Steam and Condensate : Penguapan Air, Bagian-2

Cara untuk mendapatkan steam adalah dengan menguapkan air. Dalam kehidupan sehari-hari, kita sering memanaskan air dalam sebuah teko untuk membuat minuman kopi atau teh. Ketika air sudah dalam kondisi mendidih, maka akan bisa kita tengok timbulnya gelembung-gelembung yang berasal dari permukaan teko. Gelembung tersebut merupakan air yang telah berubah fase menjadi steam. Jika dilihat secara seksama, maka gelembung tersebut tidak memiliki warna alias transparant. Steam dalam keadaan kering tidaklah memiliki warna. Maka jika kita jumpai steam yang berwarna putih, maka steam tersebut adalah steam basah yang masih mengandung air.

Kenapa air bisa mendidih?

Air bisa mendidih jika kondisi tekanan uap jenuh yang ditimbulkan akibat proses evaporasi air adalah sama dengan tekanan atmosfer di sekelilingnya. Hal ini kita kenal dengan proses penguapan yang terjadi pada titik didihnya. Maka, air bisa mendidih sangatlah tergantung pada nilai tekanan atmosfer dan suhu. Pada tekanan atmosfer yang lebih rendah, misalkan di pegunungan, air lebih mudah menguap pada suhu yang relatif rendah, sehingga akan dibutuhkan lebih banyak waktu untuk memasak guna mengatasi rendahnya nilai titik didih air.

Berapa banyak energi yang terkandung dalam sebuah steam?

Sebagaimana kita mengetahui, steam memiliki kegunaan yang sangat beraneka ragam, mulai dari sebagai pemanas hingga digunakan sebagai media untuk pemutar turbin. Hal ini tentu saja tidak lepas dari jumlah energi yang besar yang dikandungnya. Untuk bisa mengerti jumlah energi yang terkandung dalam sebuah steam, berikut disajikan kurva entalpi air dan steam:

Diatas disajikan sebuah kurva entalpi steam dan juga air. Pada bagian horizontal menerangkan mengenai jumlah energi yang dikandungnya dan bagian vertikal menerangkan kondisi suhu. Dalam kurva tersebut, diterangkan dua jenis panas yakni sensible heat dan juga latent heat.

Sensible heat berhubungan dengan suhu. Pemanasan air akan menaikkan suhu dan panas yang diberikan disebut sebagai sensible heat. Penambahan panas selanjutnya, dalam kondisi water and steam (area dua-phase) tidak akan menambah atau mempengaruhi suhu air. Panas yang diberikan disebut sebagai latent heat atau panas yang tersembunyi. Dalam kurva tersebut, bisa diketahui bahwa latent heat yang diberikan berjumlah 5 kali lipat jika dibandingkan sensible heat yang digunakan untuk menguapkan air menjadi dua-phase. Setelah melewati dua-phase, maka akan didapatkan steam kering. Dari poin ini, setiap penambahan panas, akan menaikkan suhu dari steam. Maka dikatakan bahwa panas yang diberikan adalah sensible.

Steam yang terbentuk pada kondisi titik didih, disebut sebagai saturated steam, sedangkan steam yang suhunya sudah melampai titik didih disebut sebagai superheated steam. Dua jenis steam ini memiliki fungsi yang berbeda. 

Hal yang perlu diperhatikan adalah jumlah panas yang terkandung dalam sebuah steam dalam bentuk sensible heat dan latent heat. Jika didinginkan steam dari suhu 300 F menjadi 200 F seberat 1 lb, maka steam akan melepas panas sebanyak 55 btu sebagai sensible heat dan 940 btu sebagai latent heat. Ini menunjukkan bahwa steam memiliki banyak energi yang tersimpan sebagai latent heat. Hal inilah yang membuat steam memiliki banyak aplikasi karena mampu menyimpan energi panas secara signifikan. Dalam jarak pendek, steam lebih diunggulkan daripada penggunaan listrik. Untuk jarak jauh, listrik jauh lebih unggul karena energi yang hilang dalam bentuk radiasi panas dan friksi akan semakin besar. Steam juga digunakan sebagai pemutar turbin untuk menggerakkan generator listrik. Secara tipikal, dibutuhkan 3 btu steam untuk mendapatkan 1 btu listrik. 

Steam and Condensate :Sebuah Perkenalan, Bagian-1

Steam dan Condensate merupakan dua hal yang tidak bisa dipisahkan. Steam adalah uap air, sedangkan condensate adalah hasil dari kondensasi steam. Perlu dibedakan dengan kondensat yang merupakan hasil kondensasi dari gas alam. Dalam bab kali ini, kita akan menyebut kondensat sebagai hasil dari kondensasi steam. 

Dalam dunia Oil and Gas Upstream, steam tidak selalu dibutuhkan. Semuanya kembali kepada tipe minyak dan gas yang dihasilkan dari sumur. Terutama, apakah minyak dan gas yang dihasilkan dari sumur tersebut bertipe asam ataukah tidak? Dengan kata lain, apakah minyak dan gas yang dihasilkan mengandung unsur H2S. Jika jawabannya adalah ya, maka bisa dipastikan steam akan dipakai dalam pengolahan minyak dan gas dalam sebuah plant.

Steam adalah salah satu sumber energi yang bisa digunakan untuk bermacam-macam hal. Misalkan :

- Sebagai media pemanas/ heater

- Sebagai media untuk penggerak turbin sebagai pembangkit tenaga listrik

- Sebagai media untuk proses stripping dalam sebuah kolom 

- Sebagai media untuk mengontrol sebuah reaksi, misalkan pembakaran di Sulfur Recovery Unit (SRU)

Semua itu tak lepas dari sifat steam yang inert, tidak beracun, bahan bakunya melimpah dan murah dan mampu menyimpan energi dalam jumlah besar. Kriteria yang terakhir yang saya sebutkan sangatlah beralasan. Kita tahu cabang ilmu thermodinamika berawal dari aplikasi dari penggunaan steam sebagai media untuk penggerak mesin, yang kita kenal sebagai mesin uap sejak abad ke-17. Thermodinamika sendiri berawal dari kata "thermo" yang artinya berhubungan dengan panas dan juga "dinamics" yang berarti gerakan. Secara keseluruhan dapat diartikan sebagai sebuah peristiwa pergerakan yang terjadi akibat adanya panas. 

Maka mempelajari mengenai steam merupakan sebuah hal yang cukup penting mengingat aplikasi dari penggunaan steam yang sangat bermacam-macam. 

Pada tulisan berikutnya, kita akan membahas mengenai bahan baku terbentuknya steam yakni air. Bagaimana air bisa diubah menjadi steam dan bagaimanakah energi dalam steam disimpan untuk kemudian bisa digunakan dalam berbagai macam aplikasi?  

Petroleum Resource Management, Milestone Pengembangan Lapangan Jangkrik, bagian-2

Jika kita menilik perjalanan siklus wilayah kerja Jangkrik dimulai dari 2002 yakni ditunjuknya operator blok hingga akhir 2017. Pada tahun tersebut mulai berproduksinya lapangan Jangkrik, kita bisa mengetahui bahwa dibutuhkan waktu yang sangat panjang untuk mengembangkan suatu wilayah kerja. Total dibutuhkan lebih dari enam belas tahun untuk mendapatkan satu wilayah kerja hingga mencapai tahap operasi yang tentunya harus memenuhi berbagai aspek. Sedangkan, kita mengetahui bahwa migas merupakan sumber daya yang mutlak dibutuhkan sebagai motor pembangunan. 

Kita melihat bahwa waktu paling lama dibutuhkan pada masa eksplorasi. Dalam masa itu, dibutuhkan waktu yang agak panjang untuk benar-benar bisa mendeskripsikan sebuah reservoir dalam sebuah wilayah kerja. Penelitian juga harus dilakukan terhadap struktur tanah penyusun untuk mendapatkan teori bagaimana migas terbentuk dari dalam tanah tersebut dan untuk sebagai pertimbangan bagaimana rencana pengeboran harus dibuat supaya tanah tidak rusak ketika melakukan pengeboran dan untuk menghindari hal-hal yang tidak diinginkan misalnya loss circulation. 

Dari akumulasi data hasil eksplorasi itulah, kemudian diteliti dan dipilah untuk menentukan lokasi pengeboran. Jika ditemukan migas, inilah yang disebut sebagai first discovery. Upaya pemetaan lapangan migas disebut sebagai delineasi untuk menggambarkan pola reservoir yang menggambarkan jumlah cadangan. Setelah first dicovery, maka akan dilakukan kegiatan appraisal, yakni untuk mengetahui nilai kandungan migas dari sebuah reservoir. Tentunya tidak berhenti sampai disini, beberapa pengeboran lain juga harus dilakukan dibeberapa tempat untuk bisa menentukan jumlah pasti cadangan migas dalam sebuah wilayah kerja. Sumur yang dibor dalam tahap appraisal ini disebut sebagai delineation well yang fingsinya untuk membuktikan adanya cadangan minyak diluar area dari cadangan minyak yang telah terbukti diikuti dengan kegiatan appraisal. Hal ini bertujuan untuk mengembangkan suatu wilayah kerja agar menjadi lebih efisien.

Tidak semua cadangan migas yang terkandung dalam sebuah reservoir bisa diekstrak ke permukaan bumi. Perbandingan antara jumlah migas yang bisa diambil dengan seluruh jumlah migas yang ada dalam sebuah reservoir disebut sebagai recovery factor.

Assessment ini menentukan apakah sebuah lapangan migas bisa digunakan untuk berproduksi secara ekonomis dan juga memiliki kemampuan deliverability yang baik sehingga layak untuk dikembangkan secara komersil. Dalam artian, hasil produksinya lebih dari ongkos produksi sehingga bisa balik modal. Hal ini ada dalam Petroleum Resource Management dan sangat penting yang menentukan apakah sebuah wilayah kerja akan dikembangkan atau tidak.

Petroleum Resource Management, Milestone Pengembangan Lapangan Jangkrik, bagian-1

Kita telah melihat bagaimana sebuah siklus dari kegiatan “Exploration and Production” pada tulisan sebelumnya. Mari kita lihat contoh nyata penerapan dari kegiatan “Exploration and Production” yang dilakukan di Indonesia dengan mengambil contoh pada Pengembangan Wilayah Kerja Jangkrik yang baru saja diresmikan baru-baru ini.

Mengacu pada bagan sekuen milestone pengembangan wilayah kerja Jangkrik diatas, berikut akan dijelaskan sebagaimana berikut:

• 2002, merupakan awal dari ditunjuknya ENI selaku operator blok Muara Bakau. Wilayah Muara Bakau meskipun tidak cukup dekat dengan Mahakam sebagai penghasil gas, tetapi masih berada dalam satu zona yang bisa jadi memiliki struktur penyusun lapisan tanah yang sama. Selain itu, blok tersebut terletak di laut dalam. Maka, prospek adanya migas cukup tinggi didukung oleh letak secara geologis. Tetapi, kita masih belum mengetahui apakah memang terdapat migas. Maka, ENI selaku operator melakukan kegiatan eksplorasi dimulai pada tahun ini.
  
• 2009, ditemukan migas pada blok Muara Bakau. Tujuh tahun diperlukan hingga first discovery. Jadi, kita baru mengetahui bahwa memang ada migas di WK tersebut setelah kegiatan eksplorasi selama tujuh tahun. Seberapa banyak cadangan migas di blok tersebut? Apakah komersial untuk dikembangkan? Perlu penelitian lebih lanjut melalui kegiatan delinasi atau appraisal well untuk memetakan migas dalam lapisan bumi tersebut.
• 2011, dua tahun setelah first discovery. Setelah melakukan proses pendeskripsian ternyata memang lapangan tersebut komersil. Maka disusunlah Plan of Development I yang disetujui oleh pemerintah dan uniknya, diketemukan lagi migas yang berada sekitar 20 Km sebelah timur lapangan Jangkrik, disebut dengan lapangan Jangkrik North East.
• 2013, disetujui Plan of Development (POD) untuk pengembangan lapangan Jangkrik North East. Jadi, ENI sebagai operator mengajukan dua kali POD. Namun, pengembangan lapangan Jangkrik North East masihlah merupakan integrasi dengan POD sebelumnya. Jadi, masih merupakan bagian dari proyek tunggal yang dinamakan “Proyek Komplek Jangkrik” atau dalam bahasa Inggrisnya Jangkrik Complex Project.
• 2014, merupakan dimulainya pengembangan wilayah Jangkrik. Meliputi kegiatan engineering dan procurement dengan membuat fasilitas produksi terapung, yakni berbentuk sebuah kapal yang diatasnya terletak fasilitas produksi untuk mengolah minyak, dinamakan "Floating Production Unit" atau FPU Jangkrik. Selain itu, kita juga mengetahui bahwa kegiatan pengeboran untuk sumur produksi juga dilakukan pada tahun yang sama. Kontruksinya sendiri mulai pada Q4 yang dimulai dengan Steel Cut Ceremony di Tanjung Balai Karimun. Perlu diketahui Top Module yang merupakan fasilitas produksi dan Hull yang merupakan kapal dikerjakan oleh kontraktor berbeda. Untuk Top Module dikerjakan di Indonesia, sedangkan Hull dikerjakan di Korea Selatan. Selain itu, juga dilakukan pembangunan di dekat lokasi blok Muara Bakau yakni Receiving Facility yang berada di darat karena gas akan dialirkan dari kapal menuju ke darat untuk kemudian diteruskan ke user. Receiving facility ini biasanya dilengkapi dengan metering untuk mengukur jumlah gas yang dialirkan.
• 2015, konstruksi Hull dilaksanakan di Korea Selatan.
• 2016, Hull telah selesai dikerjakan di Korea Selatan dan dikirim ke Indonesia untuk diintegrasikan dengan Top Module. Oleh karena itu disebut sebagai Floating Production Unit (FPU) atau unit produksi terapung. Pada tahun itu juga, 10 sumur telah selesai dibor dan dikomplesi. Artinya, sumur sudah siap untuk berproduksi.
• 2017, FPU dikirim ke Selat Makassar pada bulan Maret dan first gas in pada akhir Mei. Terjadi proses Ramp-Up hingga mencapai 600 MMSCFD pada bulan Oktober. Dibutuhkan waktu lima bulan untuk mencapai kondisi plateu atau peak production 

Ini adalah contoh sukses nyata dari siklus E&P yang dimulai dari adanya prospect migas hingga berlanjut menjadi pengembangan wilayah karena aspek komersil dan lain-lain telah terpenuhi.

Exploration and Production Life Cycle

Kontrak Kerjasama Migas : Konsesi dan Production Sharing Contract, -part 2

Untuk menjawab pertanyaan yang diajukan pada tulisan sebelumnya, mari coba kita tengok gambar diagram dibawah ini :

Gambar diatas menunjukkan tren investasi di bidang migas pada tahun 2010-2015 yang dihimpun oleh IFPEN, sebuah institusi pendidikan prancis dalam bidang perminyakan dan energi terbarukan. Dari data tersebut, bisa kita lihat bersama prediksi dari para analis migas yang memperkirakan bahwa pada tahun 2015, investasi migas akan terus naik hingga menyentuh angka 762 milyar dolar. Faktanya, malah terjadi penurunan sebesar 30 persen pada tahun tersebut. Jadi, bisa kita ambil sebuah kesimpulan bahwa nyatanya analis migas tidak bisa memprediksi secara tepat mengenai perkembangan investasi migas.

Apa penyebab turunnya investasi migas di tahun 2015 tersebut? 

Lagi-lagi yang menyebabkan adalah harga jual migas. Ilmu ekonomi yang sederhananya adalah pengaruh supply and demand. Kita mengetahui harga migas meroket pada rentang tahun 2010 hingga akhir 2013. Tercatat, harga migas mencapai lebih dari 100 dolar perbarel sebelum akhirnya nyungsep akibat melimpahnya minyak yang berasal dari produsen minyak unkonvensional.

Ada sisi menarik yang bisa kita cermati ketika melihat transisi harga migas yang tadinya meroket kemudian jatuh bebas tersebut yang kaitannya dengan perilaku para pelaku migas. Ketika harga minyak masih tinggi, otomatis hal ini akan menarik banyak investor untuk berinvestasi. Maka, otomatis, nilai investasi migas akan naik dan membuat bisnis migas menjadi ramai. 

Hal ini serta merta akan mendorong biaya pengeluaran menjadi semakin mahal, misalkan naiknya harga sewa alat, naiknya jasa manpower dan sebagainya. Lagi-lagi, ini perkara supply and demand. Namun, mengingat harga minyak yang tinggi, secara tidak langsung akan membuat potensi suatu wilayah kerja menjadi lebih mudah untuk dikembangkan. Berapapun besar biaya yang dikeluarkan, jika dihitung, kecenderungan cashflow-nya akan positif karena didukung dengan tingginya harga migas. Maka, suatu wilayah migas bisa naik menuju ke fase pengembangan. Ingat, migas adalah industri strategis dan negara juga membutuhkan migas untuk menopang segala aktifitasnya.

Jika memang dianggap komersil dilihat dari jumlah cadangan terbukti dan didukung oleh harga migas yang tinggi, maka cost recovery harus dilaksanakan oleh negara dengan jumlah yang naik berkali lipat karena kondisi harga migas yang tinggi memicu pengeluaran yang juga tinggi untuk melakukan eksplorasi. Toh, jika secara hitung-hitungan cashflow-nya masih positif, maka berapapun biaya yang dikeluarkan akan kembali -break even point. Namun, hal ini menimbulkan polemik ketika harga migas mengalami fluktuasi naik-turun, meskipun dalam hitungan tahun. Salah prediksi bisa menimbulkan sebuah hal yang bisa membahayakan. Cost recovery pun bisa menjadi buah simalakama dalam rangka menyikapi harga migas yang tidak stagnan tersebut. Bisa kita lihat contohnya seperti yang terjadi di Venezuela. 

Jadi, jangan salah ketika banyak pelaku migas juga memonitor pergerakan harga migas karena hal ini turut menentukan masa depan mereka. Saya memiliki seorang teman yang bekerja dalam bidang pengeboran yang terpaksa harus diberhentikan karena sepinya proyek akibat harga migas turun. Kita bisa lihat bahwa migas merupakan sebuah industri yang strategis, namun disisi lain, ketergantungan negara akan penghasilan dari migas bisa membawa sebuah dampak yang negatif. 

Pemerintah Indonesia pada tahun 2017, mengembangkan skema baru PSC yang disebut sebagai Gross Split. Gross split menghilangkan cost recovery dan pemerintah mendapatkan hasil berdasarkan perjanjian persentase jumlah produksi kotor. Segala biaya yang dikeluarkan oleh Kontraktor KKS menjadi tanggung jawab kontraktor KKS. Yang pasti, jatah pemerintah ada dan tetap menurut persentasi hasil produksi. 

Sederhanya, jika bagi hasil 50 : 50, hasilnya dua, maka satu untuk pemerintah. Jika hasilnya 10, maka lima untuk pemerintah.

Penentuan Gross split berdasarkan beberapa ketentuan variabel yang akan menentukan berapakah share yang diterima oleh pemerintah. Bisa saja nilai share pemerintah lebih kecil ataupun lebih besar tergantung daripada kondisi wilayah kerja.

Dengan tidak adanya penghitungan cost recovery, diharapkan lebih mempercepat proses pengembangan suatu wilayah kerja karena tidak ada hitung-hitungan cost recovery. Oleh karena itu, hal ini membuat administrasi menjadi lebih mudah dan kontraktor diharapkan bisa lebih efisien dalam pengeluaran sehingga diharapkan bisa menggunakan produk lokal. 

Tetapi, akankah gross split ini menarik dimata investor? Mengingat semua biaya akan dibebankan di tangan investor ditengah turunnya harga migas saat ini. Di sisi lain, melalui gross split ini, NOC secara tidak langsung akan dituntut untuk bisa mengelola migas secara lebih mandiri. Migas adalah industri strategis yang sumbangan terhadap kedaulatan negara cukup besar. Jika NOC belum memiliki kemampuan, maka akan diserahkan kembali kepada IOC, tentu saja ketergantungan ini akan membuat IOC lebih memiliki nilai tawar yang bisa membuat kebijakan ini bisa berpotensi untuk mengalami perubahan di masa depan.

Kontrak Kerjasama Migas : Konsesi dan Production Sharing Contract, -part 1

Tulisan kali ini menjelaskan mengenai jenis kontrak kerjasama Migas untuk melengkapi pemahaman kita akan siklus hidup kegiatan eksplorasi dan produksi migas. Apa yang akan ditampilkan dalam tulisan ini merupakan slide presentasi yang dibawakan oleh executive advisor dari SKK Migas, namun tidaklah secara penuh mewakili perspektif dari intitusi.

Presentasi tersebut bisa didownload disini

Dalam pengelolaan sebuah pertambangan, pemerintah menggandeng pihak lain, bisa jadi swasta ataupun BUMN yang bisa memiliki bentuk kontrak kerjasama bermacam-macam. Macam perjanijian antara pemerintah dengan pihak lain (kontraktor) dibagi menjadi tiga macam, yakni :

1. Concession

2. Production Sharing Contract

3. Service Contract

Alur skematik bentuk kontrak kerjasama tersebut bisa dilihat pada gambar dibawah ini :

Bentuk kerjasama concession atau konsesi adalah bentuk yang terlebih dahulu ada dalam pengelolaan migas. Konsesi adalah bentuk kontrak perjanjian dalam industri migas antara negara dengan operating company untuk mengeksplorasi sumber daya migas.

Perusahaan yang beroperasi, baik bisa satu badan ataupun berbentuk konsorsium, harus membeli lisensi untuk bisa mengeksplorasi sebuah wilayah kerja. Selain itu, keuntungan pemerintah juga didapat dari biaya konsesi yang jumlahnya berdasarkan jumlah dan kualitas migas yang diproduksi, yang harus dibayarkan oleh pihak perusahaan kepada negara yang penentuan harganya telah ditetapkan pada saat penandatanganan konsesi.

Pada prakteknya, negara produksi akan menerima biaya konsesi ini tidak bergantung pada untung maupun ruginya operating company. Semua biaya dan resiko diserahkan kepada operating company, termasuk juga keuntungan. Jatah untuk pemerintah akan selalu ada. 

Yang menjadi polemik antara negara produksi dengan operating company adalah harga migas yang fluktuatif yang bisa menyebabkan kontrak kerjasama menjadi tidak seimbang. Yakni, ketika harga migas melonjak tajam hingga mencapai 100 dollar per barrel, sedangkan biaya konsesi tetap karena sudah ditentukan diawal. 

Kenapa hal ini menjadi sangat penting?

Ingat, migas adalah komoditas strategis. Semua negara pasti butuh migas untuk menunjang kegiatan perekonomiannya. Jadi, negara juga harus bisa memproduksi migas. Jika belum bisa mencukupi kebutuhannya, negara harus membeli/ mengimpor dari pihak lain. Harga migas yang tinggi, tanpa adanya subsidi pemerintah, akan menyebabkan inflasi. Sementara, keuntungan yang didapat dari suatu wilayah kerja migas masihlah tetap. Akibatnya, bisa terjadi defisit anggaran. Uang yang harusnya dibuat untuk pembangunan, harus dialokasikan sebagai subsidi untuk mencegah inflasi.

Hal ini tentu saja memicu negara produksi untuk melakukan re-negoisasi yang tentunya akan sulit untuk diterima operating company. Hal ini dikarenakan, tidak hanya akan mengurangi margin keuntungan operating company yang naik, tetapi juga tidak adanya jaminan bahwa biaya konsesi baru bisa direvisi kembali ketika harga migas turun selama sisa periode konsesi. 

Naiknya harga migas secara signifikan dan juga sangat berfluktuasi bergantung pada banyak faktor. Hal ini dipandang tipe kontrak konsesi tidaklah fleksibel, dan beralih pada sistem perjanjian kontrak yang lain. Salah satunya adalah production sharing contract (PSC).

PSC merupakan jenis perjanjian terkait pembagian persentasi hasil produksi migas antara pemerintah dan pihak lainnya yang terlibat, yang biasa disebut sebagai Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKS). Hal ini bisa dilakukan kalau pemerintah juga terlibat dalam kegiatan industri migas tersebut. Maka, untuk menunjang hal tersebut, ditunjukklah National Oil Company (NOC), misalkan Pertamina, Saka Energi, dan sebagainya untuk ikut serta sebagai bagian dari kontraktor KKS yang memilki participacing interest dalam pengelolaan suatu wilayah kerja bersama dengan International Oil Company (IOC). Dengan demikian, adanya transfer pengetahuan ke NOC oleh IOC dan juga adanya beberapa kontrol terhadap pengembangan wilayah kerja menjadi fungsi lain dari perjanjian PSC ini. Kelak, jika kontrak KKS sudah habis dan wilayah kerja masih produktif, maka NOC bisa didorong untuk menggantikan peran IOC.

Peran IOC lebih dominan dalam menentukan keputusan terkait strategi pada waktu fase eksplorasi. Dalam fase development, peran NOC mulai terlibat dan dalam pengoperasian diharapkan mulai ditunjukkan kontribusi lebih NOC dalam pengelolaan suatu wilayah kerja. Dalam menjalankan PSC ini, Indonesia pernah melakukan dengan menggunakan dua cara, yakni dengan menggunakan sistem cost recovery (pengembalian biaya) dan gross split yang digunakan pada tahun 2017.

Mari kita lihat skematik dibawah ini untuk melihat kedua perbedaan antara PSC gross split dan juga cost recovery:

Pada skema PSC cost recovery, hasil migas harus dipotong untuk pengembalian investasi sebelum menjadi profit oil atau keuntungan yang di-share antara pemerintah dan kontraktor. Meskipun, persentase pemerintah besar dalam pembagian tersebut, bisa jadi secara keseluruhan akan menjadi kecil karena pemerintah harus membayar cost recovery kepada kontraktor KKS. Maka dari itu, skema cost recovery dipandang bisa menjadi perdebatan dan kesalahpahaman akibat biaya-biaya apa saja yang bisa masuk dalam cost recovery. 

Terbukti, bisa lihat contoh kasusnya dalam tautan berikut : 

http://katadata.co.id/berita/2017/10/05/exxonmobil-sikapi-penyimpangan-cost-recovery-rp-7-t-dari-audit-bpk

Hal ini tentu saja menimbulkan sesuatu yang kontra-produktif. Namun, pada skema cost recovery perlu diketahui bahwa hanya wilayah kerja yang dinilai komersilah yang akan mendapatkan cost recovery. Pertanyaan yang mungkin timbul adalah apa yang menentukan suatu wilayah kerja bernilai komersil? Apakah semata-mata hanya mengandalkan jumlah cadangan migasnya yang terbukti berlimpah? 

Kita layaknya harus kembali lagi kepada hal yang menyebabkan perubahan kontrak dari konsesi ke tipe PSC. Hal ini juga mendasari perubahan PSC tipe cost recovery menjadi gross split.

bersambung ...

Petroleum Engineering – Life Cycle Exploration and Production -part 2 last

Industri Migas adalah industri yang sangat menguntungkan dan juga sangat beresiko tinggi, maka dari itu keputusan untuk mendapatkan FID sangatlah sulit hingga perubahan yang sangat drastis harus dilakukan untuk menurunkan resiko tersebut. FID merupakan dokumen rahasia perusahaan. Di dalamnya terdapat banyak hal, baik segi teknikal maupun finansial, mulai dari struktur pembiayaan, nilai CAPEX dan OPEX, persetujuan harga jual migas, rasio pengembalian modal, basic design untuk facility, proses dan sebagainya hingga perkiraan produksi. FID berdasar pada plan of development (POD) yang telah disetujui oleh pemerintah.

Fase Development (Pengembangan)

Jika FID telah disetujui, maka kita akan naik pada tahap selanjutnya yakni tahap development. Kita biasa menyebut fase ini dengan istilah Engineering, Procurement dan Construction (EPC). Fase ini merupakan tahap eksekusi projek dimana desain dasar akan didetailkan, equipment akan dibeli dan kegiatan konstruksi dilakukan hingga plant bisa beroperasi dan berproduksi secara komersial.

Pekerja proyek Migas - Cepu Block

Pada tahap ini kontraktor KKS akan melakukan tender atau direct offer kepada service company untuk melakukan kegiatan EPC ini. Beberapa contoh service company seperti Rekind, Tripatra, JGC Indonesia, maupun asing seperti Saipem, Samsung Engineering dan sebagainya. Biasanya service company atau lebih spesifik kita sebut sebagai EPC company ini akan membentuk sebuah konsorsium dengan campuran antara EPC lokal dan asing yang pembagian porsi pekerjaannya sesuai dengan agreement. Contoh yang selama ini terjadi misalnya, untuk equipment yang bisa dibuat secara lokal, misalkan tangki maupun vessel biasanya akan dikerjakan oleh EPC lokal, sedangkan alat-alat paket misalkan kompresor akan diserahkan kepada EPC asing. Ini dimaksudkan karena dalam kontrak biasanya disebutkan bahwa suatu proyek harus memiliki porsi tingkat kandungan dalam negeri (TKDN) dalam jumlah tertentu sebagai upaya untuk melibatkan industri domestik. 

Kadangkala, kita akan menemukan dalam desain engineering beberapa alat yang dibangun pada kondisi yang akan datang (future) mengikuti perkembangan sumur. Misalkan, Future Booster Compressor yang baru dipasang pada periode tiga - lima tahun setelah plant beroperasi. Hal ini dikarenakan sumur telah kekurangan energi untuk bisa mengekstrak hidrokarbon. Maka diperlukan sebuah modifikasi untuk bisa mempertahankan volume produksi. Hal semacam ini banyak kita lihat pada wilayah kerja yang sudah mature yang biasa disebut secondary recovery.

Rencana pengembangan berisi jumlah sumur yang harus dibor untuk mendapatkan tingkat produksi yang diinginkan, cara untuk mengekstrak fluida dari reservoir, cara separasi minyak dan gas, sistem treatment untuk mengurangi dampak buruk terhadap lingkungan, survey terhadap lingkungan sekitar misalkan curah hujan, cuaca, kualitas air dan masih banyak hal lainnya. Tahap pengembangan ini bisa berlangsung antara 3 – 6 tahun sesuai dengan lokasi, jenis migas dan juga skala produksi. Pada akhir tahap ini, kegiatan produksi migas bisa dimulai, yang dikenal dengan sebutan “first oil”. 

Fase Production (Produksi)

First Oil ini merupakan kegiatan yang juga penting yang menandakan awal mula suatu wilayah kerja bisa menghasilkan produk yang komersil. Pada first oil ini, pemerintah dan kontraktor KKS memperoleh bonus yang disebut sebagai first tranche petroleum (FTP) sebesar 20% dari jumlah produksi yang dibagi sesuai kontrak sebelum dikurangi oleh biaya-biaya lain. Hal ini dilakukan dengan tujuan untuk medapatkan porsi keuntungan dari pengembangan wilayah kerja yang dilakukan karena selanjutnya hasil dari produksi digunakan untuk menutup biaya investasi yang telah dikeluarkan. Selain itu, first oil ini juga memiliki arti penting bagi kontraktor KKS untuk menunjukkan bahwa perusahaannya merupakan perusahaan yang prospektif di mata investor karena sudah mampu berproduksi.

Waktu produksi dari sebuah wilayah kerja bisa bervariasi antara 15 hingga 30 tahun dan bisa diperpanjang hingga mencapai 50 tahun atau lebih sesuai dengan besarnya reservoir yang ditemukan. Beberapa fase produksi yang dilalui sebuah wilayah kerja dirangkum sebagai berikut:

• Ramp-up è Kegiatan awal produksi bisa disebut sebagai kegiatan “start-up” dimana akan dilakukan ramp-up atau penaikan jumlah produksi sesuai dengan desain.
• Plateau   è Fase produksi selanjutnya dikenal dengan tahap stabilisasi atau dikenal dengan sebutan “plateau”. Tahap ini berhubungan dengan produksi maksimum yang bisa dihasilkan oleh sebuah wilayah kerja.  
• Injection phase è Pada tahap ini telah dilakukan injeksi terhadap reservoir yang digunakan untuk membantu perolehan hidrokarbon dari dalam sumur sehingga bisa untuk mempertahankan volume produksi. Beberapa diantaranya, melalui pumping, water flooding, dan sebagainya
• Depletion          è Pada periode ini adalah akhir dari tahap produksi dimana terjadi penurunan produksi hidrokarbon secara progresif disebabkan volume hidrokarbon dalam reservoir telah berkurang sehingga plant tidak bisa dijalankan dan/ atau secara komersial tidak menguntungkan.

Production profile

Tahap akhir dari sebuah wilayah kerja adalah tahap restorasi atau abandonment. Yakni ketika produksi hidrokarbon sudah tidak komersial, maka reservoir harus ditinggalkan (abandonment) dan/ atau direhabilitasi. Abandonment bisa berlangsung antara satu hingga tiga tahun sesuai dengan besarnya instalasi.

Beberapa kegiatan yang dilakukan oleh perusahaan minyak pada saat abandonment, seperti :

• Membongkar fasilitas seperti platform
• Meletakkan sumur pada kondisi yang aman, seperti pemasangan plug pada sumur yang sudah tak berproduksi
• Membersihkan, menghilangkan polusi dan merehabilitasi site

Jika melihat dari berbagai macam tahap lifecycle sebuah wilayah kerja diatas, ironisnya kita hanya bisa mengerti secara penuh mengenai sebuah wilayah kerja pada bagian akhir dari siklus hidupnya

Sebuah reservoir migas tidak bisa kita ibaratkan sebuah tangki. Artinya kita bisa mengambil isinya dengan jumlah biaya energi yang sama hingga habis. Tetapi, ia lebih mirip dengan busa. Pada saat, busa masih mengandung banyak cairan, ia bisa mengeluarkan isinya tanpa kita perlu mengeluarkan banyak energi. Namun, seiring berjalannya waktu, jumlah cairan yang terkandung dalam busa tersebut berkurang. Maka dibutuhkan lebih banyak energi untuk bisa mengekstraksi kandungan cairan yang ada dalam busa dengan cara diperas. Ini identik dengan cara-cara oil recovery baik secara pumping dan sebagainya. Hingga akhirnya sebuah reservoir migas tidak bisa menguntungkan secara komersil karena biaya produksinya jauh lebih tinggi daripada harga jual. Sehingga untuk sumur-sumur tua, biaya produksinya juga relative tinggi. Tidak semua migas bisa diekstraksi dari dalam reservoir, kita kenal dengan sebutan recovery factor. Artinya adalah perbandingan antara migas yang bisa diekstrak dengan keseluruhan migas yang terkandung dalam sebuah reservoir.

Di lain hal, meskipun usianya bisa jadi sudah puluhan tahun, sumur-sumur tua bisa jadi masih berproduksi meskipun dipandang tidak komersil. Hal ini bisa terjadi karena banyak hal. Misalkan, karena biaya eksplorasi sumur baru terlalu tinggi dengan tingkat resiko yang juga tinggi, campur tangan pemerintah sebagai upaya strategis untuk menjaga kedaulatan energi, dan sebagainya Dampaknya secara tidak langsung adalah meskipun kita mengetahui bahwa migas merupakan sumber energi tidak terbarukan, tetapi tren perkembangan jumlah cadangan minyak global justru tambah mengalami kenaikan. 

Global crude oil reserves

Tentu saja hal ini sangatlah unik karena jumlah konsumsi migas yang terus naik dari tahun ke tahun harusnya malah membuat cadangan minyak berkurang. Namun ternyata tidak halnya demikian. Salah satu faktor yang berperan penting adalah faktor berkembangnya teknologi misalkan dalam hal ekstraksi minyak untuk reservoir unconventional dan juga semakin berkembangnya teknologi untuk ekstraksi minyak di laut dalam (deep offshore).    

Petroleum Engineering – Life Cycle Exploration and Production -part 1

Petroleum Engineering atau biasa kita sebut sebagai teknik perminyakan adalah sebuah disiplin ilmu teknik yang memiliki fokus terhadap aktifitas yang berhubungan dengan produksi hidrokarbon, baik itu berupa minyak bumi maupun gas alam. Dengan demikian, teknik perminyakan erat kaitannya dengan segmen industri oil and gas terutama pada bagian exploration and production, atau biasa disingkat “E&P”, yang juga bisa disebut sebagai industri migas “upstream”. Untuk lebih jelas apa saja yang dipelajari dalam teknik perminyakan, berikut adalah kurikulum 2013-2018 program studi teknik perminyakan Institut Teknologi Bandung (ITB).

Silahkan klik tautan berikut atau download melalui tautan berikut

Peran utama industri migas “upstream” adalah untuk mencari dan mengekstrak hidrokarbon sehingga bisa disalurkan ke dalam sebuah refinery plant. Untuk lebih jelasnya, mari kita lihat siklus operasi exploration and production melalui figur dibawah ini

Life Cycle Exploration and Production (MOOC IFP Oil and Gas)

Diatas adalah gambar sebuah life cycle industri migas “upstream”. Kita bisa melihat beberapa spesialisasi dari teknik perminyakan yang turut berperan dalam kegiatan “E&P” ini, mulai dari geologist, geophysicists, drillers, reservoir engineer dan juga production engineer. Selain itu, masih banyak lagi jenis disiplin ilmu lain yang juga berperan namun tidak disebutkan dalam gambar tersebut meliputi disiplin sosial seperti ekonomi, managemen dan disiplin teknik lain seperti facility engineer, operation engineer, safety dan masih banyak lagi.

Dalam kegiatan “E&P”, ada tiga fase yang harus dilalui, yakni 

1. fase eksplorasi, 

2. fase pengembangan, dan

3. fase produksi. 

Fase Eksplorasi

Kegiatan "E&P"

Fase eksplorasi dimulai dengan study yang dilakukan oleh para geologist dan juga geophysicist terhadap konsep geological awal sebuah wilayah untuk menemukan zona yang memiliki potensi. Jika zona yang diteliti menarik, maka area tersebut akan menjadi wilayah kerja atau disebut sebagai “work area”. Work Area adalah wilayah dimana kegiatan bisnis upstream dilakukan yang disetujui oleh Kementrian ESDM melalui konsultasi dengan SKK Migas dan juga otoritas pemerintahan setempat, dan juga kemudian Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS). KKKS merupakan pihak yang memiliki kontrak kerja sama dengan Pemerintah RI untuk melakukan kegiatan eksplorasi, eksploitasi minyak dan gas bumi di Indonesia. Kita lebih sering mendengar wilayah kerja dengan sebutan Block, misalkan Cepu Block, Block-A, dan lain sebagainya. Wilayah kerja ini dapat ditawarkan melalui penawaran langsung atau dengan melalui tender. 

Selain itu, wilayah kerja yang sudah ada bisa didapatkan dengan cara membeli sebagian atau seluruh Hak Pengelolaan dari Kontraktor lain. Untuk daerah yang tidak direncanakan untuk ditenderkan atau tidak sedang ditenderkan oleh Ditjen Migas, maka disebut sebagai Open Area. Pertamina sebagai BUMN memiliki keistimewaan untuk dapat langsung meminta daerah Open Area dimana saja di seluruh Indonesia.

Untuk bisa mengikuti tender, maka para peserta lelang harus melengkapi beberapa persyaratan dokumen dan juga menyiapkan program kerja beserta budjetnya untuk jangka waktu selama enam tahun eksplorasi. Jangka waktu eksplorasi ini dapat diperjangkan hingga satu kali periode lagi paling lama selama empat tahun. Kontraktor KKS bertanggung jawab secara penuh terhadap kebutuhan finansial dan bersedia menanggung resiko penuh jika eksplorasi tidak berhasil. Oleh karena itu, biasanya Kontraktor KKS merupakan sebuah usaha patungan (Joint Venture) atau bisa disebut “Consortium” yang menunjuk salah satu anggotanya sebagai operator Blok Migas. Hal ini tentu saja untuk menghindari kerugian yang besar jika wilayah kerja yang diteliti ternyata tidak menguntungkan dari segi finansial.

Nah, jika tender telah dimenangkan, maka Kontraktor KKS akan mendapatkan kontrak kerja sama untuk kegiatan “E&P” paling lama 30 (tiga puluh) tahun dan selanjutnya dapat mengajukan perpanjangan lagi paling lama 20 (dua puluh) tahun. Enam tahun sebagai waktu eksplorasi ini akan digunakan sebagai waktu untuk untuk delineation/appraisal sebuah wilayah kerja. Secara kasarnya untuk mengetahui seberapa besar jumlah kandungan Migas dalam wilayah kerja tersebut. Jika penemuan Migas secara komersil dalam periode eksplorasi ini ditemukan, maka phase akan naik menjadi development. Sebaliknya, jika tidak ditemukan cadangan minyak yang bernilai komersil, maka Kontrak kerja sama akan dihentikan dan setelah periode kontrak berakhir, maka wilayah kerja dikembalikan ke Ditjen Migas.

Biaya eksplorasi satu sumur

Pada daerah yang kurang tereksploitasi sebelumnya, tingkat kesuksesannya berkisar antara 10-20%. Untuk satu sumur sendiri, biaya yang harus dikeluarkan untuk pengeboran hingga 200 Miliar (Detik.com). Untuk sumur yang berada pada laut dalam, biayanya bisa membengkak hingga 1 trilyun untuk satu sumur. Mau tidak mau, pengeboran harus dilakukan karena pengeboran hanya satu-satunya cara untuk membuktikan keberadaan migas di perut bumi. Maka dari itu, industri migas ini termasuk industri yang memiliki resiko tinggi. 

Hanya perusahaan yang memiliki modal cukup kuat bisa masuk ke dalam industri ini, yang kebanyakan masih didominasi oleh perusahaan multinasional. Termasuk didalamnya kita kenal dengan julukan “seven sisters”. Sumur yang dibor pada waktu kegiatan eksplorasi ini disebut sebagai appraisal well yang fungsinya adalah untuk meningkatkan deskripsi wilayah kerja melalui proses akusisi data.

Setelah ditemukan sumber minyak yang bernilai komersial, maka akan dilakukan feasibility study atau studi kelayakan dan juga investment decision (keputusan investasi). Fungsi dari kedua hal tersebut untuk mengevaluasi berbagai sisi dari pengembangan lapangan gas beserta struktur pembiayaan dan strategi perusahaan. Bisa jadi, akan ada perubahan bagian hak kelola dan sebagainya. Jika dua hal ini benilai positif, maka akan berlanjut dengan disusunnya FEED atau Front End Engineering Design. Hasil dari FFED inilah yang akan dijadikan sebagai dasar penyusunan Final Investment Decision (FID).

Bersambung ...

Plant Operation - Complex Loop Incinerator

Incinerator biasa kita temui pada downstream Sulfur Recovery Unit (SRU) yang fungsinya adalah untuk membakar off-gas yang masih mengandung H2S dan komponen sulfur lainnya dari berbagai sumber sehingga didapatkan gas buang dengan spesifikasi sesuai dengan yang dijinkan oleh regulasi yang ditetapkan oleh pemerintah.

Mari kita lihat skematik incinerator dibawah ini :

Incinerator Loop

Tujuan desain incinerator adalah untuk mendapatkan konversi maksimum dari H2S dan 

komponen sulfur lainnya menjadi senyawa SO2 dengan jumlah konsumsi fuel gas seminimum mungkin. Selain itu, diharapkan pembakaran juga menghasilkan NOx pada flue gas yang serendah mungkin, yang bisa diraih dengan kombinasi yang tepat antara suplai primary air dan juga staged air. 

Sebagaimana kita tahu, dalam sebuah pembakaran, jika O2 >> fuel, maka akan menghasilkan NOx. Sebaliknya, jika fuel >> O2, maka pembakaran akan menghasilkan soot atau jelaga.

Berdasarkan uraian diatas, maka kontrol loop untuk incinerator dibagi menjadi tiga bagian : 

1. Kontrol terhadap Stokiometri

Fungsi dari kontrol sistem ini adalah untuk mengatur jumlah primary air pada kondisi spesifik rasio udara di banding fuel gas yakni 80% dari stokiometri (air-deficient) dan untuk meyakinkan bahwa peristiwa pembakaran terjadi pada kondisi super-stokiometrik melalui suplai dari staged air. Secara desain, nilai dari stokiometri udara total adalah 149%.

Untuk meminimalisir emisi NOx, burner membutuhkan suplai primary air sebesar 80% dari stokiometri reaksi pada zona pembakaran. Lebih rendah dari itu (<70%), maka akan dapat menyebabkan sooting (terbentuknya jelaga dari fuel gas yang tidak terbakar) atau pada kasus terburuk, bisa memadamkan api. Oleh karena itu, sangatlah penting untuk menjaga suplai dari primary air pada kondisi sub-stokiometrinya. Sedangkan, untuk suplai staged air harus dijaga sedemikian hingga jumlah O2 yang terdapat pada flue gas memiliki excess sebanyak 2.0% vol. Hal ini bertujuan untuk meyakinkan agar supaya semua fuel gas terbakar dan semua komponen sulfur terkonversi menjadi SO2. Untuk tujuan tersebut, maka sistem kontrol untuk suplai primary air dan staged air akan disediakan melalui dua factor stokiometri yang tetap : HIC-609 dan HIC-610, yang mengatur masing-masing laju udara sesuai dengan stokiometrinya.

2.Kontrol terhadap Konten O2 pada flue gas

Fungsi dari kontrol ini adalah untuk menjaga kondisi O2 dalam keadaan berlebih untuk mencegah pembakaran tidak sempurna, sehingga bisa mengakibatkan meningkatnya emisi H2S. Lebih jauh lagi, kebanyakan O2 juga harus dihindari karena akibatnya dibutuhkan lebih banyak fuel gas untuk dapat menjaga suhu luaran.

Konten O2 pada flue gas dikontrol dengan cara mengatur laju staged air ke dalam incinerator. Pengaturan laju staged air sendiri oleh FV-601 diperoleh dari output analyzer O2 AIC-601. Hal ini bisa dilihat dari blok FY-601B yang menghitung kebutuhan teoritis dari staged air dan nilai yang didapat harus dikoreksi dalam blok FY-611 berdasarkan output yang didapatkan oleh analyzer O2.

3. Kontrol terhadap Suhu Incinerator

Fungsi dari kontrol ini adalah untuk mencegah trip dikarenakan suhu tinggi ataupun rendah pada incinerator. Sebagaimana kita tahu, reaksi pembakaran H2S harus dilakukan pada suhu yang tinggi. Maka, adanya suhu yang terlalu rendah, akan menyebabkan reaksi oksidasi H2S menjadi tidak sempurna, yang turut menyebabkan naiknya emisi H2S.

Normalnya, suhu pada incinerator dikontrol oleh TIC-601. Ia akan memberikan input ke blok TY-601A dan TY-601B dengan menggunakan fungsi split-range.

Split-Range Control

Sesuai dengan skema diatas, jika output TC-601 0-20%, maka blok fungsi yang berjalan adalah TY-601A yang mengatur set point untuk controller fuel gas. Selanjutnya, FY-606 – pressure/temperature compensation fuel gas, akan memberikan nilai actual jumlah fuel gas yang terkonsumsi. Nilai ini akan digunakan untuk mengkalkulasi primary air flow dan secara simultan staged air flow melalui hubungan stokiometri yang diinput melalui blok HIC-601, total air stoichuometry. Total air flow demand teoritis, FY-609B dikurangi oleh FY-609A – primary air demand teoritis, maka akan kita dapatkan staged air demand teoritis, FY-601B.

Berdasarkan skematik diatas, jika misalkan control valve fuel gas sudah berada pada kondisi stop bukaan minimum dan suhu masih terlalu tinggi. Hal ini menyebabkan kita tidak bisa mengontrol control valve fuel gas karena blok yang berjalan adalah TY-601B.  Apabila hal ini terjadi, TIC-601 akan menaikkan set-point dari air flow controller FIC-604 menggunakan rasio controller TY-601B sehingga selector UY-601 akan memilih controller tersebut dan meng-override perhitungan kebutuhan staged air dari FY-611.

START-UP

Pada saat awal sebelum ignition, controller FIC-601, FIC-604 dan juga FC-605 akan berada pada posisi MANUAL. Hal ini menandakan bahwa semua output berada pada posisi start-up flow. Meskipun berada pada kondisi terbuka, namun fuel gas tidak akan masuk ke dalam incinerator. Hal ini dikarenakan jalur fuel gas memiliki safety valve (on/off valve) yang akan terbuka pada saat ignition berlangsung. TIC-601 berada pada posisi MANUAL dengan nilai output inisial yang tergantung dari implementasi actual kontrol split range yang diatur oleh operator. AIC-601 berada pada posisi MANUAL dengan output 50%.

Start-up dari burner terjadi secara otomatis secara sekuensial. Satu menit setelah tercapai api yang stabil, maka operator bisa mengubah mode, set-point dan output dari FIC-601, FIC-604, FC-605, TIC-601 dan AIC-601. Untuk mengubah control loop menjadi posisi operasi normal, maka operator bisa melakukan beberapa hal sesuai dengan urutan yang dijelaskan dibawah:

FI-601 (primary air) dirubah menjadi CASCADE

FIC-604 (staged air) dirubah menjadi CASCADE

TIC-601 (suhu incinerator) dirubah menjadi AUTO

FC-605 (fuel gas) dirubah menjadi CASCADE

Ketika incinerator sudah dalam kondisi operasi, maka start-up dari SRU main burner bisa dilanjutkan dengan intake gas asam.

Masuk dan Berkenalan dengan Industri Oil and Gas

Industri Oil and Gas adalah sebuah Industri yang strategis dan berpengaruh terhadap kedaulatan suatu negara. Bagaimana tidak, Oil and Gas merupakan salah satu sumber energi yang tergolong murah dan praktis untuk digunakan. Oil and Gas mudah untuk dipindahkan, disimpan dan digunakan dibandingkan sumber energi lain. 

Mari kita lihat komposisi trend penggunaan oil and gas dalam grafik berikut :

Global Energy Mix

Kita bisa melihat pada grafik tersebut, seiring tahun berjalan, penggunaan oil and gas semakin membesar dan mengalahkan penggunaan biomass dan juga batu-bara. Dari sini kita bisa melihat arti penting industri oil and gas ini.

Dalam bidang apa saja sumber energi oil and gas ini digunakan? 

1. Sektor transportasi 

Hampir secara keseluruhan sangat bergantung dari minyak. Bayangkan, tanpa adanya minyak, arus pergerakan manusia dari satu tempat ke tempat lain akan sangat sulit. Hampir seluruh kendaraan masih mengandalkan minyak sebagai sumber bahan bakar. Bahkan, Mantan Wakil Menteri Energi Sumber Daya Mineral Susilo Siswoutomo pada 2013 sempat berkata, jika Indonesia menghadapi perang, negara kepulauan ini hanya bisa bertahan tiga hari. 

"TNI enggak punya ketahanan energi. Pesawat ada, kapal ada, tapi (tangkinya) tidak bisa diisi dengan air," ujarnya. Sumber : Tirto

2. Sektor kelistrikan. 

Tambahan 35.000 MW pada 2019 seperti tersaji pada tabel disamping masih mengandalkan 36.2% dari bahan bakar gas. Data tersebut diambil dari Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2016-2025.

Tanpa adanya listrik, manusia akan sulit beraktivitas. Bisa dikatakan listrik adalah kebutuhan masyarakat modern. Alat-alat rumah tangga banyak menggunakan sumber energi listrik supaya bisa beroperasi. Industri pun membutuhkan listrik untuk bisa menjalankan mesin-mesin. 

Selain dua sektor diatas, masih banyak lagi yang membutuhkan oil and gas tidak sebagai sumber energi, namun sebagai bahan baku. Misalkan industri pupuk, membutuhkan gas sebagai bahan baku pupuk urea, industri petrokimia sebagai bahan baku plastik. Kita juga harus ingat industri lain misalnya peleburan (smelting) yang membutuhkan sumber energi yang tidak sedikit yang juga bisa mengambil sumbernya dari gas.

Kita bisa mengambil kesimpulan dari uraian diatas bahwa industri oil and gas ini merupakan industri yang menguasai hajat hidup orang banyak. Ini berarti keberlangsungan aktivitas sebuah negara ditentukan oleh industri ini selain memang terlepas negara bisa memungut pajak yang besar dari industri ini. Bayangkan saja seumpama jika terjadi kelangkaan BBM atau ada kenaikan harga BBM. Seperti efek berantai, kenaikan harga BBM bisa membuat harga bahan-bahan kebutuhan lain menjadi naik. Maka dari itu, segala sektor strategis di-manage oleh pemerintah guna memenuhi kebutuhan rakyat sebesar-besarnya. Indonesia lewat Pertamina sebagai aktor yang berperan untuk menjalankan bisnis di bidang energi ini demi kesejahteraan bangsa.

Bisnis Oil and Gas bisa dikatakan sebuah bisnis yang sangat penting. Hal ini juga berdampak pada gaji dan fasilitas yang diterima oleh para karyawannya. Berdasarkan berita yang dimuat dalam https://life.idntimes.com/ , yang terbit 15 Agustus 2017, perusahaan yang menggaji tinggi untuk para fresh graduate masih didominasi oleh perusahaan yang bergerak dalam bidang oil and gas. Jadi, jangan heran banyak orang yang ingin masuk ke dalam industri oil and gas. Ini membuat persaingan untuk masuk ke dalam industri ini menjadi sangat tinggi dan sulit.

Banyak lembaga-lembaga yang menawarkan kursus-kursus untuk mempelajari industri oil and gas dengan biaya yang tidak sedikit. Melalui hal ini, ada sebuah hal yang ingin saya bagi untuk belajar oil and gas pada para pembaca, selain blog saya tentunya, yang mengupas mengenai usaha oil and gas ini dari hulu ke hilir secara gratis dan mendapatkan sertifikat. Diharapkan lewat hal tersebut, kita jadi memahami industri oil and gas sehingga mampu menambah daya saing untuk bisa masuk ke dalam industri ini.

Salah satu platform yang bisa kita gunakan untuk belajar mengenai dunia Oil and Gas adalah MOOC. Apakah MOOC ini? MOOC adalah singkatan dari massive open online course. Bisa dikatakan sebagai sebuah platform kursus online dengan jumlah partisipan yang tidak dibatasi dan memiliki akses terbatas melalui WEB. MOOC biasanya dibuat oleh sebuah institusi pendidikan karena diakhir kursus biasanya akan diberikan sertifikat kepada para peserta yang lolos dengan kriteria yang telah ditentukan. Misalnya, telah mengikuti seluruh program kursus atau bisa jadi telah mencapai angka tertentu yang telah dipersyarakatkan melalui rangkaian test yang diberikan.