Breaking News
Loading...
Tuesday, June 4, 2013

Hanya Ilusi, Perkiraan Cadangan Minyak Indonesia 100 Miliar Barel

8:29:00 AM
Indonesia bukanlah negara yang kaya minyak meski ada informasi yang menyatakan bahwa terdapat cadangan yang cukup besar. Rendahnya produksi minyak Indonesia memicu sejumlah kalangan untuk berkomentar bahwa negara ini tidak mau mencari minyak di ladang sendiri.

Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Rudi Rubiandini menjelaskan, untuk membuktikan keberadaan cadangan tersebut harus dilakukan eksplorasi terlebih dahulu dan pengeboran. Namun, untuk melakukannya perlu ada pertimbangan mulai dari ketersediaan dana hingga terciptanya iklim investasi yang kondusif bagi investor atau kontraktor.

Selain itu, sebagian kalangan mempertanyakan hak kelola asing di cadangan yang besar sementara yang kecil diberikan ke Indonesia. Sebenarnya, yang terjadi adalah ketika asing diberi kuasa mengelola tanah kosong, mereka bekerja keras mencari minyak dengan modal sendiri yang sangat besar dengan risiko yang besar pula.

Berikut perbincangannya bersama MigasReview.com saat ditemui di kantornya, akhir pekan kemarin.

Dari total 128 cekungan di Indonesia, dikatakan baru 38 yang tereksplorasi. Ini membuat kegiatan eksplorasi terkesan tidak dilakukan. Bagaimana pendapat Bapak?
Sebenarnya ini klise. Untuk menemukan suatu cadangan harus dibuktikan dengan pengeboran. Tapi untuk melakukan pengeboran tentu ada banyak pertimbangan. Misalnya di daerah Jatinegara. Di sana dulu pernah ada beberapa sumur yang dibor oleh Belanda (zaman penjajahan Belanda). Dikatakan di situ ada minyaknya. Ada cekungannya. Namun, apakah kita mau mengembangkan sumur minyak di Jatinegara? Bagaimana reaksi masyarakat sekitar? Butuh lahan untuk memetakannya. Kalau mau perbandingan, ada satu kota di China yang bahkan pompa angguknya berada di depan pusat perbelanjaan (mal), bersebelahan dengan rumah-rumah penduduk. Apa kita bisa mencontoh? Perlu keberanian.

Di Indonesia, baru rencana pengeboran saja sudah ramai. Ditakut-takuti. Nanti terjadi blow up seperti di Porong, Sidoarjo. Bandingkan dengan Amerika Serikat (AS). Pernah terjadi ledakan di Gulf of Mexico segitu besarnya, namun masih dilakukan pengeboran. Di sini belum apa-apa sudah takut duluan. Tak perlu membicarakan cekungan yang selalu dipakai sebagai perdebatan atau perbincangan bahwa ada kemungkinan ditemukan cadangan. Terlalu jauh. Posisi kita saat ini, untuk melakukan eksplorasi saja, susahnya setengah mati. Bahkan hingga saat ini, sudah ada 6 pengusaha di Indonesia timur yang melakukan eksplorasi laut dalam sudah pull out (keluar dari Indonesia) karena pengeboran mereka tidak menemukan cadangan dan hilanglah US$200 juta. Melakukan pengeboran kedua jadi hilang US$400 juta.

Sebagai pengusaha, ini jadi pertimbangan juga. Kalau diteruskan proyeknya dengan sistem  production sharing contract (PSC) Indonesia, kontraktor hanya mendapat bagian 15 persen (minyak) atau 30 persen (gas). Dibandingkan dengan negara lain yang bisa mendapatkan persentase yang lebih menarik, ya lebih baik mundur. Sekarang timbul pertanyaan, siapa yang mau eksplorasi di laut dalam Indonesia Timur, mau mengeluarkan dana hampir Rp2 triliun tadi?

Itu sebabnya perlu insentif lebih dari pemerintah agar ada kontraktor yang mau melakukan eksplorasi laut dalam?

Itu yang pernah diajukan. Yang jadi masalah, ketika ESDM mau memberikan insentif kepada kontraktor di mana usulannya bagian negara yang tadinya 85 persen diturunkan menjadi 70 persen, sehingga kontraktor mendapatkan tambahan 15 persen, nanti dibilang merugikan negara. Mau tidak? Padahal, eksplorasi dibutuhkan untuk menemukan cadangan.

Ada informasi yang mengatakan, dari cekungan yang belum tereksplorasi di Indonesia, terdapat cadangan minyak 50 miliar bahkan hingga 100 miliar barel. Apakah benar?

Angka cadangan 50-100 miliar barel itu mungkin bukan cadangan P2 atau P3, tetapi perhitungan sumber daya original oil in place (P50) sebesar 64,60 miliar barel dan original gas in place (P50) sebesar 197,4 triliun kaki kubik (berdasarkan laporan tahunan 2012 SKK Migas).

Kalau angka P50 menjadi acuan bahwa ada cadangan sebesar itu, ya harus bisa dibuktikan dulu. Tentunya harus dilakukan eksplorasi. Untuk melakukan eksplorasi perlu dana. Untuk mendatangkan dana, perlu investor. Untuk mendatangkan investor, harus memberikan suasana investasi yang kondusif. Masalahnya, kita kondusif tidak?  Tidak. Makanya, they never come. Itu angka 50-100 miliar barel cuma ilusi saja.

Memang masih saja ada yang bertanya, kenapa yang cadangannya besar dikasih ke asing, sementara yang kecil dikasih ke Indonesia. Lalu saya bilang, mereka (asing) di tanah melompong melakukan pencarian ternyata dapat cadangannya. Lalu Indonesia bagaimana? Karena tidak mencari, ya tidak dapat.

Kondisi data cekungan di Indonesia saat ini seperti apa?

Sebanyak 128 cekungan itu adalah hasil klasifikasi Badan Geologi ESDM, sedangkan versi SKK Migas adalah 86 cekungan, dengan rincian:

- Berproduksi : 17 cekungan
- Penemuan HC : 9 cekungan
- Indikasi HC : 24 cekungan
- Belum Ada Temuan : 32 cekungan
- Belum dieksplorasi : 4 cekungan

Primary recovery dimungkinkan didapat dari temuan-temuan baru eksplorasi dan masih mungkin ditemukan pada cekungan-cekungan produksi atau cekungan yang sudah bercadangan. Primary recovery atau virgin reservoir sangat mungkin ditemukan dengan mengembangkan konsep-konsep (play) baru. Hanya saja, data yang dihasilkan dari persetujuan plan of development (POD) selama 2 tahun terakhir kurang mengembirakan karena hanya ditemukan sumber daya/cadangan yang besarnya kurang dari 5 MMBOE. Sehingga, untuk mempunyai peluang menemukan struktur yang berpotensi memiliki sumber daya/cadangan lebih dari 100 MMBOE, dibutuhkan pembuktian pengeboran dan kegiatan eksplorasi pada cekungan-cekungan frontier (48 cekungan dari 86 cekungan) meskipun 38 cekungan dari 86 cekungan sudah memiliki wilayah kerja).

Cekungan yang belum tereksplorasi hanya ada 4 dari total 86 cekungan. Dari 4 cekungan tersebut, 2 cekungan sudah ada PSC (WK/Wilayah Kerja) dan 2 cekungan belum dilakukan pengeboran eksplorasi. Sementara itu, cadangan terbukti yang pasti bisa dikeluarkan sekitar 3,6 miliar barel. Sebanyak 20 cekungan dari 86 cekungan berpotensi memiliki kandungan hidrokarbon. Kendala tersulit dalam membuktikan potensi cadangan minyak yang berada di 66 cekungan dari 86 cekungan adalah belum adanya data cadangan karena sulitnya interpretasi sub-surface data akibat terbatasnya data penunjang bawah permukaan sebelum dilakukannya tender migas (terutama data pengeboran sumur).

Investasi di setiap lapangan migas pasti berbeda-beda dilihat dari segi teknologi, kebutuhan peralatan, karateristik reservoir dan lainnya. Berapa sebenarnya modal yang diperlukan melihat kebutuhan-kebutuhan tersebut?

Saya kasih gambaran. Pengeboran terdangkal ada di Lapangan Cepu oleh Pertamina dan Lapangan Duri oleh Chevron. Kedalaman 300 meter saja sudah bisa mendapatkan minyak. Sehingga, biayanya juga murah. Mengebornya saja hanya butuh 2-3 hari dapat 1 sumur, atau maksimum 1 minggu 1 sumur selesai. Maka, harganya ada di kisaran puluhan ribu dolar atau ratusan juta rupiah untuk 1 sumur. Selain itu, kondisi lapangannya ada di darat. Sementara itu, untuk yang lapangannya di laut, untuk mengebor 1 sumur saja membutuhkan US$ 120 juta hingga US$ 200 juta (laut dalam).

Kenapa bisa mahal? Coba bandingkan dengan mengebor sumur air di rumah. Pahat bor langsung menyentuh tanah dan biasanya perlu 20-30 meter sudah medapatkan air. Nah, kalau di laut dalam, pada kedalaman 1.000 meter pahat belum menyentuh dasar. Kalau sudah menyentuh dasar, belum tentu juga menemukan minyak. Masih diperlukan 4.000-5.000 meter lagi yang harus dibor, Bayangkan, butuh berapa meter pahatnya? Dan, kita tidak bisa turun karena kita melakukan pengeborannya dari atas permukaan laut. Bagaimana kita bisa mengetahui di bawah harus belok kiri, belok kanan. Untuk bisa tahu ada di bawah tanah, perlu alat ukur. Untuk melihat keadaan di bawah, perlu teropong. Ini perlu teknologi yang tidak gratis. Semua itu urusannya duit.

Ada istilah dalam kondisi reservoir, yaitu primary recovery, secondary recovery dan tertiary recovery. Kapan suatu reservoir dinyatakan berada dalam kondisi tersebut?

Disebut primary kalau lubang sumur minyak mengalir ke permukaan, baik menggunakan peralatan pompa (artificial flow) atau mengalir sendiri (natural flow). Ketika reservoir ‘tidak diganggu’, itulah yang disebut primary recovery. Tetapi, begitu ada lubang lain guna menggiring minyak untuk bergerak, zaman dulu menggunakan air, maka disebut dengan secondary recovery. Namun, bila airnya ditambah bahan kimia kemudian dipanaskan menjadi uap lalu ditambah gas dan lain-lain, maka kita sebut tertiary recovery. Gabungan dari secondary dan tertiary tersebut kita namakan enhanced oil recovery (EOR). Selain itu, banyak yang telah melakukan dengan cara digetar, seperti dibuat gempa. Kemudian ada juga dengan listrik, diberi kutub positif dan negatif agar minyaknya mudah bergerak. Bahkan ada juga dengan melakukan pengeboran horizontal. Kegiatan eksploitasi yang dilakukan di luar dari injeksi air maupun kimia, kita sebut improved oil recovery (IOR). Sehingga, IOR merupakan kegiatan apa saja guna mengalirkan minyak.

Lalu, kapan kondisi itu terjadi? Pada umumnya, dulu dilakukan saat tekanan reservoir turun untuk menaikkan tekanan. Namun, sekarang tidak perlu harus menunggu kondisi tersebut. Kalau sejak minyak sudah bisa mengalir, meski tekanan belum turun kemudian digiring, boleh saja. Kenapa tidak? Contoh di lapangan Duri. Kalau tidak menggunakan uap, minyak tidak akan mengalir karena tipe minyaknya kental. Makanya, sejak pertama langsung menggunakan uap, tidak perlu menungggu kondisi primary atau secondary, tapi langsung tertiary. Berbeda dengan lapangan Minas. Karena minyaknya ringan, hanya dengan pompa saja sudah bagus eksploitasinya. Tapi setelah hampir 15 tahun, tekanannya turun. Kemudian air diinjeksikan tapi airnya bila dibuang ke mana-mana, juga susah. Makanya, dikembalikan lagi dengan yang namanya pressure maintenance. Hanya air yang dimasukkan (secondary recovery) hingga kemudian dilanjutkan dengan tertiary dengan penambahan surfaktan.

Sehingga, suatu lapangan ada yang mengikuti tahapan tersebut, biasanya minyak-minyak yang ringan. Namun ada juga yang bisa langsung, tergantung kebutuhan. Jadi, bukan harus melewati tahap-tahap itu. Kalau sejak pertama kali suatu cadangan ditemukan, ternyata kebutuhannya harus menggunakan secondary atau tertiary, boleh saja dilakukan.

Contohnya di Lapangan Cepu yang langsung menggunakan secondary. Ketika hari pertama kali mau produksi, pertama kali langsung diinjeksi. Dan, injeksinya juga harus ditambah dengan air dari Sungai Bengawan Solo. Atau, malah ada ide juga menggunakan tambahan air laut. Makanya, dari 42 sumur yang dibor di Lapangan Cepu, sebanyak 29 sumur merupakan sumur produksi dan 13 sumur lainnya merupakan sumur injeksi. Sehingga, sebelum minyak keluar, dilakukan pengeboran untuk membuat sumur injeksi terlebih dahulu. Jadi tidak ada batasan harus melalui tahapan primary, secondary kemudian tertiary. Kapan akan dilakukan bisa, anytime sesuai kebutuhan.

Bila melihat kondisi lapangan yang dimiliki Pertamina, ada puluhan ribu sumur. Namun hampir di atas 80 persennya masih primary. Oleh karena itu, ini adalah kesempatan bagi Pertamina agar yang 80 persen itu bisa dilakukan secondary maupun tertiary. Silakan Pertamina mau menggunakan injeksi air, bahan kimia lainnya atau mau diapakan, terserah. Makanya, keluar surat keputusan dari saya, silakan Pertamina boleh bekerja sama dengan pihak ketiga dengan menggunakan konsep no cure, no pay.

Pihak ketiga masuk dengan teknologi, dengan sumber daya manusia, dan modal. Kalau menaikkan kondisi minyak dari garis decline rate dan ternyata bisa mencapai di atas garis tersebut, maka yang di atasnya yang akan dibayarkan, tapi yang di bawahnya tidak perlu dibayar. Namun, yang sudah di ataspun kalau sudah terjadi produksi, baru bisa dibayarkan oleh Pertamina kepada pihak ketiga. Kalau tidak terjadi (produksi) menjadi tanggungan pihak ketiga.

Sumber : migasreview.com

0 komentar:

Post a Comment

 
Toggle Footer