama ada sumber (source rock)-lalu ada tempat / wadah tersimpannya HC (reservoir)-ada perpindahan dari sumber tertampung di wadah (migration)-ada bentuk jebakannya (trap)-setelah di wadah harus ada tutupnya biar ga bocor (seal).

 

Itu saja..dengan logika simple pasti bisa dimengerti. Anggap aja HC itu air..jgn terlalu rumit mikirnya.

 

Proses geologi itu jutaan tahun, jadi kalau hanya 50tahun harusnya seal tidak akan bocor lah. Lucu kan kalau ada lapangan sudah POD tau2 di tengah produksi ‘seal’nya bocor. Bisa bangkrut dong company nya 🙂

  Tanggapan 12 – Aleksander Poerba

Trims Pak Natan,

Sudah menjelaskan dgn ‘simple’… 🙂

Berarti seal nya tsb relatif diam (dalam time frame Geology) walapun lokasinya terdapat pada lempengan aktif (cincin api). Cmiiw

Tanggapan 13 – Nataniel Mangiwa

Tepat Pak..’relatively’ diam dan sealed.

  Tanggapan 14 – Kiki Bangka

Pak Nathan,

Saat mulai kerja di bidang migas, saya sempat belajar dasar2 Petroleum Geology. Ilmu yg masih saya ingat, pertama memang prinsip terbentuk migas itu seperti yg Pak Natan sampaikan, yaitu dari berawal source rock yg lama2 terakumulasi di reservoir rock (umumnya jenis batuan sedimen) karena jalannya buntu oleh cap rock (seal). Yg kedua, jenis2 migrasi seingat saya ada migrasi primer dan sekunder, kemudian adalagi yg namanya seepage.

Namun, apakah ada pengaruh fault (salah satu pembentuk seal), yg mana sering dinyatakan lempengan2 yg ada di wilayah kita termasuk aktif. Artinya posisi atau lokasi fault tersebut ada kemungkinan berubah (misalnya semakin naik/turun). Atau bahkan bertambah, sehingga mempengaruhi pergerakan fluida HC.

Mengenai cap rock (atau seal) bocor, kemungkinan terjadi bisa saja kecil. Tapi bagaimana dengan pengaruh jalur patahan, apakah memungkinkjnya seepage tapi tidak sampai ke permukaan?

Tanggapan 15 – Nataniel Mangiwa

Pak,

Betul fault ada yang seal dan not seal. Jadi menurut saya itu sudah dari awal sifatnya di define sewaktu study, seal / not seal.

Mengenai patahan, rekahan dll sebenarnya..kalau kita jeli sedikit, tentang ROF (ring of fire) bukan lah masalah. Karena Indonesia letaknya di rof bukanlah baru 100 atau 500 tahun yang lalu. Jadi kalau memang awalnya seal, menurut saya sangat kecil kemungkinannya jadi not seal karena patahan ter gerak kembali yang disebabkan oleh letak kita di rof.

  Tanggapan 16 – Casdira 

Seinget saya, migrasi minyak di bawah permukaan (dlm kondisi mampat, tdk ada lubang bor) kecepatannya sangat rendah. Setahun hanya beberapa cm.

Katakanlah kecepatan pergerakannya 10 cm/tahun. Maka utk migrasi 1 km butuh 10.000 tahun. Kalau dia migrasi dari source rock ke reservoir yg jaraknya 10 km, bisa 100.000 tahun.

Jadi, kalaupun terjadi migrasi, sampai kontrak PSC habis (30 tahun), minyak baru bermigrasi 300 cm alias 3 meter.

Angka perkiraan yg sangat kasar, hanya utk analogi saja.

  Tanggapan 17 – Rovicky Dwi Putrohari

Casdira:

“Seinget saya, migrasi minyak di bawah permukaan (dlm kondisi mampat, tdk ada lubang bor) kecepatannya sangat rendah. Setahun hanya beberapa cm.

Katakanlah kecepatan pergerakannya 10 cm/tahun. Maka utk migrasi 1 km butuh 10.000 tahun. Kalau dia migrasi dari source rock ke reservoir yg jaraknya 10 km, bisa 100.000 tahun.

Jadi, kalaupun terjadi migrasi, sampai kontrak PSC habis (30 tahun), minyak baru bermigrasi 300 cm alias 3 meter. Angka perkiraan yg sangat kasar, hanya utk analogi saja.”

Kalau percaya bahwa semburan Lusi sebuah proses alami, atau ada proses alam yang memungkinkan terjadinya hal seperti itu, maka proses migrasi fluida dapat terjadi dalam orde sekian tahun saja untuk sejumlah volume yang suangat besat 50 000 – 120 000 M3 perhari !

Jarang yang melihat bahwa proses migrasi fluida dalam reservoirpun juga dimungkinkan dalam orde sangat cepat. proses “pengisian kembali” banyak dialami oleh pelaku2 industri migas, dimana lapangan-lapangan yang diproduksi memiliki besaran volume yang telah terproduksi melebihi perkiraan sebelumnya. Recovery melebihi 50% dengan metode produksi yg normal-normal saja tanpa EOR. Ntah perkiraan sebelumnya kekecilan atau memang benar ada “tambahan baru” dari dapurnya.

Tanggapan 18 – Casdira

Terima kasih koreksinya Pak Dhe Rovicky.

Kalau ada lubang bor atau saluran ke permukaan, yg menimbulkan perbedaan tekanan yg besar, memang bikin cepet ngalir ya pak dhe.

Apalagi zona over pressure kayak lapisan
lusi yg mendapat “saluran” ke permukaan, plus materialnya (bukan hanya fluidanya) jg ke luar.

Mohon tambahan pencerahannya.

Tanggapan 19 – Triana Priyo

Kalo boleh tau, lubang saluran keluarnya “lusi” itu lubang bor atau adanya patahan? Trimakasih,

Tanggapan 20 – Joko Sosiawan Trikukuh

Natuna D alpha…47 tcf…tapi 50% CO2…masih pada bingung CO2nya Mau dikemanakan setelah produksi.

Tanggapan 21 – Boorham Rivai

Mungkin ide dari Pak Tatang ini bisa membantu kemana CO2 nya harus “dibuang”…

Teknologi reduksi elektrokimia CO2 menjadi metanol.

Jika teknologi konversi listrik menjadi bahan bakar cair yang kita perlukan itu dapat juga mendayagunakan balik karbon dioksida (yang merupakan gas rumah kaca paling utama tetapi dapat relatif mudah ditangkap dari cerobong-cerobong pembangkit listrik dan industri), maka teknologi tersebut akan mampu pula meredam dan pada akhirnya menihilkan emisi gas rumah kaca. Teknologi yang dipandang paling tepat untuk dikembangkan guna memenuhi kedua persyaratan termaksud adalah reduksi elektrokimia karbon dioksida (CO2) menjadi metanol :

CO2 + 2 H2O + listrik —— CH3OH + 1½ O2

Keterpilihan metanol sebagai produk yang menjadi target reduksi elektrokimia CO2 didasarkan pada kenyataan bahwa metanol adalah bahan kimia dasar dan bahan bakar sekunder yang serbaguna : bisa dikonversi menjadi aneka bahan kimia dan bahan bakar dengan teknologi-teknologi yang sudah terbukti dalam skala komersial. Gambar 4, yang disarikan dari paparan-paparan yang disajikan Olah dkk. (2006), memperlihatkan aneka bahan bakar yang bisa diproduksi dari metanol serta teknologi-teknologi konversinya.

Keunggulan istimewa lain dari metanol adalah kenyataan bahwa zat cair ini dapat menjadi cikal bakal produksi produksi protein, karbohidrat, dan asam-asam lemak, yang tidak lain adalah komponen-komponen makro pakan dan pangan.

Bioteknologi produksi protein dari metanol dan amoniak telah didemonstrasikan dalam skala komersial pada era 1970-1980-an [Schrader dkk. (2008), Westlake (1986)], antara lain oleh Imperial Chemical Industries (ICI), Inggris, dengan teknologi proses yang dikenal dengan nama ICI Pruteen.

Metanol merupakan bahan mentah industrial pembuatan formaldehid (formalin) [Weisermel dan Arpe (1997)] dan proses konversi/kondensasi formaldehid menjadi karbohidrat telah diketahui sejak 1861 dan dikembangkan dalam periode 1960-1980, serta pernah dipraktekkan untuk membuat karbohidrat di dalam pesawat ruang angkasa NASA [Iqbal dan Novallin (2011), Weiss dan Kohler (1974)].

https://groups.google.com/forum/#!msg/migas-indonesia-google/2wAwjLYusyg/fo6rB178p_sJ

Share This

Miliki Sekarang!

You have Successfully Subscribed!